PROGRAMA MENSAL DE
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OPERAÇÃO
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OPERAÇÃO
OPERAÇÃO
ELETROENERGÉTICA PAR
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A O
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MÊS DE OUTUBRO
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Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, 196 - Centro 20091-005 Rio de Janeiro RJ
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ONS NT-3/107/2006
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SUMÁRIO EXECUTIVO
METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 14/10/2006 A 20/10/2006
Sumário
1 Introdução 4
2 Conclusões 4
2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de
Segurança Elétrica 4
3 Pontos de Destaque 5
3.1 Relacionados com a Operação Especial Hidroenergética 5 3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8 3.2.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 8 3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9 3.3 Relacionados com a Otimização Energética 11 3.4 Relacionados com o Uso Múltiplo da Água 13 3.5 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de
Novas Instalações 13
3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos 13
3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 14 3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 15
3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 15
3.8.2 Região Sul 15
3.8.3 Região Nordeste 16
3.8.4 Região Norte 16
3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada
subsistema 17
4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 19 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 19 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 22 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em
Tempo Real 23
4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 25 4.4.1 Desligamentos que implicam em restrições mais significativas
de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas 27 4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que
implicam em perdas de grandes blocos de carga. 29
5 Previsão de Carga 30
5.1 Carga de Energia 30
5.2 Carga de Demanda 32
Anexos 33
1 11
1 IIIIntroduçãontroduçãontroduçãontrodução
Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação Eletroenergética para o mês de outubro/06, para a semana operativa de 14 a 20/10/2006, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidos pela Agência Nacional de Águas – ANA.
2 22
2 ConclusõesConclusõesConclusõesConclusões
2.1 Relacionadas ao atendimento Energético
Os resultados da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação do mês de Outubro/2006 indicam, para a semana operativa de 14 a 20/10/2006, despacho por ordem de mérito de custo, na região Sudeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2, das UTEs Cuiabá (indisponível nessa semana operativa, conforme declaração do Agente), Norte Fluminense 1, Norte Fluminense 2, Norte Fluminense 3 e Ibirité. Na região Sul foram indicadas para despacho, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de custo, as Conversoras de Garabi 1A, 2A, 2B e 2C (indisponíveis de acordo com o artigo 2 da Resolução Normativa ANEEL nº 224, de 20/06/2006)
2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica
À exceção das instalações relacionadas no Anexo V, a Rede Básica, com todos os elementos em operação, estará atendendo aos parâmetros de avaliação: freqüência, estabilidade, controle de tensão e carregamentos, conforme padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
Em condições de rede alterada, para a execução de desligamentos programados, os critérios constantes nos Procedimentos de Rede serão atendidos desde que sejam estabelecidas restrições na geração das usinas e/ou utilizada geração térmica. Essas situações estão destacadas nos itens 5.4.2 e 5.4.3.
Cumpre registrar que exceções poderão ocorrer no atendimento aos critérios de segurança, em função da necessidade de se efetuar desligamentos programados, visando à execução de serviços de manutenção preventiva e/ou corretiva nas instalações do SIN, e mesmo para a entrada de novas instalações. Essas situações também estão destacadas nos itens 5.4.2 e 5.4.3.
formação excessiva de gases no óleo isolante da fase A. Diante da nova ocorrência, o transformador foi retirado de operação no dia 28/09, e Furnas informou que o transformador permanecerá desligado até a data de 31/10. Com isto, os valores de recebimento pela região SE serão reduzidos a valores de quando se operava somente com dois transformadores na SE Tijuco Preto765/345kV.
O conjunto de obras da empresa Porto Primavera de Energia - PPTE, que compreende as LT 230kV Nova Porto Primavera - Imbirussú, LT 230kV Nova Porto Primavera – Dourados, LT 440kV UHE Porto Primavera – SE Nova Porto Primavera C1 e C2, TR 440/230kV – 2 x 450MVA na SE Nova Porto Primavera e TR 230/138kV - 2 x 150MVA na SE Imbirussú, com previsão de entrada nos dias entre 12 e 15 de outubro, significam um importante reforço para o sistema de suprimento ao estado do Mato Grosso do Sul. Após a entrada em operação de todos os empreendimentos, o despacho da UTE Willian Arjona será dimensionado em função da carga e da transferência de energia entre as regiões Sul-SE, podendo ser necessário sincronizar até 2 unidades nos períodos de carga pesada e 3 unidades em carga média, para atender os critérios definidos nos Procedimentos de Rede, tanto em condições normais como na contingências simples.
Cabe salientar que, após a entrada em operação do segundo transformador 230/138kV na SE Anastácio, com previsão para o final de novembro de 2006, será eliminada a necessidade de despacho na UTE de Willian Arjona.
3 33
3 Pontos de DestaquePontos de DestaquePontos de DestaquePontos de Destaque
3.1 Relacionados com a Operação Especial Hidroenergética
Tendo como referência o Ofício nº 48/06-SEE/MME, de 03/05/06, o suprimento de energia interruptível do Brasil para o Uruguai, através das conversoras de Rivera e Garabi, encontra-se suspenso.
