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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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20091-005 Rio de Janeiro RJ
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ONS NT-3/079/2011
PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
11/06/2011 A 17/06/2011
ONS NT-3/079/2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 3 / 44
Sumário
1 Introdução 4
2 Conclusões 4
2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4
2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança
Elétrica 4
3 Pontos de Destaque 4
3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 4
3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5
3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 9
3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 9
3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9
3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas
Instalações 11
3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos 11
3.5 Relacionados com a Otimização Energética 12
3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 13
3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 14
3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 14
3.7.2 Região Sul 14
3.7.3 Região Nordeste 15
3.7.4 Região Norte 15
3.8 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 15
4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 17
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 17
4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 18
4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo
Real 19
4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 22
4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas 24
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga. 25
4.5 Previsão de Carga 28
4.5.1 Carga de Energia 28
4.5.2 Carga de Demanda 30
Lista de figuras e tabelas 44
ONS NT-3/079/2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 4 / 44
1 Introdução
Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da
Operação Eletroenergética do mês de Junho/2011, para a semana operativa de 11/06/2011
a 17/06/2011, 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 da Revisão 2 do PMO de Junho/11 indicaram, para a semana de 11/06/2011 a
17/06/2011, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos os
patamares de carga, da UTE M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332,
de 20/11/2009) e das UNES Angra 1 e 2. A aplicação dos Procedimentos Operativos de
Curto Prazo – POCP para a Revisão 2 do PMO de Junho/2011 não indicou despacho térmico
adicional para se atingir os Níveis de Segurança ao final do mês de Junho/2011.
Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser
efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de
mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE
nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico – CMSE.
2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos
critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas
situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de
ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 4.4.1.
3 Pontos de Destaque
3.1 Relacionados com a Operação Elétrica Durante a indisponibilidade do TR-54 500/138 kV SE Grajaú, com previsão de retorno em
agosto de 2011, está sendo necessário para o controle do carregamento desta
transformação, em regime normal de operação, o despacho de geração térmica da UTE
Barbosa Lima Sobrinho nos períodos de carga média e pesada. Cabe ressaltar que, está
sendo monitorada uma inequação para o controle de carregamento dos transformadores
remanescentes em caso de contingência de mais um transformador, que poderá resultar
na necessidade de despacho de geração térmica complementar.
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A SE Campos encontra-se desde 27 de setembro de 2010 com o transformador trifásico
AT02 impedido. O seu retorno à operação está previsto para após o verão de 2012.
Em decorrência, da necessidade de adequação do cronograma de obras para a
implantação, de um banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas de
Moraes conforme recomendação do PAR/PET e com a autorização da ANEEL, este
equipamento não terá autorização de operação, antes do final do mês de fevereiro de
2012.
Considerando-se que este banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas
de Moraes já se encontra disponível na fábrica, está sob avaliação a possibilidade de se
operar com este equipamento, em caráter provisório, em paralelo com os transformadores
de 225 MVA na SE Campos, dotando a SE Campos de maior confiabilidade.
O desligamento do circuito 1 da LT 345 kV Interlagos – Xavantes é a primeira de uma série
de intervenções que serão alocadas em finais de semana e feriado, com vistas a mudar o
traçado desta linha para possibilitar as obras de instalação da SE Piratininga 2. De forma a
evitar corte de carga para a perda dupla da LT 345 kV Ibiúna – Guarulhos, a CTEEP
flexibilizou um limite de curta duração por 1 hora e a ELETROPAULO se comprometeu em
realizar, dentro das limitações da rede de 88 kV e das transformações de fronteira,
remanejamentos de carga das SE Bandeirantes, Milton Fornasaro, Anhanguera, Norte e
Miguel Real.
3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética
Com base na Portaria MME nº 2 de 12 de janeiro 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.
Com base na Portaria de nº 307, de 12 de maio de 2011, do Ministério de Minas e Energia,
poderá ser programado o fornecimento de energia para a Argentina, através da Conversora
de Garabi, no montante de até 2.100 MW, tendo este suprimento caráter interruptível e
sendo efetuado através da utilização de energia não utilizada para atendimento do SIN.
O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da
Revisão 1 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 176/2011, de 25 de janeiro de 2011, está sendo
utilizada, desde o PMO de Fevereiro/2011, a versão 16hq 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
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Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa
DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através
do Sistema GIT-MAE.
Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL
023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado,
necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema
(sentido Colinas - Miracema) – FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo
DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às
informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.
Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana
operativa de 11/06/2011 a 17/06/2011, encontram-se na tabela a seguir:
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do
Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês de Junho/11,
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 Junho/11 foi elaborado tendo
como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em
28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº
412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/06, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-
DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos está estabelecido que:
• “Art.1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar na base de
dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados
– Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas
Individualizadas – Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o
valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução
Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006.
§ 1º "Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá
considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução Normativa ANEEL nº
237/2006)
Usina Geração por Patamar de Carga(MW)
Pesada Média Leve
Lajeado 443 443 386
Peixe Angical 222 222 222
Limite de Intercâmbio
FCOMC 2.935 2.801 2.312
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• “(...) de acordo com o estabelecido na Resolução Normativa nº 237, de 28 de novembro de
2006 e na Resolução Autorizativa nº 755, de 30 de novembro de 2006, os valores finais
resultantes do teste de disponibilidade devem ser usados na elaboração do Programa
Mensal de operação para o mês de janeiro 2007.” (Ofício nº 411/2006 – SRG/SFG/ANEEL);
• “Em complemento ao nosso ofício nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, de 26 de dezembro
de 2006, esclarecemos que para as térmicas que não participaram do referido teste,
permanecem válidos os valores de disponibilidade observada calculados de acordo com a
resolução Normativa nº 231, de 16 de setembro de 2006, apurados até 30 de novembro de
2006” (Ofício nº 412/SRG/SFG/ANEEL).
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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/04/2011, para todos os
empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-
0057/400/2011, emitida em 06/05/2011.
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3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
3.2.2 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.
3.2.3 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; no entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores
superiores aos previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica,
principalmente aquelas localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos
valores definidos nos estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de
geração nas usinas localizadas na malha de 440 kV e/ou a elevação da usina de Henry
Borden para reduzir o carregamento do tronco de transmissão.
Deve ser destacado que o recurso de se operarem geradores como compensadores
síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado
antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.
Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão
indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de
circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem
como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação,
preservando a segurança do SIN.
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Região SE/CO: LT 765 kV Foz – Ivaiporã
LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto
LT 525 kV Ibiúna – Bateias
LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo
LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara
LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru
LT 440 kV Jupiá - Bauru
LT 440 kV Bauru - Cabreúva
LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis
LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto
LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1
LT 500 kV Samambaia – Emborcação
LT 500 kV Samambaia – Itumbiara
LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 C1
LT 500 kV Nova Ponte – Estreito
LT 500 kV Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2
LT 500 kV São Simão – Marimbondo
LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2
LT 500 kV Nova Ponte – São Gortardo 2
LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2
LT 500 kV Neves - Mesquita
Região S: LT 500 kV Itá - Caxias
LT 500 kV Itá – Garabi II
LT 500 kV Areia – Curitiba
LT 500 kV Campos Novos – Blumenau C1
LT 500 kV Ivaiporã – Londrina C1 ou C2
LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana
Região NE: LT 500 kV Milagres – Quixadá - Fortaleza
LT 500 kV Sobral - Fortaleza C2
LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II – C1
LT 500 kV Angelim II / Recife II – C2
LT 500 kV Olindina / Camaçari II – C2
LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina – C1
Região N: LT 500 kV Marabá – Açailândia C1 ou C2
LT 500 kV Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4
LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 ou C2
LT 500 kV Marabá – Imperatriz C2
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3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações
Nenhum teste com repercussão Sistêmica.
3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos
• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 29/12/2011)
• TR-54 500/138 kV – 600MVA da SE Grajaú (até 31/07/2011)
• TR-2 345/138 kV da SE Campos (até 31/12/2011)
• TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 21/07/2011)
• TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 31/12/2011)
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3.5 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 2 do PMO de Junho/11, para a semana de 11/06/2011 a
17/06/2011, indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/06
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)
Valor Esperado 86,4 64,3 86,6 99,1 99,2
Limite Inferior 85,7 61,5 86,4 97,6 97,2
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)
Valor Esperado 85,1 61,0 82,7 99,6 99,7
Limite Inferior 82,8 51,4 82,0 97,0 96,5
Os resultados da Revisão 2 do PMO de Junho/11 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
68 962
894
4.147
4.502 5.586
IT 50
60 906
1.084
227
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Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)
Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N
Pesada 32,88 32,88 32,88 32,88
Média 32,22 32,22 32,22 32,22
Leve 31,74 31,74 31,74 31,74
(*) 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.
