transmissão A413

Transcrição

transmissão A413

PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE FEVEREIRO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Rua da Quitanda, 196 - Centro
20091-005Rio de Janeiro RJ
Tel (+21) 2203-9400Fax (+21) 2203-9444
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ONS NT-3-030-2012
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE FEVEREIRO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
11/02/2012 A 17/02/2012
NT 3-030-2012 (PMO - Semana Operativa 11-02-2012 a 17-02-2012).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
4
5
3.1
Relacionados com a Operação Elétrica
5
3.2
Relacionados com a Operação Hidroenergética
6
3.2.1
Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
10
3.2.2
Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade
10
3.2.3
Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
10
3.3
Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas
Instalações
3.4
4
12
Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos
12
3.5
Relacionados com a Otimização Energética
12
3.6
Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
13
3.7
Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
14
3.7.1
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
14
3.7.2
Região Sul
15
3.7.3
Região Nordeste
16
3.7.4
Região Norte
16
3.8
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
24
Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga.
26
4.5
Previsão de Carga
28
4.5.1
Carga de Energia
28
4.5.2
Carga de Demanda
30
Lista de figuras e tabelas
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NT-3-030-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO
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1
Introdução
Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da
Operação Eletroenergética do mês de Fevereiro/2012, para a semana operativa de
11/02/2012 a 17/02/2012, 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
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Fevereiro/12 indicaram, para a semana de 11/02/2012
a 17/02/2012, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos
patamares de carga, as UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTE
M. Covas (indisponível,
conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009) e UTE Norte Fluminense 1 e nos
patamares de carga pesada e média, a UTE Norte Fluminense 2. Na região Sul, em todos os
patamares de carga, a UTE Candiota III. Não houve despacho de geração térmica por ordem
de mérito de custo nas demais Regiões do SIN.
Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser efetuada
geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de mérito de
custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida
em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico –
CMSE.
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.
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Pontos de Destaque
3.1
Relacionados com a Operação Elétrica
A integração ao SIN do aproveitamento hidrelétrico do Rio Madeira, formado pelas usinas de
Santo Antônio (3150 MW) e Jirau (3300 MW), será feita através de um sistema de
transmissão em CCAT composto de 2 bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as SE Coletora Porto
Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km, e um Back-toBack com tecnologia CCC (Capacitor Commutated Converter) composto de 2 blocos de 400
MW ± 51 kV, conectado através de duas linhas de transmissão em 230 kV à SE Porto Velho,
conforme apresentado na Figura 3-1.
Figura 3-1: Integração das usinas do Madeira
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Esta integração terá início com a entrada em operação comercial das duas primeiras unidades
geradoras da usina de Santo Antônio a partir dos dias 29 de fevereiro e 10 de março de 2012,
respectivamente.
Estas unidades geradoras da UHE Santo Antônio serão conectadas, provisoriamente, ao
sistema Acre/Rondônia através de transformador 525/230 kV – 465 MVA, dois circuitos
simples em 230 kV entre as subestações de Porto Velho e Coletora Porto Velho (17,3 km) e
um circuito simples em 500 kV entre a usina e a SE 500 kV Coletora Porto Velho (12,5 km),
conforme apresentado na fig 1-2.
Figura 3-2: Configuração Provisória de Conexão da UHE Sto Antônio
3.2
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.
O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão
1 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kV a
ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em
cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N-2) para o
tronco 765kV, nos processos supracitados.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a
partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo 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
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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.
Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL
023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado,
necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema
(sentido Colinas - Miracema) – FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo
DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às
informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.
Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana
operativa de 11/02/2012 a 17/02/2012, encontram-se na tabela a seguir:
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio
Usina
Geração por Patamar de Carga(MW)
Pesada
Média
Leve
Lajeado
903
903
903
Peixe Angical
424
413
424
Limite de Intercâmbio
FCOMC
2.674
2.685
2.630
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo
DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês de Fevereiro/12,
considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE,
autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não
utilizando as mesmas.
O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Fevereiro/12 foi elaborado tendo
como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em
28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº
412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/06, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos 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 Disponibilidade 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).
• “(...) de acordo com o estabelecido na Resolução Normativa nº 237, de 28 de novembro de
2006 e na Resolução Autorizativa nº 755, de 30 de novembro de 2006, os valores finais
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resultantes do teste de disponibilidade devem ser usados na elaboração do Programa Mensal
de operação para o mês de janeiro 2007.” (Ofício nº 411/2006 – SRG/SFG/ANEEL);
•
“Em complemento ao nosso ofício nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, de 26 de dezembro de
2006, esclarecemos que para as térmicas que não participaram do referido teste,
permanecem válidos os valores de disponibilidade observada calculados de acordo com a
resolução Normativa nº 231, de 16 de setembro de 2006, apurados até 30 de novembro de
2006” (Ofício nº 412/SRG/SFG/ANEEL).
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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/12/2011, para todos os
empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0001/400/2012,
emitida em 03/01/2012.
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3.2.1
Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
3.2.2
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 capacidade para suportar,
sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de
desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser
seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.
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.
