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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

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ONS NT-7- 107 -2012

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

30/06/2012 A 06/07/2012

ONS NT-7- 107 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 3 / 40

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8

3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 8

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 8

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 9

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 9

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 10

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 11

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 11

3.6.2 Região Sul 12

3.6.3 Região Nordeste 12

3.6.4 Região Norte 13

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 15

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 15

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 21

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas. 23

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga. 24

5 Previsão de Carga 27

5.1.1 Carga de Energia 27

5.1.2 Carga de Demanda 29

Lista de figuras e tabelas 40


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação

Eletroenergética do mês de Julho/2012, para a semana operativa de 30/06/2012 a

06/07/2012, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar

a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN,

segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede,

homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as

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

restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas –

ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Os resultados do PMO de Julho/12 indicaram, para a semana de 30/06/2012 a 06/07/2012, o

despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de

carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs M. Covas (indisponível, conforme Despacho

ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009) e Norte Fluminense 1; Na região Sul, houve indicação de

despacho por ordem de mérito, nos patamares de carga pesada e média, da UTE Candiota III.

Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo nas regiões Nordeste

e Norte.

Além disso, está previsto para a semana de 30/06 a 06/07/2012, o despacho das UTEs Santa

Cruz e Linhares, nos patamares de carga pesada, média e leve em cumprimento à instrução

antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

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

indicou os Níveis de Segurança de 69,2 %EARmáx e 53,6 %EARmáx para as regiões SE/CO

e NE, respectivamente

Na elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Julho, os Procedimentos

Operativos de Curto Prazo – POCP não indicaram o despacho térmico complementar por

garantia energética.

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

geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de mérito de

custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida

em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico –

CMSE.


2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

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

critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas

situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de

ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 4.4.1.

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o

fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora

de Rivera, no montante de até 72 MW.

O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão

2 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kV a

ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em

cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N-2) para o

tronco 765kV, nos processos supracitados.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a

partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo DECOMP.

Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL

n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento

da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado

Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em

complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema

GIT-MAE.

Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL

023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado,

necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema

(sentido Colinas - Miracema) – FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo

DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às

informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.


Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana

operativa de 30/06/2012 a 06/07/2012, encontram-se na tabela a seguir:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento à Resolução 10/2003 do CNPE, o ONS procedeu à execução do Modelo

DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Julho/2012,

considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE,

autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não

utilizando as mesmas.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Julho/12 foi elaborada tendo como

referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em

28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:

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

base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes

Interligados – Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base

em Usinas Individualizadas – Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina

térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução

Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006.

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

considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução Normativa ANEEL nº

237/2006)

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado 444 444 105

Peixe Angical 248 210 130

Limite de Intercâmbio

FCOMC 3308 3347 3628


A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/05/2012, para todos os

empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-

0218/400/2012, emitida em 15/06/2012.


3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade

As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios

estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar,

sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de

desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser

seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.

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

Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar

geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

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

mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa

e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme

indicado no Anexo I.

Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como

compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá

ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.


3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• LT 230 kV Porto Alegre 4 / Porto Alegre 9 C1 (até 30/08/2012)

• LT 345kV Luis Carlos Barreto – Volta Grande (até 09/07/2012)

• LT 345kV Furnas – Itutinga (até 09/07/2012)

• TR22 345/34,5 kV da SE Bandeirantes/SP (até 16/07/2012)

• Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 28/07/2012)

• TR-8 230/88 kV da SE Piratininga (até 22/07/2012)

• Reator RT2 440kV 198 Mvar da SE Araraquara (até 29/07/2012)

• Reator de linha RIA1 765kV 329 Mvar da SE Tijuco Preto (até 27/12/2012)

• TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/12/2012)

• TR-3 345/230 kV da SE Bandeirantes/GO (até 01/07/2012)

• Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/11/2012)

• TR-13 500/345 kV da SE Jaguara (até 31/12/2012)

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2012)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados do PMO de Julho/12, para a semana de 30/06/2012 a 06/07/2012, indicam os

seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/07

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

Valor Esperado 73,6 66,0 64,1 93,2 90,7

Limite Inferior 72,7 62,7 64,0 93,2 90,7

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07

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

Valor Esperado 73,2 66,0 56,2 82,1 73,6

Limite Inferior 70,1 54,1 55,3 82,1 73,6


Os resultados do PMO de Julho/12 indicam as seguintes metas semanais de transferência de

energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

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

N NE

SE/CO

S

27 527

554

4.456

7.212 5.699

IT 50

60 915

1513

261

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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 58,63 58,63 58,63 58,63

Média 57,28 57,28 57,28 57,28

Leve 54,95 54,95 54,95 54,95

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/2010.