3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima
semana apresentam-se no mesmo patamar em relação às verificadas na semana em
curso. A previsão é predomínio de uma massa de ar seco e frio, e ausência de
precipitação. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana,
em relação à média de longo termo, é de 110% da MLT, sendo armazenável 108% da
MLT.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se
em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é predomínio de
uma massa de ar seco e frio, e ausência de precipitação. Em termos de Energia Natural
Afluente, a previsão é de um valor de 61% da MLT para a próxima semana, sendo
armazenável 60% da MLT.
No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A previsão é de permanência
da estiagem, típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana
é de 74% MLT, sendo totalmente armazenável.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em 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 89% MLT, sendo armazenável
88% da MLT.
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 27.550 5.643 3.606 3.659
% MLT 110 61 74 89
% MLT Armazenável 108 60 74 88
ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 22.307 1.795 3.025 3.331
% MLT 89 19 62 81
% MLT Armazenável 88 18 62 80
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3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de junho é de uma
média de 106% da MLT, sendo armazenável 104% 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 92% da MLT, sendo armazenável 90% da MLT.
Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para
as principais bacias deste subsistema.
Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Grande 112 106 92 94
Bacia do Rio Paranaíba 111 110 101 103
Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá)
125 120 106 110
Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu)
115 110 90 91
Paraíba do Sul 109 106 76 88
3.7.2 Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de junho é de 67% da MLT,
sendo armazenável 66% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior à
verificada no mês anterior.
Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o
mês situar-se-á no patamar de 33% da MLT, sendo armazenável 32% da MLT.
Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão
para as principais bacias deste subsistema.
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Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Iguaçu 31 44 9 17
Bacia do Rio Jacuí 116 107 54 64
Bacia do Rio Uruguai 80 82 21 42
3.7.3 Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 75%, sendo totalmente
armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico um pouco inferior ao
verificado no último mês.
O limite inferior da previsão indica o valor de 65% da MLT para a ENA mensal, sendo
totalmente armazenável.
3.7.4 Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de junho apresente
uma média de 94% da MLT, sendo armazenável 93% da MLT, valor este que representa
um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 89% da MLT%, sendo armazenável 88% da
MLT.
3.8 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 26.645 6.203 3.662 3.847
% MLT 106 67 75 94
% MLT Armazenável 104 66 75 93
ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 23.041 3.079 3.191 3.663
% MLT 92 33 65 89
% MLT Armazenável 90 32 65 88
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Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/06 a 17/06
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 G
rande
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:
A política de operação energética indica que a exploração das disponibilidades energéticas
da UHE Tucuruí será dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu
reservatório ao longo do ano. Desta forma, sua geração será explorada prioritariamente nos
períodos de carga média e pesada.
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 e Lajeado 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/2011 .
Considerando o exposto, a programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe
Angical e Lajeado 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.
Na região Sul, a geração das usinas deverá ser minimizada nos períodos de carga leve e
utilizada para atendimento das necessidades energéticas das demais regiões, somente nos
períodos de carga média e pesada.
As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverá ser explorada prioritariamente nos
períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.
Na região SE/CO, a geração das usinas será dimensionado para atendimento das políticas
de transferência de energia entre as regiões do SIN, respeitando-se as restrições (controle
de cheias, operativas, uso múltiplo e ambientais) existentes, bem como os limites elétricos
existentes.
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Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o
despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais
definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:
1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo
ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões
Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando
esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou;
2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira
das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes
reservatórios.
Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da
operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores
contratuais.
4.2 Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Água Vermelha e
Marimbondo, deverá utilizada nesta ordem de prioridade.
Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Nova Ponte, Itumbiara e
Emborcação deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade para fechamento do balanço
energético da região.
Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada
visando o atendimento da curva referencial de deplecionamento de seus reservatórios, a
qual objetiva garantir as condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser mazimizada em todos
os períodos de carga de modo a garantir a regularização necessária da vazão a UHE Itaipu.
A geração das UHEs Chavantes e Jurumirim deverá ser maximizada nos períodos de carga
média e pesada.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera
deverá ser dimensionada de modo a garantir o atendimento dos requisitos de uso múltiplo ao
longo do ano, bem como a regularização necessária da vazão a UHE Itaipu.
Bacia do Rio Paraíba do Sul: A geração da UHE Jaguari deverá ser maximizada. A geração
da UHE Funil deverá ser dimensionada visando o atendimento da vazão objetivo em Santa
Cecília, cabendo as UHEs Paraibuna e Santa Branca o atendimento das necessidades
hidráulicas da UHE Funil.
As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos
períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os
limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.
