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NODAL Versão 3.0

Programa de Simulação de Tarifas de Uso do Sistema Elétrico

MANUAL DO USUÁRIO

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica NODAL – Simulação de Tarifas de Uso do Sistema Elétrico – v3.0 Manual do Usuário

i

ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO................................................................................................................................................1-1

1.1. CONSIDERAÇÕES..............................................................................................................................................1-1 1.2. FUNÇÃO DO PROGRAMA...................................................................................................................................1-2 1.3. CAPACIDADE DO PROGRAMA ...........................................................................................................................1-2

2. INSTALAÇÃO E EXECUÇÃO DO PROGRAMA......................................................................................2-1

3. METODOLOGIA PARA A TARIFAÇÃO DO USO DA TRANSMISSÃO ..............................................3-1 3.1. TARIFA NODAL DE GERAÇÃO (SEM AJUSTE)....................................................................................................3-1 3.2. TARIFA NODAL DE CARGA (SEM AJUSTE) ........................................................................................................3-2 3.3. TARIFA NODAL DE GERAÇÃO ..........................................................................................................................3-3 3.4. TARIFA NODAL DE CARGA...............................................................................................................................3-4 3.5. TARIFA DE CENTRAIS GERADORAS ..................................................................................................................3-5 3.6. TARIFA ZONAL.................................................................................................................................................3-5 3.7. ANUALIZAÇÃO DOS CUSTOS DOS EQUIPAMENTOS DA REDE BÁSICA ...............................................................3-6 3.8. ALGORITMO DE DESPACHO PROPORCIONAL ....................................................................................................3-7

3.8.1.Algoritmo Utilizado...................................................................................................................................3-7 3.8.2. Tratamento de submercados com “déficit” .............................................................................................3-8

3.9. UTILIZAÇÃO DOS FATORES DE PONDERAÇÃO ..................................................................................................3-9 4. ARQUIVOS DE DADOS E RELATÓRIOS DE SAÍDA..............................................................................4-1

4.1. ARQUIVOS DE DADOS DE ENTRADA.................................................................................................................4-1 4.1.1. Convenção de Nomes ...............................................................................................................................4-1 4.1.2. Dados de Rede .........................................................................................................................................4-1

4.1.2.1. Código de Execução TITU.................................................................................................................................. 4-2 4.1.2.1.1. Função ......................................................................................................................................................... 4-2 4.1.2.1.2. Conjunto de Dados....................................................................................................................................... 4-2 4.1.2.1.3. Formato do Registro com o Título do Caso ................................................................................................. 4-2

4.1.2.2. Código de Execução DBAR................................................................................................................................ 4-3 4.1.2.2.1. Função ......................................................................................................................................................... 4-3 4.1.2.2.2. Conjunto de Dados....................................................................................................................................... 4-3 4.1.2.2.3. Formato do Registro com os Dados de Barra CA ........................................................................................ 4-3

4.1.2.3. Código de Execução DLIN ................................................................................................................................. 4-4 4.1.2.3.1. Função ......................................................................................................................................................... 4-4 4.1.2.3.2. Conjunto de Dados....................................................................................................................................... 4-4 4.1.2.3.3. Formato do Registro com os Dados de Circuito CA.................................................................................... 4-5

4.1.2.4. Código de Execução DARE ................................................................................................................................ 4-6 4.1.2.4.1. Função ......................................................................................................................................................... 4-6 4.1.2.4.2. Conjunto de Dados....................................................................................................................................... 4-6 4.1.2.4.3. Formato do Registro com os Dados de Áreas .............................................................................................. 4-6

4.1.3. Dados da Transmissão.............................................................................................................................4-7 4.1.3.1. Conjunto de Dados .............................................................................................................................................. 4-7 4.1.3.2. Formato do Registro com os Dados da Transmissão........................................................................................... 4-7

4.1.4. Dados de Usinas ......................................................................................................................................4-8 4.1.4.1. Conjunto de Dados .............................................................................................................................................. 4-8 4.1.4.2. Formato do Registro com o Nome da Usina ....................................................................................................... 4-8 4.1.4.3. Formato do Registro com as Capacidades das Unidades Geradoras ................................................................... 4-8

4.2. ARQUIVOS DE RELATÓRIOS DE SAÍDA..............................................................................................................4-9 4.2.1. Convenção de Nomes ...............................................................................................................................4-9 4.2.2. Dados de Transmissão .............................................................................................................................4-9 4.2.3. Dados de Usinas ......................................................................................................................................4-9 4.2.4. Tarifas Nodais da Rede Básica ..............................................................................................................4-10 4.2.5. Tarifas das Usinas..................................................................................................................................4-10 4.2.6. Resumo da Tarifação na Transmissão ...................................................................................................4-10 4.2.7. Tarifas das Zonas de Carga ...................................................................................................................4-10


ii

4.2.8. Despacho das Usinas .............................................................................................................................4-11 5. OPÇÃO DE CÁLCULO..................................................................................................................................5-1

6. CONTROLE DE EXECUÇÃO DO PROGRAMA.......................................................................................6-1 6.1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................................6-1 6.2. UTILIZAÇÃO DO PROGRAMA ............................................................................................................................6-1

6.2.1. Opções do Menu Executar .......................................................................................................................6-3 6.2.1.1. Cálculo de Beta + Tarifas.................................................................................................................................... 6-4

6.2.2. Edição de Arquivos ..................................................................................................................................6-9 6.2.3. Opções do Menu Arquivos de Entrada...................................................................................................6-11 6.2.4. Opções do Menu Arquivos de Saída.......................................................................................................6-12 6.2.5 Ajuda do Programa.................................................................................................................................6-20

7. CASO EXEMPLO ...........................................................................................................................................7-1 7.1. CASO EXEMPLO UTILIZANDO A BARRA 1 COMO REFERÊNCIA .........................................................................7-1 7.2. CASO EXEMPLO UTILIZANDO A BARRA 2 COMO REFERÊNCIA .......................................................................7-12

8. COMO FAZER? ..............................................................................................................................................8-1 8.1. AUMENTO DE POTÊNCIA DISPONÍVEL EM UMA USINA JÁ EXISTENTE...............................................................8-1 8.2. ENTRADA DE UMA NOVA USINA NO SISTEMA ..................................................................................................8-1 8.3. ENTRADA DE UMA NOVA OBRA NA REDE BÁSICA ...........................................................................................8-1

9. GLOSSÁRIO DE TERMOS UTILIZADOS .................................................................................................9-1


1-1

1. Introdução

1.1. Considerações

A Lei 9.648, de 28 de maio de 1998, estabelece que a compra e venda de energia elétrica deverá ser contratada separadamente do acesso e do uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

O modelo institucional do setor elétrico brasileiro está calcado em ambientes competitivos na geração e na comercialização de energia enquanto que a transmissão e distribuição, por se caracterizarem como monopólios naturais, são fortemente reguladas pela ANEEL.

As instalações da Rede Básica de transmissão dos sistemas interligados, definidas de acordo com os critérios fixados na Resolução ANEEL nº 245/98, têm uma receita autorizada pela ANEEL que deverá, juntamente com parcela do orçamento do ONS, tributos e eventuais diferenças financeiras de exercício anterior, ser coberta pelos encargos de uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

Para o cálculo dos encargos de uso da transmissão e da distribuição é necessário a definição das tarifas a serem aplicadas aos diversos usuários da rede básica. Estas tarifas serão calculadas com base em metodologia nodal aprovada pela ANEEL e implementada neste programa computacional.

A metodologia para cálculo de tarifas de uso do sistema elétrico, desenvolvida inicialmente no âmbito do projeto RE-SEB, baseiava-se no conceito de tarifas nodais, no qual cada usuário do sistema paga encargos de uso relativos ao ponto (nó) da rede de transmissão/distribuição no qual está conectado. Assim sendo, os encargos de uso a serem pagos por um agente de geração ou consumo dependiam apenas da sua localização.

Um outro aspecto importante, e que impacta diretamente no valor das tarifas, é o sentido no qual as linhas e transformadores da rede de transmissão/distribuição são utilizados. Um agente que acarrete fluxo no sentido contrário ao do fluxo dominante em uma linha ou transformador estará, de fato, aliviando o sistema de transmissão/distribuição. Assim sendo, geradores situados próximos a grandes centros de carga ou consumidores situados em regiões com excesso de geração deverão ter tarifas reduzidas, enquanto que geradores situados em regiões com excesso de geração e consumidores situados próximos a grandes centros de carga deverão ter tarifas maiores.

Entretanto, o artigo 9º da Lei 10.848/04, deu nova redação ao art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, em que se deve utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão:

Esta versão do programa incorpora as adaptações realizadas no Programa Nodal, para atender a esta Lei. A base de dados é derivada da utilizada no cálculo dos encargos de uso do Sistema de Transmissão.


1-2

1.2. Função do Programa Este programa tem como objetivo calcular as tarifas de uso dos Sistemas de Transmissão (níveis tarifários A0 e A1), conforme metodologia abordada na resolução ANEEL xxx/04. A metodologia nodal utilizada resulta em tarifas a serem pagas pelos geradores e cargas em função de sua localização eletro-geográfica no sistema elétrico. 1.3. Capacidade do Programa Esta versão do programa está disponível com as seguintes capacidades:

Número de barras 4000Número de circuitos 8000Número de barras de geração 1000Número de áreas 96Número de transformadores 2400Número de transformadores defasadores 80Número de usinas 400Número de elementos na Transmissão 8000


2-1

2. Instalação e Execução do Programa

Para instalar o programa o usuário deverá executar o arquivo “nodal_v3.msi” dentro do “Windows”. Um guia de instalação passo a passo será então apresentado. O procedimento descrito a seguir tem por objetivo ajudar o usuário na correta instalação do programa. É necessário que o usuário forneça as informações necessárias para que o programa possa ser instalado corretamente. As informações que o usuário deverá fornecer durante o processo de instalação são as seguintes: • O usuário deve concordar com os termos para uso do programa.