Permanece o processo de antecipação do consumo de carvão da CDE para as usinas térmicas da região Sul, iniciado em 06/05/2006, de forma a possibilitar um ganho de armazenamento da ordem de 1,7% do EARmax/mês na região Sul. Esta medida visa minimizar os riscos de uma operação a fio d’água nas usinas da bacia do rio Iguaçu, face ao atual cenário hidrológico recessivo na região, e está consubstanciada na Nota Técnica ONS NT – 3/045/2006 – “Estudos de Avaliação da Evolução dos Armazenamentos dos Reservatórios da Região Sul para Maio de 2006”, encaminhada à ANEEL através da carta ONS 164/100/2006, de 05 de maio de 2006.
A atual política de transferência de energia entre regiões contempla a transferência de energia para região Norte de forma a atender a curva de deplecionamento para o reservatório da UHE Tucuruí, estabelecida na NT ONS
096/2003 – “Avaliação do atendimento energético do subsistema Norte no período out-nov/2006”.
As disponibilidades energéticas das regiões SE/CO e NE deverão ser exploradas ao máximo, sendo que após o dimensionamento das necessidades de recebimento de energia da região Norte, os excedentes energéticos das regiões SE/CO e NE deverão ser transferidos para a região Sul.
Deve-se observar que as transferências de energia para a região Sul estão diretamente condicionadas às disponibilidades energéticas das regiões SE/CO, o que tem conduzido a necessidade de gerenciamento desses recursos nessas regiões.
Visando garantir essas disponibilidades energéticas, principalmente nas usinas das bacias dos rios Grande e Paraná, bem como o atendimento aos requisitos de uso múltiplo da água nessas bacias, foram implementadas operações de elevação da defluência das UHEs Mascarenhas de Moraes e São Simão, através da abertura de seus vertedouros, em função da indisponibilidade de unidades geradoras nessas usinas.
Em virtude da indisponibilidade de unidades geradoras na UHE Mascarenhas de Moraes ao longo dos últimos meses, associado à intensa exploração dos recursos energéticos das usinas a jusante da bacia do rio Grande, houve um deplecionamento acentuado no armazenamento dos reservatórios das UHEs Marimbondo e Água Vermelha. A permanência deste cenário poderia comprometer não só a exploração dos recursos energéticos dessas usinas, bem como o das usinas da bacia do rio Paraná. Tendo em vista o exposto e considerando que as unidades geradoras da UHE Mascarenhas de Moraes não retornam a operação no curto prazo, foi efetuada a abertura de seus vertedouros, a partir do dia 03/08. Cabe ressaltar que a operação de vertimento na UHE Mascarenhas de Moraes será dimensionada em função das necessidades energéticas das usinas de jusante.
Na UHE São Simão a partir do dia 31/07, foi realizada a abertura do vertedouro, com 1.500 m³/s, visando assegurar o adequado balanço hidráulico nas usinas localizadas na bacia do rio Paraná, devendo o mesmo permanecer aberto durante essa semana operativa.
Com a redução das transferências de energia para a região Sul, principalmente nos períodos de carga média e pesada, será necessária a elevação da geração nessa região para fechamento do seu balanço energético. Dessa forma, deverão ser explorados os recursos energéticos das usinas das bacias dos rios Passo Fundo, Jacuí, Uruguai e Iguaçu, nesta ordem de prioridade.
No Anexo II deste documento estão indicados os custos variáveis de operação das usinas térmicas, para o período de 14/10 a 20/10/2006, utilizados para a Revisão 2 o PMO de Outubro/06.
O Agente Petrobrás declarou alterações nos custos variáveis de operação das UTEs Canoas, Eletrobolt, Nova Piratininga, Termomacaé, Ibirité, Fafen, Três Lagoas, Termobahia e Termorio. Entretanto a ANEEL, através do Ofício nº 204/2006-SRG-ANEEL, determinou que tais alterações não fossem consideradas na elaboração do PMO e suas Revisões até que esta Agência promova auditoria sobre as informações prestadas pela Petrobrás. Assim sendo, em atendimento ao Ofício ANEEL anteriormente mencionado, o ONS manteve inalterados os custos variáveis de operação das térmicas do Agente Petrobrás na Revisão 2 do PMO de Outubro/06.
Tendo como referência o Ofício ANEEL nº 235/SRG-ANEEL, de 24 de julho de 2006, fica autorizada, a partir do PMO de Agosto/06, a UTE Norte Fluminense a declarar valores de custo variável crescente por patamares de geração, valores estes apresentados no Anexo III.
Tendo como referência o artigo 2 da Resolução Normativa ANEEL nº 224, de 20/06/2006, a qual estabelece que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar para a Estação Conversora de Garabi, os valores constantes dessa Resolução como limites de disponibilidade de geração, para fins de elaboração do Programa Mensal de Operação Eletroenergética – PMO e suas Revisões, informamos que desde a revisão 4 do PMO do mês de Junho/06, estamos considerando as disponibilidades das Conversoras de Garabi 1 e 2, conforme definido na referida Resolução.