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Bacia do Rio Tocantins: A exploração das disponibilidades energéticas da UHE Tucuruí
deverá ser dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu reservatório ao
longo do ano. Desta forma, sua geração será explorada 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 e Lajeado 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 defluência da UHE Três Marias deverá ser maximizada. A
geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada para fechamento do
balanço energético da região, após o recebimento dos excedentes energéticos das demais
regiões do SIN, respeitando-se as restrições operativas das usinas e de coordenação
hidráulica da cascata.
Bacias da Região Sul: a geração das usinas deverá ser dimensionada para atendimento das
necessidades energéticas das regiões SE/CO e NE, principalmente nos períodos de carga
média e pesada. As disponibilidades energéticas das usinas da região deverão ser
exploradas prioritariamente nas usinas que apresentarem maior nível de armazenamento
em seus reservatórios. 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. UHE São Simão;
2. UHEs Capivara;
3. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
4. Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
5. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da
cascata e as restrições operativas das usinas;
6. UHE Água Vermelha;
7. UHE Marimbondo;
8. UHE Itumbiara;
9. 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);
10. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São
Francisco e os limites elétricos vigentes;
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11. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e
as restrições operativas das usinas;
12. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da usina;
13. UHE Emborcação.
14. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina;
15. Usinas da 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. Usinas da região que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento;
2. UHE Salto Santiago, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
3. Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e
as restrições operativas das usinas;
4. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das
usinas;
5. UHE Passo Fundo;
6. UHE GPS;
7. UHE Barra Grande;
8. Explorar disponibilidade da Região SE.
9. UHE Machadinho, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as
restrições operativas das usinas;
10. UHE Itá;
11. UHE Gov. Ney Braga;
12. UHE G. B. Munhoz;
13. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina.
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.
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Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de
recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação
alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração
na seguinte ordem de prioridade:
1. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por
conveniência operativa;
3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por
conveniência operativa;
4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;
5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
7. Procurar explorar os recursos energéticos da região SE/CO.
Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação
em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG,
respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de
prioridade:
1. UHE´s L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da
usina e folga de regulação;
2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições
operativas da usina e folga de regulação;
3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as
restrições operativas da usina e folga de regulação;
4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;
5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições
operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições
operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales,
respeitando-se as restrições operativas destas usinas.
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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 5.700 5.700 5.600
RSE 9.000 9.000 9.200
FSM 4.500 4.500 3.200
FNS 3.900 3.600 2.900
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. FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul. FSUL – Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.
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4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas
LT 765 kV Itaberá / Tijuco Preto C1 de 07h10min às 16h30min do dia 12/06/11
A intervenção está programada para realização de manutenção em seccionadoras na SE
Tijuco Preto e implementação de lógica de transferência de disparo. Para garantir a
segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:
RSE 3650 MW
FSE 3600 MW
FIPU 3000 MW
LT 765 kV Foz Iguaçu 60Hz / Ivaiporã C1 de 06h45min às 16h45min do dia 12/06/11
A intervenção está programada para sanar vazamento de óleo do TC do reator e sanar
ponto quente em secionadoras. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se
manter os fluxos abaixo dos valores indicados:
RSE 3650 MW
FSE 3600 MW
FIPU 3000 MW
LT 500 kV Teresina II – P. Dutra de 07h55min às 13h05min do dia 12/06/2011
O desligamento será realizado para permitir serviços de manutenção corretiva em ponto
quente. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor
indicado:
RNE 1800 MW
LT 500 kV Ribeiro Gonçalves - S. J. Piauí C2 de 00h00min às 17h00min nos dias
11/06/2011, 13/06/2011 e 17/06/2011
O desligamento será realizado para permitir serviços de manutenção preventiva em chaves
seccionadoras. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo
do valor indicado:
RNE 2300 MW
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ATR 500/230 kV Recife II 05T2 e DJ 500 kV 15D2 e 15T2 das 07:00 às 16:30 do dia
12/06
A intervenção está programada para a Chesf efetuar inspecionar nível de óleo, substituir
perfis metálicos e pintar cabeçotes das buchas do autotransformador 05T2.
Visando evitar contingências múltiplas no sistema em caso de perda de barramento de 230
kV da SE Recife II, com consequências severas para área Leste da Região Nordeste, será
necessária geração térmica de 400 MW na UTE Termopernambuco.
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga.
