Bomis anel operador de carnaval

Transcrição

PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA
PAR O
MÊS DE FEVEREIRO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Rua da Quitanda, 196 - Centro
20091-005 Rio de Janeiro RJ
Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444
© 2010/ONS
Todos os direitos reservados.
Qualquer alteração é proibida sem autorização.
ONS NT-3/023/2010
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE FEVEREIRO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA
OPERATIVA DE 13/02/2010 A 19/02/2010
NT 3-023-2010 (PMO - Semana Operativa 13-02 a 19-02-2010).docx
Sumário
1
Introdução
5
2
Conclusões
5
2.1
Relacionadas ao atendimento Energético
5
2.2
Relacionadas ao
Segurança Elétrica
3
4
ONS
atendimento
dos
Requisitos
de
5
Pontos de Destaque
6
3.1
Relacionados com a Operação Elétrica
6
3.2
Relacionados com a Operação Hidroenergética
6
3.3
Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
9
3.3.1
Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade
9
3.3.2
Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
9
3.4
Relacionados com a Otimização Energética
3.5
Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de
Novas Instalações
12
3.6
Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos
12
3.7
Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
13
3.8
Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
14
3.8.1
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
14
3.8.2
Região Sul
14
3.8.3
Região Nordeste
15
3.8.4
Região Norte
15
3.9
Resumo da previsão de vazões
subsistema
mensal por
11
cada
15
Diretrizes para a Operação Eletroenergética
17
4.1
Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
17
4.2
Diretrizes para operação energética das bacias
18
4.3
Diretrizes para atendimento das variações de carga em
Tempo Real
19
4.4
Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
4.4.1
Intervenções que implicam restrições mais significativas de
geração e/ou intercâmbio entre subsistemas
24
4.4.2
Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga
24
NT-3/023/2010 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO
22
3
/
40
5
Previsão de Carga
25
5.1
Carga de Energia
25
5.2
Carga de Demanda
27
Anexos
Lista de figuras e tabelas
ONS
28
40
4
/
40
1
Introdução
Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa
Mensal de Operação Eletroenergética do mês de Fevereiro/2010, para a semana
operativa de 13 a 19/02/2010, 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, estabelecidos pela Agência
Nacional de Águas – ANA.
2
Conclusões
2.1
Relacionadas ao atendimento Energético
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Fevereiro/10 não indicaram, para a
semana de 13 a 19/02/2010, despacho de geração térmica por ordem de mérito
de custo em nenhuma região 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
À exceção das instalações relacionadas no relatório ONS-RE-3-016/2010-Mensal
de Fevereiro de 2010, item 5.3.4, a Rede Básica, com todos os elementos em
operação, estará atendendo aos parâmetros de avaliação: freqüência,
estabilidade, controle de tensão e carregamentos, conforme padrões
estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
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.
As recomendações operativas para o período de Carnaval estão descritas na NT
- Diretrizes Operativas para o Atendimento ao SIN Durante o Carnaval 2010,
DPP - NT-3-021-2010.
ONS
5
/
40
3
Pontos de Destaque
3.1
Relacionados com a Operação Elétrica
Sem fatos relevantes.
3.2
Relacionados com a Operação Hidroenergética
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.360/2009, de 24/11/09, está sendo
utilizada, a partir do PMO de Dezembro/2009, a versão 15a 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 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 13 a 19/02/2010, encontram-se na tabela a seguir:
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio
Usina
Geração por Patamar de Carga(MW)
Pesada
Média
Leve
Lajeado
902
759
722
Peixe Angical
452
306
181
Limite de Intercâmbio
FCOMC
2746
3035
30355
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº2.207/2008, o ONS procedeu à execução
do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês
de Fevereiro/10, 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.
ONS
6
/
40
O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Fevereiro/10 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 27/12/2006, nº
311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-DR/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 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);
ONS
7
/
40
A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/12/2009, para
todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme
informado na Carta ONS-0009/400/2010, emitida em 12/01/2010.
Usina
M. Covas (Cuiabá)
77,38
G. L. Brizola (Termorio)
951,35
M. Lago (Termomacaé)
885,30
L. C. Prestes (Três Lagoas)
213,64
Norte Fluminense
785,30
B. L.Sobrinho (Eletrobolt)
325,00
A. Chaves (Ibirité)
226,00
R. Almeida (FAFEN)
115,21
S. Tiaraju (Canoas)
153,00
Uruguaiana
0,00
Termopernambuco
164,00
P. Médici
446,00
J. Lacerda C
363,00
Angra 1
657,00
Angra 2
1.350,00
Araucária
