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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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ONS NT-7- 107 -2012
PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
30/06/2012 A 06/07/2012
ONS NT-7- 107 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 3 / 40
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
3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8
3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 8
3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 8
3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas
Instalações 9
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 10
3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 11
3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 11
3.6.2 Região Sul 12
3.6.3 Região Nordeste 12
3.6.4 Região Norte 13
3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13
4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 15
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 15
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 21
4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas. 23
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga. 24
5 Previsão de Carga 27
5.1.1 Carga de Energia 27
5.1.2 Carga de Demanda 29
Lista de figuras e tabelas 40
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1 Introdução
Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação
Eletroenergética do mês de Julho/2012, para a semana operativa de 30/06/2012 a
06/07/2012, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar
a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN,
segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede,
homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as
restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as
restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas –
ANA.
2 Conclusões
2.1 Relacionadas ao atendimento Energético
Os resultados do PMO de Julho/12 indicaram, para a semana de 30/06/2012 a 06/07/2012, o
despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de
carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs M. Covas (indisponível, conforme Despacho
ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009) e Norte Fluminense 1; Na região Sul, houve indicação de
despacho por ordem de mérito, nos patamares de carga pesada e média, da UTE Candiota III.
Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo nas regiões Nordeste
e Norte.
Além disso, está previsto para a semana de 30/06 a 06/07/2012, o despacho das UTEs Santa
Cruz e Linhares, nos patamares de carga pesada, média e leve em cumprimento à instrução
antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.
A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP, para o mês de Junho,
indicou os Níveis de Segurança de 69,2 %EARmáx e 53,6 %EARmáx para as regiões SE/CO
e NE, respectivamente
Na elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Julho, os Procedimentos
Operativos de Curto Prazo – POCP não indicaram o despacho térmico complementar por
garantia energética.
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.
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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.
O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão
2 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kV a
ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em
cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N-2) para o
tronco 765kV, nos processos supracitados.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a
partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo DECOMP.
Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL
n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento
da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado
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.
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Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana
operativa de 30/06/2012 a 06/07/2012, encontram-se na tabela a seguir:
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio
Em atendimento à Resolução 10/2003 do CNPE, o ONS procedeu à execução do Modelo
DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Julho/2012,
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 Julho/12 foi elaborada tendo como
referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em
28/11/2006. No referido documento 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)
Usina Geração por Patamar de Carga(MW)
Pesada Média Leve
Lajeado 444 444 105
Peixe Angical 248 210 130
Limite de Intercâmbio
FCOMC 3308 3347 3628
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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/05/2012, para todos os
empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-
0218/400/2012, emitida em 15/06/2012.
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3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
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 quando indicado nas análises de
desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser
seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.
Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa
Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar
geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.
3.1.3 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.
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3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações
3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos
• LT 230 kV Porto Alegre 4 / Porto Alegre 9 C1 (até 30/08/2012)
• LT 345kV Luis Carlos Barreto – Volta Grande (até 09/07/2012)
• LT 345kV Furnas – Itutinga (até 09/07/2012)
• TR22 345/34,5 kV da SE Bandeirantes/SP (até 16/07/2012)
• Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 28/07/2012)
• TR-8 230/88 kV da SE Piratininga (até 22/07/2012)
• Reator RT2 440kV 198 Mvar da SE Araraquara (até 29/07/2012)
• Reator de linha RIA1 765kV 329 Mvar da SE Tijuco Preto (até 27/12/2012)
• TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/12/2012)
• TR-3 345/230 kV da SE Bandeirantes/GO (até 01/07/2012)
• Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/11/2012)
• TR-13 500/345 kV da SE Jaguara (até 31/12/2012)
• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2012)
3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados do PMO de Julho/12, para a semana de 30/06/2012 a 06/07/2012, indicam os
seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/07
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)
Valor Esperado 73,6 66,0 64,1 93,2 90,7
Limite Inferior 72,7 62,7 64,0 93,2 90,7
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)
Valor Esperado 73,2 66,0 56,2 82,1 73,6
Limite Inferior 70,1 54,1 55,3 82,1 73,6
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Os resultados do PMO de Julho/12 indicam as seguintes metas semanais de transferência de
energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)
N NE
SE/CO
S
27 527
554
4.456
7.212 5.699
IT 50
60 915
1513
261
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)
Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N
Pesada 58,63 58,63 58,63 58,63
Média 57,28 57,28 57,28 57,28
Leve 54,95 54,95 54,95 54,95
(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/2010.
