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PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE DEZEMBRO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Rua da Quitanda, 196 - Centro
20091-005 Rio de Janeiro RJ
Tel (+21) 2203-9400Fax (+21) 2203-9444
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ONS NT-146-207-2013
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE DEZEMBRO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
30/11/2013 A 06/12/2013
NT 146-207-2013 (PMO - Semana Operativa 30-11-2013 a 06-12-2013).docx
Sumário
1
Introdução
4
2
Conclusões
4
2.1
Relacionadas ao atendimento Energético
4
2.2
Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança
3
Elétrica
Pontos de Destaque
5
5
3.1
Relacionados com a Operação Hidroenergética
5
3.1.1
Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
7
3.1.3
Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
3.2
Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas
12
Instalações
3.3
4
12
Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos
12
3.4
Relacionados com a Otimização Energética
12
3.5
Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
14
3.6
Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
15
3.6.1
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
15
3.6.2
Região Sul
15
3.6.3
Região Nordeste
16
3.6.4
Região Norte
16
3.7
Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema
Diretrizes para a Operação Eletroenergética
16
18
4.1
Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
18
4.2
Diretrizes para operação energética das bacias
19
4.3
Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo
Real
20
4.4
Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
22
4.4.1
Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas
4.4.2
5
24
Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga
Previsão de Carga
26
29
5.1
Carga de Energia
29
5.2
Carga de Demanda
31
Lista de figuras e tabelas
ONS
NT-146-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO
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3
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1
Introdução
Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação
Eletroenergética do mês de Dezembro/2013, para a semana operativa de 30/11/2013
a 06/12/2013, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo
a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado
Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos
Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que
são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de
geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água,
estabelecidas pela Agência Nacional de Águas – ANA.
2
Conclusões
2.1
Relacionadas ao atendimento Energético
Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região
Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e
das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3, L.C. Prestes, Atlântico, Gov. Leonel Brizola,
Cocal, PIE-RP (indisponível, conforme legislação vigente), Juiz de Fora, W. Arjona, B.
L. Sobrinho, E. Rocha, A. Chaves e Norte Fluminense 4. Na região Sul, houve
indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das
UTEs Candiota III, P. Médici A (indisponível, conforme declaração do Agente), P.
Médici B e J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jeronimo e, somente
nos patamares de carga pesada e média, da UTE Araucária. Na região Nordeste,
houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga,
das UTEs Termopernambuco, P. Pecém I, Fortaleza, P. Pecém II, C. Furtado,
Termoceará, R. Almeida e J. Soares Pereira. Na região Norte, houve indicação de
despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs
Maranhão V, Maranhão IV, P. Itaqui, N. Venécia 2 e, somente nos patamares de
carga pesada e média, da UTE Aparecida. Além disso, está previsto para a semana
de 30/11/2013 a 06/12/2013, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Linhares por
ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, em cumprimento à
instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.
A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de
mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a
semana operativa de 01/02/2014 a 07/02/2014, benefício marginal de R$
287,86/MWh, R$ 287,61/MWh e R$ 287,34/MWh, para os patamares de carga
pesada, media e leve, respectivamente. Assim sendo, foi comandado, por ordem de
mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares em suas
disponibilidades máximas para a semana operativa de 01/02/2014 a 07/02/2014.
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2.2
Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica
Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para
atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser
necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou
utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas
no item 4.4.1.
3
Pontos de Destaque
3.1
Relacionados com a Operação Hidroenergética
Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser
programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai,
através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.978, de 27 de agosto de 2013, o ONS
utilizou a versão 18 do modelo NEWAVE para elaboração do Programa Mensal de
Operação para o mês de Dezembro/13.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o
ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal
de Operação para o mês de Dezembro/13.
Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a
partir do PMO de Dezembro de 2012:
 A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os
limites entre submercados no calculo do PLD;
 Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da
utilização do modelo DECOMP;
 Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no
tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP.
Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução
ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no
planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no
Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do
programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado
anteriormente através do Sistema GIT-MAE.
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O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Dezembro/13 foi elaborado
tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006,
emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:
•
“Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar
na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas
Equivalentes Interligados – Newave e do Modelo para Otimização da Operação de
Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas – Decomp, como limite de
disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibil idade
Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de
2006.
§ 1º Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá
considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução Normativa
ANEEL nº 237/2006).
A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/10/2013, para
todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na
Carta ONS-0161/400/2013, emitida em 18/11/2013.
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3.1.1
Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

A configuração dos Sistemas de Transmissão Associado às Usinas de Santo
Antônio e Jirau e de Suprimento aos Estados do Acre e Rondônia é mostrada a seguir:
Destacam-se os seguintes pontos com relação aos testes do Sistema de Transmissão
de Escoamento de Energia das UHEs Santo Antônio e Jirau:
Em 14/10 iniciaram-se os testes de equipamentos (banco de capacitores,
transformadores conversores e open line test) na SE Coletora Porto Velho e SE
Araraquara, relativos ao Bipolo do Elo de Corrente Contínua do aproveitamento da
energia das Usinas associadas ao Rio Madeira.
Cabe observar que em 27/11/2013 foi concluído o comissionamento das Estações
Conversoras da SE Coletora Porto Velho e da SE Araraquara tendo as mesmas sido
disponibilizadas para a operação.
Com a disponibilização destas instalações, associadas aos circuitos 1 e 2 da LT 600 kV
de CC do Bipolo 1 do Madeira, em 29/11/2013 foi iniciado o escoamento, para a região
Sudeste, da energia produzida nas usinas do Complexo Madeira (UHE Santo Antônio e
UHE Jirau).

