PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ...C0451EB6-3CF4-49A4-9...2015/01/31 · METAS E DIRETRIZES PARA A...
Transcript of PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ...C0451EB6-3CF4-49A4-9...2015/01/31 · METAS E DIRETRIZES PARA A...
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE FEVEREIRO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova
20211-160 Rio de Janeiro RJ
Tel (+21) 2203-9400Fax (+21) 2203-9444
NT 0017-207-2015 (PMO - Semana Operativa 31-01-2015 a 06-02-2015).docx
© 2015/ONS
Todos os direitos reservados.
Qualquer alteração é proibida sem autorização.
ONS NT-0017-207-2015
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE FEVEREIRO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
31/01/2015 A 06/02/2015
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 3 / 37
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
3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação
de Novas Instalações 8
3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração
de equipamentos 9
3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9
3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11
3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12
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
5 Previsão de Carga 25
5.1 Carga de Energia 25
5.2 Carga de Demanda 27
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 4 / 37
1 Introdução
Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da
Operação Eletroenergética do mês de Fevereiro/2015, para a semana
operativa de 31/01/2015 a 06/02/2015, 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 (indisponível, conforme
declaração do Agente), W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E.
Rocha L1, E. Rocha L13, L. C. Prestes L13, A. Chaves, G. L. Brizola L13, B.
L. Sobrinho L13, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34 (indisponível,
conforme legislação vigente), Viana, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá
(indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível,
conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação
vigente), Igarapé, Termonorte II, Palmeiras do Goiás, Daia, Goiânia 2,
Carioba (indisponível, conforme legislação vigente), UTE Brasil
(indisponível, conforme legislação vigente) e Xavantes. 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, Araucária, Sepé Tiaraju
(indisponível, conforme declaração do Agente), Uruguaiana (indisponível,
conforme legislação vigente) e Nutepa (indisponível, conforme legislação
vigente). 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, C. Furtado, R.
Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo,
Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global
II, Bahia I, Altos, Aracati, Baturité, C. Maior, Caucaia, Crato, Iguatu,
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 5 / 37
Juazeiro, Marambaia, Nazária, Pecém, Arembepe, Muricy, Camaçari G
(indisponível, de acordo com legislação vigente) e somente nos patamares
de carga pesada e média da UTE Petrolina. 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 e II,
Mauá B5B (indisponível, de acordo com declaração do Agente), Distrito A
(indisponível, de acordo com declaração do Agente), Mauá B5A, Flores 1,
Distrito B (indisponível, de acordo com declaração do Agente), Flores 2, 3, e
4, Iranduba, Cidade Nova (indisponível, de acordo com declaração do
Agente), Mauá B6 (indisponível, de acordo com declaração do Agente),
Mauá B7 (indisponível, de acordo com declaração do Agente), São José 1,
São José 2 e somente no patamar de carga pesada da UTE Mauá B1.
Além disso, está previsto para a semana de 31/01/2015 a 06/02/2015, 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.
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 04/04/2015 a 10/04/2015,
benefício marginal de R$ 1.808,38 /MWh, R$ 1.808,38 /MWh e
R$ 1.781,10 /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 04/04/2015 a
10/04/2015.
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.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 6 / 37
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 Janeiro/15.
Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012
que a partir do PMO de Dezembro de 2012:
A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que
afetam os limites entre submercados no calculo do PLD;
Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando
da utilização do modelo DECOMP;
Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade
diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE
e DECOMP.
Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na
Resolução ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de
modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos
preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos
encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em
complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente
através do Sistema GIT-MAE.
O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Janeiro/15 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
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 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.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 7 / 37
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:
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 8 / 37
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
Não há testes na semana relacionada
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 9 / 37
3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos
Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 28/12/2015)
TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/07/2015)
3.4 Relacionados com a Otimização Energética
3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão
Os resultados do PMO de Fevereiro/15, para a semana de 31/01/2015 a
06/02/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/02
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 16,4 62,0 15,8 35,9 35,1
Limite Inferior 15,8 59,5 15,5 35,6 34,6
Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 28/02
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 20,1 62,7 14,8 45,6 50,5
Limite Inferior 16,7 54,7 13,2 42,5 46,2
3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos
As regiões SE/CO e NE encontram-se em seus períodos úmidos históricos.