3.5 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 recessão em relação às verificadas na semana em curso. Na
próxima semana a previsão é de ausência de precipitação. O valor previsto de Energia
Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de
162% da MLT, sendo armazenável 134% da MLT.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em
recessão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de
precipitação nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Em termos de Energia Natural Afluente, a
previsão é de um valor de 107% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 90% da
MLT.
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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 permanência da estiagem,
típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 69% MLT,
sendo totalmente armazenável.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se
em leve recessão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de permanência da
estiagem, típica desta época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão para a
próxima semana é de um valor de ENA de 87% 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 35.589 10.802 2.855 2.570
% MLT 162 107 69 87
% MLT Armazenável 134 90 69 87 ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 30.152 5.649 2.676 2.490
% MLT 137 56 65 84
% MLT Armazenável 115 48 65 84
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 julho é de uma média de
143% da MLT, sendo armazenável 129% 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 125% da MLT, sendo armazenável 116% 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.
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Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Grande 176 151 159 136
Bacia do Rio Paranaíba 105 101 99 95
Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá)
181 160 173 148
Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu)
184 159 151 139
Paraíba do Sul 150 141 129 120
3.6.2 Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de junho é de 104% da MLT,
sendo armazenável 87% 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 56% da MLT, sendo armazenável 45% 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 153 137 99 85
Bacia do Rio Jacuí 22 35 11 18
Bacia do Rio Uruguai 76 86 19 33
3.6.3 Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 69%, sendo totalmente
armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 65% da MLT para a ENA mensal, sendo
totalmente armazenável.
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3.6.4 Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de junho apresente
uma média de 82% 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 80% da MLT%, sendo totalmente armazenável.
3.7 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 30.574 10.669 2.784 2208
% MLT 143 104 69 82
% MLT Armazenável 129 87 69 82
ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 26.591 5.688 2.614 2.138
% MLT 125 56 65 80
% MLT Armazenável 116 45 65 80
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Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 30/06 a 06/07
rio Pb. Sul
P.Real
rio Jacuí
rio Paraná
Itá
rio Uruguai
rio Cuiabá
rio Paraguai
OC
EA
NO
AT
LÂ
NT
IC
O
rio Doce
S.Osório F.Areia
rio Iguaçu
Funil I.Pombos
Mascarenhas
Capivara
Itaipu
Jupiá
Jurumirim
rio Paranapanema
Promissão B.Bonita
rio Tietê
rio S. Francisco
Três Marias Sobradinho
rio Tocantins
rio São
Lourenço
rio Grande
rio M
anso
S.Mesa
Emborcação Furnas
S.Simão A.Vermelha
Tucuruí
Manso
rio Paranaíba
1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm
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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
Em atendimento a Resolução ANA nº 376, de 6 de junho de 2011, a vazão defluente do
aproveitamento hidroelétrico de Serra da Mesa deverá ser mantida constante, bem como a
operação dos aproveitamentos hidrelétrico de Peixe Angical, Lajeado e Estreito deverá ocorrer
de forma a minimizar as flutuações provocadas por eventuais vazões incrementais entre os
aproveitamentos de Serra da Mesa / Peixe Angical e Peixe Angical / Lajeado, respectivamente,
durante a temporada de praias no período de 10 de junho a 20 agosto/2012 .
Considerando o exposto, a programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical,
Lajeado e Estreito não deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de
estabilização do nível do rio, tendo em vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias
fluviais localizadas a jusante destas usinas.
A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas
afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos
de carga média e pesada, após exploradas as disponibilidades energéticas da região SE/CO.
Em função da elevação das vazões na bacia do rio Iguaçu, a geração das usinas desta bacia
deverrá ser maximizada em função da ocorrência de vertimentos.
Nas bacias dos rios Jacuí Uruguai, permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis,
sendo necessária a manutenção da política de minimização da utilização do estoques
armazenados nas UHEs Passo Real, Passo Fundo, Barra Grande e Machadinho,
consequentemente, sua gerações deverão ser minimizadas. Neste cenário, a geração das
UTEs P.Médici, J.Lacerda, Candiota e Sepé Tiaraju será utilizada para controle do fluxo da LT
525 kV Salto santiago – Itá, visando não se utilizar dos recursos de geração das bacias dos
rios Uruguai e Jacuí para controle do fluxo desta LT.
Neste contexto, o fornecimento de energia para a região Sul será dimensionada para
fechamento do seu balanço energético, após a implementação das políticas de operação
energética nas usinas de suas bacias.
A geração da UHE Itaipu deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, em função
das elevadas afluências e da ocorrência de vertimentos, respeitando-se os limites elétricos
vigentes.
As disponibilidades energéticas da região SE/CO serão exploradas prioritariamente para
atendimento dos requisitos energéticos da região Sul, da UHE Tucuruí e da Região Nordeste.