Para efeito da Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real, o ONS poderá, na eventualidade de disponibilidade de importação por meio das Interconexões de Garabi, comandar o despacho daquelas interconexões nos limites de disponibilidade, respeitada a ordem de mérito de custo das conversoras de Garabi.
Permanece o processo de recomposição do lastro da região Nordeste, de acordo com os termos estabelecidos no “Procedimento Operativo Referente à Proposta de Recomposição de Lastro na Região Nordeste, decorrente da Falta de Gás”. Assim, na Revisão 2 do PMO de Outubro/2006 foi abatido do volume inicial informado pelo Agente, para a 00:00h do dia 14/10/2006, 6,51% do volume útil do reservatório de Sobradinho, que corresponde ao volume total estocado para recomposição do lastro, alocado no referido reservatório. A análise da energia alocada para a recomposição de lastro no reservatório equivalente da região Nordeste corresponde a 3,87% EARmáx. Cabe registrar que o processo de recomposição de lastro não será efetuado, ao longo da semana operativa de 14 a 20/10/2006, em função de indisponibilidade dos Agentes de geração térmica responsáveis pela alocação dessa energia na região NE, devido a restrições no suprimento de gás proveniente da Bolívia.
Destacamos que, na etapa de Programação Diária da Operação, caso haja redeclaração de disponibilidade por parte dos Agentes responsáveis, poderá ser efetuado o processo de recomposição de lastro, para o qual serão identificados os patamares de carga em que serão efetuados os suprimentos para a região Nordeste.
3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN
3.2.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade
As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de desligamentos (item 5.4.2). Os limites de transmissão entre os subsistemas estão indicados no Anexo V.
Devido a restrições no sistema de transmissão, existem limitações para a exportação de energia pelo sistema Mato Grosso. Para garantir o atendimento às cargas desse estado, no caso de perda de circuitos de 230 kV entre as SEs Rondonópolis e Rio Verde, a exportação máxima de Mato Grosso é função da disponibilidade de geração nas usinas hidráulicas da área. Os despachos da UTE Mário Covas e nas usinas hidráulicas da área deverão observar o valor máximo da exportação da área Mato Grosso. Da mesma forma a importação, pelo sistema Mato Grosso, é limitada pela perda de grandes blocos de geração, o que poderá conduzir a necessidade de despacho da usina. Adicionalmente, a usina poderá ser necessária para o controle do carregamento da transformação 230/138 kV da SE Coxipó. Com a possibilidade da indisponibilidade da UTE Mário Covas devido às restrições no fornecimento de gás e as condições atuais das usinas hidráulicas existentes no estado do Mato Grosso, o mesmo poderá continuar no cenário importador. Nessas condições, principalmente nos períodos de carga média e pesada, perdas de bloco de geração poderá conduzir a perda significativa de carga. Adicionalmente medidas operativas na rede de 138 kV estão sendo adotadas para evitar sobrecarga na transformação 230/138kV-3x100MVA da SE Coxipó.
Cabe registrar ainda que para garantir que o sistema de transmissão de suprimento aos demais centros de carga suporte qualquer contingência simples, é necessário utilizar geração térmica nas áreas Mato Grosso do Sul (William Arjona), Santa Catarina (Jorge Lacerda), Rio Grande do Sul (Presidente Médici), São Paulo (Nova Piratininga/Piratininga).
Na fase de Programação Diária, ou em Tempo Real, em função do comportamento de carga nas áreas, poderá ser determinada geração adicional nas usinas térmicas.
3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão
No que se refere ao controle de tensão, nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e, deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I. No entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores superiores aos previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica, principalmente aquelas localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos valores definidos nos estudos. Em São Paulo, poderá ser necessária a redução de geração nas usinas localizadas na malha de 440 kV para reduzir o carregamento do tronco de transmissão.
Deve ser destacado que os recursos de se operar geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverão ser utilizados antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos
Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação, preservando a segurança do SIN.