Figura 2-1 - Escolha do Diretório do Programa NODAL_V3


2-2

• O diretório onde o programa será instalado (ver Figura 2-2). O usuário poderá escolher qualquer outro diretório diferente do padrão apresentado, bastando clicar no botão Browse....

Figura 2-2 - Escolha do Diretório do Programa NODAL_V3


2-3

• Clicando no botão Next (ver Figura 2-3). os arquivos que compõem o programa NODAL, versão 3, serão instalados para o diretório escolhido.

Figura 2-3 – Confirmação da instalação

Após a instalação do programa, um botão estará disponível no botão Iniciar do Windows.


2-4

Para desinstalar o programa, basta executar novamente o arquivo “nodal_v3.msi” que a janela apresenta na figura 2-4 aparecerá, e o usuário terá a opção de remover o programa do seu computador.

Figura 2-4 – Remoção do programa


3-1

3. Metodologia para a Tarifação do Uso da Transmissão

3.1. Tarifa Nodal de Geração (sem Ajuste)

A equação utilizada no cálculo da tarifa nodal πi sem parcela de ajuste (aditivo ou multiplicativo) da barra i é a seguinte:

( )∑=

=NL

jjjji

gi fpc

1

' **βπ

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

>

≤

=

jj

jjj

j

j

capf

capfcap

f

fp

;1

;

em que:

'g

iπ Tarifa nodal sem ajuste para a geração na barra i; NL Número de circuitos da Rede Básica;

βji

Valor da matriz de sensibilidade cuja linha corresponde ao circuito “j” e a coluna corresponde à barra “i”. O valor será positivo quando coincidir com o sentido do fluxo dominante do circuito “j” e negativo caso contrário;

cj Custo unitário (custo de reposição/capacidade de carregamento) do circuito “j”, para o ano em estudo;

fpj Fator de ponderação dos valores da matriz Beta pelo nível de carregamento no circuito “j”; fj Fluxo de potência ativa no circuito “j”; capj Capacidade do circuito “j”.


3-2

3.2. Tarifa Nodal de Carga (sem Ajuste)

A equação utilizada no cálculo da tarifa nodal πi sem parcela de ajuste de carga (aditivo ou multiplicativo) da barra i é a seguinte:

( )∑=

−=−=NL

jjjji

gi

ci fpc

1

'' **βππ

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

>

≤

=

jj

jjj

j

j

capf

capfcap

f

fp

;1

;

em que:

'c

iπ Tarifa nodal sem ajuste para a carga na barra i; 'g

iπ Tarifa nodal sem ajuste para a geração na barra i; NL Número de circuitos da Rede Básica;

βji

Valor da matriz de sensibilidade cuja linha corresponde ao circuito “j” e a coluna corresponde à barra “i”. O valor será positivo quando coincidir com o sentido do fluxo dominante do circuito “j” e negativo caso contrário;

cj Custo unitário (custo de reposição/capacidade de carregamento) do circuito “j”, para o ano em estudo;

fpj Fator de ponderação dos valores da matriz Beta pelo nível de carregamento no circuito “j”. fj Fluxo de potência ativa no circuito “j”; capj Capacidade do circuito “j”.


3-3

3.3. Tarifa Nodal de Geração

As equações utilizadas no cálculo da tarifa nodal de geração da barra i, são as seguintes:

1. Ajuste aditivo

''" gM

gi

gi πππ −=

Constata-se que este ajuste aditivo independe dos encargos a serem obtidos com estas tarifas.

2. Ajuste multiplicativo

ggi

gi ∆= *"ππ

( )∑=

=∆ NB

jj

gj

G

g

RAPg

1

" *π

GG PRAPRAP *= em que

giπ Tarifa nodal para a geração na barra i; gMπ Menor tarifa nodal de geração para barra com geração informada no arquivo USI;

∆g Ajuste multiplicativo das tarifas nodais de geração. O valor é o mesmo para todas as barras de geração;

RAP Receita Anual Permitida; RAPG Total dos encargos a serem pagos pelos geradores; PG Parcela da receita anual paga pelos geradores. Valor entre 0 e 1; gj Geração disponível na barra j; NB Número de barras.


3-4

3.4. Tarifa Nodal de Carga

As equações utilizadas no cálculo da tarifa nodal da carga da barra i, são as seguintes:

1. Ajuste aditivo

''" cM

ci

ci πππ −=

Constata-se que este ajuste aditivo independe dos encargos a serem obtidos com estas tarifas.

2. Ajuste multiplicativo

cci

ci ∆= *"ππ

( )∑=

=∆ NB

jj

cj

C

d

RAPc

1

" *π

( )GC PRAPRAP −= 1*

em que

ciπ Tarifa nodal para a carga na barra i; cMπ Menor tarifa nodal de carga para barra com carga informada no arquivo DC;

∆g Ajuste multiplicativo das tarifas nodais de carga. O valor é o mesmo para todas as barras de carga;

RAP Receita Anual Permitida; RAPC Total dos encargos a serem pagos pelos consumidores; PG Parcela da receita anual paga pelos geradores. Valor entre 0 e 1; dj Demanda máxima contratada na barra j; NB Número de barras.


3-5

3.5. Tarifa de Centrais Geradoras

A equação utilizada para o cálculo da tarifa da central geradora (usina) i é a seguinte:

( )

∑

∑

=

==i

i

NBU

jj

NBU

jj

gj

Ui

PD

PD

1

1*π

π

em que:

Uiπ Tarifa da usina i; giπ Tarifa nodal para a geração na barra i;

NBUi Número de barras da usina i;

PDj Potência disponível na barra j;

A equação utilizada para o cálculo dos encargos totais da usina i é a seguinte:

∑=

=iNBU

jj

Ui

Ui PDET

1*π

3.6. Tarifa Zonal

A equação utilizada para o cálculo da tarifa zonal da zona i é a seguinte:

( )

∑

∑

=

==i

i

NBZ

jj

NBZ

jj

cj

Zi

d

d

1

1*π

π

em que:

Ziπ Tarifa da zona i; ciπ Tarifa nodal para a carga na barra i;

NBZi Número de barras da zona i;

dj Demanda máxima contratada na barra j.


3-6

3.7. Anualização dos Custos dos Equipamentos da Rede Básica Os custos são anualizados através da divisão da RAP (que já é definida am base anual) proporcionalmente aos custos totais dos equipamentos.

CTi = CEi + CDi + CPi

∑=

= NL

jj

ii

CT

CTRAPCA

1

.

em que: CTi Custo total do equipamento i (R$); CEi Custo do equipamento i (R$); CDi Custo do vão “DE” do equipamento i (R$); CPi Custo do vão “PARA” do equipamento i (R$); CAi Custo anualizado do equipamento i (R$/ano); RAP Receita anual permitida para a Transmissão (R$/ano); NL Número de equipamentos da Rede Básica. A partir dos custos anualizados, calcula-se os custos unitários dos equipamentos que entram na expressão de cálculo das tarifas.

i

ii cap

CAC =

em que: Ci custo anualizado do equipamento i (R$/MW.ano) – ver ítens 3.1 e 3.2; capi capacidade do equipamento i (MW).


3-7

3.8. Algoritmo de Despacho Proporcional

Antes do cálculo da matriz de sensibilidades (Beta), o programa executa automaticamente um algoritmo de despacho chamado “despacho proporcional”.

Um despacho consiste em um conjunto de valores de geração para todas as barras do sistema. O despacho original contido no arquivo de dados de rede (arquivo com extensão “.DC”) não é utilizado, sendo substituído pelo despacho obtido pelo algoritmo de despacho proporcional.

O despacho é dito proporcional porque, em cada submercado, os geradores, independente de sua natureza, serão despachados de forma proporcional à sua potência instalada, até o atendimento da demanda do submercado mais suas perdas (balanço carga-geração por submercado). O despacho respeitará sempre, como limite superior, a potência disponível dos geradores.

Como o montante de perdas de cada submercado depende do despacho, é necessário um processo iterativo no qual as perdas obtidas com o despacho original são utilizadas para a obtenção do primeiro despacho proporcional. Com este despacho, as perdas são recalculadas, e novo despacho proporcional é obtido. Este processo iterativo prossegue até que a variação de perdas em todos os submercados, entre duas iterações consecutivas, seja menor que uma tolerância pré-estabelecida.

3.8.1.Algoritmo Utilizado

1 - executa o cálculo de fluxo de potência linerar com perdas a partir do despacho original

2 - faz as gerações de todos os geradores proporcionais à sua potência disponível

3 - calcula as perdas de todos os submercados

4 - armazenar as perdas de cada submercado

5 - para cada submercado i:

5.1 - 0←ERRO

5.2 - Ctot(I) ← total de cargas+perdas do submercado i

5.3 - ←)(IGtot total de gerações do submercado i

5.4 - )()(

iGiC

Fatortot

tot←

5.5 - multiplica a geração de todos os geradores do submercado i por FATOR. Para os geradores cuja geração resultar maior que sua potência disponível, fazer a geração igual à este valor limite, acumulando estas ultrapassagens em ERRO

5.6 - enquanto 0>ERRO

5.6.1 - ←)(IGaux total de gerações dos geradores do submercado i que ainda não


3-8

atingiram o valor limite

5.6.2 - )(

)()(

IGERROIG

IKaux

auxaux

+←

5.6.3 - multiplicar a geração dos geradores do submercado i que ainda não atingiram o valor limite por )(IK aux

5.6.4 - 0←ERRO

5.6.5 - para os geradores cuja geração resultar maior que sua potência disponível, fazer a geração igual à este valor limite, acumulando estas ultrapassagens em ERRO

6 - executa o cálculo de fluxo de potência linear com perdas

7 - recalcula as perdas de todos os submercados

8 - se houve algum submercado com variação de perdas maior que a tolerância, volta para 4

3.8.2. Tratamento de submercados com “déficit”

Caso ocorra algum submercado com “deficit”, ou seja, a soma das potências disponíveis de todos os seus geradores ser inferior ao total de cargas+perdas deste submercado, então torna-se necessário que este “deficit” seja suprido por outros submercados vizinhos que possuam folga suficiente para suprir o “deficit”. Nestes casos são escolhidos, dentre os submercados vizinhos, aqueles com maior folga, até que todo o “deficit” seja suprido.