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

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

semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. Na

próxima semana a previsão é de ausência de precipitação. O valor previsto de Energia

Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de

162% da MLT, sendo armazenável 134% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em

recessão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de

precipitação nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Em termos de Energia Natural Afluente, a

previsão é de um valor de 107% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 90% da

MLT.


No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se

em leve recessão em relação à semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem,

típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 69% MLT,

sendo totalmente armazenável.

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

em leve recessão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de permanência da

estiagem, típica desta época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão para a

próxima semana é de um valor de ENA de 87% MLT, sendo totalmente armazenável.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 35.589 10.802 2.855 2.570

% MLT 162 107 69 87

% MLT Armazenável 134 90 69 87 ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 30.152 5.649 2.676 2.490

% MLT 137 56 65 84

% MLT Armazenável 115 48 65 84

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de julho é de uma média de

143% da MLT, sendo armazenável 129% da MLT, o que representa um cenário hidrológico

inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês

situar-se-á no patamar de 125% da MLT, sendo armazenável 116% da MLT.

Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as

principais bacias deste subsistema.


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

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 176 151 159 136

Bacia do Rio Paranaíba 105 101 99 95

Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá)

181 160 173 148

Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu)

184 159 151 139

Paraíba do Sul 150 141 129 120

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de junho é de 104% da MLT,

sendo armazenável 87% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior ao que se

verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês

situar-se-á no patamar de 56% da MLT, sendo armazenável 45% da MLT.

Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para

as principais bacias deste subsistema.

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

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 153 137 99 85

Bacia do Rio Jacuí 22 35 11 18

Bacia do Rio Uruguai 76 86 19 33

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 69%, sendo totalmente

armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 65% da MLT para a ENA mensal, sendo

totalmente armazenável.


3.6.4 Região Norte

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

uma média de 82% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que representa um

cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 80% da MLT%, sendo totalmente armazenável.

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

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

ENA mensal por cada subsistema.

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

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 30.574 10.669 2.784 2208

% MLT 143 104 69 82


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 26.591 5.688 2.614 2.138

% MLT 125 56 65 80



Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 30/06 a 06/07

rio Pb. Sul

P.Real

rio Jacuí

rio Paraná

Itá

rio Uruguai

rio Cuiabá

rio Paraguai

OC

EA

NO

AT

LÂ

NT

IC

O

rio Doce

S.Osório F.Areia

rio Iguaçu

Funil I.Pombos

Mascarenhas

Capivara

Itaipu

Jupiá

Jurumirim

rio Paranapanema

Promissão B.Bonita

rio Tietê

rio S. Francisco

Três Marias Sobradinho

rio Tocantins

rio São

Lourenço

rio Grande

rio M

anso

S.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio Paranaíba

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


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

Em atendimento a Resolução ANA nº 376, de 6 de junho de 2011, a vazão defluente do

aproveitamento hidroelétrico de Serra da Mesa deverá ser mantida constante, bem como a

operação dos aproveitamentos hidrelétrico de Peixe Angical, Lajeado e Estreito deverá ocorrer

de forma a minimizar as flutuações provocadas por eventuais vazões incrementais entre os

aproveitamentos de Serra da Mesa / Peixe Angical e Peixe Angical / Lajeado, respectivamente,

durante a temporada de praias no período de 10 de junho a 20 agosto/2012 .

Considerando o exposto, a programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical,

Lajeado e Estreito não deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de

estabilização do nível do rio, tendo em vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias

fluviais localizadas a jusante destas usinas.

A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas

afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos

de carga média e pesada, após exploradas as disponibilidades energéticas da região SE/CO.

Em função da elevação das vazões na bacia do rio Iguaçu, a geração das usinas desta bacia

deverrá ser maximizada em função da ocorrência de vertimentos.

Nas bacias dos rios Jacuí Uruguai, permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis,

sendo necessária a manutenção da política de minimização da utilização do estoques

armazenados nas UHEs Passo Real, Passo Fundo, Barra Grande e Machadinho,

consequentemente, sua gerações deverão ser minimizadas. Neste cenário, a geração das

UTEs P.Médici, J.Lacerda, Candiota e Sepé Tiaraju será utilizada para controle do fluxo da LT

525 kV Salto santiago – Itá, visando não se utilizar dos recursos de geração das bacias dos

rios Uruguai e Jacuí para controle do fluxo desta LT.

Neste contexto, o fornecimento de energia para a região Sul será dimensionada para

fechamento do seu balanço energético, após a implementação das políticas de operação

energética nas usinas de suas bacias.