Todavia, no seu início, a análise das atuais condições hidrometereológicas
e climáticas ainda não caracterizam o seu efetivo estabelecimento.
Assim sendo, faz-se necessário uma abordagem que permita a avaliação de
diversos cenários hidrometereológicos, notadamente, aqueles de curto
prazo e suas influências nas previsões de vazões para essas regiões.
Neste contexto, os resultados desta revisão continuarão a contemplar
cenários de afluências visando melhor representar à ocorrência de
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 10 / 37
precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e
armazenamentos, principalmente das regiões SE/CO e NE.
Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das
previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas
com os limites superior e inferior das previsões de afluências.
Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a
aplicação dos referidos cenários de afluência.
Não obstante, observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO
contemplam a aplicação da metodologia vigente, que conduziu ao
atingimento de Custos Marginais superiores ao 1º patamar de déficit,
R$ 1.420,34/MWh, determinado pela Resolução Homologatória nº 1.837 da
ANEEL.
Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido,
o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico.
Assim sendo, os níveis de armazenamento esperados ao final de
Fevereiro/2015, apresentados neste documento, consideram o pleno
atendimento aos requisitos de carga.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 11 / 37
3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão
Os resultados do PMO de Fevereiro/15 indicam as seguintes metas
semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos
marginais de operação associados:
Figura 3.4-1: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)
Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)
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 uma frente fria pelo litoral da região
Sudeste no início da semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios
Tietê e Grande. No fim da semana o avanço de outra frente fria volta a
ocasionar chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema,
Tietê, Grande e fraca na bacia do rio Paranaíba. O valor previsto de Energia
Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de
longo termo, é de 39% da MLT, sendo totalmente armazenável.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana em
curso. O avanço de uma frente fria pela região Sul no fim da semana
operativa deve ocasionar chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e
fraca a moderada na bacia do rio Iguaçu. Em termos de Energia Natural
Afluente, a previsão é de um valor de 133% da MLT para a próxima
semana, sendo armazenável 110% 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 bacia do rio São Francisco apresenta chuva fraca em pontos
isolados no fim da semana. O valor esperado da ENA para a próxima
semana é de 13% MLT, sendo totalmente armazenável.
Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N
Pesada 1947,48 1947,48 851,02 851,02
Média 1947,48 1947,48 851,02 842,93
Leve 1863,32 1863,32 842,93 842,93
Média Semanal 1916,92 1916,92 848,08 843,80
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 12 / 37
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 permanência de pancadas de chuva em pontos
isolados da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a
previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 70% MLT, sendo
totalmente armazenável.
Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 22.851 10.869 1.993 9.024
% MLT 39 133 13 70
% MLT Armazenável 39 111 13 70
ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 16.393 6.405 1.512 7.169
% MLT 28 78 10 55
% MLT Armazenável 28 65 10 55
3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de
Fevereiro é de uma média de 52% da MLT, sendo totalmente armazenável,
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 38% da MLT, sendo
totalmente armazenável.
Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior
da previsão para as principais bacias deste subsistema.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 13 / 37
Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Grande 28 51 13 31
Bacia do Rio Paranaíba 25 34 17 25
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá) 36 52 27 38
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu) 47 60 37 48
Paraíba do Sul 44 65 25 43
3.6.2 Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Fevereiro é
de 126% da MLT, sendo armazenável 109% da MLT, o que revela uma
condição hidrológica inferior ao que se verificou no último mês.
Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA
prevista para o mês situar-se-á no patamar de 77% da MLT, sendo
armazenável 67% 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 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Iguaçu 110 115 77 81
Bacia do Rio Jacuí 168 160 97 91
Bacia do Rio Uruguai 168 144 82 76
3.6.3 Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de Fevereiro é de 18%,
sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico
inferior ao observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 14% da MLT para a ENA
mensal, sendo totalmente armazenável.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 14 / 37
3.6.4 Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de
Fevereiro apresente uma média de 76% da MLT, sendo armazenável 75%
da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao
verificado no último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 64% da MLT, sendo
armazenável 63% da MLT.
