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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE SETEMBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua da Quitanda, 196 - Centro

20091-005 Rio de Janeiro RJ

Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444

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ONS NT-3/112/2010

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE SETEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA

OPERATIVA DE 04/09/2010 A 10/09/2010

ONS NT-3/112/2010 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 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 4

3 Pontos de Destaque 5

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.3 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 9

3.3.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 9

3.3.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 11

3.5 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de

Novas Instalações 12

3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 12

3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 13

3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 14

3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 14

3.8.2 Região Sul 14

3.8.3 Região Nordeste 15

3.8.4 Região Norte 15

3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema15

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 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

4.5 Carga de Energia 26

4.6 Carga de Demanda 28

Lista de figuras e tabelas 40


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 1 do Programa

Mensal de Operação Eletroenergética do mês de Setembro/2010, para a semana

operativa de 04 a 10/09/2010, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de

curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e

transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e

critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela

ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições

físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como

as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidos pela Agência

Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Setembro/10 indicaram, para a semana de

04 a 10/09/2010, o despacho por ordem de mérito de custo na região

Sudeste/C.Oeste, em todos os 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), Norte Fluminense 1, 2 e 3 e L. C. Prestes Leilão, nos patamares de

carga pesada e média, da UTE G. L. Brizola Leilão e, somente no patamar de

carga pesada, da UTE Norte Fluminense 4; na Região Sul, em todos os patamares

de carga, das UTEs P. Médici A e B e J. Lacerda C; na Região Nordeste, em todos

os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, Fortaleza e C. Furtado

(indisponível devido manutenção, conforme declaração do Agente). Não houve

despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo na região Norte.

Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá

ser efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho

por ordem de mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como

referência a Resolução CNPE nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a

decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

À exceção das instalações relacionadas no relatório ONS-RE-3-157/2010 - Mensal

de Setembro de 2010, item 5.3.1, a Rede Básica, com todos os elementos em

operação, estará atendendo aos parâmetros de avaliação: frequência,

estabilidade, controle de tensão e carregamentos, conforme padrões estabelecidos

nos Procedimentos de Rede.

Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para

atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser

necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas

e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão

destacadas no item 4.4.1.


3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica

Conforme recomendado no Plano de Modernização de Instalações de Interesse

Sistêmico (PMIS 2005), Relatório ONS 3/403/2005, aprovado pela Resolução

Autorizativa da ANEEL 758 de 07/12/2006, no período de 04 a 21 de setembro de

2010, FURNAS irá proceder a substituição da proteção do circuito 2 da LT 765 kV

Itaberá – Tijuco Preto. A substituição da proteção será executada em três etapas:

• De 00:00 do dia 04/09 às 00:30 do dia 07/09 – Permanecerá desligado o

circuito 2 a LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto para permitir a instalação da

proteção no painel provisório;

• De 00:30 do dia 07/09 às 24:00 do dia 17/09 – O circuito 2 da LT 765 kV

Itaberá – Tijuco Preto irá operar com a proteção provisória e permanecerão

isolados os disjuntores 765 kV 2724 Tijuco Preto e 2728 de Itaberá;

• De 00:00 do dia 18/09 às 00:30 do dia 21/09 – Permanecerá desligado o

circuito 2 a LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto para permitir a instalação da nova

proteção definitiva.

Para possibilitar o enchimento da UHE Mauá, conforme Leilão de Energia

004/2006, será necessário executar a realocação de torres dos circuitos 1 e 2 da

LT 765 kV Ivaiporã – Itaberá e dos circuitos 1 e 2 da LT 600 kV CC Foz Iguaçu 50

Hz – Ibiúna.

Neste sentido, no período de 04:30 do dia 04/09 às 17:00 do dia 07/09 está

programada a primeira etapa dos serviços referentes ao circuito 2 da LT 765 kV

Ivaiporã – Itaberá.

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Resolução Autorizativa ANEEL nº 2.231 de 15 de dezembro de 2009,

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 no Ofício ANEEL nº 107/2010 de 10 de junho de 2010, teve início no dia

11.06.2010, a exportação de energia do Sistema Elétrico Brasileiro para o

Argentino, através das Conversoras de Garabi, tendo este suprimento caráter

interruptível e sendo efetuado através da utilização de energia de origem

termoelétrica 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 3 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança

para o tronco 765kV 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.

A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP, para o mês de

Setembro, indicou os Níveis de Segurança de 51,8 %EARmáx e 51,0 %EARmáx

para as regiões SE/CO e NE, respectivamente.