Este procedimento é incorporado no passo 5 do algoritmo de despacho proporcional através da transferência deste “deficit” do Ctot(I) do submercado com “deficit” para o Ctot(I) do submercado vizinho.


3-9

3.9. Utilização dos Fatores de Ponderação

É mostrado a seguir, utilizando os novos valores para os limites minímo e máximo para o fator de carregamento (fc) para obtenção dos fatores de ponderação dos Betas (fp) no cálculo das tarifas nodais. • Limite Mínimo = 0% e Limite Máximo = 100%

Rampa completa. Ponderação para todos os circuitos, ou seja, todas as linhas de transmissão e transformadores da Rede Básica serão contempladas no cálculo da parcela locacional de cada barra desta Rede, intensificando o sinal locacional além de contribuir para a redução da volatilidade das tarifas entre ciclos tarifários.

fc (%)

fp (pu)

1,0

1000


4-1

4. Arquivos de Dados e Relatórios de Saída

4.1. Arquivos de Dados de Entrada

4.1.1. Convenção de Nomes

O nome do arquivo de dados de rede (extensão “.DC”) contendo os dados de fluxo de potência, que deve ser fornecido em qualquer uma das opções de execução, é usado como “chave” para a determinação do nome dos demais arquivos de dados de entrada.

Por exemplo, se o arquivo de dados de rede se chamar CASO1.DC então deverão existir, no mesmo diretório deste, os demais arquivos de dados de entrada com os nomes: CASO1.TRA (dados de capacidades e custos da transmissão), CASO1.USI (dados de capacidades das usinas).

4.1.2. Dados de Rede É um arquivo de dados de fluxo de potência no formato de entrada do programa ANAREDE. Deve conter obrigatoriamente os blocos de título (código de execução TITU), dados de barras (código de execução DBAR), de circuitos (código de execução DLIN) e de áreas (código de execução DARE). Os dados deverão ter o mesmo formato utilizado pela versão 2, ou seja, estes dados deverão ser fornecidos na seguinte disposição: · Código de execução TITU (título do caso); · Código de execução DBAR (dados de barras); · Código de execução DLIN (dados de circuitos); · Código de execução DARE (dados de áreas). O formato dos códigos está descrito nos itens a seguir.


4-2

4.1.2.1. Código de Execução TITU

4.1.2.1.1. Função Leitura do título do caso em estudo. 4.1.2.1.2. Conjunto de Dados

• Registro com o código TITU. • Registro com o título do caso em estudo.

4.1.2.1.3. Formato do Registro com o Título do Caso

1 2 3 4 5 6 7 8 910 1 2 3 4 5 6 7 8 9

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

30 1 2 3 4 5 6 7 8 9

40 1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 1 2 3 4 5 6 7 8 9

60 1 2 3 4 5 6 7 8 9

70 1 2 3 4 5 6 7 8 9

80

Título

Campo Colunas Descrição

Título 01-80 Identificação alfanumérica para o caso em estudo. Se este código de execução não for utilizado, o caso em estudo não terá identificação.


4-3

4.1.2.2. Código de Execução DBAR

4.1.2.2.1. Função Leitura dos dados de barra CA. 4.1.2.2.2. Conjunto de Dados

• Registro com o código DBAR. • Registros com os dados de barra CA. • Registro 9999 nas colunas 1-4 indicando fim do conjunto de dados.

4.1.2.2.3. Formato do Registro com os Dados de Barra CA

Tipo

1 2 3 4 5 6 7 8 910 1 2 3 4 5 6 7 8 9

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

30 1 2 3 4 5 6 7 8 9

40 1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 1 2 3 4 5 6 7 8 9

60 1 2 3 4 5 6 7 8 9

70 1 2 3 4 5 6 7 8 9

80

Área

Subs

Barra Controlada

Carga Ativa Ponta

Carga Ativa Fora da Ponta

Capacitor Reator

Geração Ativa

Geração Reativa

Geração Reativa Mínima

Geração Reativa Mánima

Número Nome Tensão Ângulo

Campo Colunas Descrição Default Número 01-04 Número de identificação da barra CA.

Tipo (de barra) 08-08 0 - carga 1 - tensão regulada

2 - referência 3 - carga com limite de tensão 0

Nome 10-21 Identificação alfanumérica da barra. Tensão 23-26 Valor inicial da magnitude da tensão, em p.u. 1.0 Ângulo 27-30 Ângulo de fase inicial da tensão da barra, em graus. 0.0

Ativa 31-35 Geração de potência ativa na barra, em MW. 0.0 Reativa 36-40 Geração de potência reativa na barra, em MVAr. 0.0 Reativa mínima 41-45 Limite mínimo de geração de potência reativa na barra, em

MVAr.

Ger

ação

Reativa máxima 46-50

Limite máximo de geração de potência reativa na barra, em MVAr.

Barra Controlada 51-55 Número da barra cuja magnitude da tensão será

controlada. A própria

Barra

Ponta 56-60 Carga ativa da barra, em MW, no horário de ponta. 0.0

Car

ga

Fora 61-65 Carga ativa da barra, em MW, fora do horário de ponta. 0.0 Capacitor

Reator 66-70 Valor total da potência reativa injetada na barra, em MVAr, por bancos de capacitores/reatores. 0.0

Área 71-72 Número da área (zona) à qual pertence a barra.

SubS 73-74 Número do subsistema (sub-mercado) ao qual pertence a barra: 1 - Sul; 2 - Sudeste; 3 - Nordeste; 4 - Norte.


4-4

4.1.2.3. Código de Execução DLIN

4.1.2.3.1. Função Leitura dos dados de circuito CA (linhas e transformadores). 4.1.2.3.2. Conjunto de Dados • Registro com o código DLIN. • Registros com os dados de circuito CA. • Registro 9999 nas colunas 1-4 indicando fim do conjunto de dados.


4-5

4.1.2.3.3. Formato do Registro com os Dados de Circuito CA

Est

Prop

1 2 3 4 5 6 7 8 910 1 2 3 4 5 6 7 8 9

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

30 1 2 3 4 5 6 7 8 9

40 1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 1 2 3 4 5 6 7 8 9

60 1 2 3 4 5 6 7 8 9

70 1 2 3 4 5 6 7 8 9

80

Capac. Emerg.

Tap Máximo

Defasagem Barra Controlada

Capac. NormalReatância Susceptância Tap Tap

MínimoDa

BarraPara Barra Resistência

Circ

Campo Colunas Descrição Default

Da Barra 01-04 Número da barra de uma das extremidades do circuito como definido no campo Número do Código de Execução DBAR.

Para Barra 09-12 Número da barra da outra extremidade do circuito como definido no campo Número do Código de Execução DBAR.

Circuito 13-14 Número de identificação do circuito CA em paralelo.

Estado 15-15 L se o circuito estiver em operação (ligado). D se o circuito estiver fora de operação (desligado). L

Proprietário 16-16 F se o circuito pertencer à área da barra definida no campo Da Barra. T se pertencer a área da barra definida no campo Para Barra.

F

Resistência 18-23 Valor da resistência do circuito, em %. Para transformadores este valor corresponde ao valor da resistência para o tap nominal.

0.0

Reatância 24-29 Valor da reatância do circuito, em %. Para transformadores este valor corresponde ao valor da reatância para o tap nominal.

Susceptância 30-35 Valor total da susceptância shunt do circuito, em MVAr. 0.0

Valor 36-40

Valor do tap referido à barra definida no campo Da Barra, em p.u., para os transformadores de tap fixo ou, uma estimativa deste valor para os transformadores com variação automática de tap (LTC).

Mínimo 41-45 Valor mínimo que o tap pode assumir, em p.u., para transformadores com variação automática de tap. Ta

p

Máximo 46-50 Valor máximo que o tap pode assumir, em p.u., para transformadores com variação automática de tap.

Defasagem 51-55

Valor do ângulo de defasamento, em graus, para transformadores defasadores. O defasamento angular especificado é aplicado em relação ao ângulo da barra definido no campo Da Barra.

0.0

Barra Controlada 56-60

No caso de circuitos tipo transformador com variação automática de tap, este campo é destinado ao número da barra cuja magnitude da tensão deve ser controlada.

Da Barra

Capacidade Normal 61-64 Capacidade de carregamento do circuito em condições

normais para fins de monitoração de fluxo, em MVA.

Capacidade Emergência 65-68

Capacidade de carregamento do circuito em condições de emergência para fins de monitoração de fluxo, em MVA.

Cap. Normal


4-6

4.1.2.4. Código de Execução DARE

4.1.2.4.1. Função Leitura dos nomes das áreas (zonas). 4.1.2.4.2. Conjunto de Dados

• Registro com o código DARE • Registros com os dados de área. • Registro 9999 nas colunas 1-4 indicando fim do conjunto de dados.