LT 230 kV Vila do Conde - Guama C-1 PA das 08:00 às 16:00 do dia 12/06/2011
A intervenção está programada para a Eletronorte modernizar a teleproteção da LT VILA
DO CONDE/GUAMA -LT6.01 na SE/GUAMÁ. Em caso de contingência no circuito
remanescente 230 kV Vila do Conde/Guama haverá atuação do esquema de corte de carga
para perda dos circuitos duplos, cortando todas as cargas da SE Guamá e parte das cargas da
SE Utinga (até 61% das cargas da SE Utinga). Em nota do dia 03/06/2011 a Celpa informou
que está ciente e de acordo com a intervenção.
Testes ECS área RJ/ES 00h00min às 07h00min do dia 14/06.
A intervenção será realizada para os testes de implantação do ECS da área RJ/ES.
Durante a intervenção há risco de corte de carga, embora os bornes de trip das cargas
selecionadas para corte automático pelo ECC-Rio estejam abertos para evitar o corte
efetivo. Poderá ser necessário o despacho de geração térmica durante esta intervenção.
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TR-56 500/138kV SE Grajaú – desde 01/05/10 com previsão de retorno em julho de
2011.
Durante esta indisponibilidade está sendo monitorada uma inequação para o controle de
carregamento dos transformadores remanescentes em caso de contingência de mais um
transformador, que poderá resultar na necessidade de despacho de geração térmica
complementar.
TR-3 440/88 kV e Barra 1 de 440 kV da SE Oeste das 06h30min às 16h30min do dia
12/06
Barra 1 de 440 kV da SE Oeste das 00h00min às 06h30min do dia 16/06
As intervenções estão programadas para manutenção no transformador e em chaves
seccionadoras. Nos períodos, o setor de 440 kV da SE Oeste irá operar em barra única e a
perda desta acarretará interrupção das cargas atendidas por aquela subestação. Além
disso, na perda de um dos outros dois transformadores, o remanescente poderá ser
submetido à sobrecarga, ocasionando a atuação do esquema de alívio de carga da
transformação da SE Oeste, que efetua corte de cargas da CPFL.
Barra 5 de 88 kV da SE Baixada Santista das 00h00min às 06h00min do dia 17/06.
A intervenção está programada para a energização dos novos TR-AT-01 e TR-SA-01, após
a sua substituição. No período, o setor de 88 kV da SE Baixada Santista irá operar em
barra única e a perda desta acarretará ilhamento da rede de 88 kV entre as SE Baixada
Santista e a UHE Henry Borden 88 kV, interrompendo o suprimento das cargas atendidas
pelo setor de 88 kV da SE Baixada Santista (Capuava), pelo tronco de transmissão 88 kV
Baixada Santista - Henry Borden (Petrobrás, Ultrafértil, AGA) e das cargas atendidas pela
UHE Henry Borden 88 kV (Jabaquara, Pedro Taques, Imigrantes, Varginha e Rio Bonito),
num montante de cerca de 600 MW.
LT 345 kV Guarulhos – Norte C.2 das 00h30min às 16h30min do dia 12/06
Disjuntor P1 de 345 kV da SE Norte das 00h30min às 07h00min dos dias 16 e 17/06
A intervenção está programada para a substituição dos TC´s das Fases Azul, Branca e
Vermelha do C.2 da LT 345 kV Norte – Guarulhos, da bobina de bloqueio das fases branca e
azul, realização de medições nos circuitos dos TC’s e manutenção corretiva em chaves
seccionadoras.
Durante o impedimento do C.2 da LT 345 kV Norte – Guarulhos o desligamento do C.1 da
referida linha de transmissão acarretará a interrupção do suprimento às cargas das SE’s
Norte e Miguel Reale, num montante de cerca de 590 MW.
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Durante o impedimento do disjuntor P1 da SE Norte 345 kV implicará na operação
daquela SE em uma configuração de barra única, fazendo com que contingências simples
na seção de barra remanescente ou contingência em algum equipamento seguida de falha
de disjuntor também interrompam o suprimento às cargas das SE’s Norte e Miguel Reale,
num montante também de cerca de 590 MW.
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4.5 Previsão de Carga
4.5.1 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 nas duas primeiras
semanas e a revisão das previsões da 3ª a 5ª, bem como os novos valores previstos
de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos totais
de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão em curso são
comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por
subsistema, na Tabela 4.5-1.
Para a semana, a previsão de carga de energia é de 34.662 MW médios no
subsistema SE/CO e 9.723 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores
verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam variação nula para o
subsistema SE/CO e acréscimo de 0,2% para o subsistema Sul. Com a revisão das
projeções da 3ª a 5ª semana de junho (revisão 2), estima-se para o fechamento do
mês uma carga de 34.475 MW médios para o SE/CO e de 9.646 MW médios para o
Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em maio indicam decréscimo de
1,6% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 1,0% para o subsistema Sul.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
8.236 MW médios e no Norte 4.114 MW médios. Estas previsões quando comparadas
aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 1,3% para o
subsistema Nordeste e 1,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções
da 3ª a 5ª semana de junho (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do
mês uma carga de 8.167 MW médios para o Nordeste e
4.097 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em
maio sinalizam variação nula para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,5% para
o subsistema Norte.