232,63
F. Gasparian (Nova Piratininga)
260,90
Juiz de Fora
79,45
Willian Arjona
56,27
Piratininga
R. Silveira (Campos)
260,00
0,00
Termofortaleza
114,16
C. Furtado (Termobahia)
150,00
C. Jereissati (Termoceará)
220,00
Daia
Petrolina
Termocabo
44,30
136,20
49,73
Jaguarari
101,54
J. Lacerda A
232,00
J. Lacerda B
262,00
TOTAL
ONS
Disponibilidade Observada
(MWmed)
8.911,38
8
/
40
3.3
Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
3.3.1
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 estão indicados 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 e P. Médici.
3.3.2
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.
ONS
9
/
40
Região SE/CO:
ONS
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT
765
765
525
440
440
440
440
440
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
kV
Foz – Ivaiporã
Itaberá – Tijuco Preto
Ibiúna – Bateias
Araraquara - Santo Ângelo
Ilha Solteira - Araraquara
Ilha Solteira - Bauru
Jupiá - Bauru
Bauru - Cabreúva
Cachoeira Paulista – Adrianópolis
Cachoeira Paulista – Tijuco Preto
Serra da Mesa – Samambaia C1
Samambaia – Emborcação
Samambaia – Itumbiara
Neves – Bom Despacho 3 C1
Nova Ponte – Estreito
Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2
São Simão – Marimbondo
Paracatu 4 – Pirapora 2
Nova Ponte – São Gortardo 2
Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2
Neves - Mesquita
Região S:
LT
LT
LT
LT
LT
LT
500
500
500
500
500
230
kV
kV
kV
kV
kV
kV
Itá - Caxias
Itá – Garabi II
Areia – Curitiba
Campos Novos – Blumenau C1
Ivaiporã – Londrina C1 ou C2
Alegrete 2 – Uruguaiana
Região NE:
LT
LT
LT
LT
LT
LT
500
500
500
500
500
500
kV
kV
kV
kV
kV
kV
Milagres – Quixadá - Fortaleza
Sobral - Fortaleza C2
Paulo Afonso IV/Angelim II – C1
Angelim II / Recife II – C2
Olindina / Camaçari II – C2
Luiz Gonzaga / Olindina – C1
Região N:
LT
LT
LT
LT
500
500
500
500
kV
kV
kV
kV
Marabá – Açailândia C1 ou C2
Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4
Imperatriz – Colinas C1 ou C2
Marabá – Imperatriz C2
10
/
40
3.4
Relacionados com a Otimização Energética
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Fevereiro/10, para a semana de 13 a
19/02/2010, indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 19/02
Energia Armazenada (%EARmax)
SE/CO
S
NE
N
Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado
78,0
97,0
71,8
99,1
98,9
Limite Inferior
76,3
97,5
69,6
95,0
93,6
Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 28/02
Energia Armazenada (%EARmax)
SE/CO
S
NE
N
Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado
79,5
96,9
71,8
99,9
100,0
Limite Inferior
76,1
97,2
67,0
97,6
97,4
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Fevereiro/10 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)
3.700
3.700
N
NE
0
49
4.175
50
955
SE/CO
IT
6.300
60
6.300
0
S
ONS
11
/
40
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)
Custo Marginal da Operação
SE/CO
S
NE
N
Pesada
0,00
0,00
13,75
0,00
Média
0,00
0,00
13,75
0,00
Leve
0,00
0,00
13,75
0,00
(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro,
pelo modelo NEWAVE (Versão 15), com base no Despacho ANEEL nº 2.207/2008.
3.5
Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas
Instalações
• UG-1 da UTE Euzébio Rocha
• Central Eólica Enacel
• LT 230 kV Aracati II – Russas II
• LT 230 kV Acaraú II – Sobral III
3.6
Relacionados
equipamentos
com
a
indisponibilidade
de
longa
duração
de
• TR-7 765/345 kV – 1500 MVA de Tijuco Preto (até 30/06/2010)
• Compensador Síncrono 2 de Brasília Geral (sem previsão)
• Compensador Síncrono 1 de Imperatriz (até 31/03/2010)
• TR-1 500/230 kV Mesquita (até 30/09/2010)
• Capacitor Série 1 de Miracema (sem previsão)
• LT 345 kV Itapeti – Santo Ângelo C1 (até 20/03/2010)
ONS
12
/
40
3.7
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 recessão em relação às verificadas na
semana em curso. A previsão é de ocorrência de totais significativos de
precipitação nas bacias hidrográficas destes subsistemas somente no fim da
próxima semana. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a
próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 96% da MLT, sendo
armazenável 68% da MLT.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação à semana corrente. A passagem de
uma frente fria ocasionará totais elevados de precipitação em todas as bacias
hidrográficas. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor
de 214% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 147% 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
ausência de precipitação. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de
33% MLT, sendo totalmente armazenável.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em leve recessão em relação ao observado nesta semana. Na
próxima semana ocorre pancadas de chuva em pontos isolados da bacia do rio
Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima
semana é de um valor de ENA de 90% MLT, sendo armazenável 71% da MLT.
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
ONS
ENA Semanal - Valor Esperado
SE/CO
S
NE
N
MWmed
54.630
15.522
5.055
10.120
% MLT
96
214
33
90
% MLT Armazenável
68
147
33
71
ENA Semanal – Limite Inferior
SE/CO
S
NE
N
MWmed
35.214
8.518
3.116
7.975
% MLT
62
117
21
71
