PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE JANEIRO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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ONS NT-0010-207-2015
PROGRAMA MENSAL DE
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PARA O
MÊS DE JANEIRO
SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE
17/01/2015 A 23/01/2015
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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
3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação
de Novas Instalações 8
3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração
de equipamentos 8
3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9
3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11
3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12
4 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13
5 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 15
5.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 15
5.2 Diretrizes para operação energética das bacias 16
5.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em
Tempo Real 17
5.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 19
6 Previsão de Carga 23
6.1 Carga de Energia 23
6.2 Carga de Demanda 25
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1 Introdução
Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do
Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Janeiro/2015,
para a semana operativa de 17/01/2015 a 23/01/2015, 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 (indisponível, conforme
declaração do Agente), W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1,
E. Rocha L1, E. Rocha L13, L. C. Prestes L13, A. Chaves, G. L. Brizola L13,
B. L. Sobrinho L13, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34 (indisponível,
conforme legislação vigente), Viana, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá
(indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível,
conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação
vigente), Igarapé, Termonorte II, Palmeiras do Goiás, Daia, Goiânia 2,
Carioba, UTE Brasil e Xavantes. 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, Araucária, Sepé Tiaraju (indisponível, conforme
declaração do Agente), Uruguaiana (indisponível, conforme legislação
vigente) e Nutepa (indisponível, conforme legislação vigente). 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, C. Furtado, R. Almeida, J. S.
Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste,
Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I e II, Bahia I, Altos,
Aracati, Baturité, C. Maior, Caucaia, Crato, Iguatu, Juazeiro, Marambaia,
Nazária, Pecém, Arembepe, Muricy; e somente nos patamares de carga
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pesada e média a UTE Petrolina. 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 II, Mauá B5B, Distrito A, Mauá
B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 2, 3, e 4, Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6,
Mauá B7, São José 1 e São José 2; e ; e somente nos patamares de carga
pesada e média a UTE Mauá B1.
Além disso, está previsto para a semana de 17/01/2015 a 23/01/2015, 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 21/03/2015 a 27/03/2015,
benefício marginal de R$ 1.367,57/MWh, R$ 1.367,53/MWh e R$
1.363,51/MWh para os patamares de carga 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 21/03/2015 a
27/03/2015.
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 Janeiro/15.
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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 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 Janeiro/15 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
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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Sistema de Suprimento ao Estado do Amapá
As Usinas Hidroelétricas de Santo Antônio do Jari e Ferreira Gomes estão
conectadas ao SIN através das Subestações de 230 kV de Laranjal e
Macapá, respectivamente, do Sistema de Suprimento Tucuruí – Macapá –
Manaus.
O diagrama unifilar a seguir mostra o sistema de suprimento na área de
interesse:
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.
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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.
3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas
Instalações
Não há testes na semana relacionada
3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos
Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 28/12/2015)
TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/07/2015)
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3.4 Relacionados com a Otimização Energética
3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão
Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/15, para a semana de
17/01/2015 a 23/01/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 23/01
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 18,0 74,3 17,0 32,7 29,7
Limite Inferior 17,3 69,8 16,7 32,5 29,7
Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí
(%VU)
Valor Esperado 18,0 75,7 16,6 32,3 29,7
Limite Inferior 16,3 67,5 15,7 31,5 29,7
3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos
As regiões SE/CO e NE encontram-se em seus períodos úmidos históricos.
Todavia, no seu início, a análise das atuais condições hidrometereológicas
e climáticas ainda não caracterizam o seu efetivo estabelecimento.
Assim sendo, faz-se necessário uma abordagem que permita a avaliação de
diversos cenários hidrometereológicos, notadamente, aqueles de curto
prazo e suas influências nas previsões de vazões para essas regiões.
Neste contexto, os resultados desta revisão irão contemplar cenários de
afluências visando melhor representar à ocorrência de precipitação e,
consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos,
principalmente das regiões SE/CO e NE.
Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das
previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas
com os limites superior e inferior das previsões de afluências.
Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a
aplicação dos referidos cenários de afluência.