A transferência de energia para a região Nordeste será dimensionada em função dos
excedentes energéticos existentes após o atendimento da política energética da região Sul e
da UHE Tucuruí, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco e os
limites elétricos vigentes.
Em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia do rio Uruguai, faz-se
necessária a implementação de uma operação especial para preservar o armazenamento de
suas usinas, conforme descritas abaixo:
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� Bacia do rio Uruguai
• UHE Campos Novos
Em função da elevação das afluências ao seu reservatório, a geração desta usina será
dimensionada para controle do seu nível de armazenamento, sendo suas
disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e
pesada.
• UHE Barra Grande
Em função da permanência de condições hidroenergéticas desfavoráveis, a geração
desta usina será minimizada em todos os patamares de carga.
• UHE Machadinho
Em função da elevação das afluências ao seu reservatório, foi sincronizada uma
unidade geradora, sendo sua geração dimensionada em função da evolução das
afluências e do nível de armazenamento de seu reservatótio.
• UHE Chapecó
Em função da elevação de sua vazão incremental, a usina deverá operar durante o
período de 23/06 (sábado) até o dia 29/06 (sexta-feira).
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.
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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs M. Moraes, Furnas, Marimbondo e Água Vermelha
deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.
Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Emborcação, Nova Ponte e Itumbiara
deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.
Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em
função das condições hidroenergética da bacia, visando o controle do nível de armazenamento
das UHEs Barra Bonita e Promissão e o atendimento das condições de navegabilidade da
hidrovia ao longo do ano.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada
prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração da UHE Capivara deverá ser
dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades
energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá
será dimensionada em função das afluências e do nível de armazenamento de seus
reservatórios, do comportamento da afluência a UHE Itaipu e do atendimento das condições de
navegabilidade da hidrovia ao longo do ano.
As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo em todos os
períodos de carga, face as elevadas afluências e a ocorrência de vertimentos, 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 será dimensionada para atendimento dos
requisitos hidráulicos da UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo
de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.
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Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua
geração deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas
disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e
pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes.
A programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical, Lajeado e Estreito não
deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de estabilização do nível do rio, tendo
em vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias fluviais localizadas a jusante
destas usinas.
Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos
os patamares de carga. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser
dimensionada visando o fechamento do balanço energético da região, respeitando-se a
coordenação hidráulica da cascata.
Bacias da Região Sul: a geração das UHE’s do Rio Iguaçu deverá ser maximizada em todos os
patamares de carga em função das altas afluências e da ocorrência de vertimentos. A geração
da UHE GPS deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A
geração das usinas da bacia do rios Uruguai e Jacuí deverá ser minimizada em função das
condições hidroenergéticas mais desfavoráveis na bacia, sendo suas disponibilidades
energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN.
4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real
Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de
recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada
na seguinte ordem de prioridade:
1. UHEs que apresentarem vertimentos;
2. UHEs da Bacia do Iguaçu, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
3. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação
hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;
4. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
5. UHE GPS;
6. UHE M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
7. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando-se a coordenação
hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;
8. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
9. UHEs Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
10. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina;
11. UHE Emborcação;
12. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar
vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos
reservatórios das usinas a fio d’água de jusante);
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13. UHE Marimbondo;
14. UHE Água Vermelha;
15. UHE Itumbiara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata;
16. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e
os limites elétricos vigentes;
17. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina;
18. Usinas das bacias dos rios Uruguai e Jacuí na região Sul.
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. UHE GBM;
2. UHE G.Ney Braga;
3. Salto Santiago respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições
operativas das usinas;
4. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
5. UHE GPS;
6. Explorar disponibilidade da Região SE;
7. UHE Campos Novos, nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições
operativas das usinas;
8. UHE Machadinho;
9. UHE Itá, respeitando-se as suas restrições operativas e da usina de jusante;
10. UHE Passo Fundo;
11. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
12. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas.
Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de
Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da
potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de
Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.
Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos
de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas
nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte
ordem de prioridade:
1. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os
limites elétricos vigentes;
2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por
conveniência operativa;
3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência
operativa;
4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;
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5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes;
6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes;
7. Região SE/CO;
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.
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4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do
tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da
UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir:
Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV
FLUXO PES MED L/Min.
Geração Itaipu 60Hz 7.200 7.200 7.000
RSE 9.200 9.200 9.200
FSM 5.100 5.100 4.500
FNS 4.000 4.000 4.000
A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como
as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de
intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos
nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.
A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações
envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa
rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca
compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução
dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no
PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos
Procedimentos de Rede.
Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em
riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses
eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em
períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual
contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas
das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.
