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PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE DEZEMBRO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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20211-160 Rio de Janeiro RJ
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ONS NT-185-207-2014
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE DEZEMBRO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
13/12/2014 A 19/12/2014
ONS NT-185-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 3 / 39
Sumário
1 Introdução 4
2 Conclusões 4
2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4
2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança
Elétrica 5
3 Pontos de Destaque 5
3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5
3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 9
3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 9
3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 11
3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 12
3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 13
3.7 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 13
3.8 Região Nordeste 14
3.9 Região Norte 14
3.10 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14
4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16
4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17
4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo
Real 18
4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas 22
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga 22
5 Previsão de Carga 27
5.1 Carga de Energia 27
5.2 Carga de Demanda 29
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1 Introdução
Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal
da Operação Eletroenergética do mês de Dezembro/2014, para a semana operativa
de 13/12/2014 a 19/12/2014, 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, estabelecida pela Agência Nacional de
Águas – ANA.
2 Conclusões
2.1 Relacionadas ao atendimento Energético
Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região
Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das
UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov.
Leonel Brizola L1, Cocal, W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L1, A.
Chaves, E. Rocha L13, L. C. Prestes L13, G. L. Brizola L13, B. L. Sobrinho L13, Norte
Fluminense 4, Santa Cruz 34, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá (indisponível, conforme
declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível, conforme legislação vigente),
Viana, R. Silveira (indisponível, conforme legislação vigente) e somente nos
patamares de carga pesada e média da UTE Igarapé. Na região Sul, houve indicação
de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota
3, P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C,
J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo
(indisponível, conforme legislação vigente), Figueira e Araucária. Na região Nordeste,
houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga,
das UTEs ERB Candeias, Termopernambuco, P. Pecém I e II, Fortaleza, Termoceará,
R. Almeida, C. Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo,
Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I e Global II. Na
região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos
os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV,
N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Geramar I, Geramar II, Mauá B5B,
Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B e somente nos patamares de carga pesada
e média das UTEs Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba e Cidade Nova.
Além disso, está previsto para a semana de 13/12/2014 a 19/12/2014, o despacho
das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos
os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme
metodologia vigente de despacho GNL.
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A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de
mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a
semana operativa de 14/02/2015 a 20/02/2015, benefício marginal de
R$ 601,25/MWh, R$ 601,24/MWh e R$ 600,53/MWh para os patamares de carga
pesada, média e leve, respectivamente. Assim sendo, foi comandado, por ordem de
mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo, em suas
disponibilidades máximas, para a semana operativa de 14/02/2015 a 20/02/2015.
2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica
Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para
atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser
necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou
utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas
no item 4.4.1.
3 Pontos de Destaque
3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética
Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser
programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai,
através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013,
está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo
NEWAVE.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o
ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal
de Operação para o mês de Dezembro/14.
Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a
partir do PMO de Dezembro de 2012:
A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os
limites entre submercados no calculo do PLD;
Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da
utilização do modelo DECOMP;
Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no
tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP.
Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução
ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no
planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no
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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.
O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Dezembro/14 foi elaborado
tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006,
emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:
3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
Foi liberada a operação do TR-1 500/230 kV da SE Xingu. Sua entrada em
operação proporcionou um aumento da confiabilidade no atendimento às cargas do
Tramo Oeste.
O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse:
No dia 29/10/2014 retornou à operação o AT07 765/345 kV – 1500 MVA da
SE Tijuco Preto, que se encontrava indisponível desde novembro de 2010. Com
isso, a SE Tijuco Preto passou a operar com quatro transformadores 765/345 kV
– 1500 MVA, eliminando o risco de sobrecarga nesses transformadores mesmo
para valores elevados de Recebimento Sudeste.
Com a entrada deste 4º transformador de 765/345 kV – 1500 MVA, um dos
reatores limitadores de curto-circuito da SE Tijuco Preto será energizado e estarão
ligados os 04 circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti, permitindo o
desligamento do esquema de separação de barras de 345 kV da SE Itapeti.
Sistema de Suprimento à cidade de Manaus
Está previsto o atendimento às cargas da cidade de Manaus através de dois
Subsistemas, a saber:
Subsistema 01 – SE Mauá III: é formado por carga e geração que será
suprida pelo circuito duplo da LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira e da LT 230 kV
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Jorge Teixeira – Mauá 3 através da Transformação da SE Mauá III 230/138 kV –
3x150 MVA e 138 / 69 kV – 3x150 MVA, e:
Subsistema 02 – SE Manaus: é formado por carga e geração que será
suprida pelo circuito duplo da LT 230 kV Lechuga – Manaus através da
Transformação 230/69 kV – 3x150 MVA da SE Manaus.