A geração da UHE Itaipu deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, em função

das elevadas afluências e da ocorrência de vertimentos, respeitando-se os limites elétricos

vigentes.

As disponibilidades energéticas da região SE/CO serão exploradas prioritariamente para

atendimento dos requisitos energéticos da região Sul, da UHE Tucuruí e da Região Nordeste.

A transferência de energia para a região Nordeste será dimensionada em função dos

excedentes energéticos existentes após o atendimento da política energética da região Sul e

da UHE Tucuruí, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco e os

limites elétricos vigentes.

Em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia do rio Uruguai, faz-se

necessária a implementação de uma operação especial para preservar o armazenamento de

suas usinas, conforme descritas abaixo:


� Bacia do rio Uruguai

• UHE Campos Novos

Em função da elevação das afluências ao seu reservatório, a geração desta usina será

dimensionada para controle do seu nível de armazenamento, sendo suas

disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e

pesada.

• UHE Barra Grande

Em função da permanência de condições hidroenergéticas desfavoráveis, a geração

desta usina será minimizada em todos os patamares de carga.

• UHE Machadinho

Em função da elevação das afluências ao seu reservatório, foi sincronizada uma

unidade geradora, sendo sua geração dimensionada em função da evolução das

afluências e do nível de armazenamento de seu reservatótio.

• UHE Chapecó

Em função da elevação de sua vazão incremental, a usina deverá operar durante o

período de 23/06 (sábado) até o dia 29/06 (sexta-feira).

Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o

despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos

pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:

1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS

quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da

Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites

poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou;

2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira

das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes

reservatórios.

Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da

operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais.


4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs M. Moraes, Furnas, Marimbondo e Água Vermelha

deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Emborcação, Nova Ponte e Itumbiara

deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.

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

função das condições hidroenergética da bacia, visando o controle do nível de armazenamento

das UHEs Barra Bonita e Promissão e o atendimento das condições de navegabilidade da

hidrovia ao longo do ano.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada

prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração da UHE Capivara deverá ser

dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades

energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

será dimensionada em função das afluências e do nível de armazenamento de seus

reservatórios, do comportamento da afluência a UHE Itaipu e do atendimento das condições de

navegabilidade da hidrovia ao longo do ano.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo em todos os

períodos de carga, face as elevadas afluências e a ocorrência de vertimentos, respeitando-se

as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a

geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será dimensionada para atendimento dos

requisitos hidráulicos da UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo

de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.


Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua

geração deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas

disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e

pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes.

A programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical, Lajeado e Estreito não

deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de estabilização do nível do rio, tendo

em vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias fluviais localizadas a jusante

destas usinas.

Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos

os patamares de carga. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser

dimensionada visando o fechamento do balanço energético da região, respeitando-se a

coordenação hidráulica da cascata.

Bacias da Região Sul: a geração das UHE’s do Rio Iguaçu deverá ser maximizada em todos os

patamares de carga em função das altas afluências e da ocorrência de vertimentos. A geração

da UHE GPS deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A

geração das usinas da bacia do rios Uruguai e Jacuí deverá ser minimizada em função das

condições hidroenergéticas mais desfavoráveis na bacia, sendo suas disponibilidades

energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

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

recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada

na seguinte ordem de prioridade:

1. UHEs que apresentarem vertimentos;

2. UHEs da Bacia do Iguaçu, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as

restrições operativas das usinas;

3. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação

hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

4. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

5. UHE GPS;

6. UHE M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

7. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando-se a coordenação

hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

8. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

9. UHEs Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as

restrições operativas das usinas;

10. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina;

11. UHE Emborcação;

12. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar

vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos

reservatórios das usinas a fio d’água de jusante);


13. UHE Marimbondo;

14. UHE Água Vermelha;

15. UHE Itumbiara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata;

16. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e

os limites elétricos vigentes;

17. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina;

18. Usinas das bacias dos rios Uruguai e Jacuí na região Sul.

Na região Sul, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de

geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte

ordem de prioridade:

1. UHE GBM;

2. UHE G.Ney Braga;

3. Salto Santiago respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições

operativas das usinas;

4. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

5. UHE GPS;

6. Explorar disponibilidade da Região SE;

7. UHE Campos Novos, nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições

operativas das usinas;

8. UHE Machadinho;

9. UHE Itá, respeitando-se as suas restrições operativas e da usina de jusante;

10. UHE Passo Fundo;

11. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

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

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de

Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da

potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de

Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

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

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

nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte

ordem de prioridade:

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

limites elétricos vigentes;

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

conveniência operativa;

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

operativa;

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


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

vigentes;

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

vigentes;

7. Região SE/CO;

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

tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG,

respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de

prioridade:

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

folga de regulação;

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

da usina e folga de regulação;

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

operativas da usina e folga de regulação;

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

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

usina e os limites elétricos vigentes;

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

usina e os limites elétricos vigentes;

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

as restrições operativas destas usinas.


