PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA …130B4D8C-F7D8-4144... · 2019-06-03 · PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO Operador Nacional

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

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20091-005 Rio de Janeiro RJ

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ONS NT-3/236/2010

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA

OPERATIVA DE 02/01/2010 A 08/01/2010

ONS NT-3/236/201010 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 3 / 40

Sumário

1 Introdução 5

2 Conclusões 5

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 5

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5

3 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 10

3.3.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 10

3.3.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 10

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 12

3.5 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações 13

3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos 13

3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 14

3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 15

3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 15

3.8.2 Região Sul 15

3.8.3 Região Nordeste 16

3.8.4 Região Norte 16

3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 16

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 18

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 18

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 19

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 20

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 23

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas. 25

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que implicam em perda de grandes blocos de carga. 25


5 Previsão de Carga 27

5.1 Carga de Energia 27

5.2 Carga de Demanda 29

Anexos 30

Lista de figuras e tabelas 40


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal de Operação Eletroenergética para o mês de Janeiro/2010, para a semana operativa

de 02 a 08/01/2010, 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 do PMO de Janeiro/10 não indicaram, para a semana de 02 a 08/01/2010, 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-3-256/2009-Mensal de Janeiro 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.


3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica

No dia 30/12/2009 retornou à operação, após seu desligamento em urgência, um dos bancos de transformadores 345/138 kV – 225 MVA da SE Campos. Durante

sua indisponibilidade foi necessário a adoção de medidas operativas de forma a controlar o carregamento nos transformadores remanescentes desta SE, que incluem a restrição no despacho das UTE Mario Lago e Norte Fluminense, bem

como o desligamento de um ou dos dois circuitos da LT 138 kV Campos – Cachoeiro do Itapemirim.

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Os resultados do PMO de Janeiro/10 não indicaram, para a semana de 02 a 08/01/2010, despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo em

nenhuma região do SIN.

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 02 a 08/01/2010, encontram-se na tabela a seguir, em MW:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Janeiro/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.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Janeiro/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);

Geração por Patamar de Carga Usina

Pesada Média Leve

Lajeado 902 902 902

Peixe Angical 452 452 452

Limite de Intercâmbio

FCOMC 2746 2746 2746


• “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);

A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/11/2009, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na

Carta ONS-0204/400/2009, emitida em 14/12/2009.


Usina Disponibilidade Observada (MWmed)

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 260,00

R. Silveira (Campos) 0,00

Termofortaleza 114,16

C. Furtado (Termobahia) 150,00

C. Jereissati (Termoceará) 220,00

Daia 44,30

Petrolina 136,20

Termocabo 49,73

Jaguarari 101,54

J. Lacerda A 232,00

J. Lacerda B 262,00

TOTAL 8.911,38


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.


Região SE/CO: LT 765 kV Foz – Ivaiporã LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto LT 525 kV Ibiúna – Bateias

LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru

LT 440 kV Jupiá - Bauru LT 440 kV Bauru - Cabreúva LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1 LT 500 kV Samambaia – Emborcação

LT 500 kV Samambaia – Itumbiara LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 C1 LT 500 kV Nova Ponte – Estreito

LT 500 kV Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2 LT 500 kV São Simão – Marimbondo LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2

LT 500 kV Nova Ponte – São Gortardo 2 LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2 LT 500 kV Neves - Mesquita

Região S: LT 500 kV Itá - Caxias LT 500 kV Itá – Garabi II

LT 500 kV Areia – Curitiba LT 500 kV Campos Novos – Blumenau C1 LT 500 kV Ivaiporã – Londrina C1 ou C2

LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana Região NE: LT 500 kV Milagres – Quixadá - Fortaleza

LT 500 kV Sobral - Fortaleza C2 LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II – C1 LT 500 kV Angelim II / Recife II – C2

LT 500 kV Olindina / Camaçari II – C2 LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina – C1

Região N: LT 500 kV Marabá – Açailândia C1 ou C2 LT 500 kV Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4 LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 ou C2