3.2.3
Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se
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; no entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores superiores aos
previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica, principalmente aquelas
localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos valores definidos nos
estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de geração nas usinas
localizadas na malha de 440 kV e/ou a elevação da usina de Henry Borden para reduzir o
carregamento do tronco de transmissão.
Deve ser destacado que o recurso de se operarem 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.
Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão
indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de
circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem
como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação, preservando
a segurança do SIN.
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Região SE/CO:
LT 765 kV Foz – Ivaiporã
LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto
LT 525 kV Ibiúna – Bateias
LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo
LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara
LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru
LT 440 kVJupiá - Bauru
LT 440 kV Bauru - Cabreúva
LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis
LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto
LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1
LT 500 kV Samambaia – Emborcação
LT 500 kV Samambaia – Itumbiara
LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 C1
LT 500 kV Nova Ponte – Estreito
LT 500 kV Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2
LT 500 kV São Simão – Marimbondo
LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2
LT 500 kV Nova Ponte – São Gortardo 2
LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2
LT 500 kV Neves - Mesquita
Região S:
LT 500 kVItá - Caxias
LT 500 kVItá – Garabi II
LT 500 kV Areia – Curitiba
LT 500 kV Campos Novos – Blumenau C1
LT 500 kV Ivaiporã – Londrina C1 ou C2
LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana
Região NE:
LT 500 kV Milagres – Quixadá - Fortaleza
LT 500 kV Sobral - Fortaleza C2
LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II – C1
LT 500 kV Angelim II / Recife II – C2
LT 500 kV Olindina / Camaçari II – C2
LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina – C1
Região N:
LT 500 kV Marabá – Açailândia C1 ou C2
LT 500 kV Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4
LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 ou C2
LT 500 kV Marabá – Imperatriz C2
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3.3
Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações
•
1º unidade geradora da usina de Santo Antônio – 70MW ( início dos testes 29/02/2012 )
•
2º unidade geradora da usina de Santo Antônio – 70MW ( início dos testes 10/03/2012 )
3.4
3.5
Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos
•
Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 26/12/2012)
•
TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Ouro Preto (até 30/03/2012)
•
TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 25/02/2012)
•
TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/06/2012)
Relacionados com a Otimização Energética
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Fevereiro/12, para a semana de 11/02/2012 a
17/02/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/02
Energia Armazenada (%EARmax)
SE/CO
S
NE
N
Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado
78,4
60,3
80,1
99,7
100,0
Limite Inferior
77,1
58,0
81,4
99,3
100,0
ONS
Energia Armazenada (%EARmax)
SE/CO
S
NE
N
Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado
81,9
66,0
77,3
99,9
100,0
Limite Inferior
78,3
58,4
80,7
99,2
100,0
12
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Os resultados da Revisão 2 do PMO de Fevereiro/12 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)
431
2.233
N
NE
2.664
0
5.283
50
SE/CO
IT
1.315
60
1017
5.710
4.396
S
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)
Custo Marginal da Operação
Pesada
SE/CO
59,62
S
59,62
NE
0,00
N
0,00
Média
59,62
59,62
0,00
0,00
Leve
55,21
55,21
0,00
0,00
(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo
modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/2010.
3.6
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 leve ascensão em relação às verificadas na semana em curso. No
início da próxima semana operativa a atuação de uma frente fria ocasionará chuva moderada
nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paraíba do Sul, Paranaíba, Manso e na cabeceira do rio
São Francisco. No decorrer da semana a precipitação perde intensidade nestas bacias e
passam a ocorrer somente pancadas de chuva isoladas. O valor previsto de Energia Natural
Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 89% da
MLT, sendo armazenável 85% da MLT.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em
ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de um sistema de baixa
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pressão no final da próxima semana ocasiona chuvisco/chuva fraca em todas as bacias deste
subsistema. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 78% da MLT
para a próxima semana, sendo armazenável 75% da MLT.
No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se
em recessão em relação à semana corrente. . A previsão é de ocorrência de pancadas de
chuva em pontos isolados da bacia do rio São Francisco apenas no início da próxima semana.
O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 107% MLT, sendo totalmente
armazenável.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se
em recessão em relação ao observado nesta semana. Ao longo da próxima semana ocorrem
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 109% MLT, sendo armazenável 75% da
MLT.
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
3.7
ENA Semanal - Valor Esperado
SE/CO
S
NE
N
MWmed
52.157
6.063
16.079
12.297
% MLT
89
78
107
109
% MLT Armazenável
85
75
107
75
ENA Semanal – Limite Inferior
SE/CO
S
NE
N
MWmed
39.792
3.603
12.927
10.807
% MLT
68
46
86
96
% MLT Armazenável
68
46
86
66
Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
3.7.1
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de fevereiro é de uma
média de 92% da MLT, sendo armazenável 86% da MLT, o que representa um cenário
hidrológico inferior 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 79% da MLT, sendo totalmente armazenável.
Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as
principais bacias deste subsistema.
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Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado
3.7.2
Limite Inferior
Bacias
Semana
Mês
Semana
Mês
Bacia do Rio Grande
93
94
65
79
Bacia do Rio Paranaíba
85
86
62
71
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá)
95
98
74
86
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu)
92
98
76
88
Paraíba do Sul
86
87
66
75
Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de fevereiro é de 81% da MLT,
sendo armazenável 80% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior 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 57% da MLT, sendo totalmente armazenável.
Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para
as principais bacias deste subsistema.
Valor Esperado
ONS
Limite Inferior
Bacias
Semana
Mês
Semana
Mês
Bacia do Rio Iguaçu
68
75
47
59
Bacia do Rio Jacuí
92
83
45
49
Bacia do Rio Uruguai
86
86
44
54
15
/
43
3.7.3
Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de fevereiro é de 91%, sendo totalmente
armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 80% da MLT para a ENA mensal, sendo
totalmente armazenável.
3.7.4
Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de fevereiro apresente
uma média de 122% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT, valor este que representa um
cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 114% da MLT, sendo armazenável 79% da
MLT.
3.8
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
54.224
6.282
13.674
13.707
% MLT
92
81
91
122
% MLT Armazenável
86
80
91
85
ENA Mensal - Limite Inferior
SE/CO
S
NE
N
MWmed
46.609
4.420
12.036
12.829
% MLT
79
57
80
114
% MLT Armazenável
79
57
80
79
16
/
43
Emborcação
S.Mesa
Tucuruí
Três Marias
Sobradinho
O
rio Tocantins
C
Furnas
I
rio Paran aíba
rio Grande
Figura 3-2: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/02 a 17/02
rio S. Francisco
A.Vermelha
N
T
S.Simão
Mascarenhas
Â
rio Doce
B.Bonita
L
rio Tietê
Funil
Jupiá
I.Pombos
T
Promissão
Capivara
Jurumirim
rio Paranapanema
O
rio São Lo uren ço
rio Man so
A
rio Pb. Sul
Manso
N
Itaipu
F.Areia
S.Osório
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 Tucuruí deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, transferindo
os seus excedentes energéticos para a região SE/CO.
A geração das usinas do rio Tocantins (UHEs Serra da Mesa, Cana Brava, São Salvador, Peixe
Angical, Lajeado e Estreito) e da região Nordeste deverá ser dimensionada visando a
maximização do fornecimento de energia das regiões N e NE para a região SE/CO, nos
períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.
A geração das usinas de Itaipu e da região SE/CO deverá ser explorada ao máximo em todos
os períodos de carga, sendo os excedentes energéticos transferidos para a região Sul,
respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.
Na região Sul, a geração das usinas da bacia do rio Uruguai deverá ser minimizada em função
das condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia, respeitando-se as restrições
operativas de seus aproveitamentos, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após
a exploração das disponibilidades energéticas das demais usinas hidráulicas do SIN. A geração
das demais usinas da região será utilizada nos períodos de carga média e pesada, para
fechamento do balanço energético do SIN, 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
18
/
43
4.2
Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes e Marimbondo, deverá ser
maximizada visando o controle do nível de armazenamento de seus reservatórios para
atendimento aos volumes de espera recomendados para o controle de cheias, A geração da
UHE Água Vermelha deverá ser utilizada nos períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Itumbiara, Nova Ponte e Emborcação
deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.
Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada
visando o controle do nível de armazenamento de seus reservatórios para atendimento aos
volumes de espera recomendados para o controle de cheias.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser deverá maximizada em
todos os períodos de carga. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser explorada
somente nos períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá
deverão ser maximizadas nos períodos de carga média e pesada, visando o controle do nível de
armazenamento de seus reservatórios para atendimento aos volumes de espera recomendados
para o controle de cheias.
As
disponibilidades
energéticas
da UHE Itaipu deverão ser
exploradas
ao máximo
prioritariamente nos períodos de carga média e pesada face a ocorrência de vertimentos em
seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes
na interligação Sul-SE/CO.
Bacia do Rio Paraíba do Sul: Face ao nível de armazenamento do reservatório da UHE Funil, a
política de operação hidroenergética da bacia indica a minimização da geração das
UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca. A geração da UHE Funil será dimensionada com o
objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.
Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua
geração deverá ser maximizada visando explorar as disponibilidades energéticas da usina em
função das afluências ao seu reservatório.
A geração das UHE Serra da Mesa deverá ser utilizada para fechamento do balanço energético
do SIN, prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Para as demais usinas da
cascata, a geração será dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas
restrições operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos
de carga média e pesada.
Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos
os patamares de carga para controle do nível de armazenamento de seu reservatório face às
suas condições hidroenergéticas. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser
coordenada de modo a possibilitar a exploração dos limites de transferência de energia para a
região SE/CO nos períodos de carga média e pesada.
ONS
19
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43
Bacias da Região Sul: Para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, a geração
das UHE’s do Rio Iguaçu deverão ser utilizadas prioritariamente em todos os períodos de carga.
A geração das usinas da bacia do rio Uruguai deverá ser minimizada em função da evolução
das
condições
hidroenergéticas
desfavoráveis na bacia, sendo suas
disponibilidades
energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN. A
geração das demais usinas da região será utilizada nos períodos de carga média e pesada,
para fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes.
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. UHEs que apresentarem vertimentos
2. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina.
3. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
4. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e
os limites elétricos vigentes;
5. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias
da usina;
6. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina;;
7. UHE Marimbondo, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina;
8. UHE Capivara;
9. UHE Água Vermelha;
10. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando-se as restrições
operativas para controle de cheias das usinas;
11. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação
hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;
12. UHEs Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
13. UHE Serra da Mesa, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições
operativas das usinas
14. UHE Itumbiara;
15. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar
vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos
reservatórios das usinas a fio d’água de jusante);
16. UHE Emborcação;
17. Usinas da região Sul.
ONS
20
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43
Na região Sul, para atendimento as 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. Explorar disponibilidade da Região SE;
2. UHEs GBM e G. Ney Braga;
3. UHE GPS;
4. UHE Passo Fundo;
5. Salto Santiago e Salto Osório, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
6. UHE Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas da usina;
7. UHE Machadinho;
8. UHE Itá, respeitando-se as restrições operativas da usina;
9. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
10. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
11. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
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. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os
limites elétricos vigentes;
2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por
conveniência operativa;
3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência
operativa;
4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;
5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes;
6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes;
7. Região SE/CO;
ONS
21
/
43
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´sL.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e
folga de regulação;
2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas
da usina e folga de regulação;
3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições
operativas da usina e folga de regulação;
4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;
5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se
as restrições operativas destas usinas.
4.4
Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do
tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da
UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir:
Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV
FLUXO
Geração Itaipu 60Hz
RSE
FSM
FNS
PES
5.800
9.000
5.100
4.000
MED
5.800
9.000
5.100
4.000
L/Min.
5.800
9.200
4.500
4.000
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 vista 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.
ONS
22
/
43
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.
As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste –
Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:
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.
FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo
é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz.
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
23
/
43
4.4.1
Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas.
LT 765 kV Itaberá / Ivaiporã C3 06h00min às 18h00min às 18h00min do dia 12/02
A intervenção está programada para instalação de “booster shed” em secionadoras na SE
Ivaiporã. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos
valores indicados:
RSE
4000 MW
FSE
3600 MW
GIPU
5000 MW
Painel de Proteção SE Margem Direita de 03h00min às 18h00min do dia 12/02
A intervenção está programada para realização de trabalho referente a adaptação do atual
esquema de corte de carga da ANDE para a entrada do quinto transformador dessa SE.
Durante esta intervenção o sistema da ANDE irá operar separado do Elo CC, permanecendo 2
unidades geradoras de Itaipu 50Hz conectadas ao sistema ANDE e as demais unidades
disponíveis para o SIN via Elo CC. Considerando a intervenção na UG6, o Elo CC ficará com
a seguinte disponibilidade:
Elo CC
5000 MW
SE NOVA SANTA RITA, ATR 3 525/230 KV , DISJUNTOR 1052 e 1050 – 525 kV, das
08h00min às 17h00min do dia 12/02 (domingo).
A fim de minimizar o efeito de subtensão no sistema de 525 kV e 230 kV do estado do Rio
Grande do Sul, quando da eventual perda da LT 525 kV Nova Santa Rita – Campos Novos,
seguida de atuação da proteção de falha do DJ 1062 de Nova Santa Rita, e evitar a atuação
da lógica 1 (perda dupla) do estado do Rio Grande do Sul, recomenda-se:
Limite do Fluxo Rio Grande do Sul
(LFRS)
INFERIOR A 2900 MW
ONS
24
/
43
LT 500 kV Teresina II – P. Dutra C1 de 07h55min às 08h25min do dia 12/02/2012
O desligamento será realizado para permitir serviços de coleta de amostra de óleo isolante.
Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado:
RNE
1800 MW
LT 230 kV Recife II / Goianinha 04C8 e 04C9 (uma por vez) – das 05h50min do dia
13/02/2012 às 14h10min do dia 17/02/2012 (Dias úteis)
Esta intervenção está programada para a Chesf substituir cabos para-raios das LT Recife II /
Goianinha 04C8 e 04C9. Para que o sistema suporte contingência simples em linha de
transmissão sem risco de perda de carga nas SE Goianinha e Mussuré II, será necessário
atuar na geração térmica derivada da SE Mussuré II . A expectativa de despacho de geração
é de até 100 MW nos dias úteis, a partir de 08h00min.
Geração Térmica derivada da SE Mussuré II
100 MW
LT 230 kV Camaçari II / Cotegipe 04M6 – das 05:30h às 18:00h dos dias 11 e 12/02/2012
(diário)
Esta intervenção está programada para a Chesf realizar os serviços de montagem e
desmontagem de estrutura, instalação de pára-raios, substituição de cadeia de isolador e
reforço de emendas na estrutura 71.
Em caso de perda do barramento 04B2-2 de 230 kV da SE Camaçari II, para evitar que ocorra
perda de carga nas subestações supridas por Camaçari, será necessária a seguinte geração
térmica na UTE Global:
Geração Térmica derivada da SE Global
ONS
100 MW
25
/
43
Seções de Barra 3B e 3C de 440 kV da SE Bauru das 04h00min do dia 11/02 às 18h00min
do dia 12/02
A intervenção está programada para manutenção geral em chaves seccionadoras. Para
garantir a segurança do sistema recomenda-se respeitar as seguintes restrições de geração:
4.4.2
Pesada /
Média
Leve /
Mínima
Água Vermelha
1350 MW
1100 MW
Ilha Solteira
2700 MW
2000 MW
Jupiá + Três Irmãos
1700 MW
1100 MW
Capivara + Taquaruçu +
P.Primavera
2300 MW
2000 MW
Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem
em perda de grandes blocos de carga.