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As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste –
Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:
Figura 4-1: Interligações entre regiões
Onde:
FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste. FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul. FSUL – Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.
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4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas.
Barra 2 440 kV SE Água Vermelha das 05h00min às 17h00min dos dias 30/06 e 01/07
(sábado e domingo)
A intervenção está programada para substituição do seccionador horizontal 29-276, após melhoria
na fábrica. No período, para assegurar a confiabilidade do sistema deverão ser adotadas as
seguintes restrições:
Usina Carga Leve Carga Média
Água Vermelha 1150 MW 1350 MW
Ilha Solteira 2000 MW 2600 MW
Jupiá 440 kV + Três Irmãos 1100 MW 1300 MW
Capivara+Taquaruçu+Porto Primavera 2000 MW 2200 MW
LT 765 kV Foz do Iguaçu / Ivaiporã C2 de 00h00min às 09h00min do dia 30/06
A intervenção está programada para substituição do DCP da fase C que encontra-se com
vazamento de óleo. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos
abaixo dos valores indicados:
RSE 7800 MW
FSE 5300 MW
GIPU 3000 MW
RSUL 2500 MW
Painel de Proteção SE Margem Direita de 03h00min às 09h00min do dia 01/7
A intervenção está programada para realização de serviços associados à troca da proteção do
circuito 1 da LT 500 kV Itaipu 50Hz – Margem Direita, que será realizada no período de 01 a
12/7/12. Durante esta intervenção o sistema da ANDE irá operar separado do Elo CC,
permanecendo 2 unidades geradoras de Itaipu 50Hz conectadas ao sistema ANDE e as
demais unidades disponíveis para o SIN via Elo CC. Para garantir a segurança do sistema
recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:
Elo CC 3000 MW
FNS 2600 MW
FSM 3100 MW
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Filtro ZRB SE Foz do Iguaçu 50 Hz de 06h45min às 17h00min do dia 01/7
A intervenção está programada para realização de manutenções corretivas em seccionadoras,
transformadores de corrente e disjuntores. Para garantir a segurança do sistema recomenda-
se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:
Elo CC 3600 MW
DISJUNTOR 1090 – 525 kV Campos Novos, das 08h15min às 11h45min do dia 01/7
(domingo)
Esta intervenção está programada para verificar pressão de gás SF6.
Para minimizar o efeito de subtensão no sistema de 525 kV e 230 kV do estado do Rio Grande do
Sul, quando da eventual perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita, seguida de
atuação da proteção de falha do DJ 1062 de Campos Novos, e evitar a atuação da lógica 1 (perda
dupla) do ECE estado do Rio Grande do Sul, recomenda-se:
Limite do Fluxo Rio Grande do Sul (LFRS)
INFERIOR A 3000 MW
DISJUNTOR 1070 – 525 kV Campos Novos, das 13h00min às 17h00min do dia 01/7
(domingo)
Esta intervenção está programada para realização de manutenção no compressor do disjuntor.
Para minimizar o efeito de subtensão no sistema de 525 kV e 230 kV do estado do Rio Grande do
Sul, quando da eventual perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita, seguida de
atuação da proteção de falha do DJ 1082 de Campos Novos, e evitar a atuação da lógica 1 (perda
dupla) do ECE estado do Rio Grande do Sul, recomenda-se:
Limite do Fluxo Rio Grande do Sul (LFRS)
INFERIOR A 3000 MW
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga.
LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345 kV Embu Guaçu – Sul das 06h00min do dia
24/06 às 06h00min do dia 26/08
A intervenção está programada para substituição de cabos condutores, cabos pára-raios,
cadeias de isoladores e acessórios no trecho das LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345
kV Embu Guaçu - Sul entre a SE Baixada Santista e a torre 12, obra necessária para
possibilitar a implantação de circuitos duplos entre as subestações Sul e Baixada Santista e
entre as subestações Sul e Embu Guaçu.
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No período, a SE Sul permanecerá atendida apenas pela SE Embu Guaçu, através de um
circuito das 06h00min às 16h00min do dia 24/06 e das 00h00min às 07h00min do dia 26/06 e
por dois circuitos compartilhando mesmas estruturas no restante do período. Dessa forma,
contingências que ocasionem a perda da LT 345 kV Embu Guaçu – Sul ocasionarão a
interrupção das cargas supridas pela SE Sul.
Barra 6 de 88 kV da SE Baixada Santista das 03h00min às 16h00min do dia 01/07
(domingo)
A intervenção está programada para lançamento do novo barramento superior do vão da LT
88 kV Baixada Santista – Capuava. No período, contingências que ocasionem o desligamento
da Barra 5 de 88 kV ou contingência em algum elemento seguida de falha de disjuntor
acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista, pela SE Henry
Borden e pelo tronco de transmissão 88 kV Baixada Santista – Henry Borden.
