PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE DEZEMBRO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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ONS NT-177-207-2014
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE DEZEMBRO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
29/11/2014 A 05/12/2014
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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
3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9
3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 9
3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 10
3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 11
3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 12
3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 13
3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 13
3.6.2 Região Sul 13
3.6.3 Região Nordeste 14
3.6.4 Região Norte 14
3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14
4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16
4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17
4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 18
4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20
4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou
intercâmbio entre subsistemas 22
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem
em perda de grandes blocos de carga 22
5 Previsão de Carga 26
5.1 Carga de Energia 26
5.2 Carga de Demanda 28
Lista de figuras e tabelas 39
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1 Introdução
Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação
Eletroenergética do mês de Dezembro/2014, para a semana operativa de 29/11/2014
a 05/12/2014, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo
a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado
Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos
Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que
são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de
geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água,
estabelecida pela Agência Nacional de Águas – ANA.
2 Conclusões
2.1 Relacionadas ao atendimento Energético
Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região
Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das
UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov.
Leonel Brizola L1, Cocal, W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L1, A.
Chaves, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), Norte Fluminense
4, B. L. Sobrinho L13, G. L. Brizola L13, L. C. Prestes L13, E. Rocha L13, M. Lago, F.
Gasparian, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12
(indisponível, conforme legislação vigente) e R. Silveira (indisponível, conforme
legislação vigente). Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito,
em todos os patamares de carga, da UTE Candiota 3, P. Medici A (indisponível,
conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2,
Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo (indisponível, conforme
legislação vigente), Figueira e Araucária. Na região Nordeste, houve indicação de
despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs ERB
Candeias, Termopernambuco, P. Pecém I e II, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida, C.
Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste,
Termoparaíba, Campina Grande e Suape II. Na região Norte, houve indicação de
despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs
Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3,
Mauá B4, Geramar I e Geramar II.
Além disso, está previsto para a semana de 29/11/2014 a 05/12/2014, o despacho
das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos
os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme
metodologia vigente de despacho GNL.
A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de
mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a
semana operativa de 31/01/2015 a 06/02/2015, benefício marginal de
R$ 504,36/MWh, R$ 504,32/MWh e R$ 503,64/MWh para os patamares de carga
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pesada, média e leve, respectivamente. Assim sendo, foi comandado, por ordem de
mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo, em suas
disponibilidades máximas, para a semana operativa de 31/01/2015 a 06/02/2015.
2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica
Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para
atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser
necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou
utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas
no item 4.4.1.
3 Pontos de Destaque
3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética
Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser
programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai,
através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013,
está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo
NEWAVE.
Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o
ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal
de Operação para o mês de Dezembro/14.
Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a
partir do PMO de Dezembro de 2012:
A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os
limites entre submercados no calculo do PLD;
Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da
utilização do modelo DECOMP;
Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no
tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP.
Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução
ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no
planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no
Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do
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programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado
anteriormente através do Sistema GIT-MAE.
O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Dezembro/14 foi elaborado
tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006,
emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:
3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
Foi liberada a operação do TR-1 500/230 kV da SE Xingu. Sua entrada em
operação proporcionou um aumento da confiabilidade no atendimento às cargas
do Tramo Oeste.
O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de
interesse:
No dia 29/10/2014 retornou à operação o AT07 765/345 kV – 1500 MVA da
SE Tijuco Preto, que se encontrava indisponível desde novembro de 2010. Com
isso, a SE Tijuco Preto passou a operar com quatro transformadores 765/345 kV
– 1500 MVA, eliminando o risco de sobrecarga nesses transformadores mesmo
para valores elevados de Recebimento Sudeste.
Com a entrada deste 4º transformador de 765/345 kV – 1500 MVA, um dos
reatores limitadores de curto-circuito da SE Tijuco Preto será energizado e
estarão ligados os 04 circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti, permitindo o
desligamento do esquema de separação de barras de 345 kV da SE Itapeti.