Tabela 4.5-1 Carga de Energia por Região – MWmed
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Figura 4.5-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MW med
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4.5.2 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 04 a 10/06/2011 e as previsões para a
semana de 11 a 17/06/2011.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para
ocorrer na quinta-feira, dia 16/06, com valor em torno de 41.800 MW. Para o
Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 11.800 MW,
devendo ocorrer na quinta-feira, dia 16/06. Para o Sistema Interligado
Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da
ordem de 53.100 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min de
quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.5-2 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia
11/06, com valor em torno de 9.800 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda
máxima deverá situar-se em torno de 4.550 MW, devendo ocorrer na segunda-feira,
dia 13/06. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está
prevista para ocorrer no mesmo sábado entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir
valores da ordem de 14.200 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela
4.5-2 a seguir.
Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.
Tabela 4.5-2 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 Junho.
Anexo IV Limites de Transmissão
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ANEXO I – Controle de Tensão
As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema
Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.
• IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
• IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste
• IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste
• IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste
• IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul
• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e Espírito Santo
• IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso
• IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo
• IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo
• IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba
• IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kV da Região do Rio Grande
• IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais
• IO-ON.CO.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília
• 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
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ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões
Elétricas e Energéticas
Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica
(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) UTE com Logística do GNL (60 dias de antecipação).
Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO
DESPACHO FINAL
(Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L
NUCLEAR Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 635 635 635
Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1080 1350 1350 1350
CA
RV
ÃO
J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- (3) --- 25 25 25 25
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) --- --- --- 45 45 45 45
P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---
S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 5 5 5 5
Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 13 13 13 13
Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) (3) --- 210 210 210 210
GÁ
S
F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW)(5) --- --- --- 0 --- --- ---
B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (5) (3) (3) --- 0 302,8 302,8 0
B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (5) (3) (3) --- 0 45,8 45,8 0
B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---
M. Lago Leilão (20 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---
M. Lago TC (20 x 46,13 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_Leilão (4 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---
Termoceará_TC (4 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) --- --- --- 159 159 159 159
L. C. Prestes_TC (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 --- --- ---
L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---
L. C. Prestes_Leilão (3 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) --- --- --- 300 300 300 300
N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- ---
N. Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- ---
N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- ---
Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) --- --- (3) 493,5 493,5 493,5 493,5
Brizola – Teste (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 0 --- --- ---
Brizola – Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 71,7 71,7 71,7 71,7
Brizola – TC (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---
Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---
Euzébio Rocha_L (1 x 249,90MW) --- --- --- 59,3 59,3 59,3 59,3
Euzébio Rocha_TC (1 x 249,90MW) --- --- --- 0 --- --- ---
Camaçari (5 x 69 MW) --- --- --- 0 --- --- ---
Linhares (1 x 204 MW) (7) --- --- --- 0 --- --- ---
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Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA
INFLEXIBILIDADE (Média)
COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) P M L P M L
Ó
LE
O
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) 0 300 250 180 Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Tocantinópolis (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Nova Olinda (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) --- --- --- 0 --- --- --- 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 --- --- ---
DIE
SE
L
S. Cruz Diesel (2 x 166 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) --- --- --- 0 --- --- --- 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) --- --- --- 0 --- --- --- 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 --- --- ---
BIOMASSA Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 --- --- --- PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 --- --- ---
RESÍDUOS Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 113,2 116 108 120 Atlântico (2 x 90MW + 1 x 310MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2
VAPOR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---
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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 e extremo Sul de Santa Catarina, quando da perda / indisponibilidade da LT 230 kV
Lageado Grande – Siderópolis (até a entrada da SE Forquilhinha 230/69 kV) ou da LT 230kV Lageado Grande – Forquilhinha, após a entrada da SE Forquilhinha 230/69 kV e ainda, para o atendimento aos requisitos elétricos da indisponibilidade da maior unidade geradora.
Antes da entrada em operação da SE Forquilhinha
230/69 kV prevista para 13/06/2011
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - 1 x 25 -
J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 -
J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -
J. Lacerda C (unid. 7) - - -
Total 66 91 - 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 SE Forquilhinha 230/69
kV prevista para 13/06/2011
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 - -
J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - 1 x 80 -
J. Lacerda C (unid. 7) - - -
Total 66 80 - 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.