% MLT Armazenável
41
80
61
101
13
/
40
3.8
Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
3.8.1
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de fevereiro é
de uma média de 104% da MLT, sendo armazenável 78% 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 85% da MLT, sendo armazenável 69% 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
Bacias
Semana
Mês
Semana
Mês
Bacia do Rio Grande
67
79
32
57
Bacia do Rio Paranaíba
67
66
35
48
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá)
91
98
55
79
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu)
127
140
99
124
96
98
53
73
Paraíba do Sul
3.8.2
Limite Inferior
Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de fevereiro é de
196% da MLT, sendo armazenável 141% da MLT, o que revela uma condição
hidrológica inferior à verificada no mês anterior.
Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista
para o mês situar-se-á no patamar de 138% da MLT, sendo armazenável 122%
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
14
/
40
Valor Esperado
3.8.3
Limite Inferior
Bacias
Semana
Mês
Semana
Mês
Bacia do Rio Iguaçu
239
214
123
148
Bacia do Rio Jacuí
189
172
100
123
Bacia do Rio Uruguai
194
183
123
135
Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de fevereiro é de 38%,
sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior
ao observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 31% da MLT para a ENA mensal,
sendo totalmente armazenável.
3.8.4
Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de
fevereiro apresente uma média de 96% da MLT, sendo armazenável 68% da
MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no
último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 84% da MLT%, sendo
armazenável 66% da MLT.
3.9
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
59.598
14.275
5.715
10.788
% MLT
104
196
38
96
% MLT Armazenável
78
141
38
68
ENA Mensal - Limite Inferior
SE/CO
S
NE
N
MWmed
48.671
10.021
4.642
9.456
% MLT
85
138
31
84
% MLT Armazenável
69
122
31
66
15
/
40
Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 13/02 a 19/02
ONS
16
/
40
4
Diretrizes para a Operação Eletroenergética
4.1
Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
Na bacia hidrográfica do rio Paraná, permanece a política associada à
necessidade de alocação de volume de espera nos reservatórios utilizados para
controle de cheias nesta bacia, fazendo-se necessária a ocorrência de
vertimentos em alguns reservatórios para manutenção destes volumes. Neste
contexto, a geração das usinas da região SE/CO será dimensionada de modo a
atender aos requisitos de carga, bem como à redução de vertimentos turbináveis.
A geração da UHE Itaipu 60 Hz e das usinas da região Sul, será dimensionada de
modo a atender aos limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.
Explorados os excedentes energéticos das regiões SE/CO e Sul e da UHE Itaipu,
a geração da UHE Tucuruí será utilizada para o fechamento do balanço
energético da região SE/CO. Os recursos energéticos remanescentes na UHE
Tucuruí deverão ser explorados ao máximo e transferidos para a região NE,
respeitando-se as restrições elétricas e operativas das usinas da região NE, bem
como os limites do sistema de transmissão.
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
17
/
40
4.2
Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Paranaíba: A geração da UHE São Simão deverá ser maximizada
em todos os períodos de carga, face à ocorrência de vertimentos para alocação
de volume de espera em seu reservatório. A geração das UHE Itumbiara, Nova
Ponte e Emborcação será utilizada, nesta ordem de prioridade, para fechamento
do balanço energético da região SE/CO.
Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, Mascarenhas de Moraes,
Marimbondo e Água Vermelha deverá ser maximizada em todos os períodos de
carga, de modo a minimizar a ocorrência de vertimentos para alocação de volume
de espera em seus reservatórios.
Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser
maximizada de modo a minimizar a ocorrência de vertimentos para alocação de
volume de espera em seus reservatórios.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHE Jurumirim, Chavantes e
Capivara deverá ser maximizada de modo a minimizar a ocorrência de
vertimentos para alocação de volume de espera em seus reservatórios.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e
Porto Primavera deverá ser maximizada de modo a minimizar a ocorrência de
vertimentos para alocação de volume de espera em seus reservatórios.
A geração da UHE Itaipu será dimensionada de modo a atender os limites
elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.
Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser explorada ao
máximo, sendo seus recursos energéticos transferidos para as regiões SE/CO e
NE.
Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias deverá ser
minimizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada
para fechamento do balanço energético da região, após a exploração dos
recursos energéticos das demais regiões, respeitando-se as restrições operativas
das usinas e de coordenação hidráulica da cascata.