Bloqueio da proteção diferencial de barras de 88 kV da SE Oeste das 00h30min às
06h30min entre os dias 02/07 (segunda-feira) e 07/07 (sábado)
A intervenção está programada para adequações nos Painéis de Proteção Diferencial de
Barras, visando à entrada em operação do futuro Banco de Capacitores 2. No período, na
ocorrência de falta em barra de 88 kV da SE Oeste ou falta em qualquer equipamento desse
setor, seguida de falha de disjuntor, o defeito somente será eliminado pela atuação das
proteções de retaguarda, acarretando o desligamento de todo o setor de 88 kV e a interrupção
do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste.
Barra 4 de 88 kV da SE Oeste das 03h30min às 16h00min do dia 01/07 (domingo)
A intervenção está programada para lançamento do novo barramento aéreo e cabo pára-raios
sobre a Barra 4 e conexão de cabo de comando e controle no disjuntor 24-2 (disjuntor de
amarre. No período, o setor de 88 kV irá operar em configuração de barra simples e na
ocorrência de falta nesta barra ou falta em qualquer equipamento do setor de 88 kV, seguida
de falha de disjuntor, haverá interrupção do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste.
LT 345 kV Guarulhos – Nordeste das 07h00min às 16h00min do dia 01/7
A intervenção está programada para manutenção nos cabos para-raios com tentos partidos
em dois pontos.
No período, a SE Sul permanecerá atendida apenas pela LT 345 kV Mogi – Nordeste. Dessa
forma, contingências que ocasionem a perda da LT 345 kV Mogi – Nordeste ocasionarão a
interrupção das cargas supridas pela SE Nordeste.
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LT 345 kV Ouro Preto – Vitória no período das 06h30min às 17h00min no dia 30/6
A intervenção está programada para substituição de cabos pára-raios por OPGW ao longo da
linha, substituição essa necessária para a entrada das subestações de Padre Fialho e do
agente Samarco.
Durante esta intervenção a SE Vitória 345 kV ficará atendida pelas LTs 345 kV Campos –
Vitória e LT 345 kV Viana – Vitória . Nessa configuração, a contingência dupla destas linhas
interrompe o atendimento ao estado do Espírito Santo via SE Vitória 345 kV e,
consequentemente, provoca atuação do ECC-RJ/ES cortando carga na área de concessão do
Agente Escelsa e afundamento generalizado de tensão no Estado.
LT 345 kV Campos – Vitória no período das 05h30min às 16h30min no dia 01/7
A intervenção está programada para aplicação de RTV nos equipamentos e isoladores da LT.
Durante esta intervenção a SE Vitória 345 kV ficará atendida pela LT 345 kV Ouro Preto –
Vitória e LT 345 kV Viana – Vitória . Nessa configuração, a contingência simples da LT 345 kV
Viana – Vitória ou da LT 345 kV Campos – Viana, provoca atuação do ECC-RJ/ES cortando
carga na área de concessão do Agente Escelsa.
LT 230 kV Cidade Industrial - Pólo Petroquímico no período das 08h00min do dia 02/07
às 04h00min do dia 03/07
Esta intervenção está programada para para desfazer “jumper” entre as LT 230 kV Cidade
Industrial - Polo Petroquímico e Cidade Industrial - Nova Santa Rita C.1.
Durante a intervenção, na ocorrência de perda da LT 230 kV Nova Santa Rita – Pólo
Petroquímico, poderá ocorrer colapso de tensão no setor de 69 kV da SE Pólo Petroquímico,
levando a cortes de cargas atendidas por esta SE.
TR 230/69 kV SE Fortaleza 04T3 – das 07:50 às 14:10 do dia 01/07/2012
Esta intervenção está programada para a realização de manutenção na chave 32T3-6, corrigir
ponto quente no contato fixo da chave 32T3-4, fase A montante, referência 04T3 e corrigir
ponto quente na conexão conector cabo do pulo (entre 32T3-5 e 12T3) com contato da chave
32T3-5, fase B jusante, referência 04T3.
Durante a intervenção, considerando a geração da UTE Maracanau com 40 MW, em caso de
contingência nas LT 230 kV Fortaleza II - Delmiro Gouveia (mesma estrutura), é esperado
carregamento de até 146% nos transformadores remanescentes, podendo ocorrer a
interrupção do suprimento às cargas das SE Fortaleza e Delmiro Gouveia, por atuação da
proteção da SE Fortaleza.