O diagrama unifilar a seguir mostra este Sistema de Suprimento à cidade de
Manaus:
Sistema de Suprimento ao Estado do Amapá
As Usinas Hidroelétricas de Santo Antônio do Jari e Ferreira Gomes estão conectadas
ao SIN através das Subestações de 230 kV de Laranjal e Macapá, respectivamente,
do Sistema de Suprimento Tucuruí – Macapá – Manaus.
O diagrama unifilar a seguir mostra o sistema de suprimento na área de interesse:
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3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade
As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os
critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá
capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto
nas situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas
que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.
Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), objetivando
assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das
interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na
tabela a seguir:
Carga da Região Nordeste
(MW) Limites de RNE (MW)
Carga < 8.750 3000 MW
8.750 < Carga < 10.250 3500 MW
Carga > 10.250 4100 MW
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.
3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, 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.
Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como
compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida
deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.
3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações
UG34 75 MW da UHE Jirau
UG37 75 MW da UHE Jirau
UG58 183 MW UTE Maranhão III
UG01 123 MW UHE Santo Antônio do Jari
LT 230 kV Mossoró II - Quixerê
LT 230 kV Quixerê - Russas II
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LT 525 kV Marmeleiro 2 - Povo Novo
LT 525 kV Marmeleiro 2 - Santa Vitória do Palmar 2
SE 525 kV Marmeleiro 2
SE 525/138 kV Santa Vitória do Palmar 2
SE 525/230 kV Povo Novo
3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos
Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014)
Compensador Síncrono 1 da SE Tijuco Preto (até 16/12/2014)
TR-1 500/230 kV Imperatriz (05/01/2015)
3.4 Relacionados com a Otimização Energética
3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Dezembro/14, para a semana de 13/12/2014
a 19/12/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 19/12
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 17,1 54,4 15,5 29,1 21,6
Limite Inferior 16,2 50,5 14,5 28,0 20,5
Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 21,0 58,0 19,6 30,4 24,5
Limite Inferior 18,0 50,2 16,3 27,7 21,5
3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos
O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a
preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas
cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco.
Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de
Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha
de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais.
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Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação
definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo.
Assim sendo, apresentam-se também os armazenamentos esperados para as regiões
SE/CO e NE, obtidos com a aplicação dos ajustes nas políticas de operação, os quais
caracterizaremos como níveis de armazenamento operativos.
Outrossim, ressaltamos que os níveis de armazenamento operativos, constituem-se
em informações adicionais àquelas já existentes no processo formal de elaboração
dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões.
Desta forma, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados,
para o fim do mês de Dezembro, para as regiões SE/CO e NE:
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3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Dezembro/14 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)
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)
ITAIP
50 Hz
60 Hz
SE/CO
FICT. SUL
FICT. NORTE
NE144 461
4464
6279
6051058
3720
2559
R$ 645,29/MWh R$ 645,29/MWh
R$ 645,29/MWh
R$ 645,29/MWh
1442
N
S
SEMANA 3
MÉDIA DO ESTÁGIO
Caso 1: DEZ14_RV2_N-2_V
Caso 2
Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N
Pesada 661,82 661,82 661,82 661,82
Média 661,82 661,82 661,82 661,82
Leve 656,16 656,16 656,16 656,16
Média Semanal 659,76 659,76 659,76 659,76
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3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a
próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana
em curso. A passagem de duas frentes frias, uma no início e outra no fim da semana,
ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande
e Paranaíba. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima
semana, em relação à média de longo termo, é de 102% da MLT, sendo armazenável
100% 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 rápida passagem
de uma frente fria no início da semana, ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias
dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é
de um valor de 106% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 82% da
MLT.
No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A
atuação de duas frentes frias ocasiona chuva fraca com períodos de moderada na
bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de
69% MLT, sendo totalmente armazenável.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A previsão é
de que ocorra chuva fraca a moderada 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
62% MLT, sendo totalmente armazenável.