4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do

tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da

UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir:

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

FLUXO PES MED L/Min.

Geração Itaipu 60Hz 7.200 7.200 7.000

RSE 9.200 9.200 9.200

FSM 5.100 5.100 4.500

FNS 4.000 4.000 4.000

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como

as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de

intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos

nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações

envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa

rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca

compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução

dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no

PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos

Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em

riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses

eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em

períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual

contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas

das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.


As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste –

Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde:

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


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

Barra 2 440 kV SE Água Vermelha das 05h00min às 17h00min dos dias 30/06 e 01/07

(sábado e domingo)

A intervenção está programada para substituição do seccionador horizontal 29-276, após melhoria

na fábrica. No período, para assegurar a confiabilidade do sistema deverão ser adotadas as

seguintes restrições:

Usina Carga Leve Carga Média

Água Vermelha 1150 MW 1350 MW

Ilha Solteira 2000 MW 2600 MW

Jupiá 440 kV + Três Irmãos 1100 MW 1300 MW

Capivara+Taquaruçu+Porto Primavera 2000 MW 2200 MW

LT 765 kV Foz do Iguaçu / Ivaiporã C2 de 00h00min às 09h00min do dia 30/06

A intervenção está programada para substituição do DCP da fase C que encontra-se com

vazamento de óleo. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos

abaixo dos valores indicados:

RSE 7800 MW

FSE 5300 MW

GIPU 3000 MW

RSUL 2500 MW

Painel de Proteção SE Margem Direita de 03h00min às 09h00min do dia 01/7

A intervenção está programada para realização de serviços associados à troca da proteção do

circuito 1 da LT 500 kV Itaipu 50Hz – Margem Direita, que será realizada no período de 01 a

12/7/12. Durante esta intervenção o sistema da ANDE irá operar separado do Elo CC,

permanecendo 2 unidades geradoras de Itaipu 50Hz conectadas ao sistema ANDE e as

demais unidades disponíveis para o SIN via Elo CC. Para garantir a segurança do sistema

recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

Elo CC 3000 MW

FNS 2600 MW

FSM 3100 MW


Filtro ZRB SE Foz do Iguaçu 50 Hz de 06h45min às 17h00min do dia 01/7

A intervenção está programada para realização de manutenções corretivas em seccionadoras,

transformadores de corrente e disjuntores. Para garantir a segurança do sistema recomenda-

se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

Elo CC 3600 MW

DISJUNTOR 1090 – 525 kV Campos Novos, das 08h15min às 11h45min do dia 01/7

(domingo)

Esta intervenção está programada para verificar pressão de gás SF6.

Para minimizar o efeito de subtensão no sistema de 525 kV e 230 kV do estado do Rio Grande do

Sul, quando da eventual perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita, seguida de

atuação da proteção de falha do DJ 1062 de Campos Novos, e evitar a atuação da lógica 1 (perda

dupla) do ECE estado do Rio Grande do Sul, recomenda-se:

Limite do Fluxo Rio Grande do Sul (LFRS)

INFERIOR A 3000 MW

DISJUNTOR 1070 – 525 kV Campos Novos, das 13h00min às 17h00min do dia 01/7

(domingo)

Esta intervenção está programada para realização de manutenção no compressor do disjuntor.

Para minimizar o efeito de subtensão no sistema de 525 kV e 230 kV do estado do Rio Grande do

Sul, quando da eventual perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita, seguida de

atuação da proteção de falha do DJ 1082 de Campos Novos, e evitar a atuação da lógica 1 (perda

dupla) do ECE estado do Rio Grande do Sul, recomenda-se:

Limite do Fluxo Rio Grande do Sul (LFRS)

INFERIOR A 3000 MW

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

LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345 kV Embu Guaçu – Sul das 06h00min do dia

24/06 às 06h00min do dia 26/08

A intervenção está programada para substituição de cabos condutores, cabos pára-raios,

cadeias de isoladores e acessórios no trecho das LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345

kV Embu Guaçu - Sul entre a SE Baixada Santista e a torre 12, obra necessária para

possibilitar a implantação de circuitos duplos entre as subestações Sul e Baixada Santista e

entre as subestações Sul e Embu Guaçu.