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3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão
Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/15 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)
ITAIP
50 Hz
60 Hz
SE/CO
FICT. SUL
FICT. NORTE
NE4894 2574
3670
3832
2320600
4507
675
R$ 823,65/MWh R$ 823,65/MWh
R$ 1402,96/MWh
R$ 1402,96/MWh
1462
N
S
SEMANA 4
MÉDIA DO ESTÁGIO
Caso 1: JAN15_RV3_N-2_V
Caso 2
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)
Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N
Pesada 1408,44 1408,44 851,01 851,01
Média 1408,44 1408,44 851,01 851,01
Leve 1393,36 1393,36 775,66 775,66
Média Semanal 1402,96 1402,96 823,65 823,65
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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 recessão em relação às verificadas
na semana em curso. O avanço de uma frente fria durante a semana pelo
litoral da região Sudeste, deve ocasionar pancadas de chuva em pontos
isolados das bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Paraíba do Sul e
Grande. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima
semana, em relação à média de longo termo, é de 35% da MLT, sendo
totalmente armazenável.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana
apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em
curso. A atuação de áreas de instabilidade e o avanço de uma frente fria
pelo o Rio Grande do Sul devem ocasionar chuva fraca a moderada nas
bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. Em termos de Energia Natural
Afluente, a previsão é de um valor de 200% da MLT para a próxima
semana, sendo armazenável 178% da MLT.
No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima
semana apresentam-se em recessão em relação ao observado da semana
corrente. A bacia do rio São Francisco deve apresentar pancadas de chuva
isoladas no fim da semana. O valor esperado da ENA para a próxima
semana é de 18% 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 permanência de pancadas de chuva em pontos
isolados da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a
previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 65% 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 19.712 14.556 2.548 6.529
% MLT 35 200 18 65
% MLT Armazenável 35 178 18 65
ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 15.004 9.053 1.817 4.992
% MLT 27 124 13 50
% MLT Armazenável 27 112 13 50
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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
Janeiro é de uma média de 44% da MLT, sendo totalmente armazenável, 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 39% da MLT, sendo
armazenável 39% 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 14 23 10 19
Bacia do Rio Paranaíba 25 32 19 27
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá) 28 38 22 33
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu) 49 63 41 58
Paraíba do Sul 43 48 25 38
3.6.2 Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Janeiro é de
222% da MLT, sendo armazenável 200% da MLT, o que revela uma
condição hidrológica superior 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 189% da MLT, sendo
armazenável 179% 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 169 205 121 181
Bacia do Rio Jacuí 204 227 110 189
Bacia do Rio Uruguai 257 267 140 218
3.6.3 Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de Janeiro é de 27%,
sendo armazenável 27% da MLT, o que representa um cenário hidrológico
inferior ao observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 24% da MLT para a ENA
mensal, sendo armazenável 24% da MLT.
3.6.4 Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de
Janeiro apresente uma média de 63% da MLT, sendo armazenável 63% da
MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao
verificado no último mês.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 56% da MLT, sendo
armazenável 56% da MLT.
4 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 4-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 24.792 16.176 3.837 6.304
% MLT 44 222 27 63
% MLT Armazenável 44 200 27 63
ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 21.782 13.747 3.461 5.626
% MLT 39 189 24 56
% MLT Armazenável 39 179 24 56
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Figura 4-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 17 a
23/01/15
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5 Diretrizes para a Operação Eletroenergética
5.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
A Resolução ANA nº 2.050, de 23 de dezembro de 2014, prorroga até o dia 31
de janeiro de 2015, 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 dimensionada em função da evolução das
condições hidroenergéticas de seu reservatório e do nível mínimo para
operação das UGs da fase 2, 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 nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE.
Na região Sul, a geração das usinas deverá ser maximizada em todos os
períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a
região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes
na interligação Sul-SE/CO.
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 será
dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. Esta operação
será efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.
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, SE/CO, caso existam excedentes
energéticos nas usinas da região Norte e Sul, a geração das usinas térmicas
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do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar a alocação destes
excedentes energéticos na curva de carga.