4.1.2.4.3. Formato do Registro com os Dados de Áreas

1 2 3 4 5 6 7 8 910 1 2 3 4 5 6 7 8 9

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

30 1 2 3 4 5 6 7 8 9

40 1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 1 2 3 4 5 6 7 8 9

60 1 2 3 4 5 6 7 8 9

70 1 2 3 4 5 6 7 8 9

80

Número Nome


Número 01-04 Número da área (zona), como definido. no campo Área do código de execução

Nome 20-55 Identificação alfanumérica da área (zona). Códigos a serem utilizados na identificação das áreas:

1 ALAGOAS 2 BAHIA 3 CEARA 4 DISTRITO FEDERAL 5 ESPIRITO SANTO 6 GOIAS 7 MARANHAO 8 MATO GROSSO 9 MATO GROSSO DO SUL 10 MINAS GERAIS 11 PARA 12 PARAIBA 13 PARANA 14 PERNAMBUCO 15 PIAUI 16 RIO DE JANEIRO 17 RIO GRANDE DO NORTE 18 RIO GRANDE DO SUL 19 SANTA CATARINA 20 SAO PAULO 21 SERGIPE 22 TOCANTINS 23 GERACAO – SUL 24 GERACAO - SUDESTE 25 GERACAO – NORTE 26 GERACAO – NORDESTE


4-7

4.1.3. Dados da Transmissão Arquivo contendo as capacidades e custos de reposição para todos os circuitos (linhas e transformadores) da rede de transmissão a ser remunerada. Os custos de reposição dos circuitos são fornecidos em 3 parcelas, correspondentes respectivamente aos custos do equipamento, do vão do lado “DE” e do vão do lado “PARA”.

4.1.3.1. Conjunto de Dados • Registros com os dados da transmissão. • Não é necessário colocar o registro 9999 nas colunas 1-4 indicando fim do conjunto de

dados

4.1.3.2. Formato do Registro com os Dados da Transmissão

1 2 3 4 5 6 7 8 910 1 2 3 4 5 6 7 8 9

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

30 1 2 3 4 5 6 7 8 9

40 1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 1 2 3 4 5 6 7 8 9

60 1 2 3 4 5 6 7 8 9

70 1 2 3 4 5 6 7 8 9

80

Circ.

Bay PARA

Custo

Capac. Elemento

Barra DE Barra PARA

Bay DENúmero Nome Número Nome


DE 01-04 06-17

Número e Nome da barra de uma das extremidades do circuito como definido no campo Número e Nome do Código de Execução DBAR.

Bar

ra

PARA 19-22 24-35

Número e Nome da barra da outra extremidade do circuito como definido no campo Número e Nome do Código de Execução DBAR.

Circuito 37-38 Número de identificação do circuito em paralelo. Capacidade

Normal 40-45 Capacidade de carregamento do circuito em condições normais para fins de monitoração de fluxo, em MVA.

Elemento 47-56 Custo do elemento (linhas de transmissão ou transformador), em R$1.000,00

Bay DE 57-66 Custo do bay do lado DE, em R$1.000,00 Cus

to

Bay PARA 67-76 Custo do bay do lado PARA, em R$1.000,00 Caso exista duplicidade de um mesmo elemento, o programa informará a ocorrência como um aviso, considerará o primeiro valor lido, mas não interromperá a sua execução.


4-8

4.1.4. Dados de Usinas Contém, para cada usina, a lista de barras correspondentes no arquivo de rede com as respectivas capacidades instaladas por barra.

4.1.4.1. Conjunto de Dados • Registro com o nome da primeira usina. • Registros com os dados das gerações por barra pertencentes à primeira usina. • Registro com 9999 nas colunas 1-4 indicando fim dos dados da primeira usina. ............................................................................................ • Registro com o nome da última usina. • Registros com os dados das gerações por barra pertencentes à última usina. • Registro com 9999 nas colunas 1-4 indicando fim dos dados da última usina.

4.1.4.2. Formato do Registro com o Nome da Usina

1 2 3 4 5 6 7 8 910 1 2 3 4 5 6 7 8 9

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

30 1 2 3 4 5 6 7 8 9

40 1 2 3 4 5 6 7 8 9

50 1 2 3 4 5 6 7 8 9

60 1 2 3 4 5 6 7 8 9

70 1 2 3 4 5 6 7 8 9

80

Nome da UsinaTipo EnergiaAssegurada Potência Disponível

Campo Formato Colunas Descrição

Tipo A3 01-3 Tipo da usina: UHE, UTE, EOL ou PCH

Nome da Usina A28 05-32 Identificação alfanumérica da usina Energia Assegurada F9.0 37-45 Energia assegurada da usina (MWmed) Potência Disponível F9.0 47-55 Potência disponível da usina (MW)

4.1.4.3. Formato do Registro com as Capacidades das Unidades Geradoras

1 2 3 4 5 6 7 8 910 1 2 3 4 5 6 7 8 9

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

30 1 2 3 4 5

Número Barra Nome Barra

CapacidadeMáximaGeração

Campo Formato Colunas Descrição Número Barra I4 01-04 Número da barra com geração.

Obs.: NB = 9999 indica fim dos dados geração por barra da usina.

Nome Barra A12 10-21 Nome da barra com geração. Capacidade

Máxima Geração F9.0 27-35 Capacidade da geração da barra, em MW.

Esta nova versão permite que mais de uma usina esteja representada em uma mesma barra do sistema.


4-9

4.2. Arquivos de Relatórios de Saída 4.2.1. Convenção de Nomes O nome dado para os arquivos de saída, quando da execução de cálculo de tarifas, é utilizado na denominação de todos os arquivos de relatórios de saída gerados nesta execução, cada qual com a sua respectiva extensão. O diretório “default” é o diretório de instalação do programa. Por exemplo, se o nome fornecido for DISCO:\DIRET\SAIDA1, então serão criados os arquivos:

• DISCO:\DIRET\SAIDA1.CTR (dados da transmissão) • DISCO:\DIRET\SAIDA1.DUS (dados de usinas) • DISCO:\DIRET\SAIDA1.TZO (tarifas das zonas de carga) • DISCO:\DIRET\SAIDA1.NOS (tarifas nodais com ajuste) • DISCO:\DIRET\SAIDA1.TUS (tarifas das usinas) • DISCO:\DIRET\SAIDA1.SUT (sumário de dados e resultados obtidos) • DISCO:\DIRET\SAIDA1.DES (despacho das usinas)

4.2.2. Dados de Transmissão Neste arquivo, que possui a extensão “.CTR“, está impresso o relatório de dados da transmissão. São impressos os seguintes parâmetros:

• Identificação do circuito; • Capacidade de transmissão (MVA); • Custo anual (R$1.000,00/ano); • Custo total (R$1.000,00).

4.2.3. Dados de Usinas Neste arquivo, que possui a extensão “.DUS”, está impresso o relatório de dados de usinas. São impressos os seguintes parâmetros:

• Nome da usina; • Capacidade total de geração (MW); • Energia assegurada (MW médio) • Potência disponível (MW); • Identificação de cada barra da usina; • Capacidade instalada de cada barra.


4-10

4.2.4. Tarifas Nodais da Rede Básica

Neste arquivo, que possui a extensão “.NOS”, está impresso o relatório de tarifas nodais de uso do Sistema de Transmissão para carga e geração. São impressos, para as barras de geração ou de carga ou com nível de tensão igual ou superior a 69kV, os seguintes valores:

• Identificação da barra; • Potência disponível de geração (MW); • Tarifa nodal de geração (R$/kW.mês); • Demanda máxima contratada (MW); • Tarifa nodal de carga (R$/kW.mês).

4.2.5. Tarifas das Usinas Neste arquivo, que possui a extensão “.TUS“, está impresso o relatório dos encargos e tarifas de uso do sistema elétrico das usinas nos níveis tarifários A0 e A1. São impressos os seguintes parâmetros: • Identificação da usina; • Encargo de Uso do sistema elétrico da usina (R$1.000,00/ano); • Tarifa de uso do sistema elétrico da Usina (R$/kW.mês); • Potência disponível da usina (MW).

4.2.6. Resumo da Tarifação na Transmissão Neste arquivo, que possui a extensão “.SUT“, está impresso o sumário de cálculo dos encargos de transmissão. São impressos os seguintes parâmetros: • Sumário dos dados da rede elétrica; • Receita anual permitida a ser recuperada (R$1.000,00); • Proporção de rateio da receita (%); • Fatores de carregamento mínimo (%) e máximo (%) para ponderação dos valores betas; • Totais pagos e recebidos por geradores e consumidores, em base anual (R$1.000,00),

assim como o percentual destas contribuições em relação à receita anual permitida;

4.2.7. Tarifas das Zonas de Carga Neste arquivo, que possui a extensão “.TZO”, está impresso o relatório de tarifas de uso do sistema elétrico das zonas de carga. São impressos os seguintes parâmetros: • Identificação da zona; • Tarifa de uso do sistema elétrico (R$/kW.mês); • Demanda máxima contratada (MW).


4-11

4.2.8. Despacho das Usinas Neste arquivo, que possui a extensão “.DES”, está impresso o relatório com o despacho de todas as usinas. São impressos os seguintes parâmetros: • Identificação da usina; • Energia assegurada MW médio); • Potência disponível (MW); • Despacho original (MW); • Despacho proporcional (MW).


5-1

5. Opção de Cálculo

Nesta versão só existe a opção de calcular a matriz beta e as tarifas simultaneamente, sem gravar esta matriz, que demanda muito espaço em disco, alem de resultar em maior tempo de processamento (acesso a disco). O programa repete a identificação do último arquivo de rede utilizado (extensão .DC). O usuário deve fornecer também o nome que será utilizado na criação dos arquivos de relatórios de saída. A definição de um nome já utilizado previamente fará com que o arquivo existente seja apagado e o novo tome seu lugar (o diretório “default” é o diretório de instalação do programa). A máscara para os arquivos de saída é colocado inicialmente como o mesmo nome do arquivo de rede. O usuário pode alterar esta informação. Caso se deseje armazenar vários relatórios deve-se fornecer uma máscara diferente para os arquivos de saída. Os parâmetros a serem fornecidos para a simulação das tarifas de uso do sistema elétrico são: • receita total a ser rateada (repete o último valor utilizado); • percentual da receita a ser coberta pelas centrais geradoras (sempre aparece inicialmente

o valor de 50% quando o programa é executado); Para informações sobre o preenchimento dos dados necessários para essa execução, consultar o item 6.2.1.1.