3.6.5 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 4-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 30.814 10.512 2.656 10.229
% MLT 52 126 18 76
% MLT Armazenável 52 109 18 75
ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 22.450 6.464 2.026 8.682
% MLT 38 77 14 64
% MLT Armazenável 38 67 14 63
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 15 / 37
Figura 4-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de
31/01 a 06/02/15
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 16 / 37
4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
A Resolução ANA nº 85, de 29 de janeiro de 2015, prorroga até o dia 28 de
fevereiro de 2015, 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, 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,
face a elevação das afluências ao seu reservatório, 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, a geração das usinas deverá ser maximizada em todos os
períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a
região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes
na interligação Sul-SE/CO.
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 será
dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. Esta operação
será efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.
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, SE/CO, caso existam excedentes
energéticos nas usinas da região Norte e Sul, a geração das usinas térmicas
do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar a alocação destes
excedentes energéticos na curva de carga.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 17 / 37
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 em função da
evolução de suas condições hidroenergéticas.
Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Batalha, Serra do
Facão, Itumbiara, Emborcação 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 para fechamento do balanço energético do SIN. 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 105 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 42 m³/s, face as condições
hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.
Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será maximizada em
todos os peródos de carga, sendo suas disponibilidades energéticas
exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Os seus
excedentes energéticos serão transferidos para as regiões SE/CO e NE,
respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 18 / 37
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, de
modo a garantir disponibilidade energética nas usinas situadas a jusante.
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 Uruguai, Iguaçu e Jacuí, deverão ser utilizadas em todos os períodos
de carga. A geração da UHE Capivari será utilizada prioritariamente 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, dimensionada em função das suas condições
hidroenergéticas;
4. Usinas da região Sul;
5. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;
6. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições
operativas da usina;
7. UHEs Batalha e Serra do Facão;
8. 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;
9. 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;
10. UHE Emborcação;
11. UHE Itumbiara;
12. UHE Chavantes;
13. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
14. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio
d'água situadas a jusante na cascata;
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 19 / 37
15. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a
fio d'água situadas a jusante na cascata;
16. UHE Água Vermelha;
17. UHE Marimbondo;
18. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se
a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das
usinas;
19. 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;
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. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas da
usina;
3. UHE Mauá;
4. UHE Ney Braga;
5. UHE Salto Santiago;
6. UHE Passo Fundo;
7. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas
da usina;
8. Usinas da bacia do rio Jacuí;
9. UHEs Salto Osório, respeitando-se as restrições operativas das usinas
de jusante;
10. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas
11. UHE Salto Caxias;
12. UHE GPS;
13. UHE Barra Grande;
14. UHE G.B.Munhoz;
15. 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.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 20 / 37
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.
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:
7. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina;
8. UHE Sobradinho;
9. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições
operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
10. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e
os limites elétricos vigentes;
11. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste;
12. 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
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 21 / 37
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.
As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e
Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:
Figura 4.4-1: Interligações entre regiões
Onde:
FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste.
FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu.
RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE.
RSUL – Recebimento pela Região Sul.
FSUL – Fornecimento pela Região Sul.
FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna.
FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 22 / 37
4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas
Polo 04 do Elo CC – Sistema de Itaipu das 06h30min às 18h00min
do dia 01/02 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de
manutenção preventiva e corretiva em equipamentos associados ao Polo 4
do Elo CC do Sistema de Itaipu, na SE Ibiúna 50 Hz.
Para garantir a segurança do sistema, quando da perda de Bipolo do
Sistema de Transmissão da UHE Itaipu, recomenda-se atender a seguinte
restrição energética:
Elo CC < 3.800 MW
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga
a) Área São Paulo
SE Leste – Barra 1 de 345 kV e LT 345 kV Leste – Ramon Reberte
Filho C1 das 06h00min às 16h00min do dia 01/02 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de
manutenção corretiva na chave seccionadora 29-38 de 345 kV associada a
Barra 1 da SE Leste e eliminação de vazamento de ar comprimido no
disjuntor 52-4 associado ao circuito 1 da LT 345 kV Leste – Ramon
Reberte Filho, na SE Leste.