Em julho/2013 foi disponibilizado para a operação o Sistema de Transmissão
Associado à Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus envolvendo os equipamentos de
500 kV dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos três
transformadores 500/230 kV – 3x600 MVA da SE Lechuga, o que permitiu a integração
do sistema de Manaus ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação
Tucuruí - Macapá – Manaus:
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Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as
contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kV Lechuga – Manaus e Balbina –
Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kV Tucuruí – Xingu,
estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de
100 MW na Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230
kV que chegam a Manaus.
Destaca-se aqui a energização do novo transformador AT6-01 230/138 kV – 150 MVA
na SE Manaus, associado ao Sistema de 138 kV de Cachoeira Grande, que permitirá
remanejamento de cargas da rede de 69 kV para este ponto de suprimento, aliviando
desta forma, o carregamento dos transformadores 230/69 kV – 3 x 150 MVA, conforme
cadastro no SGI 35.856-13.
A figura a seguir indica as condições operativas supracitadas:
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5 x 50 MW
4 x 17 MW
100 MW
300 MW

Atendimento às regiões da grande Goiânia, Oeste do estado de Goiás e Anápolis
Para comportar o crescimento do mercado das referidas regiões, foi planejada a
integração de um novo ponto de suprimento pela Rede Básica, que consiste na nova
SE Trindade 500/230 kV - 3x400 MVA, a ser conectada à SE Rio Verde Norte em
500 kV, através de um circuito duplo e com derivação para o sistema de 230 kV da
CELG, através da LT 230 kV Trindade - Xavantes, circuito duplo. O diagrama abaixo
ilustra a solução estrutural para a região.
Com a entrada das obras associadas à SE Trindade 500/230 kV, previstas para
entrada em operação em 03/11/2013, observa-se substancialmente redução no
carregamento da transformação 345-230kV de Bandeirantes e da LT 230kV
Anhanguera – Goiânia Leste, que têm apresentado em períodos de carga média
carregamentos elevados e até sobrecargas e com isto implicando em despacho de
geração térmica na região. Estas obras inicialmente estavam previstas para entrada
em operação até o dia 12 de julho de 2012. No entanto, em vista de embargos
ambientais do trecho em 500 kV, não foi possível cumprir este prazo.
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Cabe ressaltar que os seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás
Transmissão S.A estão em operação:
− LT 500 kV Rio Verde Norte – Trindade C1 e C2;
− LT 230 kV Trindade – Xavantes C1 e C2;
− SE Trindade – 3 Transformadores 500/230 kV – 3x400MVA.
A entrada em operação desses equipamentos melhoram as condições de
carregamento e tensão no sistema de atendimento a Goiânia e vizinhança e
contribuindo ainda para evitar despacho de geração térmica por razões de segurança
elétrica na região.
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3.1.2
Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade
As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os
critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá cap acidade
para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto nas
situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que
deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.
Foram estabelecidos novos limites de exportação das regiões Sudeste e Centro-Oeste
para as regiões Norte e Nordeste (Exp_SE), objetivando evitar que a frequência do
sistema Norte/Nordeste excursione a valor inferior a 57,1 Hz caso ocorra a perda das
interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. Esses limites são apresentados na tabela
a seguir:
Limites de Exp_SE
Patamar de Carga
3400 MW
Pesada/Média
3400 MW
Leve
Além da adoção desses limites de exportação, deverá sempre ser mantida uma inércia
sincronizada mínima nas regiões Norte e Nordeste, cujos valores são os seguintes:
Usina
Configuração Mínima de Máquinas
UHE Luiz Gonzaga
03
UHE Paulo Afonso 4
03
UHE Xingó
04
UHE Tucuruí
08
Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas
Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é
necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.
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3.1.3
Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, devese mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a
rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de
Operação conforme indicado no Anexo I.
Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como
compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida
deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.
3.2
Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações
3.3
Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos





3.4
Compensador Síncrono 2 da SE Presidente Dutra (até 05/12/2013)
Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/01/2014)
Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2013)
TR-2 500/345 kV Samambaia (30/05/2014)
TR-1 500/230 kV Imperatriz (30/11/2013)
Relacionados com a Otimização Energética
Os resultados do PMO de Dezembro/13, para a semana de 30/11/2013 a 06/12/2013,
indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/12
Energia Armazenada (%EARmax)
SE/CO
S
NE
N
Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado
41,3
70,6
21,2
34,1
25,5
Limite Inferior
40,4
68,4
20,6
33,7
25,8
ONS
Energia Armazenada (%EARmax)
SE/CO
S
NE
N
Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado
45,3
67,3
25,1
35,4
28,8
Limite Inferior
40,5
59,6
21,4
33,6
29,6
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43
Os resultados do PMO de Dezembro/13 indicam as seguintes metas semanais de
transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação
associados:
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)
2.057
46
N
NE
2.011
1.100
4.690
SE/CO
50
IT
1.260
5.723
60
6.028
306
S
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)
Custo Marginal da Operação
SE/CO
S
NE
N
Pesada
Leve
308,43
308,43
294,61
308,43
308,43
294,61
308,43
308,43
294,61
308,43
308,43
294,61
Média Semanal
303,41
303,41
303,41
303,41
Média
ONS
13
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43
3.5
Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a
próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana
em curso. A previsão é de ocorrência de chuva fraca a moderada nas bacias deste
subsistema, devido a passagem de duas frentes frias. O valor previsto de Energia
Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é
de 86% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentamse em leve ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de
uma frente fria ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai
e Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 84% d a
MLT para a próxima semana, sendo armazenável 82% da MLT.
No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A
previsão é de que a passagem da frente fria ocasione chuva fraca na bacia do rio São
Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 31% MLT, sendo
totalmente armazenável.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. Neste período
permanecem as pancadas de chuva na bacia do rio Tocantins. Em relação à média de
longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 66% MLT,
sendo armazenável 65% da MLT.
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
ONS
ENA Semanal - Valor Esperado
SE/CO
S
NE
N
MWmed
33.857
6.503
2.936
3.505
% MLT
86
84
31
66
% MLT Armazenável
85
82
31
65
ENA Semanal – Limite Inferior
SE/CO
S
NE
N
MWmed
25.526
3.392
1.991
2.989
% MLT
65
44
21
56
% MLT Armazenável
64
42
21
55
14
/
43
3.6
Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
3.6.1
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de dezembro é de
uma média de 101% da MLT, sendo armazenável 100% da MLT, o que representa um
cenário hidrológico superior ao que se verificou no último mês.
Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o
mês situar-se-á no patamar de 77% da MLT, sendo armazenável 76% da MLT.
Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão
para as principais bacias deste subsistema.
Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado
3.6.2
Limite Inferior
Bacias
Semana
Mês
Semana
Mês
Bacia do Rio Grande
95
109
70
80
Bacia do Rio Paranaíba
87
107
62
75
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá)
94
112
76
93
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu)
88
106
74
90
Paraíba do Sul
112
112
93
90
Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de dezembro é de 87% da
MLT, sendo armazenável 85% da MLT, o que revela uma condição hidrológica
superior ao que se verificou no último mês.
Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para
o mês situar-se-á no patamar de 52% da MLT, sendo armazenável 50% da MLT.
Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da
previsão para as principais bacias deste subsistema.
ONS
15
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43
Valor Esperado
3.6.3
Limite Inferior
Bacias
Semana
Mês
Semana
Mês
Bacia do Rio Iguaçu
79
87
82
87
Bacia do Rio Jacuí
108
93
48
56
Bacia do Rio Uruguai
86
87
59
50
Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de dezembro é de 55%, sendo
totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao
observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 40% da MLT para a ENA mensal, sendo
totalmente armazenável.
3.6.4
Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de dezembro
apresente uma média de 83% da MLT, sendo armazenável 82% da MLT, valor este
que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 69% da MLT%, sendo armazenável
68% da MLT.
3.7
Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema
Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da
previsão de ENA mensal por cada subsistema.
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região
ONS
ENA Mensal – Valor Esperado
SE/CO
S
NE
N
MWmed
41.883
6.470
5.609
4.769
% MLT
101
87
55
83
% MLT Armazenável
100
85
55
82
ENA Mensal - Limite Inferior
SE/CO
S
NE
N
MWmed
32.040
3.840
4.137
3.937
% MLT
77
52
40
69
% MLT Armazenável
76
50
40
68
16
/
43
Emborcação
S.Mesa
Tucuruí
Três Marias
Sobradinho
O
rio Tocantins
C
Furnas
I
rio Paranaíba
rio Grande
Figura 3-10: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 3 0/11 a 06/12
rio S. Francisco
A.Vermelha
N
T
S.Simão
Mascarenhas
Â
rio Doce
Promissão
B.Bonita
L
rio Tietê
I.Pombos
T
Funil
Jupiá
A
rio Manso
Capivara
Jurumirim
rio Paranapanema
O
rio São Lourenço
rio Pb. Sul
Itaipu
N
Manso
S.Osório
F.Areia
rio Cuiabá
A
rio Iguaçu
rio Paraguai
E
Itá
rio Uruguai
C
P.Real
O
rio Jacuí
1-5
ONS
5-10
10-20 20-50 50-100 mm
rio Paraná
17
/
43
4
Diretrizes para a Operação Eletroenergética
4.1
Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada para uma defluência de cerca
de 500 m³/s, visando o atendimento da restrição de uso múltiplo da água a jusante da
usina.
A geração das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada
visando a manutenção da defluência mínima nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o
intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região
NE.
Em função do cenário de afluências reduzidas a seu reservatório, se faz necessário
minimizar a exploração da geração da UHE Tucuruí visando a controlabilidade do
deplecionamento de seu reservatório, até que haja o início da estação chuvosa com
consequente reversão deste quadro.
As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu será explorada prioritariamente nos
períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e
os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.
Na região Sul, as disponibilidades energéticas de suas usinas deverão ser transferidos
para a região SE/CO prioritariamente nos períodos de carga média e pesada,
respeitando-se os limites elétricos vigentes.
Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá
o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais
definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:
1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada
pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões
Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real,
quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho
otimizado ou;
2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de
cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de
armazenamento nestes reservatórios.
Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da
operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores
contratuais.
ONS
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4.2
Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Água Vermelha, Marimbondo, Furnas e
M.Moraes deverá ser explorada prioritariamente.
Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão e Itumbiara deverá ser
explorada prioritariamente. A geração das UHEs Nova Ponte, Emborcação deverá ser
minimizada, face às condições de armazenamento de seus reservatórios.
Bacia do Rio Tietê: A operação da UHE Barra Bonita será dimensionada visando a
manutenção da cota mínima 449,50m em seu reservatório, com o objetivo de garantir a
navegabilidade em trecho assoreado do rio a montante da usina. A geração das demais
usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições
hidroenergéticas da bacia, visando à manutenção da navegabilidade da hidrovia ao
longo do ano, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos
períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara
deverá ser maximizada para evitar/minimizar a ocorrência de vertimentos para controle
do nível de armazenamento de seus reservatórios, bem como para o atendimento das
necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto
Primavera deverá ser dimensionada para o atendimento das necessidades de afluência
regularizada a UHE Itaipu e do atendimento das condições de navegabilidade da
hidrovia ao longo do ano
A geração da UHE Itaipu deverá ser explorada prioritariamante nos períodos de carga
média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes na interligação Sul-SE/CO.
Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica
que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverão ser
dimensionadas visando garantir as afluências necessárias a UHE Funil, que
possibilitem um deplecionamento de seu reservatório dentro do previsto. A geração da
UHE Funil será dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.
Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada visando a
controlabilidade do deplecionamento de seu reservatório, até que haja o início da
estação chuvosa com consequente reversão deste quadro. A geração da UHE Serra da
Mesa deverá ser explorada ao máximo. A geração das UHEs Cana Brava, São
Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, deverá ser dimensionada visando a
exploração de suas disponibilidades energéticas, alocando prioritariamente sua
geração nos períodos de carga média e pesada, e minimizando nos períodos de carga
leve.
ONS
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43
Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias
indica a minimização de sua geração, respeitando-se a restrição de uso múltiplo a
jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco
na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de
nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo as disponibilidades energéticas exploradas
prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios
Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Capivari, deverão ser utilizadas prioritariamente para o
fechamento do balanço energético do SIN.
4.3
Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real
Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou
perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas
deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
UHEs que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento;
UHE Água Vermelha;
UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;
Usinas da bacia do rio Paranapanema;
Usinas da região Sul;
UHE Marimbondo;
UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a
coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata.
8. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a
coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata.
9. UHE Itumbiara;
10. UHE Emborcação;
11. UHE Nova Ponte;
12. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a
coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;
13. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes;
14. UHE Tucuruí;
15. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São
Francisco e os limites elétricos vigentes.
ONS
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43
Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos
de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada
na seguinte ordem de prioridade:
1. Usinas que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento;
2. UHE Passo Fundo;
3. Usinas da bacia do rio Jacuí;
4. UHE Barra Grande
5. UHE S.Santiago, S.Osório e S.Caxias;
6. UHE Ney Braga;
7. UHE GBM;
8. UHE Mauá;
9. UHE GPS;
10. UHE Campos Novos;
11. UHEs Machadinho, Itá e Foz do Chapecó,
12. Explorar disponibilidade da Região SE.
Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do
Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos,
variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no
Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.
Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de
recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de
regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e
elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:
1. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites
elétricos vigentes;
2. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
4. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina.
ONS
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Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na
operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas
UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração
na seguinte ordem de prioridade:
1. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina;
2. UHE Sobradinho;
3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
4. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
5. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste.
4.4
Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN,
bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real,
durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em
consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções
mais relevantes estão indicadas neste item.
A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações
envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm
rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e
Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes,
estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vist a a segurança
de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como
os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.
Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem
resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples;
embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN,
somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a
ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de
carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e
Norte/Nordeste.
ONS
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43
As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste
Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:
e
Figura 4-1: Interligações entre regiões
Onde:
FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente
Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas.
FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa
2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe
2.
FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido
na SE Colinas.
FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE
Colinas, medido na SE Miracema.
FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa
para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa.
FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã.
RSE – Recebimento pela Região Sudeste.
FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu.
RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE.
RSUL – Recebimento pela Região Sul.
FSUL – Fornecimento pela Região Sul.
FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para
SE Ibiúna.
FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE
Bateias.
ONS
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4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou
intercâmbio entre subsistemas
 SE Ivaiporã – Barra B de 765 kV das 05h30min às 16h30min do dia 01/12
(domingo).
Esta intervenção esta programada para a realização de ações para melhoria do
desempenho da SE Ivaiporã frente a descargas atmosféricas sob condições de
chuva intensa (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas – SPDA).
Para garantir a segurança do sistema, considerando a perda total da SE Ivaiporã,
recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:
GIPU 60 Hz < 3.800 MW
RSUL
< 2.800 MW
RSE
< 3.800 MW
FSE
< 3.600 MW
Elo CC
< 5.300 MW
 LT 765 kV Itaberá – Ivaiporã C3 das 05h30min às 16h30min do dia 01/12
(domingo).
Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para substituição de
relés de distância da proteção alternada da LT 765 kV Itaberá – Ivaiporã C3.
Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos da LT
765 kV Itaberá – Ivaiporã em operação, recomenda-se atender as seguintes
restrições energéticas:
GIPU 60 Hz < 5.000 MW
RSE
< 3.800 MW
FSE
< 3.600 MW
Elo CC
< 5.300 MW
 LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C3 das 06h30min às 17h00min no dia 01/12
(domingo).
Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em chaves seccionadoras associadas à LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto,
na SE Itaberá.
ONS
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43
Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender as seguintes restrições
energéticas:
GIPU 60 Hz < 5.000 MW
RSE
< 3.800 MW
FSE
< 3.600 MW
Elo CC
< 5.300 MW
 LT 500 kV Oriximiná – Silves C1 e C2 das 09h00min às 19h00min do dia 30/11
(sábado) até o dia 03/12 (terça – feira) # Sem Desligamento.
Esta intervenção esta programada para realização de corte seletivo, poda de árvores
e roço na faixa de servidão e área de torres ao longo dos dois circuitos da LT 500 kV
Oriximiná – Silves.
Para garantir a segurança do sistema, sem atuação do ERAC em Manaus em caso
de perda do circuito em operação da LT 500 kV Oriximiná – Silves, recomenda-se
atender a seguinte restrição energética:
F (Manaus) < 50 MW
 LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi C2 das 07h00min às 08h00min do dia
01/12 (domingo).
Esta intervenção esta programada para realização de testes de atuação da Unidade
de Proteção Principal da LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi C2 na SE Gurupi.
Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda total da SE Gurupi,
recomenda-se atender a seguinte restrição energética:
[ F (GU – MC) + F (SE – NE) ]
< 1.100 MW
 LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C3 das 07h00min às 08h00min dos
dias 04/12 (quarta – feira) e 05/12 (quinta – feira).
Esta intervenção esta programada para realização de testes de atuação da Unidade
de Proteção Principal da LT 500kV Serra da Mesa – Samambaia C3 na SE
Samambaia.
Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla da LT 500 kV Serra
da Mesa – Samambaia e da LT 500 kV Serra da Mesa 2 – Luziânia, recomenda-se
atender a seguinte restrição energética:
-1.500 MW< FSM < 1.500 MW
ONS
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43
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em
perda de grandes blocos de carga
a) Área São Paulo
 SE Baixada Santista – Barra 3 de 345 kV das 00h00min do dia 30/11 (sábado)
até às 07h00min do dia 02/12 (segunda – feira).
Esta intervenção esta programada para realização de serviços para elim inar ponto
quente em conectores de TCs de 345 kV da SE Baixada Santista.
Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de defeitos na Barra 4 de 345
kV da SE Baixada Santista ou contingência em algum equipamento seguida de falha
de disjuntor acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista,
pelo tronco de transmissão 88 kV Baixada Santista - Henry Borden e pela SE Henry
Borden, em um montante de até 600 MW.
 SE Bandeirantes – Operação em Barra Única no Setor de 88 kV das
00h00min às 05h00min do dia 30/11 (sábado).
Esta intervenção esta programada para realização de serviços de energização do
Transformador TR-2 de 345/88 kV – 400 MVA da SE Bandeirantes.
Durante a realização desta intervenção, eventuais faltas na barra de 88 kV da SE
Bandeirantes em operação ou perda de linha de transmissão seguida de falha de
disjuntor acarretarão a perda de todo o setor de 88 kV daquela SE, com a
consequente interrupção de suas cargas, em um montante de até 450 MW.
 SE Bom Jardim – Barra1 de 88 kV e TR-2 440/88 kV – 300 MVA das 04h30min
às 16h30min do dia 01/12 (domingo).
Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção
corretiva em chaves seccionadoras de 88 kV da SE Bom Jardim.
Durante a realização desta intervenção, em caso de ocorrência de falta na Barra 2
de 88 kV da SE Bom Jardim, ou ainda falta em qualquer equipamento daquele
setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o
desligamento de todo o setor de 88 kV da SE Bom Jardim e a interrupção do
suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, em um montante de até
350 MW.
ONS
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43
b) Área Mato Grosso
 SE Coxipó – Barra 2A de 138 kV das 08h30min às 14h30min do dia 01/12
(domingo).
Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para troca de
conectores associados à Barra 2A de 138 kV da SE Coxipó .