LT 500 kV Marabá – Imperatriz C2


3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados do PMO de Janeiro/10, para a semana de 02 a 08/01/2010, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 08/01

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado 74,8 97,2 65,9 61,2 47,9

Limite Inferior 73,4 96,4 63,0 56,2 41,0

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado 78,0 96,6 75,4 92,0 90,4

Limite Inferior 74,4 95,6 59,6 58,4 44,8

Os resultados do PMO de Janeiro/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)

N NE

SE/CO

S

707

1.818

2.525

2.053

4.231 4.363

IT 50

60 978

132

950


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 0,01 0,01

Média 0,00 0,00 0,01 0,01

Leve 0,00 0,00 0,01 0,01

(*) 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

Não há

3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• TR-7 765/345 kV – 1500 MVA de Tijuco Preto (até 30/06/2010)

• Compensador Síncrono 2 de Brasília Geral (sem previsão)

• TR-1 500/230 kV Mesquita (até 30/09/2010)

• Reator 5 500 kV Assis (até 31/01/2010)

• Capacitor Série 1 de Miracema (sem previsão)


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 ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuva moderada em todas as

bacias deste subsistema. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 149% da MLT, sendo armazenável 88% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. Para as bacias deste subsistema a previsão é de ocorrência de chuva fraca no final da próxima

semana operativa. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 145% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 109% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão em relação à semana corrente. A previsão é de ocorrer chuva fraca à moderada na bacia do rio São Francisco no início da

próxima semana operativa. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 66% 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. Na próxima semana ocorrem totais significativos de precipitação 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 88% 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 80.444 8.802 9.488 7.371

% MLT 149 145 66 88

% MLT Armazenável 88 109 66 88

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 48.838 4.989 6.769 5.289

% MLT 90 82 47 63



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 dezembro é de uma média de 145% da MLT, sendo armazenável 98% 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 91% da MLT, sendo armazenável 61% 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 189 158 102 86

Bacia do Rio Paranaíba 111 106 55 54

Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá)

159 157 106 110

Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu)

154 170 117 131

Paraíba do Sul 119

117

79

77

3.8.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de dezembro é de 141% da MLT, sendo armazenável 117% 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 74% da MLT, sendo armazenável 62% 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.


Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 156 144 81 73

Bacia do Rio Jacuí 230 207 176 145

Bacia do Rio Uruguai 99 109 59 54

3.8.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de dezembro é de 81%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 50% 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 dezembro apresente uma média de 102% 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 75% da MLT%, sendo totalmente armazenável.

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

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 78.179 8.583 11.497 8.537

% MLT 145 141 81 102


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 49.150 4.480 7.165 6.241

% MLT 91 74 50 75



Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 02/01 a 08/01


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

Face a manutenção das elevadas vazões afluentes na bacia hidrográfica do rio Parana associada à necessidade de alocação de volume de espera nos

reservatórios utilizados para controle de cheias nesta bacia, faz-se necessário 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 e das usinas da região Sul, será dimensionada de modo

a atender aos limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

O recebimento de energia pela região NE deverá ser maximizado através da utilização dos excedentes energéticos das regiões SE/CO, Sul e da UHE Itaipu,

sendo complementado pela utilização dos recursos energéticos da UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições elétricas e operativas das usinas da região NE, bem como os limites do sistema de transmissão.

Caso após a maximização do fornecimento de energia para a região NE ainda existam excedentes energéticos adicionais, os mesmos deverão ser transferidos e para a região Norte.

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.


4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Itumbiara e São Simão deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, face a ocorrência de vertimento para alocação de volume de espera em seu reservatório. A geração das UHE 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 vertimento 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 vertimento 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 vertimento 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 vertimento para alocação de volume de espera em seus reservatórios.

A geração da UHE Itaipu será dimensionada de modo a atender aos limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será dimensionada de modo

a possibilitar a maximização do fornecimento de energia para a região NE, após a exploração dos excedentes energéticos das regiões SE/CO e Sul.

Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias deverá ser

minimizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada de forma a possibilitar a maximização do recebimento de energia pela região NE, 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 Jacuí, Uruguai e Iguaçu, deverá ser dimensionada de modo a minimizar/evitar a ocorrência de

vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.


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 Três Irmãos,

4. UHE Ilha Solteira;

5. UHE Itumbiara;

6. UHE Água Vermelha;

7. UHEs Furnas e Mascarenhas de Moraes;

8. Usinas das bacias dos rios Paranapanema e Tietê, respeitando-se as restrições operativas dos reservatórios;

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 Tucuruí, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

12. UHE G. Ney Braga;

13. UHE S.Santiago;

14. UHE GBM;

15. UHE Machadinho;

16. UHE GPS;

17. UHE Passo Fundo;

18. UHE Passo Real;

19. UHE Barra grande;

20. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da usina;


21. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio

São Francisco e os limites elétricos vigentes;

22. UHE Nova Ponte, sem provocar vertimentos nas usinas de jusante;

23. UHE Emborcação;

24. UHE Serra da Mesa.

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 G. Ney Braga;

3. UHE S.Santiago;

4. UHE GBM;

5. UHE Machadinho;

6. UHE GPS.

7. UHE Passo Fundo;

8. UHE Passo Real;

9. UHE Barra Grande;

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.


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.


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:


Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde: FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste. FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul. FSUL – Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.

ANDE

Sudeste

Sul

IPU 60Hz

IPU 50Hz SE Ivaiporã

FSE

Interligação S/SE 230kV

FBA-IN

(FIN-BA) FIPU LT 500kV Ibiúna - Bateias

-

Elo CC RSE

RSUL

FSUL

Norte

SE Miracema

FCOMC

FSENE

Lajeado

FNS

Nordeste

SE Colinas

FNE

RNE

Anel 230kV

SE Serra da Mesa

R. Gonçalves

Peixe Angical SE Gurupi

LT 500 kV

Assis - Londrina

B.J.Lapa

SE Imperatriz


4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas.

LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C1 das 07h10min às 17h00min do dia 07/01

A intervenção está programada para realização de manutenção preventiva em

para-raio e reator da linha, desativação de telemedição analógica, substituição de acessórios oxidados no trecho entre as torres 499 e 686, manutenção preventiva em seccionadoras e substituição e lavagem de isoladores da linha.

Durante esta intervenção, para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos conforme indicado:

Geração Itaipu 60 Hz 3000 MW

Recebimento pelo SE 4000 MW

FSE 3600 MW

FNS 2700 MW

FSM 3100 MW

Barra I - 440 kV da SE Água Vermelha das 00h00min às 07h00min dos dias

07/01 e 08/01

Os desligamentos estão programados para serviços relacionados à entrada em operação do TR-9 500/440 kV da SE Água Vermelha. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender as restrições de geração abaixo:

Água Vermelha 1150 MW

Ilha Solteira 2000 MW

Jupiá + Três Irmãos 1100 MW

Capivara + Porto Primavera + Taquaruçu 2200 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que implicam em perda de grandes blocos de carga.

Proteção diferencial das barras de 138 kV da SE Cabreuva das 07h30min às

17h00min do dia 03/01

A intervenção está programada para alteração da relação de TC de proteção do TR-6 138/ 13,8 kV, devido à atuação indevida da proteção de sobrecorrente. No período, a proteção de barras de 138 kV da SE Cabreúva deverá ser bloqueada

e em caso de falta em barra de 138 kV, o defeito será eliminado pela atuação das proteções de segunda zona das linhas de transmissão que se conectam à SE Cabreúva, implicando desligamento das cargas supridas por aquela

subestação.