Na elaboração da Revisão 1 do Programa Mensal de Operação para o mês de

Setembro, os Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP indicaram o

despacho térmico complementar por garantia energética das usinas apresentadas

na tabela a seguir:

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 190/2010, de 29 de janeiro de 2010, está

sendo utilizada, desde o PMO de Março/2010, a versão 16 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

UTE Pesada Média Leve

G.L. BRIZOLA L - - 640,4

NORTEFLU 4 - 85,0 85,0

COCAL 20,0 20,0 20,0

L.C. PRESTES T 63,7 63,7 63,7

G.L. BRIZOLA T 0,0 0,0 0,0

B.L. SOBRINHO T 0,0 0,0 0,0

JUIZ DE FORA 79,0 79,0 79,0

PIE-RP 24,8 24,8 24,8

B.L. SOBRINHO L 302,8 302,8 302,8

AURELIANO CHAVES 212,2 212,2 212,2

G.L. BRIZOLA TC 285,9 285,9 285,9

E. ROCHA TC 63,7 63,7 63,7

PIRAT.34 169,2 169,2 169,2

F. GASPARIAN 357,2 357,2 357,2

E. ROCHA L 82,6 82,6 82,6

W. ARJONA 161,0 161,0 161,0

MARIO LAGO 836,0 836,0 836,0

B.L. SOBRINHO TC 45,8 45,8 45,8

J.LACER. B 170,0 170,0 170,0

J.LACERDA A2 91,0 91,0 91,0

CHARQUEADAS 31,5 31,5 31,5

ARAUCÁRIA 458,2 458,2 458,2

MADEIRA 2,0 2,0 2,0

J. LACERDA A1 46,0 46,0 46,0

FIGUEIRA 1,0 1,0 1,0

S.JERONIMO 2,0 2,0 2,0

R. ALMEIDA TC 75,0 75,0 75,0

TERMOCEARA L 150,0 150,0 150,0

J. S. PEREIRA 285,1 285,1 285,1

TERMOCEARA TC 67,0 67,0 67,0

NE

SE/CO

SUL


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 04 a 10/09/2010, encontram-se na tabela a seguir:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº2.207/2008, o ONS procedeu à execução

do Modelo DECOMP, para elaboração da Revisão 1 do Programa Mensal de

Operação do mês de Setembro/10, considerando duas Funções de Custo Futuro

elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma

utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Setembro/10 foi

elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL

nº 237/2006, emitida em 28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL,

emitido em 26/12/2006, nº 412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/2006, nº

311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos

referidos documentos está estabelecido que:

• “Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar na

base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas

Equivalentes Interligados – Newave e do Modelo para Otimização da Operação de

Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas – Decomp, como limite de

disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à

Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de

19 de setembro de 2006.

§ 1º Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS

poderá considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução

Normativa ANEEL nº 237/2006)

• “ (...) de acordo com o estabelecido na Resolução Normativa nº 237, de 28 de

novembro de 2006 e na Resolução Autorizativa nº 755, de 30 de novembro de

2006, os valores finais resultantes do teste de disponibilidade devem ser usados

na elaboração do Programa Mensal de operação para o mês de janeiro 2007.”

(Ofício nº 411/2006 – SRG/SFG/ANEEL);

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado 570 306 95

Peixe Angical 377 164 89

Limite de Intercâmbio

FCOMC 2.953 3.049 2.802


• “Em complemento ao nosso ofício nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, de 26 de

dezembro de 2006, esclarecemos que para as térmicas que não participaram do

referido teste, permanecem válidos os valores de disponibilidade observada

calculados de acordo com a resolução Normativa nº 231, de 16 de setembro de

2006, apurados até 30 de novembro de 2006” (Ofício nº 412/SRG/SFG/ANEEL);

A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/07/2010, para

todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme

informado na Carta ONS-0147/400/2010, emitida em 17/08/2010.

Usina Disponibilidade Observada

(MWmed)

M. Covas (Cuiabá) 64,83

G. L. Brizola (Termorio) 951,35

M. Lago (Termomacaé) 885,30

L. C. Prestes (Três Lagoas) 241,00

Norte Fluminense 785,30

B. L.Sobrinho (Eletrobolt) 348,60

A. Chaves (Ibirité) 212,20

R. Almeida (FAFEN) 115,21

S. Tiaraju (Canoas) 147,10

Uruguaiana 0,00

Termopernambuco 194,73

P. Médici 446,00

J. Lacerda C 363,00

Angra 1 657,00

Angra 2 1.350,00

Araucária 460,83

F. Gasparian (Nova Piratininga) 357,20

Juiz de Fora 79,45

Willian Arjona 206,35

Piratininga 343,30

R. Silveira (Campos) 0,00

Termofortaleza 341,55

C. Furtado (Termobahia) 150,00

C. Jereissati (Termoceará) 220,00

Daia 44,30

Petrolina 136,20

Termocabo 49,73

Jaguarari 101,54

J. Lacerda A 232,00

J. Lacerda B 262,00

TOTAL 9.746,08


3.3 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

3.3.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade

As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com

os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá

capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples,

exceto quando indicado nas análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de

transmissão entre os subsistemas estão indicados no Anexo IV.