SB 230 kV SE São Luís II LDDJ6-06 – das 08h00min às 18h00min do dia 12/02/2012
Esta intervenção está programada para a Eletronorte efetuar inspeção e regulagem nas
seccionadoras LDSB6-12, LDSB6-04 e LDSB6-16. Eliminar ponto quente na seccionadora
LDSB6-14. Aplicar SYLGARD nas seccionadoras LDSB6-52 e LDSY6-19. Inspeção
quinquenal nas proteções da barra LDBR6-04.
Durante esta intervenção, o setor de 230 kV da SE São Luís II ficará em barra única com
todos os equipamentos nas barras 01/03. Em caso de contingência em barramento, ou
contingência em equipamentos seguida de falha de disjuntor ou proteção, haverá interrupção
temporária de toda a carga derivada da SE São Luís I, São Luís III e dos consumidores
industriais CVRD e Alumar.
DJ 230kV SE Utinga UGDJ6-07 – das 09h30h às 17h00min dos dias 11 e 12/02/2012
Esta intervenção está programada para a Eletronorte eliminar vazamento de óleo, retirar
oxidação nas conexões hidráulicas e pendências do fabricante no UGDJ6-07.
Durante o período da intervenção a SE Utinga operará em barra única. Em caso de
contingência de algum equipamento na SE Utinga com falha de disjuntor ou proteção,
ocorrerá o desligamento de todos os equipamentos ligados ao setor de barra energizado,
interrompendo o suprimento à SE Utinga.
ONS
26
/
43
LT 500 kV Xingó / Messias 05V4 e disjuntores associados – das 07h45min às 11h15min
do dia 12/02/2012
Esta intervenção está programada para a Chesf efetuar correção de defeito na chave 35V4-7
da SE Xingó.
Em caso de perda de suprimento pelo 500kV à SE Messias, poderá haver perda
descontrolada de carga por afundamento de tensão, com variações instantâneas da até -10%
nas SE Rio Largo, Maceió e Penedo.
LT 345 kV Norte – Miguel Reale C-1 e barra 1 de 345 kV da SE Norte das 00h00min às
07h00min do dia 16/02
A intervenção está programada para possibilitar a realização de ensaios e comissionamento
do novo disjuntor 52-8 da SE Norte 345 kV. No período, o setor de 345 kV da SE Norte irá
operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento dessa
barra resultarão na interrupção das cargas supridas pelas SE Norte e Miguel Reale.
ONS
27
/
43
4.5
Previsão de Carga
4.5.1
Carga de Energia
A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o
mês de fevereiro, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras
semanas e a revisão das previsões da 3ª a 5ª semana, bem como os novos valores
previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os
novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são
comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por
subsistema, na Tabela 4.5-1.
Para a semana, a previsão de carga de energia é de 38.706 MW médios no subsistema
SE/CO e 11.100 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na
semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de 3,3% para o subsistema
SE/CO e 3,6% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de
fevereiro
(revisão
2),
estima-se
para
o
fechamento
do
mês
uma
carga
de
38.197 MW médios para o SE/CO e de 11.079 MW médios para o Sul. Estes valores se
comparados à carga verificada em janeiro sinalizam acréscimos de 5,2% para o
subsistema SE/CO e 5,9% para o subsistema Sul.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
9.105 MW médios e no Norte 4.198 MW médios. Estas previsões quando comparadas
aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 0,4% para o
subsistema Nordeste e 0,5% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª
a 5ª semana de janeiro (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma
carga
de
8.992
MW
médios
para
o
Nordeste
e
4.185 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em
janeiro sinalizam acréscimos de 0,9% para o subsistema Nordeste e 3,1% para o
subsistema Norte.
Tabela 4.5-1
ONS
Carga de Energia por Região – MWmed
28
/
43
Figura 4.5-1
ONS
Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed
29
/
43
4.5.2
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 04 a 10/02/2012 e as previsões para a semana
de 11 a 17/02/2012.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para
ocorrer na quinta-feira, dia 16/02, com valor em torno de 43.000 MW. Para o Subsistema
Sul,
a
demanda
máxima
deverá
situar-se
em
torno
de
12.650 MW, devendo ocorrer também nessa quinta-feira. Para o Sistema Interligado
Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da
ordem de 56.500 MW, devendo ocorrer no período entre 21h00min e 22h00min da mesma
quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.5-2 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia
11/02, com valor em torno de 10.200 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima
deverá situar-se em torno de 4.520 MW, devendo ocorrer também no sábado, dia 11/02.
No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para
ocorrer no mesmo sábado, entre 20h00min e 21h00min, e deverá atingir valores da ordem
de 14.600 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 4.5-2 a seguir.
Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.
Tabela 4.5-2
ONS
Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
30
/
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 Fevereiro.