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Sistema de Suprimento à cidade de Manaus
Está previsto o atendimento às cargas da cidade de Manaus através de dois
Subsistemas, a saber:
Subsistema 01 – SE Mauá III: é formado por carga e geração que será
suprida pelo circuito duplo da LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira e da LT 230
kV Jorge Teixeira – Mauá 3 através da Transformação da SE Mauá III
230/138 kV – 3x150 MVA e 138 / 69 kV – 3x150 MVA, e:
Subsistema 02 – SE Manaus: é formado por carga e geração que será
suprida pelo circuito duplo da LT 230 kV Lechuga – Manaus através da
Transformação 230/69 kV – 3x150 MVA da SE Manaus.
O diagrama unifilar a seguir mostra este Sistema de Suprimento à cidade de
Manaus:
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3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade
As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os
critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade
para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto nas
situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que
deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.
Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), objetivando
assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das
interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na
tabela a seguir:
Carga da Região Nordeste
(MW) Limites de RNE (MW)
Carga < 8.750 3000 MW
8.750 < Carga < 10.250 3500 MW
Carga > 10.250 4100 MW
Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas
Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é
necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.
3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-
se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a
rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de
Operação conforme indicado no Anexo I.
Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como
compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida
deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.
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3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações
UG34 75 MW da UHE Jirau
UG37 75 MW da UHE Jirau
UG58 183 MW UTE Maranhão III
UG01 123 MW UHE Santo Antônio do Jari
LT 230 kV Mossoró II - Quixerê
LT 230 kV Quixerê - Russas II
LT 525 kV Marmeleiro 2 - Povo Novo
LT 525 kV Marmeleiro 2 - Santa Vitória do Palmar 2
SE 525 kV Marmeleiro 2
SE 525/138 kV Santa Vitória do Palmar 2
SE 525/230 kV Povo Novo
3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos
Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014)
Compensador Síncrono 1 da SE Tijuco Preto (até 29/11/2014)
TR-1 500/230 kV Imperatriz (05/01/2015)
3.4 Relacionados com a Otimização Energética
3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão
Os resultados do PMO de Dezembro/14, para a semana de 29/11/2014 a 05/12/2014,
indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 05/12
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 15,4 64,9 13,4 30,2 24,3
Limite Inferior 14,6 63,8 11,6 29,8 24,1
Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 22,2 66,9 21,3 34,1 34,6
Limite Inferior 17,3 56,7 15,8 30,3 30,2
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3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos
O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a
preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas
cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco.
Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de
Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha
de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais.
Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação
definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo.
Assim sendo, apresentam-se também os armazenamentos esperados para as regiões
SE/CO e NE, obtidos com a aplicação dos ajustes nas políticas de operação, os quais
caracterizaremos como níveis de armazenamento operativos.
Outrossim, ressaltamos que os níveis de armazenamento operativos, constituem-se
em informações adicionais àquelas já existentes no processo formal de elaboração
dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões.
Desta forma, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados,
para o fim do mês de Dezembro, para as regiões SE/CO e NE:
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3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão
Os resultados do PMO de Dezembro/14 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)
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)
ITAIP
50 Hz
60 Hz
SE/CO
FICT. SUL
FICT. NORTE
NE197 523
3845
4623
7201058
4755
132
R$ 549,83/MWh R$ 549,83/MWh
R$ 549,83/MWh
R$ 549,83/MWh
1442
N
S
SEMANA 1
MÉDIA DO ESTÁGIO
Caso 1: DEZ14_RV0_N-2_V
Caso 2
Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N
Pesada 552,05 552,05 552,05 552,05
Média 552,05 552,05 552,05 552,05
Leve 545,95 545,95 545,95 545,95
Média Semanal 549,83 549,83 549,83 549,83
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3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a
próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana
em curso. A previsão é de que a passagem de uma frente fria volte a ocasionar chuva
fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba. O
valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação
à média de longo termo, é de 90% da MLT, sendo armazenável 89% 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 passagem de uma
frente fria no início da semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai,
Jacuí e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de
93% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 81% da MLT.