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às

áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples

é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda e P. Médici.

3.3.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão, nos períodos de carga pesada e média,

deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação

com a rede completa e, deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas

Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I; no entanto, ocorrendo

elevação da temperatura para valores superiores aos previstos, poderá ser

necessária a programação de geração térmica, principalmente aquelas localizadas

no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos valores definidos nos

estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de geração

nas usinas localizadas na malha de 440 kV e/ou a elevação da usina de Henry

Borden para reduzir o carregamento do tronco de transmissão.

Deve ser destacado que o recurso de se operarem geradores como

compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência

reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de

circuitos.

Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão

estão indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem

como o número de circuitos a serem desligados depende das condições de

intercâmbio entre as regiões, bem como do valor da carga, conforme diretrizes

definidas em Instruções de Operação, preservando a segurança do SIN.


Região SE/CO: LT 765 kV Foz – Ivaiporã

LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto

LT 525 kV Ibiúna – Bateias

LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo

LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara

LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru

LT 440 kV Jupiá - Bauru

LT 440 kV Bauru - Cabreúva

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto

LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1

LT 500 kV Samambaia – Emborcação

LT 500 kV Samambaia – Itumbiara

LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 C1

LT 500 kV Nova Ponte – Estreito

LT 500 kV Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2

LT 500 kV São Simão – Marimbondo

LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2

LT 500 kV Nova Ponte – São Gortardo 2

LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2

LT 500 kV Neves - Mesquita

Região S: LT 500 kV Itá - Caxias

LT 500 kV Itá – Garabi II

LT 500 kV Areia – Curitiba

LT 500 kV Campos Novos – Blumenau C1

LT 500 kV Ivaiporã – Londrina C1 ou C2

LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana

Região NE: LT 500 kV Milagres – Quixadá - Fortaleza

LT 500 kV Sobral - Fortaleza C2

LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II – C1

LT 500 kV Angelim II / Recife II – C2

LT 500 kV Olindina / Camaçari II – C2

LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina – C1

Região N: LT 500 kV Marabá – Açailândia C1 ou C2

LT 500 kV Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4

LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 ou C2

LT 500 kV Marabá – Imperatriz C2


3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Setembro/10, para a semana 04 a

10/09/2010, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 10/09

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

(%VU)

Valor Esperado 54,9 70,6 53,4 55,1 38,9

Limite Inferior 54,5 69,4 53,4 55,1 38,9

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/09

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

(%VU)

Valor Esperado 48,0 59,6 47,7 49,1 30,3

Limite inferior 46,3 48,6 47,5 48,4 30,3

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Setembro/10 indicam as seguintes metas

semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de

operação associados:

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

N NE

SE/CO

S

944 1.544

2.488

5.460

4.689

3.840

IT 50

60 840

848

950


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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 136,86 132,65 164,72 164,72

Média 123,20 123,20 164,72 164,72

Leve 119,84 119,84 164,72 164,72

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro,

pelo modelo NEWAVE (Versão 15), com base no Despacho ANEEL nº 2.207/2008.

3.5 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações

TR7 765/345 kV Tijuco Preto

LT 440kV Araraquara – Araras

LT 440kV Araras – Santo Ângelo

SE Araras 400/138kV – 2 x 300MVA

3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos

Capacitor Série 1 da SE Miracema 500 kV (até 31/10/2010)

Reator RE-5 525 kV – 100 Mvar da SE Assis (até 30/09/2010)

Compensador Síncrono 1 da SE Mesquita (até 30/09/2010)

Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral 34,5 kV (até 29/12/2010)

Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/01/2011)

Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 15/12/2010)

TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 30/09/2010)

TR-54 500/138 kV – 600MVA da SE Grajaú (até 31/07/2011)

TR-3 500/138 kV – 300MVA da SE São Gonçalo do Pará (até 14/01/2011)

LT 345 kV Luis Carlos Barreto – Poços de Caldas C2 (até 13/09/2010)


3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a

próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na

semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuvisco nas bacias dos rios

Paranapanema, Tietê e Paraíba do Sul no fim da semana devido à passagem de

uma frente fria. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a

próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 76% da MLT, sendo

armazenável 70% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana

apresentam-se em leve ascensão em relação à semana corrente. A atuação de

uma frente fria ocasionará chuva fraca a nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e

Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 39%

da MLT para a próxima semana, sendo totalmente armazenável.