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5 Previsão de Carga
5.1.1 Carga de Energia
A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o
mês de junho onde são visualizados os valores verificados na quinta semana, bem como
a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 28. São apresentadas
também as previsões consideradas para o PMO de julho, sendo esses valores exibidos
por subsistema, na Tabela 5.1-1.
Para a semana a previsão de carga de energia é de 36.149 MW médios no subsistema
SE/CO e 9.817 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na
semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 0,9% para o SE/CO e
0,2% para o Sul. A carga estimada para o mês de junho de
35.959 MW médios para o SE/CO e de 9.651 MW médios para o Sul, quando comparada
à carga verificada em maio, significam respectivamente, decréscimos de 0,1% e de 1,5%.
As cargas previstas para o PMO de julho indicam acréscimos de 1,0% para o subsistema
SE/CO e 1,6% para o subsistema Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
8.741 MW médios e no Norte 4.007 MW médios. Estas previsões quando comparadas
aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 2,1% para o
subsistema Nordeste e 3,4% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de
junho de 8.733 MW médios para o Nordeste e 3.995 MW médios para o Norte, quando
comparada à carga verificada em maio, indicam respectivamente, decréscimos de 2,7% e
de 4,4%. As previsões de carga para o PMO de julho sinalizam decréscimo de 0,6% para
o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,4% para o subsistema Norte em relação ao
verificado no mês anterior.
Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed
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Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed
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5.1.2 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 23 a 29/06/2012 e as previsões para a semana
de 30/06 a 06/07/2012.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista
para ocorrer na quinta-feira, dia 05/07, com valor em torno de 43.500 MW. Para o
Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 12.800 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 56.300 MW, devendo
ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, conforme
apresentado na Tabela 5.1-2 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia
30/06, com valor em torno de 10.100 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima
deverá situar-se em torno de 4.400 MW, devendo ocorrer também na quarta-feira, dia
04/07. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está
prevista para ocorrer também no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir
valores da ordem de 14.400 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.1-2
a seguir.
Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.
Tabela 5.1-2 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
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Anexos
Anexo I Controle de Tensão.
Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e
Energéticas.
Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês
de Julho.
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.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua
• IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
• IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste
• IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste
• IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste
• IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste
• IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kV da Região do Rio Grande
• IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo
• IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo
• IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais
• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo
• IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste
• IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília
• IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso
• IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste
• IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre – Rondônia
• IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul
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ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões
Elétricas e Energéticas
Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica
INFLEXIBILIDADE
P M L (Média) P M L
Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 640 640 640
Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1.080 1.350 1.350 1.350
J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- --- --- 0 - - -
J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 66 66 66 66
J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- --- --- 0 - - -
J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- --- --- 0 - - -
Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9
P. Médici A (2 x 63 MW) (1) --- (3) --- 25 25 25 25
P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 0 - - -
S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 6 6 6 6
Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 13 13 13 13
Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) --- --- 350 350 350 350
F. Gasparian (2x93 MW + 3x96 MW + 1x97 MW) (5) --- --- --- 0 - - -
B. L. Sobrinho (24 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 - - -
M. Lago (16 x 60,50 MW) (5) --- --- --- 0 - - -
Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -
Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (2) (5) --- --- --- 0 - - -
A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (2) (5) --- --- --- 0 - - -
Termoceará (8 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 - - -
R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (5) --- --- --- 0 - - -
Araucária (3 x 161,5 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -
C. Furtado (1 x 186 MW) (5) --- --- --- 0 - - -
Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6) --- --- --- 0 - - -
L. C. Prestes_TC (5 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 - - -
M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (4) --- --- --- 0 - - -
N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 400 400 400 400
N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 100 100 100 100
N. Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 200 200 200 200
N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 60 60 60 60
W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -
Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 M W) --- --- --- 505 505 505 505
Brizola (1x106,7 + 1x108,3 + 1x108,5 + 1x108,8 + 1x109,1 +1x109,3 + 1x115,7 + 1x118,1 + 1x173,8 MW) (2)