Durante a realização desta intervenção, a eventual perda de qualquer equipamento
conectado ao setor 138 kV, seguido de falha de disjuntor, ou mesmo a perda simples
da Barra 1A de 138 kV da SE Coxipó, acarretará um corte de carga da ordem de 400
MW na região de Cuiabá no Estado do Mato Grosso.
c) Área Acre/Rondônia
 LT 230 kV Abunã – Rio Branco C2 das 08h45min às 13h15min do dia 01/12
(domingo).
Esta intervenção esta programada para a realização de testes para avaliação das
condições operativas de disjuntor da LT 230 kV Abunã – Rio Branco C2, na SE
Abunã.
Durante a realização desta intervenção, no caso da perda do circuito 1 LT 230kV
Abunã – Rio Branco haverá o desligamento das cargas da ELETROACRE na cidade
de Rio Branco e de Abunã, em um montante de até 100MW.
 SE Porto Velho – TR-1 230/69 kV – 100 MVA das 09h00min às 19h00min dos
dias 30/11 (sábado) e 01/12 (domingo).
Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para lançamento de
cabos de um novo bay de 69 KV, pertencente à CERON, sobre o barramento de
69KV da SE Porto Velho.
Durante a realização desta intervenção, poderá ocorrer o desligamento do setor de
69 kV da SE Porto Velho com um desligamento de cerca de 25% das cargas de
Rondônia.
d) Área Norte/Nordeste
 SE São Luís I – Disjuntor LIDB6-01 de 230 kV das 09h00min às 18h00min dos
dias 30/11 (sábado) e 01/12 (domingo).
para eliminar vazamentos de gás SF6 no disjuntor LIDB6-01.
ONS
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43
Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a contingência no barramento
de 230 kV em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção, haverá
o desligamento de total das cargas atendidas pela SE São Luís I (70% da carga da
capital de São Luís).
 LT 230 kV Fortaleza II – Delmiro Gouveia C1 das 09h19min às 16h41min do
dia 01/12 (domingo).
corretiva em chaves seccionadoras e substituição de cabos condutores associados
ao Circuito 1 da LT 230 kV Fortaleza II - Delmiro Gouveia.
Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência da LT 230 kV
Fortaleza II – Delmiro Gouveia C2 haverá perda de suprimento das cargas da SE
Delmiro Gouveia, em um montante de até 90 MW.
 SE Messias – Operação em Barra Única do Setor de 230 kV das 07h30min às
17h30min dos dias 23/11 (sábado) e 24/11(domingo).
Esta intervenção esta programada para a realização de serviços com mudança
temporária de topologia do Setor de 230 kV para permitir inspeção termográfica em
chaves de transferência de disjuntores deste Setor.
Durante a realização desta intervenção contingências em equipamento de 230 kV,
seguida de falha de disjuntor ou proteção, bem como a perda da barra remanescente
acarretam o desligamento total das cargas da cidade de Maceió.
 LT 230 kV Itabaianinha – Catu das 07h30min às 18h00min do dia 30/11
(sábado).
Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para troca de
cabos para – raios entre as Subestações de Itabaianinha e Catu.
Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência no barramento
500kV da SE Jardim ou na contingência no ATR 05T7 com falha do disjuntor
15T7, na mesma subestação, poderá haver o desligamento de 30 % das cargas
da cidade de Aracaju.
e) Áreas, Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais e Goiás/Brasília e
Mato Grosso
 No período de 30/11/2013 à 06/12/2013, não estão previstas intervenções de
porte nestas áreas.
ONS
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43
5
Previsão de Carga
5.1
Carga de Energia
A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante
o mês de novembro onde são visualizados os valores verificados na quinta semana,
bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 27. São
apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Dezembro, sendo
esses valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.
Para a semana a previsão de carga de energia é de 39.433 MW médios no
subsistema SE/CO e 11.258 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores
verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimo de 0,9%
para o SE/CO e decréscimo de 1,8% para o subsistema Sul. A carga estimada para o
mês de novembro de 38.834 MW médios para o SE/CO e de 10.861 MW médios para
o Sul, quando comparada à carga verificada em outubro, significam acréscimos de
0,5% para o subsistema SE/CO e 2,3% para o subsistema Sul. As cargas previstas
para o PMO de dezembro indicam decréscimo de 0,9% para o subsistema SE/CO e
acréscimo de 1,3% para o subsistema Sul, em relação ao valor verificado no mês
anterior.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
10.085 MW médios e no Norte 5.196 MW médios. Estas previsões quando
comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimo de 0,8%
para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,9% para o subsistema Norte. A carga
estimada para o mês de novembro de 9.979 MW médios para o Nordeste e 5.101 MW
médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em outubro, indicam
respectivamente, acréscimo de 0,3% e decréscimo de 1,7% para os subsistemas
Nordeste e Norte. As previsões de carga para o PMO de dezembro sinalizam
decréscimo de 0,2% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,5% par a o
subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior.
Tabela 5.1-1
ONS
Carga de Energia por Região – MWmed
29
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43
Figura 5.1-1
ONS
Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed
30
/
43
5.2
Carga de Demanda
A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por
subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores
previstos e verificados para a semana de 23 a 29/11/2013 e as previsões para a
semana de 30/11 a 06/12/2013.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo
prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 05/12, com valor em torno de 44.500 MW.
Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.200 MW,
devendo ocorrer na quarta-feira, 04/12. Para o Sistema Interligado
Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da
ordem de 57.000 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min da
mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia
30/11 com valor em torno de 11.100 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda
máxima deverá situar-se em torno de 5.650 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia
03/12. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está
prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá
atingir valores da ordem de 16.550 MW. Estes resultados podem ser verificados na
Tabela 5.2-1 a seguir.
Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.
Tabela 5.2-1
ONS
Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
31
/
43
Anexos
Anexo I
Controle de Tensão.
Anexo II
Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e
Energéticas.
Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO
do mês de Dezembro.
Anexo IV
ONS
Limites de Transmissão
32
/
43
ANEXO I – Controle de Tensão
As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema
Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.

IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste

IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste

IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste

IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kV da Região do Rio Grande

IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo

IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo

IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais
 IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito
Santo
ONS

IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste

IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília

IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso

IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste

IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre – Rondônia

IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul
33
/
43
ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,
Razões Elétricas e Energéticas
Tabela 5-2: Despachos de Geração Térmica
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
ONS
Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança;
Usina com unidade geradora em manutenção;
Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página);
Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo die sel/combustível;
Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente;
Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.
Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)
34
/
43
ONS
35
/
43
Jorge Lacerda:
O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo
Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas
sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos
barramentos de 69 kV e 230 kV da área Sul de Santa Catarina quando
da perda / indisponibilidade da LT 230 kV Lajeado Grande –
Forquilhinha ou da maior unidade geradora sincronizada no Complexo
Jorge Lacerda.
Usina Térmica
J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2)
J. Lacerda B (UG. 5 e 6)
J. Lacerda C (UG. 7)
Total
Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada
Média
Leve
2 x 33
1 x 33
2 x 80
66
193
-
Adicionalmente, considerando a geração e a configuração de máquinas
declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para
modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do
dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
1 x 33
1 x 33
1 x 33
2 x 80
2 x 80
2 x 80
193
193
193
No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de
equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no
Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, visando o atendimento aos
critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na
tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
ONS
Pesada
Média
Leve
1 x 60
1 x 60
1 x 60
2 x 120
2 x 120
2 x 120
300
300
300
36
/
43
P. Médici (A e B) e Candiota III:
O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado
para evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de
contingência simples de equipamentos da rede de operação na região,
como segue:



Carga Pesada de dia útil: da maior unidade geradora sincronizada.
Carga Pesada de sábado e Média: LT 230 kV Presidente Médici Pelotas 3, Presidente Médici - Quinta e maior unidade geradora
sincronizada.
Carga Leve de Domingo: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3.
Usina Térmica
P. Médici A (UG. 1 e 2)
P. Médici B (UG. 3 e 4)
Candiota III (UG. 5)
Total
(2)
(1)
Pesada
Média
Leve
1 x 25
1 x 90
1 x 100
1 x175
1 x350
265
475
-
Notas: 1. Durante esse mês, na carga leve de domingo será necessária, pelo menos, a
operação com a configuração “1B = 90 MW” ou “1C = 175 MW”.
2. Durante esse mês, na carga pesada de sábado será necessária, pelo menos, a
operação com a configuração “1A+1B+1C = 75 MW”.
Destaca-se, contudo, que nesta semana, estarão disponíveis à
operação apenas a unidade 3 da UTE P. Médici e a UTE Candiota III,
não sendo possível atender aos requisitos elétricos da rede na
condição (N-1), no patamar de carga pesada de sábado e no
patamar de carga média. Neste caso, recomenda-se que a unidade 3
da UTE P. Médici e a UTE Candiota III operem com geração máxima
(1B + 1C = 450 MW) para evitar/minimizar o corte de carga por
subtensão na perda/indisponibilidade de equipamentos e para minimizar
dificuldades na execução do controle de tensão no 230 kV das SE
Quinta e Pelotas 3. Portanto, o despacho térmico mínimo recomendado
na UTE P. Médici e Candiota III são:
Usina Térmica
Total
ONS
Pesada
Média
Leve
1 x 90
1 x 100
1 x175
1 x350
265
450
-
37
/
43
Adicionalmente, considerando as unidades disponíveis, a geração e a
configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente
e as restrições para modulação da geração e para alteração da
configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na
tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
0
0
0
1 x 100
1 x 100
1 x 100
1 x 350
1 x 350
1 x 350
450
450
450
Notas: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das
unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são:
- UG 1: 01/01/2013 a Agosto de 2014.
- UG 2: 12/08/2013 a 31/07/2014.
- UG 4: 01/06/2013 a 06/02/2013.
2. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici B definidos por
restrições operacionais dos equipamentos:
- UG 3: 100 MW.
Região Norte
Área Manaus:
 Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4,
B5A, B5B, B6 e B7, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na
área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT 230
kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais, podendo ser
alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em
Tempo Real.
Região Nordeste
 Necessária geração nas UTEs Celso Furtado, Global I e II, Camaçari Muricy
I, Camaçari Polo de Apoio I, Bahia I e Rômulo Almeida durante a
intervenção no ATR 05T4 da SE Camaçari durante a execução de serviços
de reparo estrutural e no revestimento anti-térmico;
ONS
38
/
43
Região SE/CO
Área Acre-Rondônia
 Durante intervenção no Banco FH51 263 MVar Coletora Porto Velho,
iniciado no dia 01 de outubro, será necessária geração na UTE Termonorte
II de 120 MW no patamar de carga leve.
Área Espírito Santo
 Necessária geração na UTE Viana para minimizar corte de carga nas áreas
RJ e ES em caso de contingência dupla na malha de 345kV Campos Viana
e Campos Vitória bem como controle de Carregamento LT 138 kVCampos –
Cachoeiro
Área Rio de Janeiro
 Necessária geração da UTE Juiz de Fora durante a correção de vazamentos
nas buchas de terciário do TR5 345/138 kV Juiz de Fora 1 para evitar o
risco de corte de carga por subtensão em contingência;
 Necessária geração da UTE Aureliano Chaves durante intervenção nos Djs
500kV SE Neves;
 Necessária geração da UTE Santa Cruz durante intervenção no TR-52
500/138 kV Grajaú .
ONS
39
/
43
ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Dezembro/13,
para a semana operativa de 30/11/2013 a 06/12/2013.
Tabela 5-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
CUSTO VARIÁVEL
USINA TÉRMICA
(R$/MWh)
NUCLEAR
Angra 2
19,59
Angra 1
23,29
CARVÃO
Candiota III
60,25
P. Pecém I
110,17
P. Itaqui
112,93
P. Pecém II
118,17
P. Médici A e B
115,90
J. Lacerda C
138,13
J. Lacerda B
167,48
J. Lacerda A2
168,00
Charqueadas
180,65
J. Lacerda A1
222,06
S. Jerônim o
248,31
Figueira
352,10
GÁS
Norte Flum inens e 1
37,80
58,89
Term opernam buco
70,16
Maranhão IV
92,20
Maranhão V
92,20
Santa Cruz Nova
98,96
102,84
Fortaleza
111,28
L. C. Pres tes
127,49
Linhares
147,74
G. L. Brizola
155,53
N.Venecia 2
160,61
Juiz de Fora
188,54
William Arjona
197,85
B. L. Sobrinho
199,26
C. Furtado
205,25
Term oceará
219,80
Euzébio Rocha
232,57
R. Alm eida
258,85
A. Chaves
259,87
Jes us Soares Pereira
287,83
Araucária
304,42
287,43
F. Gas parian
320,92
M. Lago
350,66
M. Covas
463,79
Uruguaiana
719,99
Cam açari
732,99
Aparecida
302,19
Mauá B3
411,92
Tam baqui
0,01
Jaraqui
0,01
Manaurara
0,01
Ponta Negra
0,01
C. Rocha
0,01
RESIDUOS INDUSTRIAIS
Atlântico
ONS
134,25
40
/
43
CUSTO VARIÁVEL
USINA TÉRMICA
(R$/MW h)
ÓLEO
S. Cruz
310,41
Piratininga 1 e 2
470,34
Term onorte II
551,09
R. Silveira
523,35
Maracanaú I
548,91
Term ocabo
558,74
Term onordes te
561,69
Term oparaíba
561,69
Global I
637,23
Global II
637,23
Geram ar I
565,61
Geram ar II
565,61
Viana
565,63
Cam pina Grande
565,64
Alegrete
724,87
Igarapé
645,30
Bahia I
742,73
Cam açari Muricy I
844,25
Cam açari Polo de Apoio I
844,25
Petrolina
926,27
Nutepa
780,00
Carioba
937,00
Suape II
575,27
Aparecida B1TG6
926,82
Dis trito A
611,14
Dis trito B
622,60
Electron
1165,12
Iranduba
654,56
Mauá B1
844,72
Mauá B4
449,98
Mauá B5 A
616,42
Mauá B5 B
590,42
Mauá B6
657,05
Mauá B7
659,10
DIESEL
S. Tiaraju
674,64
Altos
646,65
Aracati
646,65
Baturité
646,65
Cam po Maior
646,65
Caucaia
646,65
Crato
646,65
Iguatu
646,65
Juazeiro do Norte
646,65
Maram baia
646,65
Nazária
646,65
Pecém
646,65
Daia
704,10
M. Covas
688,64
Goiânia II
766,35
William Arjona
808,02
Cam açari
915,17
Potiguar III
1021,69
Potiguar
1021,71
Xavantes
1020,88
Pau Ferro I
1132,72
Term om anaus
1132,72
Palm eiras de Goias
777,35
Bras ília
1047,38
Cidade Nova
654,63
Flores 1
618,81
Flores 2
636,82
Flores 3
631,82
Flores 4
639,79
São Jos é 1
660,35
São Jos é 2
660,35
BIOMASSA
ONS
Cocal
167,82
PIE-RP
177,58
Madeira
215,49
41
/
43
ANEXO IV – Limites de Transmissão
As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que
interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação
da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e
Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.

IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
 IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro
Oeste

IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste
 IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro
Oeste.
ONS

IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste

IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste
42
/
43
Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)
13
Figura 4-1: Interligações entre regiões
23
Tabelas
ONS
12
12
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)
13
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
14
15
16
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região
16
Tabela 0-2: Despachos de Geração Térmica
34
Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
40
43
/
43

lt765

Transcrição

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