Anexo IV
Limites de Transmissão
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.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.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul
• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e
Espírito Santo
ONS
•
IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso
•
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.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba
•
IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kV da Região do Rio Grande
•
IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais
•
IO-ON.CO.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília
•
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
31
/
43
ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões
Elétricas e Energéticas
Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica
RAZÃO
INFLEXIBILIDADE
ELÉTRICA
COMPOSIÇÃO DO
DESPACHO FINAL
P
M
(Média)
P
M
L
---
--- ---
520
635
635
635
Angra 2 (1 x 1350 MW)
---
--- ---
1053
1045
1049
1061
J. Lacerda A1 (2 x 50 MW)
--- (3) ---
50
50
50
50
J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1)
(3) (3) ---
96
96
96
96
J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1)
--- (3) ---
200
200
200
200
J. Lacerda C (1 x 363 MW)
---
--- ---
0
---
---
---
Charqueadas (4 x 18 MW) (2)
---
--- ---
9
9
9
9
P. Médici A (2 x 63 MW) (1)
(3) (3) ---
25
25
25
25
P. Médici B (2 x 160 MW) (2)
--- (3) ---
100
100
100
100
S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2)
---
--- ---
5
5
5
5
Figueira (2 x 10 MW)
---
--- ---
8,5
8,5
8,5
8,5
Candiota III (1 x 350 MW) (1)
(3) (3) ---
210
350
350
350
F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW)(5)
---
--- ---
0
---
---
---
B. L. Sobrinho (24 x 48,24 MW) (5)
---
--- ---
0
---
---
---
Usina Térmica
(Capacidade Instalada)
GÁS
CA RVÃ O
NUCLEAR
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
ONS
Angra 1 (1 x 657 MW)
L
M. Lago (40 x 46,13 MW) (5)
---
--- ---
0
---
---
---
Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5)
---
--- ---
0
---
---
---
Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (2) (5)
---
--- ---
0
---
---
---
A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (2) (5)
---
--- ---
0
---
---
---
Termoceará (8 x 55 MW) (5)
---
--- ---
0
---
---
---
R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (5)
---
--- ---
0
---
---
---
Araucária (3 x 161,5 MW) (2)(5)
---
--- ---
0
---
---
---
C. Furtado (1 x 186 MW) (5)
---
--- ---
0
---
---
---
Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6)
---
--- ---
0
---
---
---
L. C. Prestes_TC (9 x 64 + 3 x 66 MW) (5)
--- ---- ---
0
---
---
---
M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (4)
---
--- ---
0
---
---
---
N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW)
---
--- ---
400
400
400
400
---
--- ---
0
100
100
---
---
--- ---
0
---
---
---
---
--- ---
0
---
---
---
Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW )
---
--- ---
485,0
485,0
485,0
485,0
Brizola (24 x 110,6 MW + 3 x 173,8 MW) (2)
---
--- ---
71,7
71,7
71,7
71,7
Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) (2)
---
--- ---
0
---
---
---
Euzébio Rocha (2 x 249,90MW)
---
--- ---
45
45
45
45
Camaçari (5 x 69 MW)
---
--- ---
0
---
---
---
Linhares (1 x 204 MW) (7)
---
--- ---
0
---
---
---
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 diesel/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.
UTE com Logística do GNL (60 dias de antecipação).
32
/
43
Usina Térmica
(Capacidade Instalada)
DIESEL
ÓLEO
S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW) (2)
R. Silveira (2 x 15 MW)
Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW)
Igarapé (1 x 131MW)
Nutepa (3 x 8 MW)
Alegrete (2 x 33 MW)
Carioba (2 x 18 MW)
Petrolina (1 x 136 MW)
Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW)
Termonorte I (4 x 17 MW)
Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2)
Termocabo (1 x 49,7 MW)
Geramar I (1 x 165,9 MW)
Viana (1 x 174,6 MW)
Geramar II (1 x 165,9 MW)
Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW)
Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW)
Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW)
Maracanaú I (8 x 21 MW)
Termonordeste (1 x 170,85 MW)
Termoparaíba (1 x 170,85 MW)
Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5)
Campina Grande (1 x 169,08 MW)
S. Cruz Diesel (2 x 166 MW)
S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5)
Brasília (2 x 5 MW) (2)
W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4)
Altos (1 x 13,1 MW)
Aracati (1 x 11,5 MW)
Baturité (1 x 11,5 MW)
Camaçari (5 x 69 MW) (4)
Campo Maior (1 x 13,1 MW)
Caucaia (1 x 14,8 MW)
Crato (1 x 13,1 MW)
Pecém (1 x 14,8 MW)
Iguatu (1 x 14,8 MW)
Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW)
Marambaia (1 x 13,1 MW)
Nazária (1 x 13,1 MW)
Daia (1 x 44,4 MW)
Xavantes (1 x 53,7 MW)
Goiânia II (2 x 72,6 MW)
Potiguar (1 x 53,1 MW)
Potiguar III (1 x 66,4 MW)
Termomanaus (1 x 156,16 MW)
Pau Ferro I (1 x 102,6 MW)
Cocal (1 x 28,2 MW)
BIOMASSA PIE-RP (1 x 27,8 MW)
Madeira (1 x 3,3 MW)
Sol (2 x 98,26 MW)
RESÍDUOS Atlântico (1 x 235,2 MW)
Atlântico CSA (1 X254,80 MW)
VAPOR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) (2)
ONS
RAZÃO INFLEXIBILIDADE
ELÉTRICA
(Média)
P M L
--------------------(3)
-------------------------------------------------------------------------------------
--------------------(3)
-------------------------------------------------------------------------------------
--------------------(3)
-------------------------------------------------------------------------------------
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
82
235,2
0
0
COMPOSIÇÃO DO
DESPACHO
P
M FINAL
L
--------------------140
----------------------------------------------------------------------------82
235,2
-----
--------------------140
----------------------------------------------------------------------------82
235,2
-----
--------------------120
----------------------------------------------------------------------------82
235,2
-----
33
/
43
Jorge Lacerda:
Até a entrada em operação do 2º ATR 525/230 kV da SE Biguaçu
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 da região metropolitana de Florianópolis,
quando da contingência simples e/ou indisponibilidade do ATR
525/230 kV da SE Biguaçu
Usina Térmica
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2)
J. Lacerda B (unids. 5 e 6)
J. Lacerda C (unid. 7)
Total
Obs.:
Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada
Média
Leve
2 x 33
1 x 33
1 x 80
1 x 160
66
273
-
1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no
processo de Programação Diária, em função da carga prevista.