--- --- --- 65 65 65 65
Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) (2) --- --- --- 0 - - -
Euzébio Rocha (2 x 249,90MW) --- --- --- 86 86 86 86
Camaçari (5 x 69 MW) --- --- --- 0 - - -
Linhares (1 x 204 MW) (7) --- --- --- 0 204 204 204
Santa Cruz Nova (2 x 200 MW + 2 x 82 MW) (2) (7) --- --- --- 0 175 175 175
Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICACOMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL
(Capacidade Instalada)
N UC LEA R
(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)
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INFLEXIBILIDADE
P M L (Média) P M L
S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW) (2) --- --- --- 0 - - -
R. Silveira (2 x 15 MW) --- --- --- 0 - - -
Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW) --- --- --- 0 - - -
Igarapé (1 x 131MW) --- --- --- 0 - - -
Nutepa (3 x 8 MW) --- --- --- 0 - - -
Alegrete (2 x 33 MW) --- --- --- 0 - - -
Carioba (2 x 18 MW) --- --- --- 0 - - -
Petrolina (1 x 136 MW) --- --- --- 0 - - -
Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW) --- --- --- 0 - - -
Termonorte I (4 x 17 MW) --- --- --- 0 - - -
Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2) (3) (3) (3) 0 180 150 120
Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 - - -
Geramar I (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - - -
Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 - - -
Geramar II (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - - -
Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW) --- --- --- 0 - - -
Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -
Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -
Maracanaú I (8 x 21 MW) --- --- (3) 0 - - 4
Termonordeste (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -
Termoparaíba (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -
Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -
Campina Grande (1 x 169,08 MW) --- --- --- 0 - - -
S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) (3) (3) (3) 0 125 125 90
Brasília (2 x 5 MW) (2) --- --- --- 0 - - -
W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -
Altos (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -
Aracati (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -
Baturité (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -
Camaçari (5 x 69 MW) (4) --- --- --- 0 - - -
Campo Maior (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -
Caucaia (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -
Crato (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -
Pecém (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -
Iguatu (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -
Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -
Marambaia (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -
Nazária (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -
Daia (1 x 44,4 MW) --- --- --- 0 - - -
Xavantes (1 x 53,7 MW) --- --- --- 0 - - -
Goiânia II (2 x 72,6 MW) (3) --- --- 0 80 - -
Potiguar (1 x 53,1 MW) --- --- --- 0 - - -
Potiguar III (1 x 66,4 MW) --- --- --- 0 - - -
Termomanaus (1 x 156,16 MW) --- --- --- 0 - - -
Pau Ferro I (1 x 102,6 MW) --- --- --- 0 - - -
Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 - - -
PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 - - -
Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 - - -
Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 80 80 80 80
Atlântico (1 x 235,2 MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2
Atlântico CSA (1 X254,80 MW) --- --- --- 0 - - -
B IOM A SSA
R ESÍ D UOS
Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICACOMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL
(Capacidade Instalada)
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Jorge Lacerda: O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo
Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos barramentos de 69 kV da área Sul de Santa Catarina, quando da perda /
indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande – Forquilhinha. Até a entrada em operação da LT 230 kV Jorge Lacerda B –
Siderópolis C3
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 33 2 x 33 -
J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -
J. Lacerda C (unid. 7) - -
Total 33 66 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no processo de
Programação Diária, em função da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com
o menor custo operacional.
Após a entrada em operação da LT 230 kV Jorge Lacerda B –
Siderópolis C3
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 33 1 x 33 -
J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -
J. Lacerda C (unid. 7) - -
Total 33 33 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no processo de
Programação Diária, em função da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com
o menor custo operacional.
Adicionalmente, considerando a configuração de máquinas declarada
como inflexibilidade pelo agente e a existência de restrições para unidades térmicas efetuarem alterações na configuração de máquinas ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a
seguir:
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Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 2 x 33
J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -
J. Lacerda C (unid. 7)
Total 66 66 66
No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no
Complexo Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 62 2 x 62 2 x 62 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -
J. Lacerda C (unid. 7) - - - Total 124 124 124
P. Médici (A e B) e Candiota III (C):
O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado
para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência / indisponibilidade simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:
- Patamar de carga média e leve, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV
Guaíba 2 – Pelotas 3 (tensão na região Sul do Rio Grande do Sul).
- Patamar de carga pesada (dias úteis), havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana, e carga pesada de sábado havendo ou não exportação via a C. F. de Uruguaiana:
contingência da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV Presidente Médici - Quinta (tensão na região Sul do Rio Grande do Sul).
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Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
P. Médici A (unids. 1 e 2) - 1 x 25 - P. Médici B (unids. 3 e 4) - - - Candiota III (unidade 5) 1 x 175 - -
Total 175 25 - Obs.: Na carga pesada de sábado, caso ocorra exportação via C.F. Rivera ou exportação
via C.F. Rivera e C.F. Uruguaiana será necessária a seguinte configuração mínima: “1A+1C = 200 MW”.