Bacias da Região Sul: A geração das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai
e Jacuí deverá ser dimensionada de modo a minimizar/evitar a ocorrência de
vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.
ONS
18
/
40
4.3
Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real
Cabe destacar que, face a ocorrência de vazões elevadas na bacia hidrográfica
do rio Parana associada a necessidade de alocação de volume de espera nos
reservatórios utilizados para controle de cheias nesta bacia, a operação destes
reservatórios passam a priorizar o atendimento de suas restrições operativas,
bem como as diretrizes e metas definidas para o controle de cheias.
Sendo assim, na região Sudeste/C.Oeste, 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. UHE Marimbondo;
2. UHE São Simão;
3. UHE Henry Borden;
4. UHE Três Irmãos,
5. UHE Ilha Solteira;
6. Usinas das bacias dos rios Paranapanema e Tietê, respeitando-se as
restrições operativas dos reservatórios;
7. UHE Água Vermelha;
8. UHEs Furnas e Mascarenhas de Moraes;
9. Usinas da Região SE que apresentarem vertimento ou iminência de
vertimento;
10. Usinas da Região Sul que apresentarem vertimento ou iminência de
vertimento, respeitando-se os limites elétricos vigentes;
11. UHE Itumbiara;
12. UHE Tucuruí, respeitando-se os limites elétricos vigentes.
13. UHE S.Santiago;
14. UHE G. Ney Braga;
15. UHE GBM;
16. UHE Machadinho;
17. UHE Barra grande;
18. UHE GPS;
19. UHE Passo Fundo;
20. UHE Passo Real;
ONS
19
/
40
21. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da
usina;
22. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio
São Francisco e os limites elétricos vigentes;
23. UHE Serra da Mesa.
24. UHE Nova Ponte, sem provocar vertimentos nas usinas de jusante;
25. UHE Emborcação;
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. Usinas da região Sul que apresentarem vertimento ou iminência de
vertimento;
2. UHE S.Santiago;
3. UHE G. Ney Braga;
4. UHE GBM;
5. UHE Machadinho;
6. UHE Barra Grande;
7. UHE GPS.
8. UHE Passo Real;
9. UHE Passo Fundo;
10. 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.
ONS
20
/
40
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. Procurar explorar os recursos energéticos da região SE/CO.
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´s L.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.
ONS
21
/
40
4.4
Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
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.
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. 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:
ONS
22
/
40
Figura 4-1: Interligações entre regiões
Norte
SE Imperatriz
Nordeste
SE Colinas
R. Gonçalves
FCOMC
FNE
Lajeado
SE Miracema
Anel 230kV
RNE
SE Gurupi
Peixe Angical
B.J.Lapa
FNS
FSENE
SE Serra da Mesa
Sudeste
Interligação S/SE
230kV
Elo CC
IPU 50Hz
RSE
FIPU
FSE
SE Ivaiporã
IPU 60Hz
FBA-IN
(FIN-BA)
LT 500kV Ibiúna
- Bateias
-
LT 500 kV
Assis - Londrina
RSUL
ANDE
Sul
FSUL
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
/
40
4.4.1
Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas
Compensador síncrono 3 da SE Ibiúna das 07h00min do dia 13/02 às
16h30min do dia 17/02
O desligamento será realizado em caráter de urgência para manutenção
corretiva no compartimento de anéis/escovas, em função do desgaste das
escovas. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se reduzir em 350
MW os limites atuais de Recebimento pelo Sudeste (RSE).
Capacitor série 3 da SE Miracema 500 kV das 09h00min às 13h00min do dia
13/02
A intervenção está programada para substituição da unidade de controle digital
do capacitor série. Devido à coincidência com indisponibilidade de longa duração
do capacitor série 1 da mesma subestação, para garantir a segurança do sistema
recomenda-se manter o fluxo entre Miracema e Gurupi abaixo do valor indicado:
Fluxo entre Miracema e Gurupi (FMCGU)
4.4.2
2000 MW
Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga
Não há intervenções que impliquem risco de perda de grandes blocos de carga.
ONS
24
/
40
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 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 totais de carga mensal e semanal, calculados a partir
da nova previsão em curso são comparados aos respectivos valores verificados.
Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.
Para a semana, a previsão de carga de energia é de 35.090 MW médios no
subsistema SE/CO e 9.638 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores
verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de 5,4%
para o subsistema SE/CO e 8,0% para o subsistema Sul. Com a revisão das
projeções da 3ª a 5ª semana (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês, uma
carga de 36.425 MW médios para o SE/CO e de 10.248 MW médios para o Sul.
Estes valores se comparados à carga verificada em janeiro indicam acréscimos de
5,2% para o subsistema SE/CO e 8,9% para o subsistema Sul.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
8.063 MW médios e no Norte 3.762 MW médios. Estas previsões quando
comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de
6,4% para o subsistema Nordeste e 2,2% para o subsistema Norte. Com a revisão
das projeções da 3ª a 5ª semana de fevereiro (revisão 2), está sendo estimado para