Disjuntores 2 e 6 – 230 kV, 18 – 88 kV e TR-3 230/88 kV da SE Pirituba das

00h00min às 07h00min entre os dias 05 à 09/01

Esta intervenção sem desligamento está programada para a implantação de ampliação, reforços e melhorias com bloqueio da proteção contra falha dos DJ-2 e 6 230 kV da SE Pirituba. Durante a realização desta intervenção, caso ocorra

falta no TR-3 seguida de falha de um dos DJ de 230 kV citados, haverá atuação da proteção somente em segunda zona com conseqüente perda da carga da SE Pirituba.


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 na quinta

semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o

dia 29. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de

janeiro, sendo esses valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 33.346 MW médios no

subsistema SE/CO e 9.514 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 7,7%

para o SE/CO e 13,8% para o Sul. A carga estimada para o mês de dezembro de

33.738 MW médios para o SE/CO e de 9.069 MW médios para o Sul, significam

respectivamente, decréscimos de 3,3% e 2,7% em relação a novembro. As cargas

previstas para o PMO de janeiro indicam decréscimo de 0,2% para o SE/CO e

acréscimo de 4,1% para o Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 8.425

MW médios e no Norte 3.940 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos

valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 7,1% e 7,6%

respectivamente, para os subsistemas Nordeste e Norte. A carga estimada para o

mês de dezembro de 8.299 MW médios para o Nordeste e 3.715 MW médios para o

Norte, quando comparada à carga verificada em novembro, indicam

respectivamente, acréscimos de 0,8% e 0,6%. As previsões de carga para o PMO de

janeiro sinalizam acréscimos de 0,6% para o subsistema Nordeste e 5,7% para o

subsistema Norte em relação ao verificado no mês anterior.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed


Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed


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 26/12 a 01/01 e as previsões para a

semana de 02 a 08/01/10.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para

ocorrer na quinta-feira, dia 07/01, com valor em torno de 38.600 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 10.600 MW,

devendo ocorrer também na quinta-feira. Para o Sistema Interligado

Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da

ordem de 49.000 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min da

mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado,

dia 02/01 com valor em torno de 9.650 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 4.100 MW, devendo ocorrer no sábado. Para o

Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista

para ocorrer no mesmo sábado, entre 18h00min e 19h00min e deverá atingir valores

da ordem de 13.600 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 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW


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

• 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


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,

Razões Elétricas e Energéticas

Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Valores de inflexibilidade associados ao consumo mínimo dos contratos de carvão; (4) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (5) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (6) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (7) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

Usin a Tér m ica RA ZÃ O E L É TR IC A

INF LE X IBILID ADE C O M P O S IÇ ÃO D O DE S P A CH O F IN AL (Cap acid ade In sta lad a) P M L (Méd ia ) P M L

A ngra 1 (1 x 657 MW ) --- --- --- 560 540 547 585 N U C LEA R

A ngra 2 (1 x 1350 MW ) --- --- --- 1170 ,1 1125 1141 1226

J. L acerda A 1 (2 x 50 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

J . Lac erda A 2 (2 x 66 M W ) (4 ) (4 ) --- 33 33 33 33

J . Lac erda B (2 x 131 M W ) (1 ) (4 ) (4 ) --- 80 80 80 80

J . Lac erda C (1 x 363 M W ) (1 ) (4 ) (4 ) --- 180 180 180 180

C harqueadas (4 x 18 MW ) (2 ) --- --- --- 9 9 9 9

P . Méd ic i A (2 x 63 MW ) (1 ) (4 ) (4 ) (4 ) 40 40 40 40

P . Méd ic i B (2 x 160 M W ) (2 ) (4 ) (4 ) --- 200 200 200 200

S . Jerônim o (2 x 5 M W + 1 x 10 MW ) (2 ) (3 ) --- --- --- 8 8 8 8

CA

RV

ÃO

F igue ira (2 x 10 MW ) (2 ) (3 ) --- --- --- 0 0 0 0

S . C ruz 3 e 4 (2 x 220 MW )(2 ) --- --- --- 0 --- --- ---

R . S ilv e ira (2 x 15 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

P ira tin inga 1 e 2 (2 x 100 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