6-1

6. Controle de Execução do Programa

6.1. Introdução Para executar a versão 3.0 do programa NODAL, é recomendada a seguinte configuração mínima: • Placa mãe com processador Pentium; • Vídeo VGA com resolução mínima de 800x600; • “Windows 95”. 6.2. Utilização do Programa O programa é executado através do comando NODAL_V3 que estará a disposição no “Windows” após a instalação do programa. A Figura 6-1 mostra o diálogo principal do programa, onde existem quatro menus a escolher: • Executa Permite ao usuário acessar o modo de execução; • Arquivos de Entrada É utilizado para acessar os arquivos de dados; • Arquivos de Saída É utilizado para acessar todos os relatórios de saída de resultados

referentes à simulação das tarifas de uso do sistema de transmissão emitidos pelo programa, assim como as mensagens de erros e avisos;

• Ajuda Acessa a Ajuda do programa.


6-2

Figura 6-1 – Diálogo Principal


6-3

6.2.1. Opções do Menu Executar As opções deste menu permitem ao usuário executar o programa ou então terminar esta execução. As opções possíveis são as seguintes: • Calcular Beta + Tarifas Nesta opção o programa calcula de uma única vez a matriz Beta e

as tarifas. • Fim Terminar a execução do programa. A Figura 6-2 mostra o acesso a estas opções.

Figura 6-2 – Itens do Menu “Executar” Os dois itens do menu Executar podem ser acessados diretamente através dos ícones da barra de tarefas do diálogo principal, conforme pode ser visto na Figura 6-3.


6-4

Figura 6-3 – Barra de Tarefas do Diálogo Principal A função de cada ícone está descrita na tabela a seguir.

Ícone Função

Acessar o diálogo para cálculo das tarifas de uso do sistema de transmissão.

Finalizar a execução do programa.

6.2.1.1. Cálculo de Beta + Tarifas Neste tipo de execução, o programa calculará, de uma só vez, a matriz beta e as tarifas. O programa não grava mais o arquivo com extensão .bet. Ao se ativar esta opção, o programa abre uma nova janela, onde será necessário fornecer os seguintes dados, conforme ilustrado na Figura 6-4: • O nome do arquivo com os dados de rede. O programa já inicializa este campo com o

mesmo nome e diretório do último arquivo selecionado. Caso o usuário deseje procurar um outro arquivo, basta ativar o botão “Selecionar Arquivo”, sendo aberto uma janela para procura deste arquivo de interesse, conforme ilustrado na figura 6.5. O programa listará apenas os arquivos com extensão “.dc”. O programa permite que este arquivo esteja em qualquer diretório. Há um limite de 115 caracteres na formação do nome deste arquivo. Assim, o usuário deve evitar utilizar sub-diretórios com nomes extensos.

• Outro campo que deve ser preenchido é o do nome base para a criação dos arquivos de

saída. O programa já inicializa a janela com o mesmo nome e diretório do arquivo com extensão “.dc” selecionado anteriormente, sendo que o usuário poderá escolher um outro diretório clicando no botão Selecionar Arquivo. Caso se deseje armazenar vários relatórios deve-se fornecer nomes diferentes para os arquivos de saída. Há um limite de cem caracteres na formação do nome deste arquivo.

• A receita anual permitida para a Rede Básica. • A porcentagem dos encargos de uso do sistema de transmissão coberta pela geração.


6-5

O programa já preenche os valores dos fatores mínimos e máximos de carregamento para os elementos da Rede Básica.

Figura 6-4 – Diálogo para Cálculo de Tarifas

Figura 6-5 – Diálogo para Procura dos Arquivos de Rede


6-6

Esta versão preliminar permite que o usuário simule as tarifas a partir da abordagem definida na Resolução 281/99 – versão 2, ou com as mudanças implementadas para a tender o Decreto 10.848/04 – versão 3. A versão 2 realiza o despacho das usinas proporcionalmente às energias asseguradas, enquanto que a versão 3, proporcionalmente às capacidades instaladas. Os campos podem ser acessados através do “mouse” ou através da tecla “<Tab>”. Com o objetivo de facilitar o preenchimento pelo usuário, o campo da Receita já vem preenchido com o valor da última simulação realizada. Estes valores deverão ser modificados caso não sejam os desejados. O programa tem a opção de registrar até cinco valores de RAP para futuras simulações. Estes valores podem ser informador através do comando “Atualizar lista”, conforme pode ser visualizado na figura 6-4. A ativação deste comando abre uma outra janela, onde o usuário pode entrar estes cinco valores, conforme apresentado na figura 6-6. Após a digitação destes valores, o usuário deve ativar o comando “Gravar” e depois “Sair”. Assim, o usuário em simulações futuras pode utilizar estes valores a partir da lista apresentada nesta Janela, conforme ilustrado na figura 6-7.

Figura 6-6 – Diálogo para Entrada de Dados de RAP


6-7

Figura 6-7 – Diálogo para Entrada de Dados Uma vez preenchidos estes campos, basta o usuário clicar no botão Executar para que o programa comece a calcular as tarifas. Caso aconteçam mensagens de erro ou aviso durante a execução do programa, estas aparecerão numa janela no final da execução. Se não houver mensagens de erro, serão habilitados os itens correspondentes da opção Última Simulação de Arquivos de Saída. Um exemplo da janela de mensagens quando a execução foi bem sucedida pode ser visto na Figura 6-8.


6-8

Figura 6-8 – Exemplo de Janela de Mensagens


6-9

6.2.2. Edição de Arquivos Todos os arquivos de dados podem ser editados através do editor de arquivos disponível no programa. A Figura 6-9 apresenta um exemplo de edição de arquivo de rede.

Figura 6-9 – Exemplo de Edição de Arquivo de rede


6-10

As teclas disponíveis na edição são as seguintes:

Deslocamento do cursor Utilizar as 4 teclas de direção (setas para cima, baixo, esquerda e direita).

Apagar um caracter Utilizar as teclas <back space> ou <del>;

Inserir um caracter Basta digitar o caracter desejado, uma vez que o editor está permanentemente em estado de inserção. O usuário deve ter o cuidado de manter a formatação adotada para cada arquivo, conforme descrito no item 4.1.

O editor também possui uma barra de tarefas com 5 icones com as seguintes funções:

Ícone Função

Salvar as modificações no mesmo arquivo

Salvar as modificações num outro arquivo

Impressão do conteúdo do arquivo

Localização de um texto qualquer dentro do arquivo

Sair da edição


6-11

6.2.3. Opções do Menu Arquivos de Entrada As opções deste menu permitem ao usuário visualizar ou modificar os dados existentes nos arquivos de entrada de dados. A Figura 6-10 apresenta as opções do menu Arquivos de Entrada Para editar o conteúdo de qualquer um dos arquivos, é necessário selecionar o arquivo desejado através do dialogo apresentado na Figura 6-5 e clicar no botão Open. Para tirar qualquer dúvida de formato de dados, deverá ser consultado o item 4.1 deste manual.

Figura 6-10 – Itens do Menu “Arquivos de Entrada”


6-12

6.2.4. Opções do Menu Arquivos de Saída As opções deste menu permitem ao usuário visualizar os diversos relatórios de saída que são emitidos pelo programa. O programa permite que sejam editados tanto os arquivos de saída da última simulação, através da opção Última Simulação, quanto das simulações anteriores, através da opção Simulações Anteriores. Na Figura 6-11 o usuário poderá visualizar os itens da opção Arquivos de Saída.

Figura 6-11 – Itens do Menu “Arquivos de Saída” Após Uma Execução sem Erro Os arquivos da última simulação somente estão acessíveis quando ocorre uma execução bem sucedida, ou seja, no máximo existirão mensagens de avisos. Caso existam erros de execução, somente o item Erros e Avisos estará habilitado. Após uma execução bem sucedida do programa, será ativada uma janela de atalho para os arquivos de saída da última simulação no dialogo principal do programa, como ilustrado na


6-13

Figura 6-11, para facilitar o acesso a estes resultados. Esta visualização pode ser feita através da edição dos arquivos de saída ou através de uma visualização gráfica. Na Figura 6-12, Figura 6-13, Figura 6-14, Figura 6-15, Figura 6-16, Figura 6-17 e Figura 6-18, o usuário pode visualizar exemplos de edição dos arquivos de relatório dos dados de transmissão e dados de usinas, assim como dos valores calculados para as tarifas nodais, tarifas de usinas, tarifas de zonas de carga, resumo da tarifação e despacho das usinas, respectivamente. Com relação aos arquivos de saída de simulações anteriores, o usuário pode acessá-los em qualquer instante através da opção Simulações Anteriores de Arquivo de Saída – ver figura 6-11.

Figura 6-12 – Exemplo de edição de Arquivo de Relatório os Dados de Transmissão


6-14

Figura 6-13 – Exemplo de edição de Arquivo de Relatório os Dados de Usina

Figura 6-14 – Exemplo de edição de Arquivo com Tarifas Nodais


6-15

Figura 6-15 – Exemplo de edição de Arquivo com Tarifas das Usinas

Figura 6-16 – Exemplo de edição de Arquivo com Tarifas Zonais


6-16

Figura 6-17 – Exemplo de edição de Arquivo com Resumo da Tarifação


6-17

Figura 6-18 – Exemplo de edição de Arquivo com os Despachos das Usinas

Nas Figuras 6-19 e 6-20, é ilustrada a visualização gráfica das tarifas por Estado e por Usina, respectivamente, para determinado filtro por usina. Conforme pode ser visto na figura 6-11, o usuário pode definir, na visualização gráfica, um filtro por tipo de usina e por submercado, para que seja possível visualizar todas as usinas deste filtro. Nesta janela gráfica, o usuário pode visualizar numericamente determinado valor, bastando para isto clicar na usina de interesse duas vezes. Pode também copiar a figura para área de transferência e colar especial como figura, ou numa planilha, colar os valores correspondentes.