5.2 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, Itumbiara, Emborcação 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, Porto Primavera e Itaipu,
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 105 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 47 m³/s, face as condições
hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 17 / 35
Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será dimensionada em
função da evolução das condições hidroenergéticas de seu reservatório e do
nível mínimo para operação das UGs da fase 2, sendo suas disponibilidades
energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e
pesada. 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, de modo a garantir disponibilidade energética nas usinas situadas a
jusante.
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, Uruguai e Jacuí, deverão ser utilizadas em todos os períodos
de carga. A geração da UHE Capivari será utilizada somente nos períodos de
carga média e pesada.
5.3 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 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;
5. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;
6. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições
operativas da usina;
7. UHEs Batalha e Serra do Facão;
8. UHE Água Vermelha;
9. UHE Tucuruí, dimensionada em função das condições hidroenergéticas;
10. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites
elétricos vigentes;
11. UHE Itumbiara;
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 18 / 35
12. UHE Emborcação;
13. 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;
14. UHE Chavantes;
15. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio
d'água situadas a jusante na cascata;
16. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a
fio d'água situadas a jusante na cascata;
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;
18. UHE Marimbondo;
19. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se
a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das
usinas;
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 Ney Braga;
4. UHE Mauá;
5. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas da
usina;
6. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas
da usina;
7. Usinas da bacia do rio Jacuí;
8. UHE Passo Fundo;
9. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas
10. UHEs Salto Osório, respeitando-se as restrições operativas das usinas
de jusante;
11. UHE Salto Caxias;
12. UHE Barra Grande;
13. UHE GPS;
14. UHE G.B.Munhoz;
15. 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
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 19 / 35
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.
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:
7. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina;
8. UHE Sobradinho;
9. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições
operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
10. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e
os limites elétricos vigentes;
11. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste;
12. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de
mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas.
5.4 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.
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 20 / 35
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 5-1: 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.
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 21 / 35
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.
5.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração
e/ou intercâmbio entre subsistemas
SE US Luíz Gonzaga – Teste de Black Start das 01h00min às
07h00min do dia 21/01 (quarta – feira).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para
testes de auto restabelecimento da UHE Luíz Gonzaga.
Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no
sistema de 500 kV de atendimento a região Nordeste, recomenda-se
atender a seguinte restrição energética:
RNE < 1.300 MW
5.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que
impliquem em perda de grandes blocos de carga
a) Área São Paulo
LT 345 kV Norte – Guarulhos C1 das 07h00min às 16h30min do dia
18/01 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de
manutenção corretiva em disjuntores e chaves seccionadoras do Circuito 1
da LT 345 kV Norte – Guarulhos C1.
Durante esta intervenção, a perda da LT 345 kV Norte – Guarulhos C2
ocasionará a interrupção das cargas supridas pelas SE Norte e SE Miguel
Reale, em um montante de até 800 MW.
b) Área Goiás/Brasília
SE Brasília Sul – TR 8 de 345/138 kV –150 MVA e Barra A de 138 kV
das 07h00min às 17h30min do dia 18/01 (domingo).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços de
manutenção corretiva em chaves seccionadoras e disjuntores de 345 kV e
138 kV da SE Brasília Sul.
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 22 / 35
Durante esta intervenção, a perda da Barra B de 138 kV da SE Brasília Sul
implica em um corte de 20% de carga 20% das cargas da CEB
(Taguatinga e Ceilândia do Sul).
c) Área Acre/Rondônia
LT 230kV Porto Velho – Abunã C1 das 02h00min às 08h00min dos
dias 16/01 (sexta – feira) e 17/01 (sábado).
Esta intervenção está programada para a realização de serviços para
implementação do novo sistema de proteções de barras na SE Abunã.
Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do circuito
remanescente da LT 230kV Porto Velho – Abunã, recomenda-se atender a
seguinte restrição energética:
FSMAQ + FPVAN ≤ 340 MW
d) Área Norte/Nordeste
SE São Luís III 230 kV – Barra LTBR6-02 das 08h00min às 17h30min
do dia 18/01 (domingo).