I ga rapé (1 x 131MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

N u tepa (3 x 8 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

A leg re te (2 x 33 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

C arioba (2 x 18 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

P e tro lina (1 x 136 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

C am açari Muric y I (8 x 18 ,5 M W )(2 ) --- --- --- 0 --- --- ---

T erm onorte I (4 x 17 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

ÓL

EO

T erm onorte II (3 x 98 ,3 MW + 1 x 131 ,8 MW )(2 ) (4 ) (4 ) (4 ) 0 120 120 120

S . C ruz Dies e l (2 x 166 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

S . Tia ra ju (1x 160 M W ) (5 ) (6 ) --- --- --- 0 --- --- ---

B rasí lia (2 x 5 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

W . A rjona (2 x 50 ,5 M W + 3 x 35 MW ) (5 ) --- --- --- 0 --- --- ---

A ltos (1 x 13 ,1 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

A raca t i (1 x 11 ,5 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

B a tu rité (1 x 11 ,5 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

C am açari (5 x 69 MW ) (5 ) --- --- --- 0 --- --- ---

C am po M a io r (1 x 13 ,1 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

C auc a ia (1 x 14 ,8 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

C ra to (1 x 13 ,1 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

P ecém (1 x 14 ,8 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

I gua tu (1 x 14 ,8 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

J aguara ri (1 x 101, 5 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

J uaz e iro do Norte (1 x 14 ,8 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

M aram ba ia (1 x 13 ,1 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

N azária (1 x 13 ,1 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

D a ia (1 x 44 ,4 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

X av an tes (1 x 53 ,7 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

G o iân ia I I (2 x 72 ,6 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

P o tiguar (1 x 53 ,1 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

P o tiguar II I (1 x 66 ,4 M W ) --- --- --- 0 --- --- ---

T erm omanaus (1 x 156 ,16 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

DIE

SE

L

P au F erro I (1 x 102 ,6 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---


(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Valores de inflexibilidade associados ao consumo mínimo dos contratos de carvão; (4) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (5) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (6) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (7) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA

COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) P M L

INFLEXIBILIDADE (Média) P M L

F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- M. Lago (20 x 46,13 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (6) (4) --- --- 0 --- --- --- A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

Termoceará_Leilão (4 x 55 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Termoceará_TC (4 x 55 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Araucária (3 x 161,5 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- C. Furtado (1 x 186 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (2) (6) (7) --- --- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Leilão (3 x 64 + 1 x 66 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (5) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- ---



N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) (6) (7) --- --- --- 0 --- --- ---

Brizola – Teste (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

Brizola – Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (6) --- --- --- 71,7 71,7 71,7 71,7

Brizola – TC (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (6) --- --- --- 28,8 28,8 28,8 28,8

Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) --- --- --- 0 --- --- ---

GÁ

S

Euzébio Rocha (1 x 249,90MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Cocal (1 x 28,2 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---

PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- BIOMASSA

Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 --- --- --- RESÍ DUOS Sol (2 x 98,26 MW) (2) --- --- --- 160 160 160 160 VAPOR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) --- --- --- 0 --- --- ---


Jorge Lacerda:

O valor de despacho mínimo por restrições e létricas no Complexo Termelétrico

Jorge Lacerda, bem como a con figuração 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 simp les /

ind isponibi lidade da LT 230 kV Lageado Grande – Siderópolis, assim como evitar

subtensão na perda/ind isponibi lidade da maior unidade geradora deste Complexo.

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 Ofíc io 140/2008-SRG/ANEEL, de 19/06/2008.