6-18

Figura 6-19 – Exemplo de visualização gráfica das tarifas por Estado


6-19

Figura 6-20 – Exemplo de visualização gráfica das tarifas por Usina


6-20

6.2.5 Ajuda do Programa O programa conta com um completo “Help On Line”, que pode ser acessado através da opção Ajuda no diálogo principal, conforme pode ser visto na Figura 6-21. Nesta Ajuda o usuário tem acesso a praticamente todas as informações contidas neste manual, podendo “navegar” através dos diversos temas, que estão ligados entre si através de “hiperlinks”.

Figura 6-21 – Acesso ao “Help On Line”


6-21

A Figura 6-22 mostrada a seguir, apresenta a tela inicial do “Help” do programa.

Figura 6-22 – Tela Inicial do “Help”


7-1

7. Caso Exemplo

Para ilustrar o cálculo de tarifas utilizando o programa NODAL, utilizou-se o mesmo caso exemplo de 3 barras do “Manual de Metodologia para Cálculo de Tarifas Nodais”. Deve-se ressaltar que, neste sistema, não há perdas, pois as resistências são todas nulas. Abaixo é mostrado o diagrama do caso exemplo:

(1) (2)

(3)

J0,05(pu)

J0,1(pu)

J0,08(pu)

Figura 7-1 – Caso exemplo A seguir (itens 7.1 e 7.2), são mostrados os cálculos das tarifas utilizando-se duas diferentes barras de referência (barras 1 e 2), de modo a verificar que a mudança de barra de referência, apesar de alterar a matriz Beta, não afeta as tarifas nodais.

7.1. Caso Exemplo Utilizando a Barra 1 como Referência A seguir são apresentados os dados de rede correspondentes ao caso exemplo, com a barra 1 sendo a de referência. TITU CASO TESTE DE 3 BARRAS DO DOCUMENTO DE METODOLOGIA NODAL - REFERENCIA BARRA 1 DBAR (No) O TB( nome )G( V)( A)( Pg)( Qg)( Qn)( Qm)( Bc)( Pl)( Ql)( Sh)(ASS 1 2 BARRA_HUM230 1. 0. 40. 1 1 2 1 BARRADOIS230 1. 0. 60. 20. 1 1 3 0 BARRATRES230 1. 0. 80. 1 1 9999 DLIN (De) O (Pa)NcEP ( R% )( X% )(Mvar)(Tap)(Tmn)(Tmx)(Phs)( Bc)(Cn)(Ce)Ns 1 2 10.0 1 3 8.0 2 3 5.0 9999 DARE (Ar) (Xchg) ( Identificacao da area ) (Xmin) (Xmax) 1 ZONA HUM 9999 FIM


7-2

Como mostrado no “Manual de Metodologia para Cálculo de Tarifas Nodais”, a matriz de admitâncias nodais [B] (utilizada na solução do fluxo de potência linear) correspondente a este sistema é a seguinte:

[ ]⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−

−=

5.320.205.120.200.30.105.120.105.22

jjjjjjjj

B

o que acarreta uma matriz de sensibilidades supondo a referência na barra 1 [β1]:

[ ]⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−−−

=⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

=34780.043480.000000.065213.043475.000000.034780.056520.000000.0

13/23

12/23

11/23

13/13

12/13

11/13

13/12

12/12

11/12

1

βββββββββ

B

A seguir são apresentados os dados de transmissão utilizados neste caso exemplo. Pode-se observar que os valores de capacidade e de custos utilizados correspondem àqueles descritos no capítulo 7 e no anexo 3 do documento “Manual de Metodologia para Cálculo de Tarifas Nodais”. Foi suposto o comprimento de 10 km para todas as linhas. (No) ( Nome DE ) (No) ( Nome PARA) Nc (Cap ) (Custo Eq)(Custo VD)(Custo VP) 1 BARRA_HUM230 2 BARRADOIS230 1 270. 1253.10 1739.69 1739.69 1 BARRA_HUM230 3 BARRATRES230 1 270. 1253.10 1739.69 1739.69 2 BARRADOIS230 3 BARRATRES230 1 270. 1253.10 1739.69 1739.69

A seguir são apresentados os dados de usinas utilizados neste caso exemplo. ( Nome da Usina ) (En. Ass) (Pot.Dis) (No) (Nome Barra) (Cap.Max) UHE USINA HUM 20.0 60.0 1 BARRA_HUM230 60. 9999 UHE USINA DOIS 30.0 80.0 2 BARRADOIS230 80. 9999 O despacho resultante, proporcional às capacidades instaladas, pode ser visto na figura 7-2.


7-3

Figura 7-2 – Resultados do despacho proporcional Como mostrado no “Manual de Metodologia para Cálculo de Tarifas Nodais”, o despacho, acima descrito, acarreta a distribuição de fluxos ilustrada na figura 7-3:

(1) (2)

(3)

80MW

42,9MW57,1MW

44,0MW

6,9MW

36,0MW

20MW

Figura 7-3 – Fluxos em cada elemento Os fatores de ponderação são então obtidos em função desta distribuição de fluxos e dos respectivos limites. Tem-se então, para cada linha:

02530,0270

9,612 ==fp


7-4

13343,0270

0,3613 ==fp

16287,0270

0,4423 ==fp

A figura 7-4 mostra a tela do programa NODAL_V3 relativa à execução do cálculo das tarifas deste caso exemplo. Os relatórios obtidos por esta execução serão apresentados mais adiante à medida que os cálculos forem sendo apresentados.

Figura 7-4 – Janela de entrada de parâmetros

OBTENÇÃO DOS CUSTOS UNITÁRIOS Para a obtenção dos custos unitários a partir dos dados de transmissão, utilizam-se as equações do item 3.7. Como os dados dos 3 circuitos são idênticos, será descrito o cálculo para apenas um deles. Inicialmente, obtém-se para cada circuito o seu custo total (CT, em R$1000): CTi = CEi + CDi + CPi CTi = 1253,10 + 1739,69 + 1739,69 = 4732,48

Para a obtenção dos custos anualizados (CA) dos circuitos, utilizou-se um valor de receita permitida de 810,00 R$1000/ano. Assim tem-se:


7-5

∑=

= NL

ji

ii

CT

CTRPCA

1

*

anoRCA /1000$00,27048,473248,473248,4732

48,4732*810 =++

=

A seguir obtêm-se os custos unitários (CUSTU) dos circuitos:

i

iU cap

CACUST =

anoRCUSTU .1000$00,1270

00,270==

Observa-se que foi utilizado um valor de receita permitida tal que os custos anualizados dos circuitos ficassem numericamente iguais às suas capacidades e, conseqüentemente, os custos unitários sejam iguais a 1 (um). O objetivo disto é facilitar a conferência manual dos cálculos das tarifas. Na figura 7-5, pode-se verificar que os valores dos custos totais e anualizados, obtidos pelo programa, conferem com aqueles calculados anteriormente.

Figura 7-5 – Resultados da anualização dos custos


7-6

CÁLCULO DAS TARIFAS NODAIS Para a obtenção das tarifas utilizam-se as equações dos itens 3.1 a 3.6, utilizando os fatores de ponderação proporcionais aos carregamentos, ou seja, entre 0 e 1, para carregamentos entre zero e 100% da capacidade, respectivamente. • Tarifas Nodais de Geração sem Ajuste

Inicialmente calcularemos as tarifas nodais sem ajuste de geração (πg’ ).

( )∑=

=NL

jjjji

gi fpc

1

' **βπ

πg’

1 = 0,0000*1,00*1*0,02530+0,0000*1,00*1*0,13343+0,0000*1,00*1*0,16287 = = 0,00000 R$1000/MW.ano πg’

2 = -0,56520*1,00*1*0,02530-0,43475*1,00*1*0,13343+0,43480*1,00*1*0,16287 = = -0,00150 R$1000/MW.ano πg’

3 = -034780*1,00*1*0,02530-0,65213*1,00*1*0,13343-0,34780*1,00*1*0,16287 = = -0,15247 R$1000/MW.ano ou seja:

πg’

1 = 0,00000 R$1000/MW.ano πg’

2 = -0,00150 R$1000/MW.ano πg’

3 = -0,15247 R$1000/MW.ano

• Tarifas Nodais de Carga sem Ajuste

Lembrando que as tarifas nodais de carga (πc’ ) sem ajuste são simétricas às de geração, tem-se: πc’

1 = 0,00000 R$1000/MW.ano πc’

2 = 0,00150 R$1000/MW.ano πc’

3 = 0,15247 R$1000/MW.ano • Tarifas Nodais de Geração

A seguir é mostrado o cálculo das tarifas nodais de geração. Considerou-se o rateio (PG) da receita permitida entre geradores e consumidores na proporção 50% - 50%. A parcela da receita permitida a ser coberta pelos geradores (RG) é calculada por: RG = RP * PG = 810,00 * 50% = 405,00 R$1000/ano


7-7

O ajuste aditivo para as barras de geração é definido pela barra com geração que tenha a menor tarifa, ou seja, a barra 2. Assim: πg’

M = -0,00150 R$1000/MW.ano Assim, as tarifas obtidas após o ajuste aditivo são definidas por:

''" gM

gi

gi πππ −=

ou seja: πg”

1 = 0,00150 R$1000/MW.ano πg”

2 = 0,00000 R$1000/MW.ano πg”