No período, a SE Sul permanecerá atendida apenas pela SE Embu Guaçu, através de um

circuito das 06h00min às 16h00min do dia 24/06 e das 00h00min às 07h00min do dia 26/06 e

por dois circuitos compartilhando mesmas estruturas no restante do período. Dessa forma,

contingências que ocasionem a perda da LT 345 kV Embu Guaçu – Sul ocasionarão a

interrupção das cargas supridas pela SE Sul.

Barra 6 de 88 kV da SE Baixada Santista das 03h00min às 16h00min do dia 01/07

(domingo)

A intervenção está programada para lançamento do novo barramento superior do vão da LT

88 kV Baixada Santista – Capuava. No período, contingências que ocasionem o desligamento

da Barra 5 de 88 kV ou contingência em algum elemento seguida de falha de disjuntor

acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista, pela SE Henry

Borden e pelo tronco de transmissão 88 kV Baixada Santista – Henry Borden.

Bloqueio da proteção diferencial de barras de 88 kV da SE Oeste das 00h30min às

06h30min entre os dias 02/07 (segunda-feira) e 07/07 (sábado)

A intervenção está programada para adequações nos Painéis de Proteção Diferencial de

Barras, visando à entrada em operação do futuro Banco de Capacitores 2. No período, na

ocorrência de falta em barra de 88 kV da SE Oeste ou falta em qualquer equipamento desse

setor, seguida de falha de disjuntor, o defeito somente será eliminado pela atuação das

proteções de retaguarda, acarretando o desligamento de todo o setor de 88 kV e a interrupção

do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste.

Barra 4 de 88 kV da SE Oeste das 03h30min às 16h00min do dia 01/07 (domingo)

A intervenção está programada para lançamento do novo barramento aéreo e cabo pára-raios

sobre a Barra 4 e conexão de cabo de comando e controle no disjuntor 24-2 (disjuntor de

amarre. No período, o setor de 88 kV irá operar em configuração de barra simples e na

ocorrência de falta nesta barra ou falta em qualquer equipamento do setor de 88 kV, seguida

de falha de disjuntor, haverá interrupção do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste.

LT 345 kV Guarulhos – Nordeste das 07h00min às 16h00min do dia 01/7

A intervenção está programada para manutenção nos cabos para-raios com tentos partidos

em dois pontos.

No período, a SE Sul permanecerá atendida apenas pela LT 345 kV Mogi – Nordeste. Dessa

forma, contingências que ocasionem a perda da LT 345 kV Mogi – Nordeste ocasionarão a

interrupção das cargas supridas pela SE Nordeste.


LT 345 kV Ouro Preto – Vitória no período das 06h30min às 17h00min no dia 30/6

A intervenção está programada para substituição de cabos pára-raios por OPGW ao longo da

linha, substituição essa necessária para a entrada das subestações de Padre Fialho e do

agente Samarco.

Durante esta intervenção a SE Vitória 345 kV ficará atendida pelas LTs 345 kV Campos –

Vitória e LT 345 kV Viana – Vitória . Nessa configuração, a contingência dupla destas linhas

interrompe o atendimento ao estado do Espírito Santo via SE Vitória 345 kV e,

consequentemente, provoca atuação do ECC-RJ/ES cortando carga na área de concessão do

Agente Escelsa e afundamento generalizado de tensão no Estado.

LT 345 kV Campos – Vitória no período das 05h30min às 16h30min no dia 01/7

A intervenção está programada para aplicação de RTV nos equipamentos e isoladores da LT.

Durante esta intervenção a SE Vitória 345 kV ficará atendida pela LT 345 kV Ouro Preto –

Vitória e LT 345 kV Viana – Vitória . Nessa configuração, a contingência simples da LT 345 kV

Viana – Vitória ou da LT 345 kV Campos – Viana, provoca atuação do ECC-RJ/ES cortando

carga na área de concessão do Agente Escelsa.

LT 230 kV Cidade Industrial - Pólo Petroquímico no período das 08h00min do dia 02/07

às 04h00min do dia 03/07

Esta intervenção está programada para para desfazer “jumper” entre as LT 230 kV Cidade

Industrial - Polo Petroquímico e Cidade Industrial - Nova Santa Rita C.1.

Durante a intervenção, na ocorrência de perda da LT 230 kV Nova Santa Rita – Pólo

Petroquímico, poderá ocorrer colapso de tensão no setor de 69 kV da SE Pólo Petroquímico,

levando a cortes de cargas atendidas por esta SE.