Durante esta intervenção perda da Barra 2 da SE Leste ou do circuito 2 da
LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho acarretarão a interrupção das
cargas supridas pela SE Ramon Reberte Filho e/ou da SE Leste, em um
montante de até 900 MW.
b) Área Rio de Janeiro/Espírito Santo
LT 345 kV Adrianópolis – Itutinga C1 das 07h30min do dia 02/02
(segunda – feira) até às 24h00min do dia 06/02 (sexta – feira).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para
modernização da proteção diferencial de barras da SE Itutinga.
Durante esta intervenção, contingências seguidas de falha de disjuntor na
SE Itutinga leva a corte de carga por subtensão nesta subestação em um
montante de até 200 MW.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 23 / 37
c) Área Norte/Nordeste
SE Guamá – Disjuntor GMDJ6-03 de 230 kV das 09h00min às
17h30min dos dias 31/01 (sábado) e 01/02 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de manutenção
corretiva no disjuntor GMDJ6-03 de 230 kV da SE Guamá.
Durante esta intervenção, contingências em Barra de 230 kV em operação,
implicará na atuação do ECE para perda dupla do trecho da LT 230 kV Vila
do Conde – Guamá – Utinga, acarretando um corte de carga de 70% da
cidade de Belém.
SE São Luís II 230 kV – Barras LDBR6-02 e LDBR6-01 das 08h00min
às 12h00min e das 13h00min às 17h00min do dia 01/02 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de
manutenção corretiva em chave seccionadora associada às Barras
LDBR6-02 e LDBR6-01 de 230 kV da SE São Luís II.
Durante esta intervenção, caso ocorra a contingência no barramento de
230 kV em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção,
haverá o desligamento de toda carga da CEMAR na capital de São Luís,
dos consumidores industriais VALE e ALUMAR.
SE Santa Rita II – Reator de Aterramento 02A1 das 08h30min às
13h30min do dia 01/02 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para
eliminar vazamento de óleo no reator de aterramento 02A1 da SE Santa
Rita II.
Durante esta intervenção, caso ocorra a perda de um dos alimentadores
de 69 kV associado à SE Santa Rita II, haverá perda de carga atendida
pela SE Santa Rita II correspondendo à um montante de até 30% das
cargas da cidade de João Pessoa.
SE Messias – Barra 04B1 de 230 kV das 06h30min às 18h00min do
dia 01/02 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a
substituição de chaves seccionadoras de 230 kV da SE Messias.
Durante esta intervenção, a SE Messias 230 kV estará operando em barra
única. A contingência em equipamento, seguida de falha de disjuntor ou
proteção, bem como a perda da barra remanescente conduzem ao
desligamento total das cargas da cidade de Maceió.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 24 / 37
d) Área Amazonas/Amapá
SE Lechuga – Proteção Diferencial de Barras de 230 kV das
09h00min do dia 02/02 (segunda – feira) até às 17h00min do dia 28/02
(sábado).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de
substituição da Proteção Diferencial de Barras de 230 kV da SE Lechuga
para possibilitar a sua parametrização visando a entrada em operação do
Circuito 3 da LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira.
Durante a realização desta intervenção, defeitos em Barra de 230 kV da
SE Lechuga acarretará corte de carga na cidade de Manaus em um
montante de até 400 MW (cargas atendidas pela Subestações de Mauá III,
Mutirão e Cachoeira Grande).
e) Áreas Sul, Minas Gerais, Goiás/Brasília, Acre/Rondônia e Mato
Grosso
No período de 31/01/2015 à 06/02/2015 não estão previstas
intervenções de porte nestas áreas.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 25 / 37
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 janeiro 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 Fevereiro/2015, sendo esses valores exibidos por subsistema, na
.