Esta intervenção está programada para a ampliação de barramento da SE
São Luís III.
Durante esta intervenção, caso ocorra a contingência no barramento de
230 kV da SE São Luís III, em operação, ou contingência com falha de
disjuntor ou proteção, poderá ocorrer o desligamento de cerca de 40% de
carga da capital de São Luís.
e) Áreas do Sistema de Transmissão Associado à UHE Itaipu, Sul, Rio
de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Mato Grosso e
Amazonas/Amapá
No período de 17/01/2015 à 23/01/2015 não estão previstas
intervenções de porte nestas áreas.
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 23 / 35
6 Previsão de Carga
6.1 Carga de Energia
A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema
durante o mês de janeiro, onde são visualizados os valores verificados nas três
primeiras semanas e a revisão da 4ª à 6ª semana, bem como os novos valores
previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além
disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova
previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores
são exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.
Para a semana, a previsão de carga de energia é de 40.501 MW médios no
subsistema SE/CO e 12.262 MW médios no Sul. Quando comparadas aos
valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam
decréscimos de 7,7% para o subsistema SE/CO e 5,6% no subsistema Sul.
Com a revisão das projeções da 4ª à 6ª semana de janeiro (revisão 3), estima-
se para o fechamento do mês uma carga de 40.909 MW médios para o SE/CO
e de 12.155 MW médios para o Sul. Estes valores, se comparados à carga
verificada em dezembro, sinalizam acréscimos de 5,8% para o subsistema
SE/CO e 5,9% para o subsistema Sul.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de
10.640 MW médios e no Norte de 5.047 MW médios. Estas previsões, quando
comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimo
de 2,3% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,4% para o subsistema
Norte. Com a revisão das projeções da 4ª à 6ª semana de janeiro (revisão 3),
está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de
10.615 MW médios para o Nordeste e de 5.017 MW médios para o Norte. Estes
valores, se comparados à carga verificada em dezembro, sinalizam acréscimo
de 2,2% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,4% para o subsistema
Norte.
Tabela 6.1-1Carga de Energia por Região – MWmed
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 24 / 35
Figura 6.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed
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6.2 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 10 a 16/01 e as previsões
para a semana de 17 a 23/01/2015.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista
para ocorrer na quinta-feira, dia 22/01, com valor em torno de 47.300 MW. Para
o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de
14.700 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 21/01. Para o Sistema
Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá
atingir valores da ordem de 61.800 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 17/01, com valor em torno de 11.500 MW. Para o Subsistema
Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.500 MW, devendo
ocorrer na quarta-feira, dia 21/01. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a
demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado,
entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 16.800 MW.
Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2 1 a seguir.
Tabela 6.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 26 / 35
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 Janeiro.
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
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 28 / 35
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)
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 30 / 35
Jorge Lacerda:
O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda
foi dimensionado para evitar corte de carga quando da
ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede
de operação na região, como segue:
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) - 2 x 25 -
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 66 376 -
Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 15/02/2015.
P. Médici (A e B) e Candiota III:
O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi
dimensionado para:
Evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, notadamente da LT 230 kV Quinta – Povo Novo ou da LT 230 kV Camaquã 3 – Povo Novo (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).
Atendimento aos limites de fornecimento para o estado do Rio Grande do Sul (FRS).
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 120 -
Candiota III (UG. 5) - 1 x 300 -
Total - 420 -
Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade ou restrições 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. - UG 3: 29/11/2014 a 30/01/2015. - UG 5: unidade geradora limitada a 300 MW. 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. O despacho mínimo indicado na tabela anterior para as UTE P. Médici e Candiota III considerou a UTE Sepé Tiaraju com despacho nulo. Entretanto, no patamar de carga média, caso a UTE Sepé Tiaraju esteja em operação, o
ONS NT-0010-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 31 / 35
despacho das UTE P. Médici e Candiota III poderá ser minimizado para 1B (90 MW) +1C (175 MW) = 265 MW. 4. No patamar de carga pesada de sábado a geração térmica mínima necessária é 1C = 175 MW.