TR 230/69 kV SE Fortaleza 04T3 – das 07:50 às 14:10 do dia 01/07/2012

Esta intervenção está programada para a realização de manutenção na chave 32T3-6, corrigir

ponto quente no contato fixo da chave 32T3-4, fase A montante, referência 04T3 e corrigir

ponto quente na conexão conector cabo do pulo (entre 32T3-5 e 12T3) com contato da chave

32T3-5, fase B jusante, referência 04T3.

Durante a intervenção, considerando a geração da UTE Maracanau com 40 MW, em caso de

contingência nas LT 230 kV Fortaleza II - Delmiro Gouveia (mesma estrutura), é esperado

carregamento de até 146% nos transformadores remanescentes, podendo ocorrer a

interrupção do suprimento às cargas das SE Fortaleza e Delmiro Gouveia, por atuação da

proteção da SE Fortaleza.


5 Previsão de Carga

5.1.1 Carga de Energia

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

mês de junho onde são visualizados os valores verificados na quinta semana, bem como

a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 28. São apresentadas

também as previsões consideradas para o PMO de julho, sendo esses valores exibidos

por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 36.149 MW médios no subsistema

SE/CO e 9.817 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na

semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 0,9% para o SE/CO e

0,2% para o Sul. A carga estimada para o mês de junho de

35.959 MW médios para o SE/CO e de 9.651 MW médios para o Sul, quando comparada

à carga verificada em maio, significam respectivamente, decréscimos de 0,1% e de 1,5%.

As cargas previstas para o PMO de julho indicam acréscimos de 1,0% para o subsistema

SE/CO e 1,6% para o subsistema Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior.

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

8.741 MW médios e no Norte 4.007 MW médios. Estas previsões quando comparadas

aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 2,1% para o

subsistema Nordeste e 3,4% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de

junho de 8.733 MW médios para o Nordeste e 3.995 MW médios para o Norte, quando

comparada à carga verificada em maio, indicam respectivamente, decréscimos de 2,7% e

de 4,4%. As previsões de carga para o PMO de julho sinalizam decréscimo de 0,6% para

o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,4% para o subsistema Norte em relação ao

verificado no mês anterior.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed


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


5.1.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por

subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores

previstos e verificados para a semana de 23 a 29/06/2012 e as previsões para a semana

de 30/06 a 06/07/2012.

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

para ocorrer na quinta-feira, dia 05/07, com valor em torno de 43.500 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 12.800 MW, devendo

ocorrer também na quinta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a

demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 56.300 MW, devendo

ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, conforme

apresentado na Tabela 5.1-2 a seguir.

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

30/06, com valor em torno de 10.100 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima

deverá situar-se em torno de 4.400 MW, devendo ocorrer também na quarta-feira, dia

04/07. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

prevista para ocorrer também no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir

valores da ordem de 14.400 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.1-2

a seguir.

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

Tabela 5.1-2 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW


Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e

Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês

de Julho.

Anexo IV Limites de Transmissão

ANEXO I – Controle de Tensão

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

Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.

• IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

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

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

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

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

• IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste

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

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

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

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

• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo

• IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste

• IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília

• IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso

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

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

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


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões

Elétricas e Energéticas

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica

INFLEXIBILIDADE

P M L (Média) P M L

Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 640 640 640

Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1.080 1.350 1.350 1.350

J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- --- --- 0 - - -

J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 66 66 66 66

J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- --- --- 0 - - -

J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- --- --- 0 - - -

Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9

P. Médici A (2 x 63 MW) (1) --- (3) --- 25 25 25 25

P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 0 - - -

S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 6 6 6 6

Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 13 13 13 13

Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) --- --- 350 350 350 350

F. Gasparian (2x93 MW + 3x96 MW + 1x97 MW) (5) --- --- --- 0 - - -

B. L. Sobrinho (24 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 - - -

M. Lago (16 x 60,50 MW) (5) --- --- --- 0 - - -

Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -

Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (2) (5) --- --- --- 0 - - -

A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (2) (5) --- --- --- 0 - - -

Termoceará (8 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 - - -

R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (5) --- --- --- 0 - - -

Araucária (3 x 161,5 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -

C. Furtado (1 x 186 MW) (5) --- --- --- 0 - - -

Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6) --- --- --- 0 - - -

L. C. Prestes_TC (5 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 - - -

M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (4) --- --- --- 0 - - -

N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 400 400 400 400




W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -

Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 M W) --- --- --- 505 505 505 505

Brizola (1x106,7 + 1x108,3 + 1x108,5 + 1x108,8 + 1x109,1 +1x109,3 + 1x115,7 + 1x118,1 + 1x173,8 MW) (2)