3 = -0,15097 R$1000/MW.ano O ajuste multiplicativo é definido por:

( )572,4499

80*00000,060*00150,000,405

*1

"=

+==∆

∑=

NB

jj

gj

G

g

RAPgπ

As tarifas nodais de geração (πg ) são então calculadas por:

ggi

gi ∆= *"ππ

Resultando em: πg

1 = 6,750 R$1000/MW.ano πg

2 = 0,000 R$1000/MW.ano πg

3 = -679,301 R$1000/MW.ano Embora este ajuste multiplicativo tenha apresentada valor elevado neste exemplo, na prática tende a ser um valor no entorno da unidade. Supondo fator de carga unitário, pode-se expressar as tarifas em R$/kW.mês, dividindo os valores por 12: Assim, as tarifas nodais de geração passam a ser: πg

1 = 0,563 R$/kW.mês πg

2 = 0,000 R$/kW.mês πg

3 = -56,608 R$/kW.mês


7-8

• Tarifas Nodais de Carga

A seguir é mostrado o cálculo das tarifas nodais de carga. A parcela da receita permitida a ser coberta pelos consumidores (RC) é calculada por: RC = RP *(1- PG) = 810,00 * 50% = 405,00 R$1000/ano O ajuste aditivo para as barras de carga também é definido pela barra com carga que tenha menor tarifa. Assim: πc’

M = 0,00150 R$1000/MW.ano Assim, as tarifas obtidas após o ajuste aditivo são definidas por:

''" cM

ci

ci πππ −=

πc”

1 = -0,00150 R$1000/MW.ano πc”

2 = 0,00000 R$1000/MW.ano πc”

3 = 0,15097 R$1000/MW.ano O ajuste multiplicativo é definido por:

( )53314,33

80*15097,020*00000,000,405

*1

'=

+==∆

∑=

NB

jj

cj

C

d

RAPcπ

As tarifas nodais de carga (πc ) são então calculadas por:

cci

ci ∆= *'ππ

Ou seja: πc

1 = -0,050 R$1000/MW.ano πc

2 = 0,000 R$1000/MW.ano πc

3 = 5,063 R$1000/MW.ano Supondo fator de carga unitário, pode-se expressar as tarifas em R$/kW.mês, dividindo os valores por 12: Assim, as tarifas nodais de carga passam a ser:


7-9

πc1 = -0,004 R$/kW.mês

πc2 = 0,000 R$/kW.mês

πc3 = 0,422 R$/kW.mês

Na figura 7-6, pode-se verificar que os valores das tarifas nodais de geração e de carga, obtidos pelo programa, conferem com aqueles calculados anteriormente.

Figura 7-6 – Tarifas nodais de geração e carga • Tarifas das Centrais Geradoras

Como cada uma das duas usinas deste caso exemplo é representada por apenas uma barra, a tarifa das usinas serão iguais às tarifas nodais de geração das respectivas barras: πU

1 = πg1 = 6,750 R$1000/MW.ano = 0,563 R$/kW.mês

πU2 = πg

2= 0,000 R$1000/MW.ano = 0,000 R$/kW.mês A seguir pode-se calcular os encargos totais referentes a cada usina: ETU

1 = 6,7500*60 = 405,00 R$1000/ano = 33,75 R$/kW.mês ETU

2 = 0,0000*80 = 0,00 R$1000/ano = 0,00 R$/kW.mês


7-10

Na figura 7-7, pode-se verificar que os valores das tarifas das usinas e encargos totais, obtidos pelo programa, conferem com aqueles calculados anteriormente.

Figura 7-7 – Tarifas por usina Pode-se observar que a soma dos encargos das usinas (33,75 R$1000/mês) equivale à parcela da receita permitida a ser coberta pelos geradores, ou seja, 405,00 R$1000/ano. • Tarifas das Zonas de Carga

Para calcular a tarifa da única zona de carga deste caso exemplo, utiliza-se a seguinte fórmula:

( )

∑

∑

=

==i

i

NBZ

jj

NBZ

jj

cj

Zi

d

d

1

1*π

π

mêskWRanoRZi ./$33750,0.1000$0500,4

8020080*063,520*000,00*050,0

==++

++−=π


7-11

Na figura 7-8, pode-se verificar que o valor da tarifa da zona de carga, obtido pelo programa, confere com aquele calculado anteriormente.

Figura 7-8 – Tarifas por zona Pode-se observar que, multiplicando-se a tarifa da zona (em R$1000/MW.ano) por sua demanda total, obtém-se um total que equivale à parcela da receita permitida a ser coberta pelos consumidores, ou seja, 405,00 R$1000/ano.


7-12

7.2. Caso Exemplo Utilizando a Barra 2 como Referência A seguir são apresentados os dados de rede correspondentes ao caso exemplo, com a barra 2 sendo a de referência. Como já apresentado no item anterior, a matriz de admitâncias nodais [B] (utilizada na solução do fluxo de potência linear) correspondente a este sistema é a seguinte:

[ ]⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−

−=

5.320.205.120.200.30.105.120.105.22

jjjjjjjj

B

o que acarreta uma matriz de sensibilidades supondo a referência na barra 2 [β2]:

[ ]⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−

−=

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

=78261.021739.021739.0

00000.000000.000000.043475.043475.056520.0

33/23

22/23

21/23

33/13

22/13

21/13

33/12

22/12

21/12

2

βββββββββ

B

Os dados de transmissão e de usinas permanecem os mesmos do item anterior. Conseqüentemente, o despacho e a respectiva distribuição de fluxos e fatores de ponderação também não se alteram, conforme ilustrado na figura 7-9.

(1) (2)

(3)

80MW

42,9MW57,1MW

44,0MW

6,9MW

36,0MW

20MW

Figura 7-9 – Fluxos mudando a barra de referência OBTENÇÃO DOS CUSTOS UNITÁRIOS Como os dados de transmissão utilizados foram os mesmos do caso exemplo anterior, os custos totais, anualizados e unitários também são os mesmos.


7-13

CÁLCULO DAS TARIFAS NODAIS Para a obtenção das tarifas utilizam-se as equações dos itens 3.1 a 3.6, utilizando os fatores de carregamento propostos: zero e 100%. • Tarifas Nodais sem Ajuste de Geração

Inicialmente calcularemos as tarifas nodais de geração sem ajuste (πg’ ).

( )∑=

=NL

jjjji

gi fpc

1

' **βπ

πg’

1 = 0,56522*1,00*1*0,02530+0,43478*1,00*1*0,13343-0,43478*1,00*1*0,16287 = = 0,00150 R$1000/MW.ano πg’

2 = 0,00000*1,00*1*0,02530+0,00000*1,00*1*0,13343+0,00000*1,00*1*0,16287= = 0,00000 R$1000/MW.ano πg’

3 = 0,21739*1,00*1*0,02530-0,21739*1,00*1*0,13343-0,78261*1,00*1*0,16287 = = -0,15097 R$1000/MW.ano

ou seja;

πg’

1 = 0,00150 R$1000/MW.ano πg’

2 = 0,00000 R$1000/MW.ano πg’

3 = -0,15097 R$1000/MW.ano • Tarifas Nodais sem Ajuste de Carga

Lembrando que as tarifas nodais sem ajuste de carga (πc’ ) são simétricas às de geração, tem-se: πc’

1 = -0,00150 R$1000/MW.ano πc’

2 = 0,00000 R$1000/MW.ano πc’

3 = 0,15097 R$1000/MW.ano • Tarifas Nodais de Geração

A seguir é mostrado o cálculo das tarifas nodais de geração. Considerou-se o rateio (PG) da receita permitida entre geradores e consumidores na proporção 50% - 50%. A parcela da receita permitida a ser coberta pelos geradores (RG) é calculada por: RG = RP * PG = 810,00 * 50% = 405,00 R$1000/ano O ajuste aditivo para as barras de geração é definido pela barra com geração que tenham a menor tarifa, ou seja, a barra 2. Assim:


7-14

πg’


''" gM

gi

gi πππ −=

πg”

1 = 0,00150 R$1000/MW.ano πg”

2 = 0,00000 R$1000/MW.ano πg”

3 = -0,15097 R$1000/MW.ano O ajuste multiplicativo é definido por:

( )572,4499

80*00000,060*00150,000,405

*1

"=

+==∆

∑=

NB

jj

gj

G

g

RAPgπ

As tarifas nodais de geração (πg ) são, então, calculadas por:

ggi

gi ∆= *"ππ

πg

1 = 6,750 R$1000/MW.ano πg

2 = 0,000 R$1000/MW.ano πg

3 = -679,301 R$1000/MW.ano Supondo fator de carga unitário, pode-se expressar as tarifas em R$/kW.mês, dividindo os valores por 12: Assim, as tarifas nodais de geração passam a ser: πg

1 = 0,563 R$/kW.mês πg

2 = 0,000 R$/kW.mês πg

3 = -56,608 R$/kW.mês Conforme foi citado anteriormente, observa-se que as tarifas nodais de geração não se alteram com a mudança da barra de referência.

• Tarifas Nodais de Carga

A seguir é mostrado o cálculo das tarifas nodais de carga. A parcela da receita permitida a ser coberta pelos consumidores (RC) é calculada por:


7-15

RC = RP *(1- PG) = 810,00 * 50% = 405,00 R$1000/ano O ajuste aditivo para as barras de carga também é definido pela barra com carga que tenha menor tarifa. Assim: πc’


''" cM

ci

ci πππ −=

πc”

1 = -0,00150 R$1000/MW.ano πc”

2 = 0,00000 R$1000/MW.ano πc”

3 = 0,15097 R$1000/MW.ano O ajuste multiplicativo é definido por:

( )53314,33

80*15097,020*00000,000,405

*1

'=

+==∆

∑=

NB

jj

cj

C

d

RAPcπ

As tarifas nodais de carga (πc ) são então calculadas por:

cci

ci ∆= *'ππ

πc

1 = -0,050 R$1000/MW.ano πc

2 = 0,000 R$1000/MW.ano πc

3 = 5,063 R$1000/MW.ano Supondo fator de carga unitário, pode-se expressar as tarifas em R$/kW.mês, dividindo os valores por 12: Assim, as tarifas nodais de carga passam a ser: πc

1 = -0,004 R$/kW.mês πc

2 = 0,000 R$/kW.mês πc

3 = 0,422 R$/kW.mês Observa-se que, tal como as tarifas nodais de geração, as tarifas nodais de carga também não se alteram com a mudança da barra de referência.