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 59% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana

apresentam-se em leve ascensão 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 73% 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 13.102 3.984 1.846 966

% MLT 76 39 59 73

% MLT Armazenável 70 39 59 73

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 10.139 1.519 1.634 869

% MLT 58 15 52 66



3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de setembro é

de uma média de 79% da MLT, sendo armazenável 73% 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 62% da MLT, sendo armazenável 58% 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 61 65 48 53

Bacia do Rio Paranaíba 74 75 59 61

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 84 85 73 75

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 79 83 61 66

Paraíba do Sul 89 90 60 60

3.8.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de setembro é de 62%

da MLT, sendo totalmente armazenável, 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 23% da MLT, sendo totalmente

armazenável.

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 35 57 16 23

Bacia do Rio Jacuí 58 68 13 25

Bacia do Rio Uruguai 33 64 12 22

3.8.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de setembro é de 60%,

sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico igual ao

observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 52% da MLT para a ENA mensal,

sendo totalmente armazenável.

3.8.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de

setembro apresente uma média de 72% da MLT, sendo totalmente armazenável,

o que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 65% da MLT%, sendo totalmente

armazenável.

3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da

previsão de ENA mensal por cada subsistema.

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

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 13.685 6.352 1.904 946

% MLT 79 62 60 72


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 10.720 2.407 1.635 853

% MLT 62 23 52 65



Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 04/09 a 10/09

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 S

ão L

oure

nço

rio G

rande

rio

Man

soS.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio P

ara

naíb

a

1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

As disponibilidades energéticas das usinas da região Sul deverão ser exploradas

ao máximo prioritariamente nos períodos de caga média e pesada. A

disponibilidade energética da UHE Itaipu deverá ser explorada ao máximo

principalmente nos períodos de carga média e pesada. A geração da UHE Itaipu e

os excedentes energéticos da região Sul deverão ser transferidas para a região

SE/CO, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos

vigentes.

As disponibilidades energéticas das usinas hidrelétricas das regiões SE/CO

deverão ser exploradas ao máximo, visando atendimento dos requisitos

energéticos das regiões Norte e Nordeste, respeitando-se as restrições operativas

das usinas e os limites elétricos vigentes.

A geração da UHE Tucuruí será dimensionada em função das afluências e da

curva referencial de deplecionamento.

Após o atendimento das necessidades energéticas da região Norte, os excedentes

energéticos adicionais das regiões SE/CO deverão ser transferidos para a região

Nordeste.

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 Água Vermelha, Furnas,

Mascarenhas de Moraes e Marimbondo será utilizada, nesta ordem de prioridade,

para fechamento do balanço energético da região SE/CO.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs S.Simão, Itumbiara, Nova Ponte e

Emborcação será utilizada, nesta ordem de prioridade, para fechamento do

balanço energético da região SE/CO.


Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser

dimensionada em função das afluências à bacia, visando o atendimento aos

requisitos de uso múltiplo ao longo do ano.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser

maximizada em todos os períodos de carga, visando garantir a regularização

necessária a UHE Itaipu, de modo a não restringir a maximização de sua geração

nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHEs Jurumirim e

Chavantes deverá ser maximizada nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos e Jupiá será

dimensionada para fechamento do balanço energético da região SE/CO,

considerando o atendimento aos requisitos de uso múltiplo da água de seus

reservatórios ao longo do ano e a regularização necessária a UHE Itaipu, de

modo a não restringir a exploração de sua geração nos períodos de carga média

e pesada para atendimento aos requisitos energéticos das regiões Norte e

Nordeste.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo

principalmente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as

restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-

SE/CO.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em

função das afluências, de modo a atender a curva referencial de deplecionamento

de seu reservatório.