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Contudo, 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:
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25
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 91 91 91
Adicionalmente, em caso de aumento de temperatura e/ou
indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser
necessário despacho adicional nas unidades do Complexo Termelétrico de Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios
de desempenho elétrico, conforme indicado na tabela a seguir:
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) 1 x 46 1 x 46 1 x 46 J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 55 2 x 55 2 x 55
J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -
J. Lacerda C (unid. 7) - - -
Total 156 156 156
Estes valores poderão ser ajustados, em base diária, em função das
necessidades do sistema.
P. Médici (A e B) e Candiota 3 (C):
O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota 3 foi
dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de
contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, notadamente da perda da LT 230 kV Porto Alegre 9 –
Eldorado – Guaíba 2 (tensão em Camaquã e Guaíba 2), nos
patamares de carga pesada e média.
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Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve
P. Médici A (unids. 1 e 2) 2 x 25 2 x 25 - P. Médici B (unids. 3 e 4) - - - Candiota 3 (unidade 5) - - -
Total 50 50 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da
carga prevista no processo de Programação Diária e para controle do fluxo para o RS.
2. O valor da geração térmica mínima na UTE P. Médici não é alterado mesmo havendo exportação de energia para o Uruguai/Argentina via C.F. de Rivera e/ou C.F. Uruguaiana.
Considerando as indisponibilidades previstas na UTE P. Médici, o despacho programado para a UTE P. Médici e Candiota 3 corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve P. Médici A (unids. 1 e 2) - - - P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -
Candiota 3 (unidade 5) 1 x 175 1 x 175 - Total 175 175 -
Obs.: 1. A unidade geradora nº 03 da UTE P. Médici está indisponível a operação no período de 22/03/2011 até 26/09/2011, a unidade geradora nº 02 de 09/05/2011 até 10/06/2011 e a unidade geradora nº 04 de 02/08/2011 até 05/06/2011.
Contudo, considerando a inflexibilidade declarada pelo agente, as
máquinas disponíveis e a impossibilidade desta usina térmica efetuar alterações de configuração de máquinas ao longo do dia e modulação de carga, o despacho programado para a UTE P. Médici
e UTE Candiota 3 corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 45 1 x 45 1 x 45 P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -
Candiota 3 (unidade 5) 1 x 210 1 x 210 1 x 210 Total 255 255 255
No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional
nas unidades de P. Médici e Candiota 3, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:
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Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 45 1 x 45 1 x 45 P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -
Cadiota 3 (unidade 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350 Total 395 395 395
Obs.: 1. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições operacionais: UG 1 = 45 MW, UG 2 = indisponível UG 3 = indisponível e UG 4 = 100 MW.
Uruguaiana:
O despacho mínimo por restrições elétricas definido para a UTE
Uruguaiana visa evitar corte de carga na perda da LT 230 kV Dona
Francisca – Santa Maria 3.
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
Uruguaiana 150 (1G) 150 (1G) - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da
carga prevista no processo de Programação Diária - (G = unidade a gás / V = unidade à vapor).
2. Considerando o intercâmbio de 70 MW do Brasil para o Uruguai, via Conversora de Freqüência de Rivera e/ou 50 MW do Brasil para a Argentina, via conversora de Uruguaiana a geração da UTE Uruguaiana corresponde a 224 MW (1G+1V) no patamar de carga pesada. No patamar de carga média, o despacho mínimo na UTE Uruguaiana não é alterado.
Destaque-se que devido à indisponibilidade de gás na UTE
Uruguaiana, não será possível a sincronização de máquinas nesta
usina, não sendo possível o atendimento aos requisitos mínimos de
geração térmica desta UTE.
As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas.
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 300 250 180
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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Barbosa Lima Sobrinho: Durante a indisponibilidade do TR54 500/138 kV da SE Grajaú, deverá ser programado, nos patamares de carga Pesada e Média, o
despacho de geração térmica na UTE Barbosa Lima Sobrinho em sua
disponibilidade máxima de modo a prover segurança adicional ao suprimento da área RJ/ES.
.
Termopernambuco: Durante a intervenção nos ATR 500/230 kV Recife II 05T2 e DJ 500
kV 15D2 e 15T2, prevista para o período das 07h às 16:30hs do dia
12/06, será necessária a geração de 400MW na UTE Termopernambuco, visando evitar contingências múltiplas no sistema
em caso de perda de barramento de 230 kV da SE Recife II, com
conseqüências severas para a área lesta da região Nordeste.