Para a semana a previsão de carga de energia é de 42.053 MW médios no
subsistema SE/CO e 12.900 MW médios no Sul. Quando comparadas aos
valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam
acréscimos de 2,8% para o SE/CO e 0,7% para o subsistema Sul. A carga
estimada para o mês de janeiro de 41.264 MW médios para o SE/CO e de
12.297 MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em
dezembro, sinalizam acréscimos de 7,1% para o subsistema SE/CO e 6,0%
para o subsistema Sul. As cargas previstas para o PMO de fevereiro indicam
acréscimos de 0,2% para o subsistema SE/CO e de 2,1% para o subsistema
Sul, em relação ao verificado no mês anterior.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
10653 MW médios e no Norte de 5.054 MW médios. Estas previsões quando
comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos
de 0,9% para o subsistema Nordeste e 1,4% para o subsistema Norte. A carga
estimada para o mês de janeiro de 10.619 MW médios para o Nordeste e
de 4.994 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em
dezembro, indicam acréscimo de 1,8% para o subsistema Nordeste e
decréscimo de 1,8% para o Norte. As previsões de carga para o PMO de
fevereiro sinalizam decréscimos de 1,3% para o subsistema Nordeste e de
0,2% para o subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior.
Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 26 / 37
Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 27 / 37
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 24 a 30/01/2015 e as
previsões para a semana de 31/01 a 06/02/2015.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo
prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 05/02, com valor em torno de
46.200 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em
torno de 14.500 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, 04/02. Para o Sistema
Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá
atingir valores da ordem de 59.800 MW, devendo ocorrer no período entre
21h00min e 22h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na
Tabela 5.2- a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no
sábado, dia 31/01 com valor em torno de 11.700 MW. Para o Subsistema
Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.800 MW, devendo
ocorrer na quarta-feira, dia 04/02. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a
demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no sábado, entre
21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.500 MW. Estes
resultados podem ser verificados na Tabela 5.2- a seguir.
Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o
período.
Tabela 5.2-2 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 28 / 37
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 Janeiro.
Anexo IV Limites de Transmissão
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 29 / 37
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
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 30 / 37
ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à
Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas
Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 31 / 37
(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)
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 32 / 37
Jorge Lacerda:
O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda
foi dimensionado para evitar 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) - 2 x 25 -
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 66 376 -
Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são:
- UG 1 (50 MW): limitada a 25 MW. - UG 2 (50 MW): limitada a 35 MW. - UG 6 (131 MW): indisponível de 27/06/2014 a 15/02/2015. - UG 7 (363 MW): indisponível de 30/01/2015 a 02/02/2015.
2. Na carga média, durante o período de indisponibilidade da UG 7 (GG), deve-se maximizar toda a geração disponível no Complexo Jorge Lacerda: 2P (60) + 2M (120) + 1G (120) = 310, uma vez que a configuração disponível não atende ao mínimo elétrico. 3. Mesmo após o retorno à operação da UG 7 (GG), as unidades geradoras disponíveis no Complexo Jorge Lacerda não possibilitam o atendimento ao mínimo elétrico estabelecido para o período: 1P (25) + 2M (66) + 2G (160) + 1GG (180) = 431 MW, devido à indisponibilidade da UG 6 (G). Portanto, devem ser despachadas todas as unidades disponíveis, conforme indicado na tabela.
P. Médici (A e B) e Candiota III:
O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi
dimensionado para:
Evitar corte de carga quando da ocorrência de
contingência simples de equipamentos da rede de
operação na região, notadamente da LT 230 kV Quinta –
Povo Novo ou da LT 230 kV Camaquã 3 – Povo Novo
(subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 33 / 37
Atendimento aos limites de fornecimento para o estado
do Rio Grande do Sul (FRS).
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 -
Candiota III (UG. 5) - 1 x 175 -
Total - 265 -
Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade ou restrições 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. - UG 3 (160 MW): indisponível de 29/11/2014 a 28/02/2015. - UG 4 (160 MW): limitada a 120 MW. - UG 5 (350 MW): limitada a 300 MW.