Região SE/CO: LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru LT 440 kV Jupiá - Bauru
LT 440 kV Bauru - Cabreúva LT 440 kV Bauru – Embu Guaçu LT 750 kV Itaberá – Tijuco Preto
LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia LT 500 kV Samambaia – Emborcação LT 500 kV Samambaia – Itumbiara LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 LT 500 kV Ibiúna – Bateias
Região S: LT 500 kV Itá - Caxias; LT 500 kV Itá – Garabi II; LT 500 kV Areia - Curitiba
LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana LT 138 kV Campo Grande - Mimoso LT 138 kV Jupiá – Mimoso
Região NE: LT 500kV Paulo Afonso - Angelim LT 500kV Angelim - Recife II - C2 LT Olindina - Camaçari 500kV - C1 LT Luiz Gonzaga - Olindina 500kV
LT 500kV Milagres – Quixadá - Fortaleza
Região N: LT 500kV Presidente Dutra - Açailândia LT 500kV Presidente Dutra - Imperatriz C2 LT 500kV Tucuruí - Marabá C2
3.3 Relacionados com a Otimização Energética
Os resultados da Revisão 2 do PMO de outubro/06 indicam os seguintes níveis de armazenamento:
Tabela 3-1: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 20/10
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)
Valor Esperado 48,5 46,4 51,2 38,4 29,5 Limite Inferior 47,2 41,1 50,9 38,3 29,5
Tabela 3-2: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10
Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)
Valor Esperado 48,0 47,9 47,5 35,2 26,3 Limite Inferior 45,5 38,0 46,6 34,9 26,3
Os resultados da Revisão 2 do PMO de outubro/06 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:
Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)
N NE SE/CO S 400 1047 647 3527 3454 4550 IT 50 60 867 1096 0
Os resultados da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação do mês de Outubro/2006 indicam, para a semana operativa de 14 a 20/10/2006, despacho por ordem de mérito de custo, na região Sudeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2, das UTEs Cuiabá (indisponível nessa semana operativa, conforme declaração do Agente), Norte Fluminense 1, Norte Fluminense 2, Norte Fluminense 3 e Ibirité. Na região Sul foram indicadas para despacho, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de custo, as Conversoras de Garabi 1A, 2A, 2B e 2C (indisponíveis de acordo com o artigo 2 da Resolução Normativa ANEEL nº 224, de 20/06/2006)
Tabela 3-1: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)
Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N
Pesada 84,54 84,54 47,05 84,54
Média 83,69 83,69 47,05 83,69
Leve 83,09 83,09 47,05 83,09
(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 12), Com base nas Resolução CNPE nº10 de 16/12/2003, Despacho 850/2004 SRG/ANEEL e Ofício 387/2004 SRG/ANEEL.
3.4 Relacionados com o Uso Múltiplo da Água
Vertimentos nas UHEs São Simão e Mascarenhas de Moraes visando garantir disponibilidades energéticas nas regiões SE/CO, para atendimento das metas de transferência de energia para as regiões Norte e Sul.
3.5 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas
Instalações
• UHE Tucuruí UGs 22 e 23
• LT 230 kV Teresina – Coelho Neto
• LT 230kV Nova Porto Primavera - Imbirussú • LT 230kV Nova Porto Primavera – Dourados
• LT 440kV UHE Porto Primavera – SE Nova Porto Primavera C1 e C2 • TR 440/230kV – 2 x 450MVA na SE Nova Porto Primavera
• TR 230/138kV - 2 x 150MVA na SE Imbirussú
3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de
equipamentos
• Compensador síncrono 1 da SE Mesquita (até 01/12/06) • TR 3 500/138 kV – 300 MVA de Neves (até 13/10/06) • TR 7 750/345 kV – 1500 MVA de Tijuco Preto (até 01/11/06) • TR 6 750/345 kV – 1500 MVA de Tijuco Preto (até 31/10/06) • Compensador síncrono 1 da SE Ibiúna (até 30/10/06)
• Compensador síncrono 1 da SE Tijuco Preto (até 30/09/06) • TR 1 500/230 kV – 600 MVA de Imperatriz (até 13/10/06) • Reator 04 da SE Luiz Gonzaga (até 29/12/06)
3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões
Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam uma leve ascensão de seus valores em relação ao verificado na semana em curso, coerentes com a previsão de chuva moderada em todas as bacias desses subsistemas, decorrente da passagem de duas frentes frias. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 145% da MLT, sendo armazenável 138% da MLT.
No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam elevação de seus valores em relação à semana corrente, de acordo com a previsão de precipitação em todas as bacias desse subsistema, decorrente da passagem de duas frentes frias. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 59% da MLT para a próxima semana, sendo totalmente armazenável.
A previsão de vazões naturais para o subsistema Nordeste apresenta um leve decréscimo dos valores de vazões naturais para a próxima semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 95% MLT, sendo armazenável 94% da MLT.
Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana também apresentam leve aumento em relação ao observado nesta semana, de acordo com a previsão de precipitação em pontos isolados das bacias dos rios Manso e Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 84% MLT, sendo totalmente armazenável.
Na Tabela 3.2 encontra-se um resumo da previsão semanal em termos da Energia Natural Afluente por subsistema.
Tabela 3-2: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 29.525 5.955 3.293 1.240
% MLT 145 59 95 84
% MLT Armazenável 138 59 94 84
ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 18.939 2.110 3.052 1.070
% MLT 93 21 88 72
3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões
3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de outubro é de uma média de 129% da MLT, sendo armazenável 121%, o que representa um cenário hidrológico inferior ao ocorrido no mês anterior.
Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 102% da MLT, sendo armazenável 97% da MLT.
Na Tabela 3.4 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.
Tabela 3-3: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias semana Mês Semana mês
Bacia do Rio Grande 129 120 83 92
Bacia do Rio Paranaíba 287 204 156 151
Bacia do Alto Paraná
(Ilha Solteira e Jupiá) 184 156 146 137
Bacia do Baixo Paraná
(Porto Primavera e Itaipu) 136 127 92 104
Paraíba do Sul 126 111 72 84
3.8.2 Região Sul
O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de outubro é de 52% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que revela uma condição hidrológica superior à verificada 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 34% da MLT, sendo totalmente armazenável.
Na Tabela 3.5 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.