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

minimizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada

para fechamento do balanço energético da região, após o recebimentos dos

excedentes energéticos das demais regiões do SIN não utilizados para

atendimento a curva referencial de deplecionamento do reservatório da UHE

Itaipu, respeitando-se as restrições operativas das usinas e de coordenação

hidráulica da cascata.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos

rios Jacuí, Iguaçu, Uruguai e Capivari deverão ser exploradas ao máximo e

transferidas para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes na

interligação Sul-SE/CO.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou

perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas

deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da Região SE que apresentarem vertimento ou iminência de

vertimento;


2. Usinas da Região Sul que apresentarem vertimento ou iminência de

vertimento, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

3. UHE Serra da Mesa;

4. UHE Capivara;

5. UHE São Simão;

6. UHE Água Vermelha;

7. Usinas da Região Sul, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

8. UHE Furnas;

9. UHE Mascarenhas de Moraes, mantendo-se a coordenação hidráulica da

cascata;

10. UHEs Chavantes e Jurumirim, respeitando-se as restrições operativas dos

reservatórios;

11. 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);

12. UHE Itumbiara;

13. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da

usina;

14. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos;

15. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas dos

reservatórios;

16. UHE Marimbondo, respeitando-se as restrições operativas do reservatório;

17. UHE Emborcação;

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

São Francisco e os limites elétricos vigentes;

19. UHE Tucuruí, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

20. UHE Henry Borden.

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 Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas

das usinas;

3. UHEs S.Santiago / S. Osório / S.Caxias, respeitando-se as restrições

operativas das usinas;

4. UHE Passo Fundo;

5. UHE G. Ney Braga;

6. UHE GBM;


7. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas de

jusante;

8. UHEs Itá / Machadinho

9. UHE GPS;

10. Explorar disponibilidade da Região SE.

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros

do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de

circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for

considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como

último recurso.

Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda

de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens

de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos

vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. UHE L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas

da usina e os limites elétricos vigentes;

2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja

parada por conveniência operativa;

3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, que esteja parada

por conveniência operativa;

4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes;

6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes;

7. Procurar explorar os recursos energéticos da região SE/CO.

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na

operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas

UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a

geração na seguinte ordem de prioridade:

1. UHE´s L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições

operativas da usina e folga de regulação;

2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as

restrições operativas da usina e folga de regulação;

3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as

restrições operativas da usina e folga de regulação;

4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas

da usina;


5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições

operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as

restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales,

respeitando-se as restrições operativas destas usinas.

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

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 5.000

RSE 9.200

FSM 4.200 3.900 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.


As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e

Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde:

FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste.

FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este

fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz.

RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE.

RSUL – Recebimento pela Região Sul.

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias

para SE Ibiúna.

FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna

para SE Bateias.

ANDE

Sudeste

Sul

IPU 60Hz

IPU 50Hz

SE Ivaiporã

FSE

Interligação S/SE 230kV

FBA-IN

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

-

Elo CC RSE

RSUL

FSUL

Norte

SE Miracema

FCOMC

FSENE

Lajeado

FNS

Nordeste

SE Colinas

FNE

RNE

Anel 230kV

SE Serra da Mesa

R. Gonçalves

Peixe Angical SE Gurupi

LT 500 kV

Assis - Londrina

B.J.Lapa

SE Imperatriz


4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas

SE CAMPOS NOVOS E NOVA SANTA RITA, LT 525 kV CAMPOS NOVOS –

NOVA SANTA RITA, DISJUNTOR 1090 e 1082 de CAMPOS NOVOS – 525 kV

CHAVE SECCIONADORA 1089 de CAMPOS NOVOS – 525 kV, REATOR 4 de

CAMPOS NOVOS – 525 kV, 07h00min às 17h00min do dia 04/09 (sábado)

Esta intervenção tem por finalidade permitir a retirada dos cabos condutores da

estrutura de número 080 para substituição de estaias e realimento da estrutura.

Substituir capacitor da fase B. Substituição do óleo isolante do reator de neutro e

troca da fase B pela reserva.

A fim de evitar a atuação do ECE do estado do Rio Grande do Sul, quando da

contingência da LT 525 kV Campos Novos – Caxias, recomenda-se:

Limite do Fluxo Rio Grande do

Sul (LFRS)

3300 MW

Seções de Barra 1A, 1B e 1C – 440 kV da SE Bauru das 23h05min do dia

03/09 às 06h30min do dia 04/09

O desligamento está programado para conexão dos seccionadores 29-68 e 29-

15, após a substituição dos mesmos. Para garantir a segurança do sistema

recomenda-se respeitar as seguintes restrições de geração:

Água Vermelha 1000 MW

Ilha Solteira 2000 MW

Jupiá + Três Irmãos 1100 MW

Capivara + Taquaruçu + Porto Primavera

2100 MW

Seção de Barra 2B e disjuntor 24-1 – 440 kV da SE Bauru das 07h00min do

dia 05/09 às 06h55min do dia 08/09

O desligamento está programado para desmontagem e montagem

eletromecânica do seccionador 10529-74. Para garantir a segurança do sistema


Carga Pesada / Média Carga Leve

Água Vermelha 1350 MW 1000 MW

Ilha Solteira 2800 MW 2000 MW

Jupiá + Três irmãos 1800 MW 1100 MW

Capivara + Taquaruçu + Porto Primavera

2400 MW 2100 MW


Proteção Diferencial de barra de 440 kV da SE Jupiá das 00h00min às

06h00min do dia 09/09

O desligamento está programado para furação do painel da proteção de barras

440 kV para passagem de cabo óptico. Para garantir a segurança do sistema


Água Vermelha 1100 MW

Ilha Solteira 1900 MW

Jupiá 600 MW

Três Irmãos 150 MW

Taquaruçu 150 MW

Taquaruçu + Porto Primavera 1300 MW

LT 440 kV Porto Primavera – Taquaruçu C1 das 08h00min de 04/09 às

06h00min de 06/09

A intervenção será realizada para possibilitar a realização de ensaios dinâmicos

após a modernização do Sistema Digital. De forma a garantir a segurança do

SIN, recomenda-se que todas as unidades geradoras da UHE Porto Primavera

que são preservadas quando da atuação do Esquema de Controle de Emergência

(ECE) de corte de geração N-3 estejam despachadas com geração reduzida, e

que a geração total da usina seja igual ou inferior ao valor indicado a seguir:

Leve Média/Pesada

Porto Primavera 1190 MW 1250 MW

Despacho de cada máquina preservada pelo ECE de Corte de geração de Porto Primavera

30MW 50 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga

Disjuntores de 88 kV da SE Bom Jardim das 00h00min às 07h00min dos dias

06/09 ao dia 10/09

As intervenções estão programadas para implantação da nova proteção

diferencial de barras e de falha de disjuntores de 88 kV. No período, o setor de 88

kV da SE Bom Jardim irá operar em configuração de barra simples e

contingências que ocasionem o desligamento dessa barra acarretarão a

interrupção das cargas atendidas por aquela subestação.

SB-B 345kV Adrianópolis das 07h00min às 17h00min do dia 05/09.

O desligamento será realizado para manutenção corretiva. Durante esta

intervenção o setor de 345 kV da SE Adrianópolis irá operar em barra simples. A

perda desta barra deverá resultar em corte de carga na região de Niterói e São

Gonçalo.


SB 02 DA SE VILA DO CONDE das 07h30min às 17h00min do dia 05/09/2010

A intervenção está programada para a ELETRONORTE realizar teste da proteção

diferencial de barra 2. Em caso de contingência de qualquer equipamento com

falha de disjuntor ou proteção ou contingência no barramento em operação,

haverá desligamento das SE Guamá, Utinga e Santa Maria, bem como dos

consumidores ligados ao barramento de 230 kV da SE Vila do Conde e barra de

69 kV desta subestação.

LT 500 kV Sobral III – Fortaleza II C2 de 08h00min às 14h00min do dia 04 de

setembro

O desligamento será realizado para permitir a realização de serviços de

manutenção corretiva em chaves seccionadoras.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do

valor indicado:

RNE 2900 MW

Seção de barra 500 kV Imperatriz B1 de 06h45min às 17h00min do dia 05 de

setembro

O desligamento será realizado para permitir a conexão do novo vão da linha para

a UHE Estreito.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos

valores indicados:

RNE 2400 MW

Exp_N 3500 MW

Exp_SE 3000 MW

LT 765 kV Itaberá / Tijuco Preto C2 de 00h00min do dia 04/09 às 00h30min do

dia 07/09

LT 765 kV Ivaiporã / Itaberá C2 de 04h30min do dia 04/09 às 17h00min do dia

07/09

A intervenção na LT 765 kV Itaberá / Tijuco Preto C2 está programada para

instalação da proteção provisória de modo a permitir a substituição da proteção

do referido circuito.

A intervenção na LT 765 kV Ivaiporã / Itaberá C2 está programada para

realocação de torres para possibilitar o enchimento da UHE Mauá..

Durante estas intervenções, para garantir a segurança do sistema recomenda-se

manter os fluxos e gerações conforme indicado:

Elo CC ≤ 5300 MW (todos os períodos de carga)

Para CARGA SIN ≥ 56.000 MW

FIPU RSE

4501 a 5000 MW ≤ 3800

Para CARGA SIN < 56.000 MW

FIPU RSE

4501 a 5000 MW ≤ 4400


Previsão de Carga

4.5 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema

durante o mês de setembro, onde são visualizados os valores verificados na

primeira semana e a revisão das previsões da 2ª a 5ª semana, 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 34.729 MW médios no

subsistema SE/CO e 9.214 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de

3,3% para o subsistema SE/CO e 4,6% para o subsistema Sul. Com a revisão das

projeções da 2ª a 5ª semana de setembro (revisão 1), estima-se para o

fechamento do mês uma carga de 35.270 MW médios para o SE/CO e de 9.344

MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em

agosto indicam acréscimos de 2,3% para o subsistema SE/CO e 0,5% para o

subsistema Sul.