2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras
sincronizadas com o menor custo operacional.
3. A unidade 7 do Complexo Jorge Lacerda estará em manutenção no
período de 13/01 a 25/04/2012.
Contudo, considerando a manutenção da unidade 7 do Complexo
Jorge Lacerda, o valor do despacho mínimo por restrições elétricas
corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
2 x 25
2 x 33
2 x 33
2 x 80
66
276
-
Após a entrada em operação do 2º ATR 525/230 kV da SE
Biguaçu
O valor de despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a
configuração de máquinas sincronizadas são os necessários para evitar a ocorrência de tensões
abaixo de 90% nos barramentos de 69 kV da região metropolitana de Florianópolis,
ONS
34
/
43
quando da contingência simples e/ou indisponibilidade da LT 525 kV
Biguaçu – Campos Novos.
Usina Térmica
Total
Obs.:
Pesada
Média
Leve
1 x 33
1 x 33
1 x 80
1 x 160
33
273
-
3. A unidade 7 do Complexo Jorge Lacerda estará em manutenção no
período de 13/01 a 25/04/2012.
Contudo, considerando a manutenção da unidade 7 do Complexo
Jorge Lacerda, o valor do despacho mínimo por restrições elétricas
corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Obs.:
Pesada
Média
Leve
2 x 25
1 x 33
2 x 33
2 x 80
33
276
-
Adicionalmente, considerando a configuração de máquinas
declarada como inflexibilidade pelo agente, as máquinas
disponíveis, a existência de restrições para unidades térmicas
efetuarem alterações na configuração de máquinas ao longo do dia,
o despacho programado está indicado na tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
2 x 25
2 x 25
2 x 25
2 x 48
2 x 48
2 x 48
2 x 100
2 x 100
2 x 100
346
346
346
No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá
ser necessário despacho adicional
ONS
35
/
43
no Complexo Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de
desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela
a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
2 x 46
2 x 46
2 x 46
2 x 62
2 x 62
2 x 62
2 x 125
2 x 125
2 x 125
466
466
466
P. Médici (A e B) e Candiota III (C):
O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi
dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de
contingência simples de equipamentos da rede de operação na
região, como segue:
- Patamares de carga pesada e média: contingência da maior
unidade geradora sincronizada (tensão no Sul do Rio Grande do
Sul).
- Patamar de carga pesada de sábado: contingência da LT 230 kV
P. Médici – Pelotas 3 (tensão no Sul do Rio Grande do Sul).
- Patamar de carga leve: LT 230 kV Guaíba – Pelotas 3 (tensão
na região de Pelotas).
Usina Térmica
P. Médici A (unids. 1 e 2)
P. Médici B (unids. 3 e 4)
Candiota III (unidade 5)
Total
Pesada
Média
Leve
1 x 25
1 x 25
1 x 90
1 x 175
1 x 175
200
340
-
Obs.:
1. Caso ocorra exportação via C.F. Rivera ou C.F. Uruguaiana, o valor da
geração térmica mínima na UTE P. Médici e Candiota III não se altera.
2. Na carga leve de domingo será necessário, pelo menos, a operação com a
configuração “1A”.
3. Na carga pesada de sábado será necessária, pelo menos, a operação com a
configuração “1A+1B+1C=340 MW”.
Adicionalmente, considerando a inflexibilidade declarada pelo
agente, as máquinas disponíveis e a impossibilidade destas usinas
térmicas efetuarem alterações de configuração de máquinas ao
longo do dia, o despacho programado para a UTE P. Médici e UTE
Candiota III corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:
ONS
36
/
43
Até o retorno da unidade 4 da UTE Candiota III
Usina Térmica
P. Médici A (unidades 1 e 2)
P. Médici B (unidades 3 e 4)
Total
Obs.:
Pesada
Média
Leve
1 x 25
1 x 25
1 x 25
1 x 210
1 x 210
1 x 210
235
235
235
1) A seguir são apresentadas as indisponibilidades das unidades
geradoras da UTE Presidente Médici, conforme informações da Eletrobrás
CGTEE:
- UG 1: 01/01 a 31/12/2012.