o fechamento do mês uma carga de 8.388 MW médios para o Nordeste e 3.809 MW
médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em janeiro
sinalizam acréscimos de 1,8% para o subsistema Nordeste e 1,3% para o
subsistema Norte.
Os decréscimos de carga previstos para a próxima semana em todos os subsistemas
estão associados à ocorrência do Carnaval.
Tabela 5.1-1
ONS
Carga de Energia por Região – MWmed
25
/
40
Figura 5.1-1
ONS
Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed
26
/
40
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 06 a 12/02 e as previsões para a semana
de 13 a 19/02/2010.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para
ocorrer na sexta-feira, dia 19/02, com valor em torno de 40.800 MW. Para o
Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 10.800 MW,
devendo
ocorrer
na
mesma
sexta-feira.
Para
o
Sistema
Interligado
Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da
ordem de 50.800 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min
também da sexta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado,
dia 13/02, com valor em torno de 9.600 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda
máxima deverá situar-se em torno de 4.250 MW, devendo ocorrer no mesmo sábado,
13/02. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea
também está prevista para ocorrer no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá
atingir valores da ordem de 13.700 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
27
/
40
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 para o mês de Janeiro.
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.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília
•
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.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste
•
IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre - Rondônia
28
/
40
ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,
Razões Elétricas e Energéticas
Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica
U sina Térmica
CA RVÃO
ÓLEO
DIESEL
ONS
INFL EXIBILIDADE
COMPOSIÇ ÃO DO
DESPACHO FINAL
P
M
L
(Média)
P
M
L
Angra 1 (1 x 657 MW )
Angra 2 (1 x 1350 MW)
-----
-----
-----
520
1080
520
1080
520
1080
520
1080
J. Lacerda A1 (2 x 50 MW)
J. Lac erda A2 (2 x 66 MW ) (1)
--(4)
-----
-----
0
33
--33
--33
--33
J. Lac erda B (2 x 131 MW ) (1)
J. Lac erda C (1 x 363 MW ) (1)
-----
(4)
(4)
-----
80
180
80
180
80
180
80
180
Charqueadas (4 x 18 MW) (2) (3)
P. Médici A (2 x 63 MW) (1)
P. Médici B (2 x 160 MW) (1)
--(4)
(4)
--(4)
(4)
--(4)
---
9
50
90
9
50
90
9
50
90
9
50
90
S. J erônim o (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) (3)
Figueira (2 x 10 MW ) (3)
-----
-----
-----
8
11,5
8
11,5
8
11,5
8
11,5
S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW ) (2)
---
---
---
0
---
---
---
R. Silveira (2 x 15 MW )
Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Igarapé (1 x 131MW)
Nutepa (3 x 8 MW)
Alegrete (2 x 33 MW )
-------
-------
-------
0
0
0
-------
-------
-------
Carioba (2 x 18 MW )
Petrolina (1 x 136 MW)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Camaç ari Muric y I (8 x 19,0 MW )
Termonorte I (4 x 17 MW )
Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW)
(4)
--(4)
(4)
--(4)
(4)
--(4)
0
0
0
17
--120
8
--120
3
--120
Termoc abo (1 x 49,7 MW) (2)
Tocantinópolis (1 x 165,9 MW )
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Viana (1 x 174,6 MW)
Nova Olinda (1 x 165,9 MW )
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
S. Cruz Diesel (2 x 166 MW)
S. Tiaraju (1x 160 MW ) (5) (6)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Brasília (2 x 5 MW )
W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW ) (5)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Altos (1 x 13,1 MW)
Aracati (1 x 11,5 MW)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Baturité (1 x 11,5 MW)
Camaç ari (5 x 69 MW) (5)
Campo Maior (1 x 13,1 MW)
-------
-------
-------
0
0
0
-------
-------
-------
Cauc aia (1 x 14,8 MW)
Crato (1 x 13,1 MW )
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Pec ém (1 x 14,8 MW)
Iguatu (1 x 14,8 MW )
Jaguarari (1 x 101,5 MW)
-------
-------
-------
0
0
0
-------
-------
-------
Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW)
Marambaia (1 x 13,1 MW )
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Nazária (1 x 13,1 MW)
Daia (1 x 44,4 MW)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Xavantes (1 x 53,7 MW)
Goiânia II (2 x 72,6 MW)
Potiguar (1 x 53,1 MW )
-------
-------
-------
0
0
0
-------
-------
-------
Potiguar III (1 x 66,4 MW)
Termom anaus (1 x 156,16 MW)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Pau F erro I (1 x 102,6 MW)
---
---
---
0
---
---
---
(Capacidade Instalad a)
NU C LE AR
RAZ ÃO
ELÉTRICA
29
/
40
GÁS
Usina Térmica
(Capacidade Instalada)
F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW) (2) (6)
B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (6)
B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (6)
B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (6)
M. Lago (20 x 46,13 MW) (6)
Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2) (6)
Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (6)
A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (6)
Termoceará_Leilão (4 x 55 MW) (6)
Termoceará_TC (4 x 55 MW) (6)
R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (6)
Araucária (3 x 161,5 MW) (6)
C. Furtado (1 x 186 MW) (6)
Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (2) (6) (7)
L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW) (6)
L. C. Prestes_Leilão (3 x 64 + 1 x 66 MW) (6)
M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (5) (6)
N. Fluminense 1 ( 3 x 188 MW + 1 x 304 MW )
RAZÃO
INFLEXIBILIDADE
ELÉTRICA
(Média)
P
M L
(4) (4) (4)
0
(4) (4) (4)
0
(4) (4) (4)
0
--- --- --0
--- --- --0
--- --- --0
(4) --- --0
--- --- --0
--- --- --0
--- --- --0
(4) (4) (4)
0
--- --- --0
(4) (4) (4)
0
--- --- --0
--- --- --0
--- --- --0
--- --- --0
(4) (4) (4)
0
COMPOSIÇÃO DO
DESPACHO
P
M FINALL
17
3
17
61
44
55
4
3
4
------------------------------------------50
56
77
------53
51
53
------------------------160
168
155
N. Fluminense 2
(3 x 188 MW + 1 x 304 MW)
(4)
(4)
(4)
0
20
14
12
N. Fluminense 3
(3 x 188 MW + 1 x 304 MW)
---
---
---
0
---
---
---
N. Fluminense 4
(3 x 188 MW + 1 x 304 MW)
---
---
---
0
---
---
---
---
---
---
0
---
---
---
Brizola – Teste (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW)
---
---
---
0
---
---
---
Brizola – Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW)
(4)
(4)
(4)
0
180
130
109
Brizola – TC (8 x 110, 6 MW + 1 x 173,8 MW) (2)
Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Euzébio Rocha (1 x 249,90MW)
Camaçari (5 x 69 MW) (5)
--(4)
--(4)
--(4)
0
0
--37
--20
--13
Termopernambuco
B IOM ASSA
R E SÍD UO S
VA P OR
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
ONS
(6)
(2 x 162,5 + 1 x 207 ,8 MW )
(6) (7)
Cocal (1 x 28,2 MW) (2)
---
---
---
0
---
---
---
PIE-RP (1 x 27,8 MW)
Madeira (1 x 3,3 MW)
-----
-----
-----
0
0
-----
-----
-----
Sol (2 x 98,26 MW)
Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW)
-----
-----
-----
156
0
156
---
156
---
156
---
Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança;
Usina com unidade geradora em manutenção;
Valores de inflexibilidade associados ao consumo mínimo dos contratos de carvão;
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.
30
/
40
Jorge Lacerda:
O valor de despacho mínimo por restri ções 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 área Sul e extremo Sul de Santa Catarina, quando
da contingência simples / indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande –
Siderópolis, assim como evitar subtensão na perd a/indisponibilidade da
maior unidade geradora deste Complexo.
Usina Térmica
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2)
J. Lacerda B (unids. 5 e 6)
J. Lacerda C (unid. 7)
Total
Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada
Média
Leve
1 x 25
2 x 33
1 x 80
25
146
-
Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no processo de
Programação Diária, em função dos valores programados de recebimento de energia pela
região Sul e da carga prevista.
2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas
com o menor consumo de combustível (carvão mineral), conforme determinação do Ofício
140/2008-SRG/ANEEL, de 19/06/2008.
Entretanto, considera ndo a inflexibilidade declarada pelo agente, o
despacho programado para o Complexo de Jorge Lacerda corresponderá ao
apresentado na tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
1 x 33
1 x 33
1 x 33
1 x 80
1 x 80
1 x 80
1 x 180
1 x 180
1 x 180
293
293
293
Adicionalmente, na hipótese da ocorrência de temperaturas e levadas no
estado de Santa Catarina ou na indisponibilidade de equipamentos na
região, poderá ser necessária a elevação dos despachos na UTE J.
Lacerda, na etapa de Programação Diária da Operação, vi sando o
atendimento aos critérios de desempenho elétrico. Nessa hipótese, a
Programação Diária da Operação terá como referência inicial os despachos
de geração térmica, conforme indicados nas tabelas a seguir:
ONS
31
/
40
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
1 x 50
1 x 50
1 x 125
1 x 125
1 x 330
1 x 330
505
505
-
Destaque-se que devido à existên cia de restrições para unidades térmicas
efetuarem alterações na configuração de máquinas ao longo do dia e
adici onalmente, devido à impossibilidade das unidades g eradoras das UTE
Jorge Lacerda A1 e A2 realizarem modulação de carga, o despacho
prog ramado está indicado na tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
1 x 50
1 x 50
1 x 50
1 x 125
1 x 125
1 x 110
1 x 330
1 x 330
1 x 300
505
505
460
Estes valores poderão ser ajustados, em base diária, em função das
necessidades do sistema.
P. Médici:
O despacho mínimo na UTE P. Médici foi dimensionado para evitar corte de
carga no Sul e na fronteira oeste do RS quando da ocorrê ncia de
contingência simples de equipamentos da rede de operação na região. Na
situação de exportação nula para o Uruguai via C.F. Rivera, da LT 230 kV
Cidade Industrial – Pelotas 3 (tensão no sul do Rio Grande do Su l).
Usina Térmica
P. Médici A (unids. 1 e 2)
P. Médici B (unids. 3 e 4)
Total
Obs.:
Pesada
Média
Leve
1 x 25
2 x 25
1 x 25
1 x 90
1 x 90
115
140
25
1. Os valores da t abela são referenciais, podendo ser alterados em função da carga