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

8.095 MW médios e no Norte 3.859 MW médios. Estas previsões quando

comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de

0,2% para o subsistema Nordeste e 1,6% para o subsistema Norte. Com a

revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de setembro (revisão 1), está sendo

estimado para o fechamento do mês uma carga de 8.265 MW médios para o

Nordeste e 3.905 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga

verificada em agosto sinalizam acréscimos de 4,5% para o subsistema Nordeste e

0,2% para o subsistema Norte.

Os decréscimos de carga previstos para a próxima semana estão associados à

ocorrência do feriado da Independência do Brasil, dia 07/09.

Tabela 4.5-1 Carga de Energia por Região – MWmed


Figura 4.5-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MW med


4.6 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 28/08 a 03/09/2010 e as

previsões para a semana de 21 a 27/08/2010.

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

para ocorrer na quinta-feira, dia 09/09, com valor em torno de 41.900 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 11.100 MW,

devendo ocorrer quinta-feira, dia 09/09. Para o Sistema Interligado

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

da ordem de 53.000 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min

de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.6-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer na sexta-

feira, dia 10/09, com valor em torno de 9.550 MW. Para o Subsistema Norte, a

demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.350 MW, devendo ocorrer na

quarta-feira-feira, dia 08/09. 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 13.800 MW. Estes

resultados podem ser verificados na Tabela 4.6-1 a seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.

Tabela 4.6-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW


Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade,

Elétricas e Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração da

Revisão 1 do PMO para o mês de Setembro.

Anexo IV Limites de Transmissão


ANEXO I – Controle de Tensão

As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do

Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de

Operação.

IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste

IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste

IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e

Espírito Santo

IO-ON.SE.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília

IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso

IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo

IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo

IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba

IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kV da Região do Rio Grande

IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais

IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste

IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre - Rondônia


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,

Razões Elétricas e Energéticas

Tabela 4-2: Despachos de Geração Térmica

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


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 e para o atendimento aos requisitos

elétricos, em regime normal de operação.

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 dos valores programados de recebimento de energia pela região Sul e da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com o menor custo operacional. 3. A unidade geradora nº 01 da UTE J. Lacerda está indisponível à operação no período de 01/07/2010 até 20/09/2010.

Contudo, considerando a configuração de máquinas declarada como inflexibilidade

pelo agente, o despacho programado para o Complexo de Jorge Lacerda

corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve



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


Total 33 113 -

Adicionalmente, na hipótese da ocorrência de temperaturas elevadas no estado de

Santa Catarina ou na indisponibilidade de equipamentos na região, poderá ser

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

Programação Diária da Operação, visando o atendimento aos critérios de

desempenho elétrico. Nessa hipótese, a Programação Diária da Operação terá

como referência inicial os despachos de geração térmica, conforme indicados nas

tabelas a seguir:


Pesada Média Leve



J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - 1 x 124 -


Total 50 174 -


Destaque-se que devido à existência de restrições para unidades térmicas

efetuarem alterações na configuração de máquinas ao longo do dia e

adicionalmente, devido à impossibilidade das unidades geradoras das UTE Jorge

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

indicado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve


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

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 124 1 x 124 1 x 80


Total 174 174 113

Estes valores poderão ser ajustados, em base diária, em função das necessidades

do sistema.

P. Médici:

O despacho mínimo na UTE P. Médici foi dimensionado para evitar corte de carga

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

de equipamentos da rede de operação na região, notadamente da perda da LT 230

kV Porto Alegre 9 – Eldorado – Guaíba 2 (tensão em Camaquã e Guaíba 2).


Pesada Média Leve

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

P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -

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. No patamar de carga leve, o valor da geração térmica mínima na UTE P. Médici deve ser de uma unidade pequena (1P =25 MW), caso seja realizada exportação de energia para o Uruguai via C. F. de Rivera. 4. A unidade geradora nº 04 da UTE P. Médici está indisponível à operação no período de 02/08/2010 até 31/01/2011.


Pesada Pesada Pesada

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


Total 50 50 50

Obs.: Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições operacionais: UG 1 = 43 MW, UG 2: 43 MW, UG 3: 100 MW e UG 4: 100MW.