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 de
Junho/11, semana operativa de 11/06 a 17/06/2011.
Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
NUCLEAR
Angra 2 18,77
Angra 1 21,49
CARVÃO
Candiota III 51,84 P. Médici A e B 115,9 J. Lacerda C 123,8 J. Lacerda B 150,1 J. Lacerda A2 151,24 Charqueadas 164,18 J. Lacerda A1 199,79 S. Jerônimo 248,31 Figueira 315,22
GÁS
M. Covas 6,27 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16 Fortaleza 82,34 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes – Leilão 106,42 G. L. Brizola – Leilão 128,42 L. C. Prestes – Teste 140,34 Linhares 140,44 Uruguaiana 141,18 G. L. Brizola – Teste 147,56 Norte Fluminense 4 149,33 B. L. Sobrinho – Teste 149,67 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho – Leilão 164,37 F. Gasparian 182,56 Termoceará – Leilão 185,73 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 William Arjona 197,85 Euzébio Rocha – L 200,07 C. Furtado 204,43 G. L. Brizola – TC 214,48 Jesus Soares Pereira 215,00 Araucária 215,00 Euzébio Rocha – TC 222,22 B. L. Sobrinho – TC 250,87 M. Lago –TC 253,83 M. Lago –L 291,46 L.C. Prestes – TC 292,49 Sepé Tiaraju 385,22 Camaçari 401,67 Termoceará – TC 492,29
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USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
ÓLEO
S. Cruz 310,41 Maracanaú I 418,65 Termocabo 426,95 Termonordeste 429,72 Termoparaíba 429,72 Global I 429,89 Global II 429,89 Nova Olinda 432,17 Tocantinópolis 432,17 Viana 432,18 Campina Gande 432,19 Bahia I 456,06 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 487,56 Camaçari Muricy I 511,06 Camaçari Polo de Apoio I 511,06 R. Silveira 523,35 Petrolina 560,70 Alegrete 564,57 Termonorte I 610,33 Igarapé 645,30 Nutepa 780,00 Carioba 937,00
DIESEL
Altos 533,89 Aracati 533,89 Baturité 533,89 Campo Maior 533,89 Caucaia 533,89 Crato 533,89 Iguatu 533,89 Juazeiro do Norte 533,89 Marambaia 533,89 Nazária 533,89 Pecém 533,89 S. Tiaraju 541,93 Daia 581,32 Potiguar III 612,44 Potiguar 612,46 Goiânia II 632,80 M. Covas 634,03 Pau Ferro I 679,01 Termomanaus 679,01 S. Cruz Diesel 730,54 William Arjona 808,02 Camaçari 834,35 Xavantes 842,88 Brasília 1047,38
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ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas para despachos acima do Termo de
Compromisso - Semana operativa de 11/06 a 17/06/2011.
Tabela 0-5: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh)
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL ACIMA TC
(R$/MWh)
Termopernambuco 70,16 Fortaleza 82,34 Norte Fluminense 131,68 Juiz de Fora 150,00 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 C. Furtado 204,43 Araucária 219,00 Euzébio Rocha 222,22 G. L. Brizola 242,38 B. L. Sobrinho 271,18 M. Lago 278,32 Jesus Soares Pereira 287,83 L. C. Prestes 292,49
F. Gasparian 346,87 Sepé Tiaraju - Gás 385,22 Piratininga 1 e 2 470,34 Piratininga 3 e 4 470,34 Termoceará 492,29
USINA TÉRMICA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
VAPOR
Piratininga 3 e 4 182,56
RESIDUOS INDUSTRIAIS
Atlântico 115,00
BIOMASSA
Cocal 144,38 PIE-RP 156,94 Madeira 185,72
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (*)
CIEN I – 240,81 MW (Argentina 1A) 44,45 CIEN I – 14,9 MW (Argentina 1B) 206,11 CIEN II – 131,82 MW (Argentina 2A , 2B e 2C) 53,07 CIEN II – 13,18 MW (Argentina 2D) 205,99
ONS NT-3/079/2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 43 / 44
ANEXO IV – Limites de Transmissão
As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que
interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da
malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro
Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.
• IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
• IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
• IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste
• IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.
• IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste
• IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste
• IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste
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Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 12
Figura 4-1: Interligações entre regiões 23
Tabelas
Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 6
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/06 12
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06 12
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 13
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 13
Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14
Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 15
Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/06 a 17/06 16
Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 22
Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica 33
Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 40
Tabela 0-5: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh) 42