Entretanto , considerando a inflexib ilidade declarada pelo agente, o despacho

programado para o Complexo de Jorge Lacerda corresponderá ao apresentado na

tabela a seguir:

Ad icionalmente, na hipótese da ocorrência de temperaturas e levadas no estado de

Santa Catarina ou na indisponibil idade de equipamentos na reg ião, poderá ser

necessária a elevação dos despachos na UTE J. Lacerda , na e tapa de

Programação Diária da Operação, visando o atendimento aos critérios de

desempenho e létrico. Nessa hipótese, a Programação Diária da Operação terá

como referência inicia l os despachos de geração térmica, conforme indicados nas

tabelas a seguir:

Despacho Mínimo Necessário (MW)

Usina Térmica Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 50 1 x 50 - J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 125 1 x 125 -

J. Lacerda C (unid. 7) 1 x 330 1 x 330 -

Total 505 505 -

Despacho Mínimo Necessário (MW) Usina Térmica

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) 1 x 25 - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) - 1 x 33 -

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - 1 x 80 -

J. Lacerda C (unid. 7) - - -

Total 25 113 -


Pesada Média Leve


J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 33 1 x 33 1 x 33

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 1 x 80

J. Lacerda C (unid. 7) 1 x 180 1 x 180 1 x 180 Total 293 293 293


Destaque-se que devido à existência de restrições para un idades térmicas

efe tuarem a lterações na conf iguração de máquinas ao longo do dia e

adicionalmente, devido à impossib ilidade das unidades geradoras das UTE Jorge

Lacerda A1 e A2 realizarem modulação de carga, o despacho programado está

ind icado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve


J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 50 1 x 50 1 x 50

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 125 1 x 125 1 x 110

J. Lacerda C (unid. 7) 1 x 330 1 x 330 1 x 300

Total 505 505 460

Estes va lores poderão ser a justados, em base diá ria, em função das necessidades

do sistema.

P. Médici:

O despacho mín imo na UTE P. Méd ici fo i dimensionado para evi tar corte de carga

no Sul e na fronteira oeste do RS quando da ocorrência de contingência simples de

equipamentos da rede de operação na região. Na si tuação de exportação nula para

o Uruguai via C.F. Rivera, da LT 230 kV Cidade Industrial – Pelotas 3 (tensão no

su l do Rio G rande do Sul ).


Pesada Média Leve

P. Médici A (unids. 1 e 2) 2 x 25 1 x 40 2 x 25

P. Médici B (unids. 3 e 4) 1 x 90 2 x 100 -

Total 140 240 50 Obs.: 1. Os valores da tabela 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. 3. Havendo necessidade de exportação de energia para o Uruguai via CF Rivera, será permitido o intercâmbio somente no período de carga leve, conforme definido no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Mensal – janeiro 2010.

Considerando as máquinas d isponíve is e devido à impossibilidade desta usina

térmica efetuar alterações de configuração de máquinas ao longo do d ia e

modulação de carga, o despacho programado corresponderá aos valores ind icados

na tabela a seguir:

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.


Pesada Média Leve


P. Médici B (unids. 3 e 4) 2 x 100 2 x 100 2 x 100

Total 240 240 240


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 elé trico, conforme referência

inicia l indicada na tabela a seguir:

Obs.: Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici l imitados, 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 defin ido para a UTE Uruguaiana visa

evitar corte de carga na perda da LT 230 kV Dona Francisca – Santa Maria 3 .


Pesada Média Leve

Uruguaiana 224(1G + 1V) 462(2G + 1V) 150(1G) 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 isponibil idade de gás na UTE Uruguaiana, não será

possíve l a sincronização de máqu inas nesta usina, não sendo possíve l o

atendimento aos requisitos mínimos de geração térmica desta UTE.

Termonorte II:

Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-Rondôn ia em função das condições h idroenergé ticas da UHE Samuel e dos limites atuais de

intercâmbio para esse sistema.


Pesada Média Leve

Termonorte II 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.

As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições e létricas.


Pesada Média Leve


P. Médici B (unids. 3 e 4) 2 x 100 2 x 100 2 x 100 Total 286 286 286


ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do

PMO de Janeiro/10, semana operativa de 02 a 08/01/2010.