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 41.898 7.855 7.100 3.599
% MLT 102 106 69 62
% MLT Armazenável 100 82 69 62
ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 32.882 3.398 5.122 2.735
% MLT 80 46 50 47
% MLT Armazenável 78 36 50 47
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3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
3.7 Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Dezembro é de
uma média de 99% da MLT, sendo armazenável 97% da MLT, o que representa um
cenário hidrológico superior ao que se verificou no último mês.
Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o
mês situar-se-á no patamar de 83% da MLT, sendo armazenável 81% 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 Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Grande 74 77 58 62
Bacia do Rio Paranaíba 99 103 67 83
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá) 105 107 88 94
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu) 130 120 113 109
Paraíba do Sul 54 57 38 45
Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Dezembro é de 93% da
MLT, sendo armazenável 77% da MLT, o que revela uma condição hidrológica similar
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 63% da MLT, sendo armazenável 52% 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.
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Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Iguaçu 96 88 65 69
Bacia do Rio Jacuí 74 71 39 53
Bacia do Rio Uruguai 136 109 19 59
3.8 Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de Dezembro é de 64%, sendo
totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao
observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 51% da MLT para a ENA mensal, sendo
totalmente armazenável.
3.9 Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Dezembro
apresente uma média de 64% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que
representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 54% da MLT, sendo totalmente
armazenável.
3.10 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
ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 40.802 6.858 6.586 3.749
% MLT 99 93 64 64
% MLT Armazenável 97 77 64 64
ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 34.416 4.678 5.213 3.167
% MLT 83 63 51 54
% MLT Armazenável 81 52 51 54
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Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 13/12 a 19/12
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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
A Resolução ANA nº 1.778, de 26 de novembro de 2014, prorroga até o dia 31 de
Dezembro de 2014, a redução temporária da descarga mínima defluente dos
reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para
1.100 m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013.
Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na
região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência
mínima de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a geração
térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço
energético da região NE.
Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis,
a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização
dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 120 m³/s.
Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua
defluência, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que
assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante.
A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga,
respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas
interligações entre as regiões N, SE/CO e NE.
Na região Sul, tendo em vista as condições hidroenergéticas dos rios Iguaçu, Jacuí e
Uruguai, a geração das usinas destas bacias deverá ser explorada prioritariamente,
respeitando-se os limites elétricos vigentes. Esta operação visa minimizar e/ou evitar a
ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus
reservatórios, bem como reduzir a utilização dos estoques armazenados nos
reservatórios das demais regiões do SIN. Nos períodos de carga leve, após as
operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de jusante e/ou
minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, N e SE/CO, caso
ainda existam excedentes energéticos nas usinas da região Sul, a geração das usinas
térmicas do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar a alocação destes
excedentes energéticos na curva de carga.
Em função das condições hidroenergéticas da UHE Itaipu, sua geração deverá ser
explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, sendo que nos
períodos de carga leve sua geração deverá ser minimizada. Esta operação será
efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes na interligação Sul-SE/CO.
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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e M.Moraes será dimensionada para
fechamento do balanço energético após a exploração dos recursos energéticos das
demais usinas do SIN. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser
dimensionada para fechamento do balanço energético.
Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Batalha, Serra do Facão,
Emborcação Itumbiara, e Nova Ponte, deverá ser explorada nesta ordem de prioridade.
Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada
em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades
energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser maximizada em
todos os períodos. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada
prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser
dimensionada visando a manutenção de suas defluências em seus mínimos operativos
de 3700 m³/s e 4300 m³/s, respectivamente. A geração das UHEs Ilha Solteira e Três
Irmãos será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá,
Porto Primavera e Itaipu, respeitando-se as restrições operativas existentes.
As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente
nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da
região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes na interligação Sul-SE/CO.
Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica
que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser dimensionada
para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil e da controlabilidade do
nível de armazenamento de seu reservatório, sendo sua geração dimensionada para
atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Cabe destacar que a vazão objetivo
em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, bombeamento da LIGHT reduzido
de 160 m³/s para 108 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 52 m³/s, face as condições
hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.
Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os
períodos de carga. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões
SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra
da Mesa será maximizada em todos os períodos de carga, visando a disponibilização
de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical,
Lajeado, Estreito e Tucuruí.
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Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias
indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 120 m³/s), respeitando-se
a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da
bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da
política de defluência mínima de 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó.
Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios
Iguaçu, Jacuí e Uruguai, deverão ser utilizadas em todos os períodos de carga. A
geração da UHE Capivari será utilizada somente nos períodos de carga média e
pesada.
