Controle Automático da Geração

O controle Automático da Geração tem função de regular a frequência do sistema, de forma a manter o equilíbrio de geração e dos intercâmbios programados. Podendo  ter no sistema o controle primário que seria direto na máquina e o controle secundário este realizando o controle de intercambio e realizado através do ONS.

Responsabilidades do ONS

            A supervisão e a coordenação das ações para a operação do controle Automatico da Geração (CAG) é responsabilidade do Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS, como explicado no subitem 4.1. do módulo 10 dos procedimentos de rede, porém no item 4.2 consta como responsabilidades dos Centros Regionais de Operação do Sistema – COSR como supervisionar, controlar, comandar e executar de modo a manter a freqüência nominal de operação do sistema.

Só fica mais claro no item 5 – Premissas, precisamente os itens 5.2 e 5.3:

5.2 A operação dos Controles Automáticos de Geração – CAG, a geração das usinas da rede de operação não ligadas a um CAG e reserva de potência operativa, são coordenadas pelo CNOS.

5.3 Os COSR dispõem de equipamento de CAG e executam o controle automático da frequência e do intercâmbio em sua área, por meio de ações de comando para elevar ou reduzir a potência gerada pelas unidades ou usinas em regulação secundária.

Premissas

        O Sistema Interligado Nacional (SIN) está dividido em áreas de controle de frequência e intercâmbio. Cada uma dessas áreas está sob a responsabilidade de um centro de operação do ONS. A operação dos Controles Automáticos de Geração (CAG), a geração das usinas da rede de operação não ligadas a um CAG e reserva de potência operativa, são coordenadas pelo CNOS.

        Os COSR dispõem de equipamento de CAG e executam o controle automático da frequência e do intercâmbio em sua área, por meio de ações de comando para elevar ou reduzir a potência gerada pelas unidades ou usinas em regulação secundária.

        A geração das usinas da rede de operação não ligadas a um CAG é controlada pelos centros de operação do ONS.

        Cada área de controle é programada e operada de maneira a ter, a todo instante, capacidade suficiente para atender, na frequência programada, sua carga, o intercâmbio programado e a reserva de potência. Cada área de controle opera seu sistema de tal forma que seu intercâmbio líquido com o SIN coincida com o valor programado, excluído o desvio provocado pela responsabilidade de BIAS, que corresponde à sua obrigação na regulação primária da frequência.

Diretrizes

        Os COSR devem programar no CAG o despacho de geração das usinas despachadas centralizadamente e devem acompanhar os valores de geração realizados, comparando-os permanentemente com os valores previstos neste programa. Os COSR devem providenciar, em tempo real e sob coordenação do CNOS, a reprogramação do despacho de geração em sua área de controle, quando de desvios ocasionados por variações de carga, desligamentos não programados ou quaisquer outras necessidades operativas no sistema que inviabilizem o cumprimento do PDO. As reprogramações para evitar ou corrigir violações de limites elétricos têm prioridade em relação às ações para a otimização energética. Uma usina despachada centralizadamente pode ser redespachada para atendimento a compromissos decorrentes do uso múltiplo das águas. Nesse caso, o agente de geração repassa a necessidade ao centro de operação ONS com o qual se relaciona, para as providências de reprogramação. Na execução do PDO, os centros de operação do ONS devem registrar os desvios decorrentes do não cumprimento das recomendações operativas para as intervenções na rede de operação.

        Em grandes perturbações no sistema que resultem em separação de áreas ou regiões e ilhamentos, com desligamento do CAG devido a desvio de frequência, a operação de restauração do CAG é executada pelos centros do ONS, conforme estabelecido em instrução de operação e sob coordenação do CNOS. Em condições de indisponibilidade de longa duração, com previsão de corte de carga, esse corte de carga deve ser minimizado, com manutenção apenas da reserva mínima necessária para manter em operação o CAG nas áreas de controle.

Critérios

        Na indisponibilidade do CAG de uma área de controle, outra área de controle poderá assumir as funções do CAG ou operar em FF. O desvio de frequência para desligamento automático do CAG deve estar ajustado em ± 0,5 Hz, em relação à frequência nominal (60 Hz).

              As rampas de mudança de programa ou de reprogramação de intercâmbio devem ser executadas com duração mínima de 10 (dez) minutos, exceto quando se trata de atender a condições de urgência ou emergência do sistema.

              Cada área de controle, em condições normais de operação, é operada de forma que: a qualquer instante, a soma algébrica dos intercâmbios líquidos programados no CAG entre as áreas de controle seja nula; as taxas de variação de intercâmbio, durante alterações na programação, sejam compatíveis com a capacidade de resposta dos equipamentos e usinas ligadas ao CAG; os valores programados de intercâmbio no CAG, entre as áreas de controle, respeitem os limites de transferência das interligações; as variações de intercâmbio sejam iniciadas em horários múltiplos de 30 (trinta) minutos e executadas em rampas com duração de 10 (dez) minutos; os horários de início das alterações dos intercâmbios programados entre as áreas sejam coincidentes e; as variações nos valores de intercâmbio programados entre as áreas de controle sejam compatíveis com as condições operacionais do sistema, de modo a não prejudicar o controle de tensão e a não colocar em risco a estabilidade do sistema elétrico.

              Os centros de operação do ONS, detentores de CAG, que contam com recursos computacionais, adotam o BIAS DINÂMICO, que consiste na atualização automática do valor de BIAS pelo próprio sistema de CAG. Os centros que não utilizam o BIAS DINÂMICO alteram os valores de BIAS sempre que variações na carga e/ou na capacidade geradora implicarem um valor de BIAS com diferença de até 10% do valor previamente ajustado.

              Sobre a reserva de potência operativa, os tipos são: Reserva primária (R1), que é destinada à regulação da frequência do sistema interligado pela atuação dos reguladores de velocidade das unidades geradoras; Reserva secundária (R2), que se destinada a recuperar a frequência do sistema para os valores nominais por atuação do CAG, quando ocorrem variações da carga. Para garantir a correta atuação do CAG, independentemente do sentido das variações de carga, é necessário dispor simultaneamente de reserva secundária para elevação de geração (R2e) e reserva secundária para redução de geração (R2r); Reserva terciária (R3), que é destinada a complementar a Reserva de Potência Operativa do Sistema para Elevação de Geração (R1 + R2e), sendo calculada probabilisticamente, quando esta ultrapassar o valor de 5% da carga do sistema. É considerada igual a zero se a reserva calculada probabilisticamente for igual ou inferior a 5% da carga do sistema e; Reserva complementar ou reserva de prontidão (R4), que visa a recomposição da reserva de potência operativa do sistema quando esta se esgotar em caso de indisponibilidades ou redeclarações  por parte de geradores, bem como por desvios no valor da carga em relação ao previsto.

              As modalidades de operação que podem ser utilizadas pelos sistemas de CAG são:

·    Controle de intercâmbio e frequência (TLB): cada área de controle deve absorver suas próprias variações de carga. Para tanto, é necessário que os valores de BIAS utilizados pelas controladoras de área representem suas respectivas características naturais.

·         Controle em frequência constante (FF): a área de controle absorve as variações de carga do sistema para manter a frequência constante e não executa controle de intercâmbio.

·       Controle em intercâmbio constante (FTL): a área de controle mantém o intercâmbio constante e não executa controle de frequência.

              O BIAS é um parâmetro de controle do CAG que reflete a resposta de regulação primária dos geradores e o amortecimento natural da carga com a frequência.

fonte procedimentos de rede do ONS.