Tabela 3-4: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)
Valor Esperado Limite Inferior
Bacias semana Mês semana mês
Bacia do Rio Iguaçu 68 60 23 41
Bacia do Rio Jacuí 45 39 24 28
Bacia do Rio Uruguai 47 41 16 25
3.8.3 Região Nordeste
A previsão da média de vazões naturais para o mês de outubro é de 89%, sendo armazenável 88% da MLT, o que representa um cenário hidrológico mais favorável em relação ao observado no mês anterior.
O limite inferior da previsão indica o valor de 82% MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 81% da MLT.
3.8.4 Região Norte
Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de outubro apresente uma média de 90% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor que é ligeiramente inferior ao verificado no mês anterior.
Em relação ao limite inferior, a previsão indica 81% da MLT, sendo totalmente armazenável.
3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema
Na Tabela 3.3 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.
Tabela 3-5: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região
ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N
MWmed 26.290 5.232 3.078 1.332
% MLT 129 52 89 90
% MLT Armazenável 121 52 88 90
ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N
MWmed 20.816 3.471 2.851 1.209
% MLT 102 34 82 81
Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 14/10 a 20/10 rio Pb. Sul P.Real rio Jacuí rio Paraná Itá rio Uruguai rio Cuiabá rio Paraguai
O
C
E
A
N
O
A
T
L
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N
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C
O
rio Doce S.Osório F.Areia rio Iguaçu Funil I.Pombos Mascarenhas Capivara Itaipu Jupiá Jurumirim rio Paranapanema Promissão B.Bonita rio Tietê rio S. Francisco Três Marias Sobradinho rio Tocantins ri o S ã o L o u re n ço ri o G ra n d e ri o M a n so S.Mesa Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha Tucuruí Manso ri o P a ra n a íb a 1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética
4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:
A atual política de transferência de energia entre regiões contempla a transferência de energia para região Norte de forma a atender a curva de deplecionamento para o reservatório da UHE Tucuruí, estabelecida na NT ONS 096/2003 – “Avaliação do atendimento energético do subsistema Norte no período out-nov/2006”.
As disponibilidades energéticas das regiões SE/CO e NE deverão ser exploradas ao máximo, sendo que após o dimensionamento das necessidades de recebimento de energia da região Norte, os excedentes energéticos das regiões SE/CO e NE deverão ser transferidos para a região Sul.
Deve-se observar que as transferências de energia para a região Sul estão diretamente condicionadas às disponibilidades energéticas das regiões SE/CO, o que tem conduzido a necessidade de gerenciamento desses recursos nessas regiões.
Visando garantir essas disponibilidades energéticas, principalmente nas usinas das bacias dos rios Grande e Paraná, bem como o atendimento aos requisitos de uso múltiplo da água nessas bacias, foram implementadas operações de elevação da defluência das UHEs Mascarenhas de Moraes e São Simão, através da abertura de seus vertedouros, em função da indisponibilidade de unidades geradoras nessas usinas.
Em virtude da indisponibilidade de unidades geradoras na UHE Mascarenhas de Moraes ao longo dos últimos meses, associado à intensa exploração dos recursos energéticos das usinas a jusante da bacia do rio Grande, houve um deplecionamento acentuado no armazenamento dos reservatórios das UHEs Marimbondo e Água Vermelha. A permanência deste cenário poderia comprometer não só a exploração dos recursos energéticos dessas usinas, bem como o das usinas da bacia do rio Paraná. Tendo em vista o exposto e considerando que as unidades geradoras da UHE Mascarenhas de Moraes não retornam a operação no curto prazo, foi efetuada a abertura de seus vertedouros, a partir do dia 03/08. Cabe ressaltar que a operação de vertimento na UHE Mascarenhas de Moraes será dimensionada em função das necessidades energéticas das usinas de jusante.
Na UHE São Simão a partir do dia 31/07, foi realizada a abertura do vertedouro, com 1.500 m³/s, visando assegurar o adequado balanço hidráulico nas usinas localizadas na bacia do rio Paraná, devendo o mesmo permanecer aberto durante essa semana operativa.
Com a redução das transferências de energia para a região Sul, principalmente nos períodos de carga média e pesada, será necessária a elevação da geração nessa região para fechamento do seu balanço energético. Dessa forma, deverão
ser explorados os recursos energéticos das usinas das bacias dos rios Passo Fundo, Jacuí, Uruguai e Iguaçu, nesta ordem de prioridade.
Os resultados da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação do mês de Outubro/2006 indicam, para a semana operativa de 14 a 20/10/2006, despacho por ordem de mérito de custo, na região Sudeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2, das UTEs Cuiabá (indisponível nessa semana operativa, conforme declaração do Agente), Norte Fluminense 1, Norte Fluminense 2, Norte Fluminense 3 e Ibirité. Na região Sul foram indicadas para despacho, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de custo, as Conversoras de Garabi 1A, 2A, 2B e 2C (indisponíveis de acordo com o artigo 2 da Resolução Normativa ANEEL nº 224, de 20/06/2006)
Permanece o processo de antecipação do consumo de carvão da CDE para as usinas térmicas da região Sul, iniciado em 06/05/2006, de forma a possibilitar um ganho de armazenamento da ordem de 1,7% do EARmax/mês na região Sul. Esta medida visa minimizar os riscos de uma operação a fio d’água nas usinas da bacia do rio Iguaçu, face ao atual cenário hidrológico recessivo na região, e está consubstanciada na Nota Técnica ONS NT – 3/045/2006 – “Estudos de Avaliação da Evolução dos Armazenamentos dos Reservatórios da Região Sul para Maio de 2006”, encaminhada à ANEEL através da carta ONS 164/100/2006, de 05 de maio de 2006.