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. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;
2. Usinas térmicas;
3. UHE Tucuruí;
4. Usinas da região Sul;
5. UHE Serra da Mesa respeitando-se as restrições operativas das usinas e a
coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;
6. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;
7. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da
usina;
8. UHEs Batalha e Serra do Facão;
9. UHE Emborcação;
10. UHE Itumbiara;
11. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a
coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;
12. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a
coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;
13. UHE Chavantes;
14. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes;
15. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água
situadas a jusante na cascata;
16. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água
situadas a jusante na cascata;
17. UHE Furnas e Mascarenhas de Moraes, respeitando-se as restrições operativas da
usina e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na
cascata;
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18. UHE Água Vermelha;
19. UHE Marimbondo;
20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do
rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.
Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos
de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada
na seguinte ordem de prioridade:
1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;
2. UHE Passo Fundo;
3. UHE Salto Santiago;
4. UHE Barra Grande;
5. Usinas da bacia do rio Jacuí;
6. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina;
7. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das
usinas de jusante;
8. UHE G.B.Munhoz;
9. UHE Ney Braga;
10. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas da usina;
11. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
12. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina;
13. UHE GPS;
14. 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 potência 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. Geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito;
2. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
4. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina.
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6. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites
elétricos vigentes;
Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na
operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas
UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração
na seguinte ordem de prioridade:
1. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina;
2. UHE Sobradinho;
3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
4. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
5. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste;
6. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito,
respeitando-se as restrições operativas das usinas.
4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN,
bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real,
durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em
consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções
mais relevantes estão indicadas neste item.
A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações
envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm
rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e
Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes,
estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em 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. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e
Norte/Nordeste.
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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.
FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu.
RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE.
RSUL – Recebimento pela Região Sul.
FSUL – Fornecimento pela Região Sul.
FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para
SE Ibiúna.
FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE
Bateias.
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4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas
Polo 01 do Elo CC do Sistema de Itaipu e LT 600kV Foz do Iguaçu 50Hz –
Ibiúna C3 das 07h00min às 18h00min do dia 14/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para substituição de
isoladores poluídos e reparos em equipamentos do circuito 1 da LT 600kV Foz do
Iguaçu 50Hz – Ibiúna 50Hz e no Polo 01 do Elo CC, na SE Foz do Iguaçu 50Hz.
Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Polo 3 e operação em
MRT, face à limitação do eletrodo de terra, recomenda-se atender a seguinte
restrição energética:
Elo CC < 4.700 MW
Filtro ZRA Foz do Iguaçu 50Hz das 08h30min às 18h00min do dia 14/12
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em equipamentos associados ao Filtro ZRA na SE Foz do Iguaçu 50 Hz.
Para garantir a segurança do sistema, com o objetivo de atender a perda dos filtros
remanescentes de 3º e 5º harmônicos, recomenda-se atender a seguinte restrição
energética:
Elo CC < 3.600 MW
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga
a) Área São Paulo
SE Nordeste – Barras 1 e 2 de 345 kV das 00h00min às 06h00min do dia
13/12 (sábado), das 00h00min às 06h00min do dia 15/12 (segunda – feira) até o
dia 19/12 (sexta – feira).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços na SE Nordeste para
viabilizar a entrada em operação da LT 345 kV Itapeti – Nordeste.
Durante esta intervenção, a eventual falta no barramento de 345 kV acarretará a
perda de todo o setor de 345 kV da SE Nordeste, levando à interrupção das cargas
alimentadas pelo setor de 88 kV em um montante de até 500 MW.
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SE Sul – Barra 2 de 345 kV e TR3 345/88 kV – 400 MVA das 05h00min às
16h00min do dia do dia 14/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva no TR3 345/88 kV – 400 MVA e chave seccionadora associada à Barra 2 de
345 kV da SE Sul.
Durante esta intervenção, contingências que levem ao desligamento da Barra 1 de
345 kV acarreta a interrupção de cargas supridas pela SE Sul, em um montante de
até 600 MW.
b) Área Goiás/Brasília
LT 230 kV Brasília Sul –Brasília Geral C1 das 07h00min do dia 13/12 (sábado)
até às 06h00min do dia 15/12 (segunda – feira).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para substituição do
Disjuntor 7424 associado ao Circuito 1 da LT 230 kV Brasília Sul – Brasília Geral, na
SE Brasília Sul.