--- --- --- 65 65 65 65

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

Euzébio Rocha (2 x 249,90MW) --- --- --- 86 86 86 86

Camaçari (5 x 69 MW) --- --- --- 0 - - -

Linhares (1 x 204 MW) (7) --- --- --- 0 204 204 204

Santa Cruz Nova (2 x 200 MW + 2 x 82 MW) (2) (7) --- --- --- 0 175 175 175

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICACOMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL

(Capacidade Instalada)

N UC LEA R

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)


INFLEXIBILIDADE

P M L (Média) P M L

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

R. Silveira (2 x 15 MW) --- --- --- 0 - - -

Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW) --- --- --- 0 - - -

Igarapé (1 x 131MW) --- --- --- 0 - - -

Nutepa (3 x 8 MW) --- --- --- 0 - - -

Alegrete (2 x 33 MW) --- --- --- 0 - - -

Carioba (2 x 18 MW) --- --- --- 0 - - -

Petrolina (1 x 136 MW) --- --- --- 0 - - -

Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW) --- --- --- 0 - - -

Termonorte I (4 x 17 MW) --- --- --- 0 - - -

Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2) (3) (3) (3) 0 180 150 120

Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 - - -

Geramar I (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - - -

Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 - - -

Geramar II (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - - -

Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW) --- --- --- 0 - - -

Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -

Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -

Maracanaú I (8 x 21 MW) --- --- (3) 0 - - 4

Termonordeste (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -

Termoparaíba (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -

Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -

Campina Grande (1 x 169,08 MW) --- --- --- 0 - - -

S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) (3) (3) (3) 0 125 125 90

Brasília (2 x 5 MW) (2) --- --- --- 0 - - -

W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -

Altos (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -

Aracati (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -

Baturité (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -

Camaçari (5 x 69 MW) (4) --- --- --- 0 - - -

Campo Maior (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -

Caucaia (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -

Crato (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -

Pecém (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -

Iguatu (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -

Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -

Marambaia (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -

Nazária (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -

Daia (1 x 44,4 MW) --- --- --- 0 - - -

Xavantes (1 x 53,7 MW) --- --- --- 0 - - -

Goiânia II (2 x 72,6 MW) (3) --- --- 0 80 - -

Potiguar (1 x 53,1 MW) --- --- --- 0 - - -

Potiguar III (1 x 66,4 MW) --- --- --- 0 - - -

Termomanaus (1 x 156,16 MW) --- --- --- 0 - - -

Pau Ferro I (1 x 102,6 MW) --- --- --- 0 - - -

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

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

Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 - - -

Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 80 80 80 80

Atlântico (1 x 235,2 MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2

Atlântico CSA (1 X254,80 MW) --- --- --- 0 - - -

B IOM A SSA

R ESÍ D UOS

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICACOMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL

(Capacidade Instalada)


Jorge Lacerda: O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos barramentos de 69 kV da área Sul de Santa Catarina, quando da perda /

indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande – Forquilhinha. Até a entrada em operação da LT 230 kV Jorge Lacerda B –

Siderópolis C3

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve

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

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -

J. Lacerda C (unid. 7) - -

Total 33 66 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no processo de

Programação Diária, em função da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com

o menor custo operacional.

Após a entrada em operação da LT 230 kV Jorge Lacerda B –

Siderópolis C3


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


J. Lacerda C (unid. 7) - -

Total 33 33 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no processo de

Programação Diária, em função da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com

o menor custo operacional.

Adicionalmente, considerando a configuração de máquinas declarada

como inflexibilidade pelo agente e a existência de restrições para unidades térmicas efetuarem alterações na configuração de máquinas ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a

seguir:



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


J. Lacerda C (unid. 7)

Total 66 66 66

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no

Complexo Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 62 2 x 62 2 x 62 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -

J. Lacerda C (unid. 7) - - - Total 124 124 124

P. Médici (A e B) e Candiota III (C):

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado

para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência / indisponibilidade simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

- Patamar de carga média e leve, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV

Guaíba 2 – Pelotas 3 (tensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

- Patamar de carga pesada (dias úteis), havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana, e carga pesada de sábado havendo ou não exportação via a C. F. de Uruguaiana:

contingência da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV Presidente Médici - Quinta (tensão na região Sul do Rio Grande do Sul).



P. Médici A (unids. 1 e 2) - 1 x 25 - P. Médici B (unids. 3 e 4) - - - Candiota III (unidade 5) 1 x 175 - -

Total 175 25 - Obs.: Na carga pesada de sábado, caso ocorra exportação via C.F. Rivera ou exportação

via C.F. Rivera e C.F. Uruguaiana será necessária a seguinte configuração mínima: “1A+1C = 200 MW”.