Tabela 0-2: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL USINA TÉRMICA

(R$/MWh)

NUCLEAR

A ngra 1 23,28

Angra 2 18,96

CARVÃO

Charqueadas 155,98 F igueira 218,77 J . Lacerda A1 190,85 J . Lacerda A2 144,07 J . Lacerda B 143,92 J . Lacerda GG 117,78 P. Médici A e B 115,90 S. Jerônimo 248,31

ÓLEO

Alegrete 564,57 Bahia I 430,19 Carioba 937,00 Camaçari Muricy I 484,43 Igarapé 645,30 Nutepa 780,00 Petrolina 531,48 Piratininga 1 e 2 470,34 R. Si lveira 523,35 S. Cruz 310,41 Termocabo 251,68 Termonorte I 610,33 Termonorte II 487,56

DIESEL

S. Tiaraju 541,93 Altos 550,65 Aracati 550,65 Baturité 550,65 Bras íl ia 1047,38 Camaçari 834,35 Campo Maior 550,65 Caucaia 550,65 Crato 550,65 Daia 599,57 Goiânia II 652,56 Iguatu 550,65 Jaguarari 550,65 Juazeiro do Norte 550,65 Marambaia 550,65 M. Covas 634,03 Nazária 550,65 Pau Ferro I 607,36 Pecém 550,65 Potiguar 547,83 Potiguar III 547,82 S. Cruz Diesel 730,54 Termomanaus 607,36 Wi lliam Arjona 808,02 Xavantes 869,31


CUSTO VARIÁVEL USINA TÉRMICA (R$/MWh)

GÁS A. Chaves 188,89 Araucária 219,00 B. L. Sobrinho – TC 250,87 B. L. Sobrinho – Teste 149,67 B. L. Sobrinho – Leilão 168,81 Camaçari 360,81 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 185,66 F. Gasparian 317,98 Fortaleza 102,72 G. L. Brizola – Leilão 142,02 G. L. Brizola – Teste 147,56 G. L. Brizola – TC 214,48 Jesus Soares Pereira 287,83 Juiz de Fora 150,00 L. C. Prestes – Teste 140,34 L. C. Prestes – Leilão 116,40 M. Covas 6,27 M. Lago 253,83 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 51,93 Norte Fluminense 3 90,69 Norte Fluminense 4 131,68 R. Almeida 188,15 Termoceará – TC 492,29 Termoceará – Leilão 177,53 Termopernambuco 70,16 Uruguaiana 141,18 William Arjona 197,85 Sepé Tiaraju 385,22

VAPOR

Piratininga 3 e 4 470,34

BIOMASSA Cocal 133,96 PIE-RP 145,61 Madeira 172,12

INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (*)

CIEN I – 240,81 MW (Argentina 1A) 44,45 CIEN I – 14,9 MW (Argentina 1B) 206,11 CIEN II – 131,82 MW (Argentina 2A , 2B e 2C) 53,07 CIEN II – 13,18 MW (Argentina 2D) 205,99


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas para despachos acima do Termo de

Compromisso - Semana operativa de 02 a 08/01/2010.

Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas acima do TC(R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL ACIMA TC USINA TÉRMICA

(R$/MWh)

A. Chaves 188,89 Araucária 219,00 B. L. Sobrinho 271,18 C. Furtado 204,43 Termoceará 492,29 F. Gasparian 346,87 Fortaleza 102,72 G. L. Brizola 242,38 Jesus Soares Pereira 287,83 Juiz de Fora 150,00 L. C. Prestes 292,49 M. Lago 278,32 Norte Fluminense 131,68 R. Almeida 188,15

Termopernambuco 70,16 Sepé Tiaraju - Gás 385,22 Sepé Tiaraju - Óleo 541,93 Piratininga 1 e 2 470,34 Piratininga 3 e 4 470,34


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/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

• IO-OC.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 12

Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 02/01 a 08/01 17

Figura 4-1: Interligações entre regiões 24

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 7

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 08/01 12

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01 12

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 13

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 16

Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica 31

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

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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA …130B4D8C-F7D8-4144... · 2019-06-03 · PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO Operador Nacional