Durante esta intervenção, a perda do circuito 2 da LT 230 kV Brasília Sul – Brasília
Geral implicará em um corte de 15% das cargas da cidade de Brasília.
SE Brasília Sul – Disjuntor 7424 de 230 kV das 06h00min do dia 15/12
(segunda – feira) até às 08h00min do dia 21/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para substituição do
Disjuntor 7424 associado ao Circuito 1 da LT 230 kV Brasília Sul – Brasília Geral, na
SE Brasília Sul.
Durante esta intervenção, a SE Brasília Sul irá operar em barra única e a perda da
barra remanescente e/ou perda de equipamentos seguidos de falha de disjuntor
conduz ao corte de 15% das cargas da cidade de Brasília, nas áreas residencial da
Asa Sul e Guará, setor comercial, bancário e industrial.
SE Brasília Sul – Disjuntor 704 de 230 kV das 07h30min às 24h00min do dia
14/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços no sistema de
proteção associado ao Disjuntor 704 de 230 kV e ao Disjuntor 7424 da SE
Brasília Sul.
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Durante esta intervenção, a SE Brasília Sul irá operar em barra única e a perda
da barra remanescente e/ou perda de equipamentos seguidos de falha de
disjuntor conduz ao corte de 15% das cargas da cidade de Brasília, nas áreas
residencial da Asa Sul e Guará, setor comercial, bancário e industrial.
c) Área Acre/Rondônia
LT 230kV Porto Velho – Samuel C1 e C2 das 09h00min às 14h00min do dia
14/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para lançamento do Circuito 3 da LT 230 kV Porto
Velho – Samuel.
Durante esta intervenção, estando o estado do Acre e a cidade de Porto Velho em
operação isolada, a perda de Barra de 230 kV da SE Porto Velho acarretará o
desligamento das cargas das cidades de Porto Velho e Rio Branco.
d) Área Norte/Nordeste
SE Utinga – Barra 2 de 230 kV das 08h00min às 17h00min do dia 14/12
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar ponto
quente em equipamento associado à Barra 2 de 230 k V da SE Utinga.
Durante esta intervenção, a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou
proteção ou contingência em barramento da SE Utinga, em operação, poderá
acarretar desligamento de cerca de 300 MW de cargas derivadas da SE Utinga.
SE São Luís I – TR-02 de 230/69 kV – 100 MVA das 08h00min às 18h00min do
dia 14/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
preventiva no TR-02 de 230/69 kV – 100 MVA e equipamentos associados da SE São
Luís I.
Durante esta intervenção em caso de perda de Barra da SE São Luís I, haverá
desligamento de 60% das cargas da cidade de São Luís.
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LT 230 kV Teresina II – Teresina C2 das 00h00min às 17h00min do dia 14/12
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a instalação do
sistema de proteção definitivo, em ambos os terminais, do circuito 2 da LT 230 kV
Teresina II – Teresina.
Durante esta intervenção, as Subestações de Teresina II e Teresina, estarão
operando em barra única. Em caso de perda da Barra de 230 kV da SE Teresina,
haverá o desligamento de toda a carga da cidade de Teresina.
LT 230 kV Paraíso – Natal II C1 e C2 das 05h00min às 16h00min do dia 14/12
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de travessia da
futura LT 500 kV Ceará Mirim II – Campina Grande II sobre os Circuitos 1 e 2 da LT
230 kV Paraíso – Natal II.
Durante esta intervenção, em caso de ocorrência da perda da LT 230 kV Campina
Grande II – Natal III e da LT Extremoz – Natal III, haverá a perda de 100% das cargas
da cidade de Natal.
e) Área Amazonas/Amapá
SE Oriximiná – Disjuntor 9028 de 500 kV das 09h00min às 18h00min do dia
14/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em TCs associados ao Disjuntor 9028 de 500 kV da SE Oriximiná.
Para garantir a segurança do sistema, em caso de perda dupla por falha de disjuntor
na SE Oriximiná 500 kV, recomenda-se manter:
-250 MW < F (Mn) < 50 MW
SE Manaus – Transformador TF3 de 230/69 kV – 150 MVA das 06h00min às
14h00min do dia 14/12 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminação de
ponto quente em conector do TF3 de 230/69 kV – 150 MVA da SE Manaus.