Tendo como referência o Ofício nº 48/06-SEE/MME, de 03/05/06, o suprimento de energia interruptível do Brasil para o Uruguai, através das conversoras de Rivera e Garabi, encontra-se suspenso.
Permanece o processo de recomposição do lastro da região Nordeste, de acordo com os termos estabelecidos no “Procedimento Operativo Referente à Proposta de Recomposição de Lastro na Região Nordeste, decorrente da Falta de Gás”. Assim, na Revisão 2 do PMO de Outubro/2006 foi abatido do volume inicial informado pelo Agente, para a 00:00h do dia 14/10/2006, 6,51% do volume útil do reservatório de Sobradinho, que corresponde ao volume total estocado para recomposição do lastro, alocado no referido reservatório. A análise da energia alocada para a recomposição de lastro no reservatório equivalente da região Nordeste corresponde a 3,87% EARmáx. Cabe registrar que o processo de recomposição de lastro não será efetuado, ao longo da semana operativa de 14 a 20/10/2006, em função de indisponibilidade dos Agentes de geração térmica responsáveis pela alocação dessa energia na região NE, devido a restrições no suprimento de gás proveniente da Bolívia.
Destacamos que, na etapa de Programação Diária da Operação, caso haja redeclaração de disponibilidade por parte dos Agentes responsáveis, poderá ser efetuado o processo de recomposição de lastro, para o qual serão identificados os patamares de carga em que serão efetuados os suprimentos para a região Nordeste.
Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações: 1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou;
2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios.
Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais.
4.2 Diretrizes para operação energética das bacias
Bacia do Rio Grande: a geração das usinas desta bacia deverá ser explorada prioritariamente. O vertimento da UHE Mascarenhas de Moraes será dimensionado em função das necessidades energéticas das usinas de jusante. Tendo em vista o reduzido nível de armazenamento das UHEs Marimbondo e Água Vermelha, caso seja necessário a exploração dos recursos energéticos da UHE Marimbondo deverão ser utilizados prioritariamente em relação aos da UHE Água Vermelha.
Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas dessa bacia deverá ser dimensionada de modo a atender aos requisitos de carga, uso múltiplo da água e de controle de tensão na área São Paulo.
Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser dimensionada de modo a manter o nível de armazenamento de seu reservatório, ou seja, minimizada nos períodos de carga leve e média, sendo utilizada no período de ponta para atendimento da demanda.
Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Jupiá e Porto Primavera deverá ser dimensionada respeitando-se os requisitos de segurança da operação elétrica do SIN e aqueles ambientais e de uso múltiplo da água. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Emborcação, Nova Ponte, Itumbiara, São Simão e Corumbá deverá ser utilizada prioritariamente, respeitando-se as restrições das usinas a jusante.
Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada visando atender aos requisitos de uso múltiplo da água a jusante e controle de tensão da malha regional norte da área Minas Gerais. A geração na UHE Sobradinho deverá ser dimensionada visando a coordenação da cascata no atendimento dos requisitos do Nordeste
Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada de modo a respeitar a curva de deplecionamento estabelecida para o reservatório da usina. A UHE Serra da Mesa deverá continuar a ser despachada com 3 unidades geradoras, com geração máxima.
Bacias da Região Sul: A geração das usinas das bacias dos rios Passo Fundo e Jacuí deverá ser utilizada prioritariamente para o atendimento dos requisitos de carga da região Sul.
Caso durante os períodos de carga média e pesada seja necessária elevação da geração na região Sul, deverão ser explorados prioritariamente os recursos energéticos da UHE Segredo e da bacia do rio Uruguai, a exceção da UHE Machadinho que se encontra com reduzido nível de armazenamento em seu reservatório.
bacias, utilizando-se prioritariamente a geração das UHEs Segredo e G.B. Munhoz.
4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real
Para atendimento as variações positivas de carga na operação em tempo real, nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:
1. UHE Mascarenhas de Moraes; 2. UHE São Simão;
3. UHE Serra da Mesa;
4. Aumentar o recebimento de energia da região Nordeste 5. UHE Furnas;
6. UHE Nova Ponte; 7. UHE Emborcação; 8. UHE Itumbiara;
9. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina; 10. Reduzir o fornecimento de energia para a região Sul;
11. UHE Marimbondo; 12. UHE Água Vermelha 13. UHE Capivara; 14. UHE Ilha Solteira; 15. UHE Tucuruí.
Para atendimento as variações positivas de carga na operação em tempo real, na Região Sul, elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:
1. Explorar as disponibilidades energéticas da UHE Segredo; 2. Aumentar o recebimento de energia da Região SE/CO;
3. Explorar as disponibilidades energéticas da UHE Passo Fundo;
4. Explorar as disponibilidades energéticas das usinas da bacia do Rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas;
5. Explorar as disponibilidades energéticas das usinas da bacia do Rio Uruguai, a exceção da UHE Machadinho (reduzido nível de armazenamento de seu reservatório).