Adicionalmente, considerando a inflexibilidade declarada pelo agente e
a impossibilidade destas usinas térmicas efetuarem alterações de configuração de máquinas ao longo do dia, o despacho programado para a UTE P. Médici e UTE Candiota III corresponderá ao apresentado
na tabela a seguir:
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unidades 3 e 4) - - -
Candiota III (unidade 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350 Total 375 375 375
Obs.: 1 - A seguir são apresentadas as indisponibilidades das unidades geradoras da UTE Presidente Médici, conforme informações da Eletrobrás CGTEE:
- UG 1: 01/01 a 31/12/2012. - UG 3: 22/03/2011 a 06/07/2012. - UG4: 28/06 a 08/07/2012 2 - Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições
operacionais: - UG 1, UG 3 e UG 4= indisponíveis. - UG 2 = 25 MW.
Termonorte II:
Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-Rondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve Termonorte II 180 150 120
Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.
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Sepe Tiaraju:
A geração da UTE Sepé Tiarajú colabora no controle do carregamento das LT 525kV Salto Santiago - Ita e LT 525kV Areia - Campos Novos que, na
contingência destas, pode levar a perdas significativas de carga, principalmente nos estados do Rio Grande do Sul e Santa Catarina.
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve Sepé Tiaraju 125 125 90
Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.
Goiânia II:
Durante a indisponibilidade do transformador AT03 345/230 kV da SE Bandeirantes, valores necessários para se evitar sobrecarga nos transformadores
remanescentes.
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve Goiânia II 80 0 0
Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.
Maracanaú:
Durante a indisponibilidade do transformador 04T3 230/69 kV da SE Fortaleza, valores necessários para se evitar corte de carga nas SEs Fortaleza e Delmiro
Gouveia, quando de contingência nos transformadores remanescentes.
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve Maracanaú 0 0 4
Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.
As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas.
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ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de
Julho/12, semana operativa de 30/06 a 06/07/2012
Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
Angra 2 19,28
Angra 1 24,27
Candiota III 55,46
P. Médici A e B 115,90
J. Lacerda C 128,25
J. Lacerda B 155,50
J. Lacerda A2 156,45
Charqueadas 169,55
J. Lacerda A1 207,40
S. Jerônimo 248,31
Figueira 341,89
M. Covas 6,27
Norte Fluminense 1 37,80
Santa Cruz Nova 64,53
Norte Fluminense 2 58,89
Termopernambuco 70,16
Linhares 93,88
Fortaleza 101,47
Norte Fluminense 3 102,84
L. C. Prestes 118,60
G. L. Brizola 140,45
Uruguaiana 141,18
Norte Fluminense 4 149,33
Juiz de Fora 150,00
B. L. Sobrinho 180,52
R. Almeida 188,15
A. Chaves 188,89
Termoceará 191,12
William Arjona 197,85
C. Furtado 204,43
Euzébio Rocha 214,02
Araucária 219,00
F. Gasparian 233,27
Jesus Soares Pereira 287,83
M. Lago 319,10
Camaçari 401,67
NUCLEAR
CARVÃO
GÁS
USINA TÉRMICA
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CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
S. Cruz 310,41
Piratininga 1 e 2 470,34
Termonorte II 487,56
R. Silveira 523,35
Maracanaú I 521,14
Termocabo 529,90
Termonordeste 532,31
Termoparaíba 532,31
Global I 532,48
Global II 532,48
Geramar I 536,44
Geramar II 536,44
Viana 536,45
Campina Grande 536,46
Alegrete 564,57
Termonorte I 610,33
Igarapé 645,30
Bahia I 648,45
Camaçari Muricy I 710,27
Camaçari Polo de Apoio I 710,27
Petrolina 779,26
Nutepa 780,00
Carioba 937,00
S. Tiaraju 541,93
Altos 579,49
Aracati 579,49
Baturité 579,49
Campo Maior 579,49
Caucaia 579,49
Crato 579,49
Iguatu 579,49
Juazeiro do Norte 579,49
Marambaia 579,49
Nazária 579,49
Pecém 579,49
Daia 630,96
M. Covas 634,03
Goiânia II 686,84
William Arjona 808,02
Camaçari 834,35
Potiguar III 836,44
Potiguar 836,45
Xavantes 914,86
Pau Ferro I 927,35
Termomanaus 927,35
Brasília 1047,38
Atlântico 123,49
Cocal 154,18
PIE-RP 167,59
Madeira 197,41
ÓLEO
RESIDUOS INDUSTRIAIS
BIOMASSA
USINA TÉRMICA
DIESEL
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ANEXO IV – Limites de Transmissão
As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que interliga
a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da malha em 500
kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro Oeste são aqueles
constantes das seguintes Instruções de Operação.
• IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
• IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
• IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste
• IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.
• IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste
• IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste
• IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste
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Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 10
Figura 4-1: Interligações entre regiões 22
Tabelas
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 6
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/07 9
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07 9
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 10
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 11
Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12
Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13
Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 30/06 a 06/07 14
Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 21
Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica 31
Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 37