No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A
previsão é de que a passagem da frente fria ocasione chuva fraca no fim da semana.
O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 51% MLT, sendo totalmente
armazenável.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A previsão é
de ocorrência de pancadas de chuvas isoladas na bacia do Tocantins-Araguaia. Em
relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de
ENA de 72% MLT, sendo armazenável 71% da MLT.
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 33.409 7.385 4.557 3.607
% MLT 90 93 51 72
% MLT Armazenável 89 81 51 71
ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 24.974 4.211 3.001 3.087
% MLT 67 53 34 61
% MLT Armazenável 66 46 34 60
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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 Dezembro é de
uma média de 107% da MLT, sendo armazenável 105% da MLT, o que representa um
cenário hidrológico superior ao que se verificou no último mês.
Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o
mês situar-se-á no patamar de 82% da MLT, sendo armazenável 80% 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 75 100 53 73
Bacia do Rio Paranaíba 112 141 80 101
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá) 106 123 80 101
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu) 101 115 85 98
Paraíba do Sul 52 71 34 50
3.6.2 Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Dezembro é de 98% da
MLT, sendo armazenável 86% 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 57% da MLT, sendo armazenável 50% da MLT.
Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da
previsão para as principais bacias deste subsistema.
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Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias Semana Mês Semana Mês
Bacia do Rio Iguaçu 84 94 55 62
Bacia do Rio Jacuí 113 100 62 54
Bacia do Rio Uruguai 99 103 46 50
3.6.3 Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de Dezembro é de 78%, sendo
totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao
observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 56% 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 Dezembro
apresente uma média de 87% da MLT, sendo armazenável 86% da MLT, valor este
que representa um cenário hidrológico superior ao verif icado no último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 72% da MLT, sendo armazenável 71%
da MLT.
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 43.973 7.248 7.976 5.089
% MLT 107 98 78 87
% MLT Armazenável 105 86 78 86
ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 33.691 4.234 5.684 4.201
% MLT 82 57 56 72
% MLT Armazenável 80 50 56 71
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Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 29/11 a 05/12
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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
A Resolução ANA nº 1.778, de 26 de novembro de 2014, prorroga até o dia 31 de
Dezembro de 2014, a redução temporária da descarga mínima defluente dos
reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para
1.100 m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013.
Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na
região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência
mínima de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a geração
térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço
energético da região NE.
Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis,
a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização
dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 120 m³/s.
Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua
defluência, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que
assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante.
A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga,
respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas
interligações entre as regiões N, SE/CO e NE.
Na região Sul, tendo em vista as elevadas afluências nas bacias dos rios Iguaçu, Jacuí
e Uruguai, a geração das usinas destas bacias deverá ser explorada ao máximo, em
todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Esta operação
visa minimizar e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de
armazenamento de seus reservatórios, bem como reduzir a utilização dos estoques
armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN,. Nos períodos de carga
leve, após as operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de
jusante e/ou minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, N e
SE/CO, caso ainda existam excedentes energéticos nas usinas da região Sul, a
geração das usinas térmicas do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar
a alocação destes excedentes energéticos na curva de carga.
Em função das condições hidroenergéticas da UHE Itaipu, sua geração deverá ser
explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, sendo que nos
períodos de carga leve sua geração deverá ser minimizada. Esta operação será
efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes na interligação Sul-SE/CO.
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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e M.Moraes será dimensionada para
fechamento do balanço energético após a exploração dos recursos energéticos das
demais usinas do SIN. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser
dimensionada para fechamento do balanço energético.
Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Batalha, Serra do Facão,
Emborcação Itumbiara, e Nova Ponte, deverá ser explorada nesta ordem de prioridade.
Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada
em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades
energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser maximizada em
todos os períodos. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada
prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser
dimensionada visando a manutenção de suas defluências em seus mínimos operativos
de 3700 m³/s e 4300 m³/s, respectivamente. A geração das UHEs Ilha Solteira e Três
Irmãos será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá
e Porto Primavera, respeitando-se as restrições operativas existentes.
As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente
nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da
região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes na interligação Sul-SE/CO.
Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica
que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser dimensionada
para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil e da controlabilidade do
nível de armazenamento de seu reservatório, sendo sua geração dimensionada para
atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Cabe destacar que a vazão objetivo
em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, bombeamento da LIGHT reduzido
de 160 m³/s para 108 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 52 m³/s, face as condições
hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.
Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os
períodos de carga. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões
SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra
da Mesa será maximizada em todos os períodos de carga, visando a disponibilização
de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical,
Lajeado, Estreito e Tucuruí.
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Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias
indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 120 m³/s), respeitando-se
a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da
bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da
política de defluência mínima de 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó.
Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios
Iguaçu, Jacuí e Uruguai, deverão ser utilizadas prioritariamente em todos os períodos
de carga. A geração da UHE Capivari será utilizada somente nos períodos de carga
média e pesada.
4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real
Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou
perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas
deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:
1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;
2. Usinas térmicas;
3. Usinas da região Sul;
4. UHE Tucuruí;
5. UHE Serra da Mesa respeitando-se as restrições operativas das usinas e a
coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;
6. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da
usina;
7. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;
8. UHEs Batalha e Serra do Facão;
9. UHE Emborcação;
10. UHE Itumbiara;
11. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a
coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;
12. UHE Chavantes;
13. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes;
14. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água
situadas a jusante na cascata;
15. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água
situadas a jusante na cascata;
16. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a
coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;
17. UHE Furnas e Mascarenhas de Moraes, respeitando-se as restrições operativas da
usina e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na
cascata;
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18. UHE Água Vermelha;
19. UHE Marimbondo;
20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do
rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.
Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos
de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada
na seguinte ordem de prioridade:
1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;
2. UHE Salto Santiago;
3. UHE Passo Fundo;
4. UHE Ney Braga;
5. UHE Barra Grande;
6. Usinas da bacia do rio Jacuí;
7. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das
usinas de jusante;
8. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina;
9. UHE G.B.Munhoz;
10. UHEs Itá e Foz do Chapecó
11. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina;
12. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
13. UHE GPS;
14. Explorar disponibilidade da Região SE.
Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do
Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos,
variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no
Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.
Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de
recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de
regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e
elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:
1. Geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito;
2. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
4. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina.
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6. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites
elétricos vigentes;
Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na
operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas
UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração
na seguinte ordem de prioridade:
1. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina;
2. UHE Sobradinho;
3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da
usina e os limites elétricos vigentes;
4. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
5. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste;
6. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito,
respeitando-se as restrições operativas das usinas.
4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN,
bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real,
durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em
consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções
mais relevantes estão indicadas neste item.
A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações
envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm
rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e
Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes,
estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança
de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como
os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.
Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem
resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples;
embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN,
somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a
ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de
carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e
Norte/Nordeste.
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As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e
Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:
Figura 4-1: Interligações entre regiões
Onde:
FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste.
FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu.
RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE.
RSUL – Recebimento pela Região Sul.
FSUL – Fornecimento pela Região Sul.
FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para
SE Ibiúna.
FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE
Bateias.
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4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou
intercâmbio entre subsistemas
Filtro ZRI da SE Ibiúna das 06h45min às 17h30min do dia 30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em equipamentos associados ao Filtro ZRI da SE Ibiúna.
Para garantir a segurança do sistema, com o objetivo de atender a perda dos filtros
remanescentes de 3º e 5º harmônicos, recomenda-se atender a seguinte restrição
energética:
Elo CC < 3.000 MW
LT 500 kV Açailândia – Miranda II das 08h00min às 18h00min do dia 30/11
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de testes de energização da
nova LT 500 kV Açailândia – Miranda e equipamentos associados à mesma.
Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda total da SE Açailândia,
recomenda-se atender a seguinte restrição energética:
[F (Aç – Pd) + F (Aç – Iz)] < 1.500 MW
LT 345 kV Ibiúna – Guarulhos C2 das 06h45min às 16h45min do dia 30/11
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para substituição de
isoladores quebrados do Circuito 2 da LT 345 kV Guarulhos – Ibiúna.
Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender as seguintes restrições
energéticas:
Elo CC < 4.500 MW
RSE < 8.500 MW
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em
perda de grandes blocos de carga
a) Área São Paulo
SE Oeste – Barra 2 de 440 kV das 05h30min às 18h00min do dia 30/11
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
preventiva em chaves seccionadoras associadas a Barra 2 de 440 kV da SE Oeste.
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Durante esta intervenção, a ocorrência de perda de Barra 1 de 440 kV da SE Oeste,
em operação, ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de
falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor
de 440 kV da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por
aquela subestação, da ordem de 600 MW.
SE Sul – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 345 kV
das 15h00min às 15h30min do dia 30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em chave seccionadora de 345 kV da SE Sul.
Durante esta intervenção, em caso de ocorrência de defeitos em Barras de 345 kV ou
em algum equipamento a ela conectado seguido da falha de seu respectivo disjuntor,
haverá interrupção das cargas supridas pela SE Sul, em um montante de até 500
MW.
b) Áreas Rio de Janeiro/Espírito Santo e Minas Gerais
SE Campos – AT03 de 345/138 kV – 225 MVA e Disjuntores das 07h30min às
16h30min do dia 30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar
vazamento de óleo e ponto quente em equipamentos associados ao AT03 de 345/138
kV – 225 MVA da SE Campos.
Durante esta intervenção, a perda simples de um dos transformadores remanescentes
da SE Campos provoca a atuação do ECC de Campos, com desligamento de cerca de
400 MW de cargas no Sul do Estado do Espírito Santo.
c) Área Goiás/Brasília
SE Brasília Geral – Disjuntor 7616 de 230 kV das 07h20min às 12h10min do
dia 30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva para eliminar ponto quente em chave seccionadora associada ao Disjuntor
7616 de 230 kV da SE Brasília Geral.
Durante esta intervenção, caso ocorra contingências com falha de disjuntor de 230
kV, haverá corte de toda a carga atendida pela SE Brasília Geral, em um montante de
até 100 MW.
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d) Área Acre/Rondônia
SE Porto Velho – Barra 2 de 230 kV das 08h00min às 10h00min do dia 29/11
(sábado) e das 16h00min às 18h00min do dia 30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em chaves seccionadoras de 230 kV da SE Porto Velho.
Durante esta intervenção, desligamentos de equipamentos do setor de 230 kV, com
falha de disjuntor, haverá a interrupção do suprimento as cargas da CERON e
ELETROACRE, em um montante de até 300 MW.
e) Área Norte/Nordeste
SE São Luís I – TR-04 de 230/69 kV – 100 MVA das 07h00min às 09h00min do
dia 29/11 (sábado).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de substituição de
chave seccionadora de 230 kV associada ao TR-04 de 230/69 kV – 100 MVA da SE
São Luís I.
Durante esta intervenção, em caso de perda de barra da SE São Luís I haverá
desligamento de 60% das cargas da cidade de São Luís.
SE São Luís II 230 kV – Barras LDBR6-02 das 05h30min às 18h00min do dia
30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para lançamento do
barramento aéreo do novo Circuito C2 da LT 230 kV São Luís II – São Luís III.
Durante esta intervenção, caso ocorra a contingência no barramento de 230 kV, em
operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção, haverá o desligamento
de toda carga da CEMAR na capital de São Luís, dos Consumidores Industriais VALE
e ALUMAR.
SE Delmiro Gouveia – Transformadores T3 e T4 de 230/69 kV – 100 MVA e
Barra 3 de 69 kV das 06h30min às 09h30min do dia 30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminação de
ponto quente na Barra 3 de 69 kV da SE Delmiro Gouveia.