6. Explorar as disponibilidades energéticas das usinas da bacia do Rio Iguaçu, prioritariamente da UHE G.B. Munhoz.
Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.
Para atendimento das variações positivas de carga na operação em tempo real, na Região Nordeste, elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:
1. UHEs Paulo Afonso 4 e Itaparica, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
2. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
3. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
4. Sincronizar uma UG na UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;
5. Sincronizar uma UG na UHE Itaparica, respeitando-se as restrições operativas da usina;
6. Sincronizar uma UG na UHE Paulo Afonso 4, respeitando-se as restrições operativas da usina;
7. Sincronizar uma UG na UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina;
8. Sincronizar uma UG na UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina;
9. Sincronizar uma UG na UHE Paulo Afonso 1, 2 e 3, respeitando-se as restrições operativas da usina;
10. Sincronizar uma UG na UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas da usina;
11. UHE Itapebi, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;
12. UHE Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes.
4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN
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 enquanto que no Anexo IV são apresentados outros desligamentos, já aprovados e que merecem algum destaque.
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.
Condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste
As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:
Figura 4-1: Interligações entre regiões
ANDE Sudeste Sul IPU 60Hz IPU 50Hz SE Ivaiporã FSE Interligação S/SE 230kV FIBA FIPU LT 500kV Ibiúna - Bateias Elo CC RSE RSUL FSUL Norte SE Miracema FCOMC FSENE Lajeado FNS Nordeste SE Imperatriz SE Colinas FNE RNE Anel 230kV SE Serra da Mesa Onde:
FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança e Presidente Dutra – Teresina, medido na SE Presidente Dutra.
FNS – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Gurupi, no sentido da SE Miracema para a SE Gurupi, medido na SE Miracema.
FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Miracema.
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 Miracema – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas,medido na SE Serra da Mesa.
4.4.1 Desligamentos que implicam em restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas
Barra A 765 kV Ivaiporã, diariamente das 08h00min às 17h00min nos dias 14 e 15/10.
O desligamento está previsto para manutenção preventiva em chaves seccionadoras. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão e a geração deverão ser iguais ou inferiores aos valores indicados a seguir:
Geração Itaipu 60 Hz 4600MW
LT 750 kV Ivaiporã - Itaberá ( FSE ) 4000MW
Recebimento pelo Sul 2500MW
Barra B 765 kV Foz do Iguaçu, das 05h30min às 17h00min do dia 14/10. O desligamento está previsto para manutenção preventiva em chaves seccionadoras. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão e a geração deverão ser iguais ou inferiores aos valores indicados a seguir:
Geração Itaipu 60 Hz 4800MW
LT 750 kV Ivaiporã - Itaberá ( FSE ) 5800MW
LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã C2, das 07h00min às 17h00min do dia 15/10.
O desligamento está previsto para substituição do conjunto de contrabalanço de chave seccionadora e substituição de mancais de colunas rotativas em chaves seccionadoras. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão e a geração deverão ser iguais ou inferiores aos valores indicados a seguir:
Geração Itaipu 60 Hz 4000MW LT 750 kV Ivaiporã - Itaberá ( FSE ) 4000MW
Recebimento pelo Sul 2500MW
Seção de Barra de 440kV Bauru TV11 - SP, diariamente da 0h00min às 07h00min do dia 14 até 17/10.
O desligamento está previsto para manutenção preventiva geral no seccionador 10529-76 relativo ao travessão 1 do disjuntor P1. Para garantir a segurança do SIN, a geração deverá ser igual ou inferior aos valores indicados a seguir:
Porto Primavera + Taquaruçu 1560MW
Ilha Solteira 2400 MW
Água Vermelha 1000 MW
Jupiá 440 kV + T. Irmãos 1200 MW
Capivara 210 MW
Disjuntor 440 kV de Assis, das 05h40min às 16h20min do dia 15/10.
O desligamento está previsto para verificação de anomalia no circuito de corrente do TC. Para garantir a segurança do SIN, a geração deverá ser igual ou inferior aos valores indicados a seguir:
Porto Primavera + Taquaruçu 1400 MW
Ilha Solteira + T. Irmãos 2600 MW
Água Vermelha 1000 MW
Jupiá 440 kV 1000 MW
Seção de Barra 500 kV Samambaia, das 06h45min às 16h45min do dia 15/10. O desligamento será realizado para realização de teste funcional em chave seccionadora. Para garantir a segurança do SIN, os fluxos no sistema de transmissão da região Centro-Oestedeverão obedecer a seguinte restrição:
-300 MW < F(SM-SB 1 + 2 + 3) < 900 MW
onde F (SM-SB 1 + 2 + 3) é o somatório dos fluxos dos 3 circuitos da LT 500 kV Serra da Mesa - Samambaia, positivo neste sentido.