Araucária:
Para valores de carga na região Sul acima de 17500 MW
(valor com perdas de transmissão, sem incluir a carga do
estado do Mato Grosso do Sul), será necessário o despacho
na UTE Araucária por razões elétricas visando:
Garantir o atendimento, com valores mínimos de tensão (95%), nas barras de 525 kV das SE 525 kV Curitiba e Bateias, e nas SE 230 kV São Mateus do Sul (PR), Canoinhas e Joinville (SC).
Fazer frente a perdas de elementos do sistema de 525 kV, notadamente de circuitos da interligação entre as regiões Sul e Sudeste (LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2) ou da LT 525 kV Areia – Curitiba ou LT 525 kV Areia – Bateias, em situações de carga elevada na região Sul, e evitar a ocorrência de corte de carga por subtensão nas regiões de São Mateus do Sul, Ponta Grossa e Metropolitana de Curitiba, no Paraná e regiões de Joinville e Canoinhas, em Santa Catarina.
Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)
Pesada Média Leve
UTE Araucária – Unidade a Gás - 1 x 117 -
UTE Araucária – Unidade a Vapor - 1 x 60 -
Total - 177 -
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.
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ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 3 do PMO do mês de Janeiro/15, para a semana operativa de 17/01/2015 a 23/01/2015.
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
Angra 2 20,12
Angra 1 23,21
Candiota III 64,08
P. Pecém I 111,25
P. Itaqui 114,63
P. Pecém II 120,10
P. Médici A e B 115,90
J. Lacerda C 145,71
J. Lacerda B 176,67
J. Lacerda A2 176,85
Charqueadas 196,16
J. Lacerda A1 234,31
S. Jerônimo 248,31
Figueira 402,18
Norte Fluminense 1 37,80
Norte Fluminense 2 58,89
Parnaíba IV 69,00
Termopernambuco 70,16
Maranhão IV 101,07
Maranhão V 101,07
Santa Cruz Nova 108,58
Norte Fluminense 3 102,84
Fortaleza 118,51
L. C. Prestes_L1 143,49
Linhares 162,42
G. L. Brizola_L1 168,44
N.Venecia 2 171,19
Juiz de Fora 213,84
William Arjona 197,85
B. L. Sobrinho _L1 220,92
C. Furtado 279,04
Termoceará 239,76
Euzébio Rocha_L1 247,30
R. Almeida 236,48
A. Chaves 238,68
Jesus Soares Pereira 314,63
Araucária 490,30
Norte Fluminense 4 247,83
F. Gasparian 399,02
M. Lago 388,48
M. Covas 463,79
Uruguaiana 740,00
Camaçari 732,99
Aparecida 302,19
Mauá B3 411,92
B. L. Sobrinho_L13 240,43
Brizola_L13 239,20
L. C. Prestes_L13 236,79
Euzébio Rocha_L13 235,55
Tambaqui 0,00
Jaraqui 0,00
Manaurara 0,00
Ponta Negra 0,00
C. Rocha 0,00
Atlântico 142,82
RESIDUOS INDUSTRIAIS
USINA TÉRMICA
NUCLEAR
CARVÃO
GÁS
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CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
S. Cruz 310,41
Pernambuco 3 321,61
Piratininga 1 e 2 470,34
Termonorte II 678,04
R. Silveira 523,35
Maracanaú I 366,92
Termocabo 377,76
Termonordeste 382,53
Termoparaíba 382,53
Global I 431,78
Global II 431,78
Geramar I 382,24
Geramar II 382,24
Viana 382,24
Campina Grande 382,25
Alegrete 382,25
Igarapé 653,43
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 379,01
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 943,88
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) 10
Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de
17 a 23/01/15 14
Figura 4-1: Interligações entre regiões 20
Tabelas
Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 23/01 9
Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01 9
Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 10
Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 11
Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12
Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13
Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13
Tabela 5.1-1Carga de Energia por Região – MWmed 23
Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 28
Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 32