7-16

Na figura 7-10, pode-se verificar que os valores das tarifas nodais de geração e de carga, obtidos pelo programa, conferem com aqueles calculados anteriormente.

Figura 7-10 – Tarifas nodais mudando a barra de referência • Tarifas das Centrais Geradoras

Como as tarifas nodais de geração são as mesmas obtidas com a referência na barra 1, as tarifas das usinas serão necessariamente iguais, não havendo necessidade de serem recalculadas aqui.

• Tarifas das Zonas de Carga

Como as tarifas nodais de carga são as mesmas obtidas com a referência na barra 1, a tarifa da zona de carga será necessariamente igual, não havendo necessidade de ser recalculada aqui.


8-1

8. Como Fazer?

Neste capítulo são apresentados exemplos de como fazer algumas simulações práticas com o programa como, por exemplo, projeções de possíveis evoluções do sistema elétrico.

8.1. Aumento de Potência Disponível em uma Usina já Existente • Alterar no arquivo “.USI” o valor de potência disponível, substituindo o valor anterior pelo

novo valor. • Alterar no arquivo “.USI” os valores de capacidade instalada por barra correspondentes à

usina em questão. • Alterar no arquivo “.USI” o valor de energia assegurada da usina de modo a refletir o seu

aumento de potência. • Alterações correlatas na rede elétrica próxima à usina devem ser representadas no arquivo

“.DC” (p.ex. reforços na conexão da usina). Alterações em elementos da rede básica devem ser também retratadas no arquivo “.TRA”.

• Simular o cálculo de tarifas executando o programa com os arquivos alterados.

8.2. Entrada de uma Nova Usina no Sistema • Incluir no arquivo “.USI” os dados de potência disponível, energia assegurada e capacidade

instalada por barra relativa à nova usina. • Qualquer alteração ou acréscimo na rede elétrica (p.ex. acréscimo de equipamentos de

conexão da nova usina) deve ser representada no arquivo “.DC”. Alterações e acréscimos na rede básica devem ser também retratadas no arquivo “.TRA”.

• Simular o cálculo de tarifas executando o programa com os arquivos alterados.

8.3. Entrada de uma Nova Obra na Rede Básica • Acrescentar no arquivo “.TRA” todos os novos elementos da rede básica, com seus

respectivos custos padrão e capacidades. • Retratar no arquivo “.DC”, além dos acréscimos referentes à rede básica, todas as demais

alterações ocorridas na rede elétrica. • Simular o cálculo de tarifas executando o programa com os arquivos alterados.


9-1

9. Glossário de Termos Utilizados

A seguir está apresentado um glossário de termos utilizados neste manual. Acessantes - Concessionário e permissionário de serviço público de energia elétrica, produtor independente ou autoprodutor, consumidor livre, importador ou exportador de energia elétrica que venha a utilizar a rede elétrica. Agentes - denominação genérica aplicável a todos os entes participantes do processo de produção, transmissão, distribuição e consumo de energia elétrica, por exemplo: acessantes, Concessionárias de Transmissão, ONS etc. ANAREDE - Programa de Fluxo de Potência desenvolvido pelo CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica - Grupo ELETROBRÁS. ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, autarquia especial que tem por finalidade regular, mediar e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de ENERGIA, criada pela Lei nº. 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Área de distribuição - área de concessão explorada por empresa para prestação de serviço de distribuição de energia. Barra de referência - barra do sistema onde são compensadas as injeções incrementais de potência no cálculo das tarifas nodais de uso do sistema elétrico. Caso de fluxo de potência - arquivo de dados de entrada para um programa computacional de cálculo de fluxo de potência, contendo um conjunto de despachos e de valores de carga para todo o sistema representado. Concessionária de Transmissão - pessoa jurídica com delegação do Poder Concedente para a exploração dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica. Consumidores ou Agente Consumidor - pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito, legalmente representada, que assume a responsabilidade pelo pagamento das contas e pelas demais obrigações legais, regulamentares e contratuais e recebe e usa como destinatário final o fornecimento de energia elétrica. Contrato bilateral - documento comercial resultante de acordo entre agentes com o objetivo de estabelecer preços e volumes para a comercialização de energia elétrica em períodos de tempo determinados. Custo anualizado - Custo anual de um componente, obtido a partir da proporcionalização da receita total a ser coberta pela soma dos custos total de reposição. Custo de reposição - investimento padrão necessário para construir, no momento atual, um componente da transmissão/distribuição. Custo unitário - investimento necessário para elevar a capacidade de um elemento de transmissão/distribuição em 1 MW (expresso em R$/MW). Encargos de uso do sistema de Transmissão - Montante a ser pago pelos usuários relativo ao uso das instalações de Transmissão.


9-2

Energia Assegurada - Valor de energia obtido a partir da energia firme e da energia garantida da usina. Este valor é homologado pela ANEEL e calculado segundo critérios por ela definidos. Fator de Carregamento - o fator de carregamento de uma linha de transmissão ou transformador é a razão entre o valor absoluto do seu fluxo de potência ativa e a sua capacidade. Fator de Ponderação - cada fator de ponderação utilizado na expressão da metodologia nodal é igual a zero (se o fator de carregamento for inferior ao limite mínimo), ou igual a um (se o fator de carregamento for superior ao limite máximo), ou um valor intermediário (se o fator de carregamento estiver entre os limites mínimo e máximo). Gerador (agente de geração) - agente titular de concessão ou autorização outorgada pelo Poder Concedente para gerar energia elétrica e comprar e vender energia elétrica no âmbito do MAE. Matriz Beta - matriz de fatores de sensibilidade dos fluxos nas linhas em relação às injeções nas barras, obtida do modelo de fluxo de potência DC. Mercado atacadista de energia (MAE) - ambiente organizado e regido por regras claramente estabelecidas no qual se processam a compra e a venda de energia entre seus participantes, tanto através de contratos bilaterais como em regime de curto prazo. Metodologia nodal - Critério de rateio da Receita Total a ser coberta que utiliza uma metodologia de cálculo de encargos de uso do sistema elétrico que atribui uma tarifa a cada barra (nó) do sistema, independentemente das transações entre geradores e cargas. Operador Nacional do Sistema (ONS) - Agente de direito privado sob forma de associação civil, sem fins lucrativos, instituído pela Lei nº 9.648/98 e Decreto nº 2.655/98, com o objetivo de coordenar, supervisionar e controlar a operação do sistema elétrico brasileiro e as interconexões internacionais assegurando a otimização eletro-energética e econômica daquele sistema, bem como propor a ANEEL ampliações nos sistemas existentes. Otimização energética - aproveitamento ótimo dos recursos energéticos disponíveis. Parcela de cobertura da receita - parcela (igual para todas as barras) que é adicionada às tarifas nodais de uso do sistema elétrico com o objetivo de garantir que o montante arrecadado com as tarifas iguale a receita total permitida. Potência Disponível - Máxima potência injetada pela usina no sistema, calculada pela potência nominal instalada menos o consumo próprio e os fornecimentos feitos diretamente de sua subestação ou através de instalações de uso exclusivo de consumidores. PRCI - Preço Relacionado com o Custo de Investimento. Projeto RE-SEB - Projeto de reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, processo de desverticalização do processo de produção, transmissão e distribuição de energia elétrica no Brasil. Rateio da receita - proporção do montante pago de encargos de uso do sistema elétrico entre geradores e consumidores. Receita anual permitida - valor a ser repassado às empresas de transmissão como


9-3

pagamento pela disponibilização de seus ativos ao agente operador. Rede básica - linhas de transmissão e subestações com tensão igual ou superior a 230kV ou instalações em tensão inferior quando especificamente definidas pela ANEEL, conforme Resolução n° 245, de 31 de julho de 1998, da ANEEL. Reestruturação do setor elétrico brasileiro - processo de desverticalização do processo de produção, transmissão e distribuição de energia elétrica no Brasil. Sentido do fluxo dominante - sentido do fluxo de potência ativa em um equipamento de transmissão/distribuição. Sistema interligado – Os sistemas de geração, transmissão e distribuição de propriedade das diversas empresas, com uso compartilhado por essas empresas, por onde transitam energias de diversas fontes e destinos, sujeitos aos Procedimentos de Rede do ONS. Tarifa - Valor regulado, por unidade de energia injetada/retirada da rede de transmissão/distribuição, expressa em R$/MWh, que aplicado à demanda ou potência instalada dará origem aos encargos de uso do sistema elétrico a serem pagos. Tarifa nodal - sistema tarifário que atribui uma tarifa diferente para cada barra (nó) do sistema, assim sendo, a tarifa de uso do sistema elétrico de um acessante dependerá da barra onde está conectado. Taxa de remuneração - Taxa de remuneração a ser adotada na anualização dos custos de reposição. Transmissão - conjunto de linhas de transmissão e subestações, de um ou mais proprietários, pertencentes à rede básica. Zonas de Carga - É constituída pelo conjunto de barras da transmissão e da distribuição em cada unidade federativa do Brasil.

manual do usuÁrio - aneel.gov.br · nodal – simulação de tarifas de uso do sistema elétrico...

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