prevista no processo de Programação Diária e para controle do fluxo para o RS.
2. Valores de geração considerando intercâmbio nulo entre Brasil e Uruguai via CF
de Rivera - condição prevista para o período.
Considerando as máquinas disponíveis e devi do à impossibilidade desta
usi na térmica efetuar alterações de config uração de máq uinas ao longo do
dia e modulação de carga, o despacho programado corresponderá aos
val ores indicados na tabela a seguir:
ONS
32
/
40
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
2 x 25
2 x 25
2 x 25
1 x 90
1 x 90
1 x 90
140
140
140
Obs.: Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições
operacionais: UG 1 = 43 MW, UG 2: 43 MW, UG 3: 100 MW e UG 4: 100MW.
No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibil idades de
equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional nas
unidades de P. Médici, visando o atendimento aos critérios de desempenho
elétrico, conforme referência inicial indicada n a tabela a seguir:
Usina Térmica
Total
Pesada
Média
Leve
2 x 43
2 x 43
2 x 43
1 x 100
1 x 100
1 x 100
186
186
186
Obs.: Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições
operacionais: UG 1 = 43 MW, UG 2: 43 MW, UG 3: 100 MW e UG 4: 100MW.
Uruguaiana:
O despacho mínimo por restrições elétricas definido para a UTE Uruguaian a
visa evitar corte de carga na perda da LT 230 kV Dona Francisca – Santa
Maria 3.
Usina Térmica
Uruguaiana
Pesada
Média
Leve
224(1G + 1V)
462(2G + 1V)
-
Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da carga
prevista no processo de Programação Diária. (G = unidade a gás / V = unidade à vapor)
corresponde à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas.
Destaque-se que devido à ind isponibilidade de gás na UTE Uruguaiana, não
será possível a sincronização de máquinas nesta usina, não sendo possível
o atendimento aos requisitos mínimos de geração térmica desta UTE.
Termonorte II:
Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-Rondônia em
função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel e dos limites atuais
de intercâmbio para esse sistema.
Usina Térmica
Termonorte II
Pesada
Média
Leve
120
120
120
Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação
Diária da Operação e Operação em Tempo Real.
ONS
33
/
40
Diretrizes Oper ativas para o Atendimento ao SIN durante o Carnaval 2010
Em consonância com a Resolução nº 001/2005 do CMSE, que determina que o ONS deverá
propor medidas especiais de segurança a fim de garantir o suprimento de energia elétrica em
situações decorrentes de eventos de grande relevância, a Nota Técnica NT-3-021-2010 define o
despacho de geração térmica adicional indicado para as áreas específicas abaixo descriminadas
que tem por objetivo prover um grau de segurança adicional às mesmas, durante o período de
Carnaval (12 a 16/02/2010):
- Área Rio de Janeir o (Região Metropolitana, Região dos Lagos e Região da Costa
Verde)
Para as condições previstas, a malha de 500 kV de suprimento à área RJ / ES suporta, sem
perda de carga, contingências duplas de circuitos de 500 kV que partem das subestações de
Tijuco Preto, Cachoeira Paulista, Angra e Adrianópolis.
Devido às características topológicas da malha de transmissão e pelo comportamento da carga,
será necessário utilizar geração térmica durante o período das 18 horas às 06 horas do dia
seguinte, para que o sistema suporte as seguintes contingências:
(1)
Usina
UTE Barbosa Lima Sobrinho
UTE Governador Leonel Brizola
UTE Norte Fluminense e/ou UTE Mário Lago
Geração (MW)
360
450
450
Perda
simultânea das LTs 500 kV Adrianópolis – Grajaú e Angra – Grajaú (perda total do suprimento em 500 kV à SE
Grajaú) Geração térmica na UTE Barbosa Lima Sobrinho;
(2) Perda simultânea das LTs 500 kV Adrianópolis – São José e Angra – São José (perda total do suprimento em
500 kV à SE São José) Geração térmica na UTE Governador Leonel Brizola. Vale ressaltar que para este valor
de geração é preservada a carga da região de Duque de Caxias, Imbariê e Teresópolis;
(3) Perda simultânea das LTs 345kV Adrianópolis – Macaé ⇒ Geração térmica na UTE Norte Fluminense.
ONS
34
/
40
Área São Paulo (Região da Baixada Santista e Piratininga)
Os circuitos compreendidos entre as SEs Henry Borden e Pedreira devem operar fechados no
terminal de Henry Borden e abertos no lado de Pedreira. Assim, caso seja necessário realizar
bombeamento na SE Pedreira, de forma a evitar sobrecarga nos TRs 230/88 kV Piratininga em
carga pesada e média, quando da emergência de um destes transformadores, deve-se
programar um despacho térmico da ordem 85MW no setor de 88 kV das UTE Piratininga ou UTE
Fernando Gasparian.
- Área Sul da Região Nordeste (Salvador)
A malha de 500 kV de suprimento à área Sul suporta, sem perda de carga, contingências
simples. Entretanto, visando garantir uma operação com maior margem de segurança com
relação aos limites normalmente praticados (critério N 1), analisou-se o atendimento à região
metropolitana de Salvador para atender a contingência dupla, sem perda de carga. A
contingência dupla mais severa é a perda dos dois circuitos de 500 kV Olindina - Camaçari II.
Desta forma, deverão ser adotados os seguintes procedimentos:
- Recebimento Nordeste igual ou inferior a 1600 MW, período de carga pesada e média, sendo
na interligação Sudeste/Nordeste em torno de 350 MW;
- Geração de 330 MW UHE Itapebi;
- Geração térmica na Região Metropolitana de Salvador, distribuídas nas usinas Celso Furtado
(Gás), Camaçari (Gás/Óleo), Muricy (Óleo), Bahia I (Óleo) e Rômulo Almeida (Gás) da seguinte
forma:
Horário
09:00 às 19:00 do dia 13/02/2010
19:00 às 24:00 do dia 13/02/2010
00:00 às 03:00 do dia 14/02/2010
03:00 às 19:00 do dia 14/02/2010
19:00 às 24:00 do dia 14/02/2010
00:00 às 19:00 do dia 15/02/2010
19:00 às 24:00 do dia 15/02/2010
00:00 às 19:00 do dia 16/02/2010
19:00 às 24:00 do dia 16/02/2010
Geração
Necessária
(MW)
250
490
420
200
440
200
470
200
470
As demais usin as térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas.
ONS
35
/
40
ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração da
Revisão 2 do PMO de Fevereiro/10, semana operativa de 13 a 19/02/2010.
Tabela 0-2: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
NUCLEAR
23,28
18,96
Angra 1
Angra 2
CARVÃO
Charqueadas
Figueira
J. Lacerda A1
J. Lacerda A2
J. Lacerda B
J. Lacerda GG
P. Médici A e B
S. Jerônimo
155,98
218,77
190,85
144,07
143,92
117,78
115,90
248,31
ÓLEO
Alegrete
Bahia I
Carioba
Camaçari Muricy I
Igarapé
Nova Olinda
Nutepa
Petrolina
Piratininga 1 e 2
R. Silveira
S. Cruz
Termocabo
Termonorte I
Termonorte II
Tocantinópolis
Viana
564,57
430,19
937,00
484,44
645,30
349,27
780,00
531,49
470,34
523,35
310,41
345,11
610,33
487,56
349,27
349,28
DIESEL
S. Tiaraju
Altos
Aracati
Baturité
Brasília
Camaçari
Campo Maior
Caucaia
Crato
Daia
Goiânia II
Iguatu
Jaguarari
Juazeiro do Norte
Marambaia
M. Covas
Nazária
Pau Ferro I
Pecém
Potiguar
Potiguar III
S. Cruz Diesel
Termomanaus
William Arjona
Xavantes
ONS
541,93
463,17
463,17
463,17
1047,38
834,35
463,17
463,17
463,17
504,33
548,89
463,17
463,17
463,17
463,17
634,03
463,17
607,36
463,17
547,84
547,83
730,54
607,36
808,02
731,20
36
/
40
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
GÁS
A. Chaves
Araucária
B. L. Sobrinho – TC
B. L. Sobrinho – Teste
B. L. Sobrinho – Leilão
Camaçari
C. Furtado
Euzébio Rocha
F. Gasparian
Fortaleza
G. L. Brizola – Leilão
G. L. Brizola – Teste
G. L. Brizola – TC
Jesus Soares Pereira
Juiz de Fora
L. C. Prestes – Teste
L. C. Prestes – Leilão
M. Covas
M. Lago
Norte Fluminense 1
Norte Fluminense 2
Norte Fluminense 3
Norte Fluminense 4
R. Almeida
Termoceará – TC
Termoceará – Leilão
Termopernambuco
Uruguaiana
William Arjona
Sepé Tiaraju
VAPOR
Piratininga 3 e 4
BIOMASSA
Cocal
PIE-RP
Madeira
188,89
219,00
250,87
149,67
158,57
398,55
204,43
185,69
317,98
102,72
121,16
147,56
214,48
287,83
150,00
140,34
100,39
6,27
253,83
37,80
51,93
90,69
131,68
188,15
492,29
182,94
70,16
141,18
197,85
385,22
470,34
133,98
145,63
172,15
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
37
/
40
ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas para despachos acima do Termo de
Compromisso - Semana operativa de 13 a 19/02/2010.
Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas acima do TC(R$/MWh)
USINA TÉRMICA
A. Chaves
Araucária
B. L. Sobrinho
C. Furtado
Termoceará
F. Gasparian
Fortaleza
G. L. Brizola
Jesus Soares Pereira
Juiz de Fora
L. C. Prestes
M. Lago
Norte Fluminense
R. Almeida
Termopernambuco
Sepé Tiaraju - Gás
Sepé Tiaraju - Óleo
Piratininga 1 e 2
Piratininga 3 e 4
ONS
CUSTO VARIÁVEL
ACIMA TC
(R$/MWh)
188,89
219,00
271,18
204,43
492,29
346,87
102,72
242,38
287,83
150,00
292,49
278,32
131,68
188,15
70,16
385,22
541,93
470,34
470,34
38
/
40
ANEXO IV – Limites de Transmissão
As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 750 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/SudesteCentro 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
Oeste/Nordeste
–
Operação
Normal
da
Interligação
Sudeste
-
Centro
• IO-OC.SENE
Oeste/Nordeste
–
Operação
Normal
da
Interligação
Sudeste
-
Centro
39
/
40
Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)
11
Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período
de 13/02 a 19/02
16
Figura 4-1: Interligações entre regiões
23
Tabelas
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio
ONS
6
Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia
19/02
11
Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia
28/02
11
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)
(*)
12
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
13
14
15
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região
15
Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica
29
Tabela 0-2: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
36
Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas acima do TC(R$/MWh)
38
40
/
40

Bomis anel operador de carnaval

Transcrição

Documentos relacionados

6c4c

transmissão A413

lt765

PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) Expansão

um sistema de tratamento e classificaçao de imagens de satelites

Reunião Ordinária 03.06.2013

Despacho 16996/2007

C5- UHEs na China: O Caso Usina Hidrelétrica de Três Gargantas.

Contrato de Metas de Desempenho Empresarial CMDE 2015

Apresentação do PowerPoint

Atraindo dinheiro para o Programa REDD Estadual de Mato Grosso

KAS-10V3.0