[Digite texto]

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na

região, poderá ser necessário despacho adicional nas unidades de P. Médici,

visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência

inicial indicada na tabela a seguir:

Obs.: Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições operacionais: UG 1 = 43 MW, UG 2 = 43 MW, UG 3 = 100 MW e UG 4 = 100MW.

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.


Pesada Média Leve

Uruguaiana 224(1G+1V)

224(1G+1V) -

Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária. (G = unidade a gás / V = unidade à vapor) corresponde à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas.

Destaque-se que devido à 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.

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.


Pesada Média Leve

Termonorte II 260 210 190

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.


Pesada Média Leve

P. Médici A (unids. 1 e 2) 2 x 43 2 x 43 2 x 43


Total 86 86 86


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

Revisão 1 do PMO de Setembro/10, semana operativa de 04 a 10/09/2010.

Tabela 4-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

NUCLEAR

Angra 1 23,28

Angra 2 18,96

CARVÃO

Charqueadas 154,10 Figueira 218,77 J. Lacerda A1 189,54 J. Lacerda A2 143,04 J. Lacerda B 142,86 J. Lacerda GG 116,90 P. Médici A e B 115,90 S. Jerônimo 248,31

ÓLEO

Alegrete 564,57 Bahia I 442,93 Carioba 937,00 Camaçari Muricy I 486,19 Camaçari Polo de Apoio I 486,19 Igarapé 645,30 Nova Olinda 326,45 Nutepa 780,00 Petrolina 533,41

Piratininga 1 e 2 470,34

R. Silveira 523,35 S. Cruz 310,41 Termocabo 322,58 Termonorte I 610,33 Termonorte II 487,56 Tocantinópolis 326,45 Viana 326,45 Global I 325,99 Global II 325,99

DIESEL

S. Tiaraju 541,93 Altos 464,47 Aracati 464,47 Baturité 464,47 Brasília 1047,38 Camaçari 834,35 Campo Maior 464,47 Caucaia 464,47 Crato 464,47 Daia 505,73 Goiânia II 550,45 Iguatu 464,47 Jaguarari 464,47 Juazeiro do Norte 464,47 Marambaia 464,47 M. Covas 634,03 Nazária 464,47 Pau Ferro I 608,80 Pecém 464,47 Potiguar 549,13 Potiguar III 549,12 S. Cruz Diesel 730,54 Termomanaus 608,80 William Arjona 808,02 Xavantes 733,27


USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

GÁS

A. Chaves 168,62 Araucária 175,15 B. L. Sobrinho – TC 224,97 B. L. Sobrinho – Teste 149,67 B. L. Sobrinho – Leilão 159,81 Camaçari 401,67 C. Furtado 157,69 Euzébio Rocha – L 193,63 Euzébio Rocha – TC 177,23 F. Gasparian 182,56 Fortaleza 82,34 G. L. Brizola – Leilão 122,46 G. L. Brizola – Teste 147,56 G. L. Brizola – TC 175,08 Jesus Soares Pereira 204,48 Juiz de Fora 150,00 L.C. Prestes – TC 292,49 L. C. Prestes – Teste 140,34 L. C. Prestes – Leilão 101,22 M. Covas 6,27 M. Lago 222,22 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 51,93 Norte Fluminense 3 90,69 Norte Fluminense 4 131,68 R. Almeida 178,59 Termoceará – TC 207,89

Termoceará – Leilão 184,82


Uruguaiana 141,18 William Arjona 197,85 Sepé Tiaraju 385,22

VAPOR

Piratininga 3 e 4 182,56

BIOMASSA

Cocal 139,82

PIE-RP 151,98

Madeira 179,79

INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (*)

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


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

Compromisso - Semana operativa de 04 a 10/09/2010.

Tabela 4-4: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh)

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL ACIMA TC

(R$/MWh)

A. Chaves 168,62 Araucária 175,15 B. L. Sobrinho 271,18 C. Furtado 157,69 Termoceará 207,89 F. Gasparian 346,87 Fortaleza 102,72 G. L. Brizola 242,38 Jesus Soares Pereira 204,48 Juiz de Fora 150,00 L. C. Prestes 292,49 M. Lago 278,32 Norte Fluminense 131,68 R. Almeida 178,59


Sepé Tiaraju - Gás 385,22 Sepé Tiaraju - Óleo 541,93 Piratininga 1 e 2 470,34 Piratininga 3 e 4 Euzébio Rocha

470,34 177,23


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

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


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11

Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

04/09 a 10/09 16

Figura 4-1: Interligações entre regiões 22

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 7

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

10/09 11

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

30/09 11

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 12

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

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 21

Tabela 4-2: Despachos de Geração Térmica 31

Tabela 4-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 36

Tabela 4-4: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh) 38

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