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Durante a realização desta intervenção, com o objetivo de evitar sobrecarga no
transformador remanescente de 230/69 kV – 150 MVA da SE Manaus, em caso da
perda de dois transformadores 230/69 kV – 150 MVA desta subestação, recomenda-
se manter:
[F (Ba – Mn) + F (Lc – Mn)] < 160 MW
f) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais e Mato Grosso
No período de 13/12/2014 à 19/12/2014 não estão previstas intervenções de
porte nestas áreas.
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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 dezembro, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras
semanas e a revisão 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 5.1-1.
Para a semana, a previsão de carga de energia é de 39.931 MW médios no subsistema
SE/CO e 12.500 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na
semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimo de 1,5% para o subsistema
SE/CO e decréscimo de 2,3% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a
5ª semana de dezembro (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de
38.684 MW médios para o SE/CO e de 12.334 MW médios para o Sul. Estes valores, se
comparados à carga verificada em novembro, sinalizam decréscimo de 1,3% para o
subsistema SE/CO e acréscimo de 6,1% para o subsistema Sul.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
10.632 MW médios e no Norte de 5.296 MW médios. Estas previsões, quando
comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam acréscimos de 0,7%
para o subsistema Nordeste e 4,5% para o subsistema Norte. Com a revisão das
projeções da 3ª a 5ª semana de dezembro (revisão 2), está sendo estimado para o
fechamento do mês uma carga de 10.451 MW médios para o Nordeste e de
5.157 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em
novembro, sinalizam decréscimos de 0,3% para os dois subsistemas.
Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed
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Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed
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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 12/12/2014 e as previsões para a semana
de 13 a 19/12/2014.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para
ocorrer na quinta-feira, dia 18/12, com valor em torno de 43.600 MW. Para o Subsistema
Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 14.000 MW, devendo ocorrer na
quarta-feira, dia 17/12. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda
máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 56.900 MW, devendo ocorrer no
período entre 20h00min e 21h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na
Tabela 5.2-1 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia
13/12, com valor em torno de 11.400 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima
deverá situar-se em torno de 5.800 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 17/12. No
Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para
ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da
ordem de 17.000 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a seguir.
Tabela 5.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
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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
de Dezembro.
Anexo IV Limites de Transmissão
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ANEXO I – Controle de Tensão
As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema
Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.
IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua
IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste
IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste
IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste
IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste
IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kV da Região do Rio Grande
IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo
IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo
IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais
IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo
IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste
IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília
IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso
IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste
IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre – Rondônia
IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul
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ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,
Razões Elétricas e Energéticas
Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica
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(1) valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)
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Jorge Lacerda:
O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi
dimensionado para evitar/minimizar corte de carga quando da
ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de
operação na região, como segue:
Patamar de carga pesada: LT 230 kV Lajeado Grande –
Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).
Patamar de carga média: LT 525 kV Campos Novos – Biguaçu ou
maior unidade sincronizada no Complexo Jorge Lacerda.
Usina Térmica
Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -
J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 -
J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 -
J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 180 -
Total 66 326 -
Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 15/12/2014. - UG 2: 11/12/2014 a 13/12/2014. 2. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 2: limitada em 35 MW entre 25/04/2014 e 31/12/2014. - UG 1: limitada em 25 MW entre 30/10/2014 a 31/12/2014.
P. Médici (A e B) e Candiota III:
O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado
para evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de
contingência simples de equipamentos da rede de operação na região,
como segue:
Patamar de carga pesada e média: LT 230 kV Quinta – Povo Novo
ou da LT 230 kV Camaquã 3 – Povo Novo (subtensão na região Sul
do Rio Grande do Sul).
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -
P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 -
Candiota III (UG. 5) - - -
Total 90 90 -
Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014
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2. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração total desta fase está limitada em 120 MW. 3. A UTE Candiota III está limitada em 280 MW entre 11/12/2014 e 15/12/2014. 4. No patamar de carga leve de domingo a geração térmica mínima necessária é 1B = 90 MW.
Região Norte
Área Manaus:
Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4,
B5A, B5B, B6, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na
área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT
230 kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais,
podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e
Operação em Tempo Real.
Região Sudeste/C.Oeste
Área RJ/ES:
Geração necessária nas UTEs Viana e Luiz O. R. Melo durante
intervenção na LT 345kV Campos - Viória e disjuntores associados.
Área MG:
Geração necessária na UTE Juiz de Fora durante intervenção no TR4
345/138 kV da SE Juiz de Fora.