- UG 3: 22/03/2011 a 12/03/2012.
- UG 4: 28/01 a 12/02/2012
2) Nos patamares de carga pesada de sábado e média, vale ressaltar, que
devido às indisponibilidades previstas na UTE P. Médici, não será possível
o atendimento ao despacho mínimo por restrição elétrica.
Após o retorno da unidade 4 da UTE Candiota III
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
1 x 25
1 x 25
1 x 25
1 x 100
1 x 100
1 x 100
1 x 210
1 x 210
1 x 210
335
335
335
No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de
equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional
na UTE Candiota III, visando o atendimento aos critérios de
desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela
a seguir:
Até o retorno da unidade 4 da UTE Candiota III
Usina Térmica
Total
ONS
Pesada
Média
Leve
1 x 45
1 x 45
1 x 45
1 x 350
1 x 350
1 x 350
395
395
395
37
/
43
Após o retorno da unidade 4 da UTE Candiota III
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
1 x 45
1 x 45
1 x 45
1 x 100
1 x 100
1 x 100
1 x 350
1 x 350
1 x 350
495
495
495
Termonorte II:
Valores necessários para atendimento à carga do sistema AcreRondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel
e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.
Usina Térmica
Termonorte II
Pesada
Média
Leve
140
140
120
Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de
Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.
As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas.
ONS
38
/
43
ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de
Fevereiro/12, semana operativa de 11/02/2012 a 17/02/2012
Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
NUCLEAR
18,77
24,27
Angra 2
Angra 1
CARVÃO
Candiota III
P. Médici A e B
J. Lacerda C
J. Lacerda B
J. Lacerda A2
Charqueadas
J. Lacerda A1
S. Jerônimo
Figueira
53,83
115,90
123,80
150,10
151,24
164,18
199,79
248,31
341,89
GÁS
M. Covas
Norte Fluminense 1
Norte Fluminense 2
Santa Cruz Nova
Termopernambuco
Fortaleza
Linhares
Norte Fluminense 3
L. C. Prestes
G. L. Brizola
Uruguaiana
Norte Fluminense 4
Juiz de Fora
B. L. Sobrinho
R. Almeida
A. Chaves
Termoceará
William Arjona
C. Furtado
Euzébio Rocha
Jesus Soares Pereira
Araucária
F. Gasparian
M. Lago
Camaçari
Sepé Tiaraju
ONS
6,27
37,80
58,89
64,16
70,16
86,52
93,29
102,84
107,16
139,49
141,18
149,33
150,00
179,55
188,15
188,89
189,64
197,85
204,43
207,77
215,00
219,00
233,27
317,83
401,67
541,93
39
/
43
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
ÓLEO
ONS
S. Cruz
Piratininga 1 e 2
Maracanaú I
Termonorte II
Termocabo
Termonordeste
Termoparaíba
Global I
Global II
Geramar I
Geramar II
Viana
Campina Grande
R. Silveira
Alegrete
Termonorte I
Igarapé
Bahia I
Camaçari Muricy I
Camaçari Polo de Apoio I
Petrolina
Nutepa
Carioba
DIESEL
310,41
470,34
482,32
487,56
491,15
493,85
493,85
494,03
494,03
497,18
497,18
497,19
497,20
523,35
564,57
610,33
645,30
647,16
709,16
709,16
778,04
780,00
937,00
S. Tiaraju
Altos
Aracati
Baturité
Campo Maior
Caucaia
Crato
Iguatu
Juazeiro do Norte
Marambaia
Nazária
Pecém
Daia
M. Covas
Goiânia II
William Arjona
Camaçari
Potiguar III
Potiguar
Xavantes
Pau Ferro I
Termomanaus
Brasília
541,93
578,55
578,55
578,55
578,55
578,55
578,55
578,55
578,55
578,55
578,55
578,55
629,94
634,03
685,61
808,02
834,35
835,62
835,63
913,34
926,43
926,43
1047,38
40
/
43
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
VAPOR
Piratininga 3 e 4
233,27
RESIDUOS INDUSTRIAIS
Atlântico
119,97
BIOMASSA
Cocal
PIE-RP
Madeira
149,91
162,94
192,53
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (*)
CIEN I – 240,81 MW (Argentina 1A)
CIEN I – 14,9 MW (Argentina 1B)
CIEN II – 131,82 MW (Argentina 2A , 2B e 2C)
CIEN II – 13,18 MW (Argentina 2D)
ONS
44,45
206,11
53,07
205,99
41
/
43
ANEXO IV – Limites de Transmissão
As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que interliga
a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da malha em 500
kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro Oeste são aqueles
constantes das seguintes Instruções de Operação.
ONS
•
IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
•
IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
•
IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste
•
IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.
•
IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste
•
IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste
•
IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste
42
/
43
Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-1: Integração das usinas do Madeira
5
Figura 3-2: Configuração Provisória de Conexão da UHE Sto Antônio
6
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)
13
Figura 4-1: Interligações entre regiões
23
Tabelas
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio
7
12
12
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)
13
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
14
15
15
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região
16
Figura 3-2: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de
11/02 a 17/02
17
ONS
Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV
22
Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica
32
Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
39
43
/
43

transmissão A413

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