Durante esta intervenção, os transformadores e linhas de transmissão em 69 kV
derivadas da SE Delmiro Gouveia estarão sendo atendidas por barra auxiliar, e
contingências de barra ou em equipamento com falha de disjuntor implicará na perda
de 30% da carga na cidade de Fortaleza.
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LT 230 kV Fortaleza II – Delmiro Gouveia C2 das 09h40min às 17h00min do
dia 30/11 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em equipamentos associados ao circuito 2 da LT 230 kV Fortaleza II –
Delmiro Gouveia, ao longo da mesma.
Durante esta intervenção, em caso de contingência da LT 230 kV Fortaleza II –
Delmiro Gouveia C1 haverá perda de suprimento de 20% das cargas da cidade de
Fortaleza.
LT 230 kV Recife II – Joairam C1 das 08h30min às 17h30min do dia 30/11
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva em chave seccionadora associada ao Circuito 1 da LT 230 kV Recife II –
Joairam, na SE Joairam.
Durante esta intervenção, a contingência dupla dos circuitos da LT 230 kV Recife II –
Joairam C2 e C3 conduz ao desligamento de cerca de 30% da carga da cidade de
Recife.
LT 230 kV Messias – Maceió C2 das 07h30min às 17h00min do dia 03/08
(domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção
corretiva no sistema de proteção associada ao Circuito 2 da LT 230 kV Messias –
Maceió, na SE Messias.
Durante esta intervenção, no caso de perda do Circuito 1 da LT 230 kV Messias –
Maceió, haverá o desligamento de toda a carga da cidade de Maceió, em um
montante de até 200 MW.
f) Áreas Sul, Minas Gerais, Mato Grosso e Amazonas/Amapá
No período de 29/11/2014 à 05/12/2014 não estão previstas intervenções de
porte nestas áreas.
ONS NT-177-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 26 / 39
5 Previsão de Carga
5.1 Carga de Energia
A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o
mês de outubro onde são visualizados os valores verificados na quinta semana, bem
como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 27. São
apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Dezembro, sendo esses
valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.
Para a semana a previsão de carga de energia é de 40.794 MW médios no subsistema
SE/CO e 11.704 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na
semana anterior as previsões de carga indicam acréscimo de 2,0% para o SE/CO e
decréscimo de 3,1% para o subsistema Sul. A carga estimada para o mês de novembro
de 39.180 MW médios para o SE/CO e de 11.627 MW médios para o Sul, quando
comparada à carga verificada em outubro, sinalizam decréscimo de 2,3% para o
subsistema SE/CO e decréscimo de 0,6% para o subsistema Sul. As cargas previstas
para o PMO de dezembro indicam acréscimo 0,3% para o subsistema SE/CO e variação
nula para o subsistema Sul.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
10.666 MW médios e no Norte 5.130 MW médios. Estas previsões quando comparadas
aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimo de 1,0% para o subsistema
Nordeste e decréscimo de 1,5% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês
de novembro de 10.473 MW médios para o Nordeste e 5.135 MW médios para o Norte,
quando comparada à carga verificada em outubro, indicam, acréscimo de 1,0% para os
dois subsistemas. As previsões de carga para o PMO de dezembro sinalizam
decréscimos de 0,1% para o subsistema Nordeste e 0,8% para o subsistema Norte, em
relação ao verificado no mês anterior.
Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed
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Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed
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5.2 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 22 a 28/11/2014 e as previsões para a semana
de 29/11 a 05/12/2014.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista
para ocorrer na quinta-feira, dia 04/12, com valor em torno de 43.000 MW. Para o
Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.500 MW, devendo
ocorrer na quarta-feira, 03/12. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a
demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 56.200 MW, devendo
ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min também de quinta-feira, conforme
apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia
29/11 com valor em torno de 11.350 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima
deverá situar-se em torno de 5.900 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 03/12. No
Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para
ocorrer no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de
17.000 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a seguir.
Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.
Tabela 5.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
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Anexos
Anexo I Controle de Tensão.
Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e
Energéticas.
Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO
de Dezembro.
Anexo IV Limites de Transmissão
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ANEXO I – Controle de Tensão
As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema
Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.
IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua
IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste
IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste
IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste
IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste
IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kV da Região do Rio Grande
IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo
IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo
IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais
IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo
IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste
IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília
IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso
IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste
IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre – Rondônia
IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul
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ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,
Razões Elétricas e Energéticas
Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica
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(1) valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)
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Jorge Lacerda:
O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi
dimensionado para evitar/minimizar corte de carga quando da
ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de
operação na região, como segue:
Entre 29/11/2014 e 30/11/2014
Patamar de carga pesada: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).
Patamar de carga média: LT 525 kV Campos Novos – Biguaçu ou maior unidade sincronizada no Complexo Jorge Lacerda.
Usina Térmica
Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -
J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 -
J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - - -
J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 180 -
Total 66 246 -
Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 15/12/2014. 2. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 2: limitada em 35 MW entre 25/04/2014 e 31/12/2014. - UG 1: limitada em 25 MW entre 30/10/2014 a 31/12/2014.
Entre 01/12/2014 e 05/12/2014
Patamar de carga pesada: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).
Patamar de carga média: LT 525 kV Campos Novos – Biguaçu ou maior unidade sincronizada no Complexo Jorge Lacerda.
Usina Térmica
Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -
J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 -
J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 -
J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 180 -
Total 66 326 -
Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 15/12/2014. 2. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 2: limitada em 35 MW entre 25/04/2014 e 31/12/2014. - UG 1: limitada em 25 MW entre 30/10/2014 a 31/12/2014.
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P. Médici (A e B) e Candiota III:
Até a entrada em operação das LT 230 kV Quinta – Povo Novo, Povo
Novo – Camaquã 3 e Nova Santa Rita – Camaquã 3, que estão
aguardando a emissão da licença de operação, o despacho mínimo na
UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar/minimizar
corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de
equipamentos da rede de operação na região, como segue:
Patamar de carga pesada e média: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da maior unidade geradora (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -
P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 -
Candiota III (UG. 5) 1 x 175 1 x 175 -
Total 265 265 -
Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014. 2. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração total desta fase está limitada em 120 MW. 3. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 4: indisponível entre 26/11/2014 e 30/11/2014.
Após a emissão da licença de operação das LT 230 kV Quinta – Povo
Novo, Povo Novo – Camaquã 3 e Nova Santa Rita – Camaquã 3 e o
seccionamento da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 na SE Camaquã 3, o
despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para
evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência
simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:
Patamar de carga pesada e média: LT 230 kV Quinta – Povo Novo ou da LT 230 kV Camaquã 3 – Povo Novo (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -
P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 -
Candiota III (UG. 5) - - -
Total 90 90 -
Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014
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2. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração total desta fase está limitada em 120 MW. 3. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 4: indisponível entre 26/11/2014 e 30/11/2014.
Região Norte
Área Manaus:
Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4,
B5A, B5B, B6, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na
área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT
230 kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais,
podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e
Operação em Tempo Real.
Região Sudeste/C.Oeste
Área RJ/ES:
Geração necessária nas UTEs B. L. Sobrinho e Santa Cruz Nova
durante intervenção no transformador defasador 58 500/138kV da SE
Angra.
Região Nordeste
Geração necessária nas UTEs Fortaleza e Termoceará durante
intervenção na barra 2 500 kV da SE Fortaleza II.
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ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Dezembro/14, para a semana operativa de 29/11/2014 a 05/12/2014.