Geração necessária na UTE A. Chaves durante intervenções diversas
em circuitos associados à SE Bom Despacho.
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ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 2 do PMO do mês de Dezembro/14, para a semana operativa de 13/12/2014 a 19/12/2014.
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
Angra 2 20,12
Angra 1 23,21
Candiota III 64,08
P. Pecém I 112,68
P. Itaqui 115,97
P. Pecém II 121,47
P. Médici A e B 115,90
J. Lacerda C 145,71
J. Lacerda B 176,67
J. Lacerda A2 176,85
Charqueadas 196,16
J. Lacerda A1 234,31
S. Jerônimo 248,31
Figueira 373,45
Norte Fluminense 1 37,80
Norte Fluminense 2 58,89
Parnaíba IV 69,00
Termopernambuco 70,16
Maranhão IV 127,82
Maranhão V 127,82
Santa Cruz Nova 138,24
Norte Fluminense 3 102,84
Fortaleza 118,51
L. C. Prestes_L1 143,49
Linhares 209,70
G. L. Brizola_L1 168,44
N.Venecia 2 171,19
Juiz de Fora 213,84
William Arjona 197,85
B. L. Sobrinho _L1 220,92
C. Furtado 279,04
Termoceará 239,76
Euzébio Rocha_L1 247,30
R. Almeida 277,89
A. Chaves 278,98
Jesus Soares Pereira 314,63
Araucária 530,08
Norte Fluminense 4 305,04
F. Gasparian 399,02
M. Lago 388,48
M. Covas 463,79
Uruguaiana 740,00
Camaçari 732,99
Aparecida 302,19
Mauá B3 411,92
B. L. Sobrinho_L13 287,40
Brizola_L13 287,14
L. C. Prestes_L13 286,62
Euzébio Rocha_L13 286,36
Tambaqui 0,00
Jaraqui 0,00
Manaurara 0,00
Ponta Negra 0,00
C. Rocha 0,00
Atlântico 142,82
RESIDUOS INDUSTRIAIS
USINA TÉRMICA
NUCLEAR
CARVÃO
GÁS
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CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
S. Cruz 310,41
Pernambuco 3 400,77
Piratininga 1 e 2 470,34
Termonorte II 678,04
R. Silveira 523,35
Maracanaú I 455,02
Termocabo 465,72
Termonordeste 469,83
Termoparaíba 469,83
Global I 531,71
Global II 531,71
Geramar I 471,34
Geramar II 471,34
Viana 471,35
Campina Grande 471,36
Alegrete 471,36
Igarapé 645,30
Bahia I 681,59
Camaçari Muricy I 775,66
Camaçari Polo de Apoio I 775,66
Petrolina 851,01
Nutepa 780,00
Carioba 937,00
Suape II 473,58
Aparecida B1TG6 926,82
Distrito A 611,14
Distrito B 622,60
Electron 1165,12
Iranduba 654,56
Mauá B1 844,72
Mauá B4 449,98
Mauá B5 A 616,42
Mauá B5 B 590,42
Mauá B6 657,05
Mauá B7 659,10
S. Tiaraju 698,14
Altos 727,61
Aracati 727,61
Baturité 727,61
Campo Maior 727,61
Caucaia 727,61
Crato 727,61
Iguatu 727,61
Juazeiro do Norte 727,61
Marambaia 727,61
Nazária 727,61
Pecém 727,61
Daia 822,15
M. Covas 688,64
Goiânia II 877,87
William Arjona 808,02
Camaçari 915,17
Potiguar III 959,23
Potiguar 959,24
Xavantes 1148,68
Pau Ferro I 1063,46
Termomanaus 1063,46
Palmeiras de Goias 730,20
Brasília 1047,38
Cidade Nova 654,63
Flores 1 618,81
Flores 2 636,82
Flores 3 631,82
Flores 4 639,79
São José 1 660,35
São José 2 660,35
Cocal 178,43
PIE-RP 178,43
Madeira 229,17
BIOMASSA
ÓLEO
DIESEL
USINA TÉRMICA
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ANEXO IV – Limites de Transmissão
As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que
interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da
malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro
Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.
IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste
IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.
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
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Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11
Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 13/12 a
19/12 15
Figura 4-1: Interligações entre regiões 21
Tabelas
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 19/12 9
Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12 9
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 11
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12
Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13
Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14
Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 32
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 36