Adicionalmente, considerando a inflexibilidade declarada pelo agente e

a impossibilidade destas usinas térmicas efetuarem alterações de configuração de máquinas ao longo do dia, o despacho programado para a UTE P. Médici e UTE Candiota III corresponderá ao apresentado

na tabela a seguir:


Pesada Média Leve P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unidades 3 e 4) - - -

Candiota III (unidade 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350 Total 375 375 375

Obs.: 1 - A seguir são apresentadas as indisponibilidades das unidades geradoras da UTE Presidente Médici, conforme informações da Eletrobrás CGTEE:

- UG 1: 01/01 a 31/12/2012. - UG 3: 22/03/2011 a 06/07/2012. - UG4: 28/06 a 08/07/2012 2 - Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições

operacionais: - UG 1, UG 3 e UG 4= indisponíveis. - UG 2 = 25 MW.

Termonorte II:

Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-Rondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.


Pesada Média Leve Termonorte II 180 150 120

Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.


Sepe Tiaraju:

A geração da UTE Sepé Tiarajú colabora no controle do carregamento das LT 525kV Salto Santiago - Ita e LT 525kV Areia - Campos Novos que, na

contingência destas, pode levar a perdas significativas de carga, principalmente nos estados do Rio Grande do Sul e Santa Catarina.


Pesada Média Leve Sepé Tiaraju 125 125 90


Goiânia II:

Durante a indisponibilidade do transformador AT03 345/230 kV da SE Bandeirantes, valores necessários para se evitar sobrecarga nos transformadores

remanescentes.


Pesada Média Leve Goiânia II 80 0 0


Maracanaú:

Durante a indisponibilidade do transformador 04T3 230/69 kV da SE Fortaleza, valores necessários para se evitar corte de carga nas SEs Fortaleza e Delmiro

Gouveia, quando de contingência nos transformadores remanescentes.


Pesada Média Leve Maracanaú 0 0 4


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


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

Julho/12, semana operativa de 30/06 a 06/07/2012

Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 19,28

Angra 1 24,27

Candiota III 55,46

P. Médici A e B 115,90

J. Lacerda C 128,25

J. Lacerda B 155,50

J. Lacerda A2 156,45

Charqueadas 169,55

J. Lacerda A1 207,40

S. Jerônimo 248,31

Figueira 341,89

M. Covas 6,27

Norte Fluminense 1 37,80

Santa Cruz Nova 64,53


Termopernambuco 70,16

Linhares 93,88

Fortaleza 101,47


L. C. Prestes 118,60

G. L. Brizola 140,45

Uruguaiana 141,18


Juiz de Fora 150,00

B. L. Sobrinho 180,52

R. Almeida 188,15

A. Chaves 188,89

Termoceará 191,12

William Arjona 197,85

C. Furtado 204,43

Euzébio Rocha 214,02

Araucária 219,00

F. Gasparian 233,27

Jesus Soares Pereira 287,83

M. Lago 319,10

Camaçari 401,67

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS

USINA TÉRMICA


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 487,56

R. Silveira 523,35

Maracanaú I 521,14

Termocabo 529,90

Termonordeste 532,31

Termoparaíba 532,31

Global I 532,48

Global II 532,48

Geramar I 536,44

Geramar II 536,44

Viana 536,45

Campina Grande 536,46

Alegrete 564,57

Termonorte I 610,33

Igarapé 645,30

Bahia I 648,45

Camaçari Muricy I 710,27

Camaçari Polo de Apoio I 710,27

Petrolina 779,26

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

S. Tiaraju 541,93

Altos 579,49

Aracati 579,49

Baturité 579,49

Campo Maior 579,49

Caucaia 579,49

Crato 579,49

Iguatu 579,49

Juazeiro do Norte 579,49

Marambaia 579,49

Nazária 579,49

Pecém 579,49

Daia 630,96

M. Covas 634,03

Goiânia II 686,84

William Arjona 808,02

Camaçari 834,35

Potiguar III 836,44

Potiguar 836,45

Xavantes 914,86

Pau Ferro I 927,35

Termomanaus 927,35

Brasília 1047,38

Atlântico 123,49

Cocal 154,18

PIE-RP 167,59

Madeira 197,41

ÓLEO

RESIDUOS INDUSTRIAIS

BIOMASSA

USINA TÉRMICA

DIESEL


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


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 10

Figura 4-1: Interligações entre regiões 22

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 6

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/07 9

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07 9

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 10

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 11

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13

Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 30/06 a 06/07 14

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

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica 31

Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 37

programa mensal de operaÇÃo eletroenergÉtica para …60827486-67a0-4031-9... · 2019. 6. 3. ·...

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