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
Angra 2 20,12
Angra 1 23,21
Candiota III 64,08
P. Pecém I 106,99
P. Itaqui 110,68
P. Pecém II 116,08
P. Médici A e B 115,90
J. Lacerda C 145,71
J. Lacerda B 176,67
J. Lacerda A2 176,85
Charqueadas 196,16
J. Lacerda A1 234,31
S. Jerônimo 248,31
Figueira 373,45
Norte Fluminense 1 37,80
Norte Fluminense 2 58,89
Parnaíba IV 69,00
Termopernambuco 70,16
Maranhão IV 108,69
Maranhão V 108,69
Santa Cruz Nova 117,02
Norte Fluminense 3 102,84
Fortaleza 118,51
L. C. Prestes_L1 143,49
Linhares 175,88
G. L. Brizola_L1 168,44
N.Venecia 2 171,19
Juiz de Fora 213,84
William Arjona 197,85
B. L. Sobrinho _L1 220,92
C. Furtado 279,04
Termoceará 239,76
Euzébio Rocha_L1 247,30
R. Almeida 277,89
A. Chaves 278,98
Jesus Soares Pereira 314,63
Araucária 530,08
Norte Fluminense 4 305,04
F. Gasparian 399,02
M. Lago 388,48
M. Covas 463,79
Uruguaiana 740,00
Camaçari 732,99
Aparecida 302,19
Mauá B3 411,92
B. L. Sobrinho_L13 304,26
Brizola_L13 304,35
L. C. Prestes_L13 304,52
Euzébio Rocha_L13 304,61
Tambaqui 0,00
Jaraqui 0,00
Manaurara 0,00
Ponta Negra 0,00
C. Rocha 0,00
Atlântico 142,82
RESIDUOS INDUSTRIAIS
USINA TÉRMICA
NUCLEAR
CARVÃO
GÁS
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CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
S. Cruz 310,41
Pernambuco 3 431,38
Piratininga 1 e 2 470,34
Termonorte II 678,04
R. Silveira 523,35
Maracanaú I 489,14
Termocabo 499,78
Termonordeste 503,63
Termoparaíba 503,63
Global I 570,40
Global II 570,40
Geramar I 505,85
Geramar II 505,85
Viana 505,86
Campina Grande 505,86
Alegrete 505,86
Igarapé 645,30
Bahia I 681,59
Camaçari Muricy I 775,66
Camaçari Polo de Apoio I 775,66
Petrolina 851,01
Nutepa 780,00
Carioba 937,00
Suape II 510,20
Aparecida B1TG6 926,82
Distrito A 611,14
Distrito B 622,60
Electron 1165,12
Iranduba 654,56
Mauá B1 844,72
Mauá B4 449,98
Mauá B5 A 616,42
Mauá B5 B 590,42
Mauá B6 657,05
Mauá B7 659,10
S. Tiaraju 698,14
Altos 727,61
Aracati 727,61
Baturité 727,61
Campo Maior 727,61
Caucaia 727,61
Crato 727,61
Iguatu 727,61
Juazeiro do Norte 727,61
Marambaia 727,61
Nazária 727,61
Pecém 727,61
Daia 822,15
M. Covas 688,64
Goiânia II 877,87
William Arjona 808,02
Camaçari 915,17
Potiguar III 959,23
Potiguar 959,24
Xavantes 1148,68
Pau Ferro I 1063,46
Termomanaus 1063,46
Palmeiras de Goias 730,20
Brasília 1047,38
Cidade Nova 654,63
Flores 1 618,81
Flores 2 636,82
Flores 3 631,82
Flores 4 639,79
São José 1 660,35
São José 2 660,35
Cocal 178,43
PIE-RP 178,43
Madeira 229,17
BIOMASSA
ÓLEO
DIESEL
USINA TÉRMICA
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ANEXO IV – Limites de Transmissão
As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que
interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação
da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e
Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.
IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste
IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste
IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.
IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste
IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste
IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste
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Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11
Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de
29/11 a 05/12 15
Figura 4-1: Interligações entre regiões 21
Tabelas
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 05/12 9
Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12 9
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 11
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12
Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13
Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14
Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 31
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 36
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