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. O despacho mínimo indicado na tabela anterior para as UTE P. Médici e Candiota III considerou a UTE Sepé Tiaraju em operação. No patamar de carga média, caso a UTE Sepé Tiaraju não esteja em operação, o despacho das UTE P. Médici e Candiota III deve ser maximizado para atendimento de restrições sistêmicas: 1B (120) + 1C (300) = 420 MW. 4. No patamar de carga pesada de sábado 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.
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 34 / 37
ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas No PMO do mês de Fevereiro15, para a semana operativa de 31/01/2015 a 06/02/2015.
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
Angra 2 20,12
Angra 1 23,21
Candiota III 64,09
P. Pecém I 111,25
P. Itaqui 114,63
P. Pecém II 120,10
P. Médici A e B 115,90
J. Lacerda C 145,71
J. Lacerda B 176,67
J. Lacerda A2 176,85
Charqueadas 196,16
J. Lacerda A1 234,31
S. Jerônimo 248,31
Figueira 402,18
Norte Fluminense 1 37,80
Norte Fluminense 2 58,89
Parnaíba IV 69,00
Termopernambuco 70,16
Maranhão IV 101,07
Maranhão V 101,07
Santa Cruz Nova 108,58
Norte Fluminense 3 102,84
Fortaleza 118,51
L. C. Prestes_L1 154,06
Linhares 162,42
G. L. Brizola_L1 180,37
N.Venecia 2 171,19
Juiz de Fora 213,84
William Arjona 197,85
B. L. Sobrinho _L1 228,01
C. Furtado 279,04
Termoceará 247,42
Euzébio Rocha_L1 247,36
R. Almeida 236,48
A. Chaves 238,68
Jesus Soares Pereira 314,63
Araucária 765,86
Norte Fluminense 4 247,83
F. Gasparian 399,02
M. Lago 418,01
M. Covas 463,79
Uruguaiana 740,00
Camaçari 732,99
Aparecida 302,19
Mauá B3 411,92
B. L. Sobrinho_L13 240,43
Brizola_L13 239,20
L. C. Prestes_L13 236,79
Euzébio Rocha_L13 235,55
Tambaqui 0,00
Jaraqui 0,00
Manaurara 0,00
Ponta Negra 0,00
C. Rocha 0,00
Atlântico 142,83
RESIDUOS INDUSTRIAIS
USINA TÉRMICA
NUCLEAR
CARVÃO
GÁS
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 35 / 37
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
S. Cruz 310,41
Pernambuco 3 321,61
Piratininga 1 e 2 470,34
Termonorte II 678,04
R. Silveira 523,35
Maracanaú I 366,92
Termocabo 377,76
Termonordeste 382,53
Termoparaíba 382,53
Global I 431,78
Global II 431,78
Geramar I 382,24
Geramar II 382,24
Viana 382,24
Campina Grande 382,25
Alegrete 382,25
Igarapé 653,43
Bahia I 681,59
Camaçari Muricy I 775,68
Camaçari Polo de Apoio I 775,68
Petrolina 851,02
Nutepa 780,00
Carioba 937,00
Suape II 379,01
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 739,52
Aracati 739,52
Baturité 739,52
Campo Maior 739,52
Caucaia 739,52
Crato 739,52
Iguatu 739,52
Juazeiro do Norte 739,52
Marambaia 739,52
Nazária 739,52
Pecém 739,52
Daia 835,61
M. Covas 688,64
Goiânia II 892,24
William Arjona 808,02
Camaçari 943,88
Potiguar III 959,24
Potiguar 959,25
Xavantes 1167,47
Pau Ferro I 1063,47
Termomanaus 1063,47
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 178,47
PIE-RP 178,47
Madeira 229,23
BIOMASSA
ÓLEO
DIESEL
USINA TÉRMICA
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 36 / 37
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
ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 37 / 37
Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3.4-1: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11
Figura 4-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de
31/01 a 06/02/15 15
Figura 5.4-1: Interligações entre regiões 21
Tabelas
Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/02 9
Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 28/02 9
Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 11
Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12
Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13
Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13
Tabela 4-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14
Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 30
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 34