4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que implicam
em perdas de grandes blocos de carga.
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 nas duas primeiras semanas e a revisão das previsões da 3ª a 5ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal, calculados a partir destes dados. Além disso, os novos totais de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão em curso, são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são apresentados, por subsistema, na Tabela 6-1 e na Tabela 6-2 .
Para a semana a previsão de carga de energia é de 29.787 MW médios no subsistema SE/CO e 7.719 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 3,7% para o SE/CO e 4,4% para o Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª de outubro (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês, uma carga de 29.544 MW médios para o SE/CO e de 7.635 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em setembro indicam acréscimos de 1,6% no SE/CO e 1,8% no Sul.
A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 7.235 MW médios e no Norte 3.428 MW médios. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 1,5% para o subsistema Nordeste e 1,4% no subsistema Norte. Com a revisão da 3ª a 5ª semana de outubro (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 7.195 MW médios para o Nordeste e 3.423 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em setembro indicam acréscimos de 2,5% no Nordeste e 0,3% no Norte.
Tabela 6-1: Carga de Energia por Região – MWmed
(*)Expectativa de fechamento da semana com base em dados verificados até o dia 10/10 e previsão para os dias 11, 12 e 13/10.
Tabela 6-2: Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed
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 07 a 13/10 e as previsões para a semana de 14 a 20/10.
A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, 19/10, com valor em torno de38.500 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 10.900 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 49.000 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min na mesma quinta-feira conforme apresentado na Tabela 6-3 a seguir.
No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 14/10, com valor em torno de 8.800 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 3.850 MW, devendo ocorrer no dia 17/10, terça-feira. Para o Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no dia 14/10, sábado, entre 18h00min e 19h00min e deverá atingir valores da ordem de 12.450 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 6-3 a seguir.
Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.
Tabela 6-3: Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW
Anexos AnexosAnexos 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 para o mês de outubro.
Anexo IV Desligamentos na Malha de Transmissão Anexo V Limites de Transmissão
ANEXO I – Controle de Tensão
As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.
• IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste • IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste • IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste-Centro • IO-ON.NNE - Operação Normal da Região Norte/Nordeste
• IO-ON.SSE- Controle de Tensão na Rede de Operação Sul/Sudeste/Centro Oeste • IO-ON.S.5SU - Procedimento para Operação do Sistema de Suprimento aos Estados
da Região Sul – Regime Normal
• IO-ON.SE.5RJ – Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo
• IO-ON.SE.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília em Regime Normal
• IO-ON.SE.2GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso em Regime Normal
• IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo; • IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo;
• IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba • IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kV da Região do Rio Grande • IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais • IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste
ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas
Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica
(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção;
(3) Valores de inflexibilidade associados ao consumo mínimo dos contratos de carvão; (4) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página);
(5) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo combustível.
(6) Inflexibilidade declarada pelo Agente (565 MW) não atende aos limites da Resolução MME nº 153/2005 (217 MW). (7) Usina com indisponibilidade de combustível, conforme declaração do Agente.
Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO
FINAL
(Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L
Angra 1 (1 x 657 MW ) --- --- --- 520 520 520 520 N U C L E A R Angra 2 (1 x 1350 MW ) --- --- --- 1080 1350 1350 1350 J. Lacerda A1 (2 x 50 MW ) (4) (4) --- 25 25 25 25 J. Lacerda A2 (2 x 66 MW ) (1) (2) (3) --- --- --- 33 33 33 33 J. Lacerda B (2 x 131 MW ) (1) (3) --- (4) --- 220 220 220 220 J. Lacerda C (1 x 363 MW ) (3) --- --- --- 320 320 320 320 Charqueadas (4 x 18 MW ) (2) (3) --- --- --- 24 24 24 24 P. Médici A (2 x 63 MW ) (1) (3) (4) (4) --- 100 100 100 100 P. Médici B (2 x 160 MW ) (3) --- --- --- 220 220 220 220 S. Jerônimo (2 x 5 + 1 x 10 MW ) (2) (3) --- --- --- 9 9 9 9 C A R V Ã O Figueira (2 x 10 MW ) (3) --- --- --- 13 13 13 13 S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- S. Cruz Diesel (1 x 166 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Igarapé (1 x 131MW ) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Brasília (1 x 4 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Nutepa (3 x 8 MW ) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Ó LE O Alegrete (2 x 33 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Carioba (2 x 18 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari (5 x 69 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- --- N.Piratininga (3 x 96 MW + 1 x 97 MW ) (7) --- --- --- 0 --- --- --- Campos (2 x 16 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- W . Arjona (3 x 40 MW + 2 x 35 MW ) (5) (4) (4) (4) 0 150 150 30 Cuiabá (2 x 154 + 1 x 184 MW ) (7) (4) (4) --- 0 --- --- --- Eletrobolt (8 x 48 MW ) (7) --- --- --- 0 --- --- --- Termomacaé (20 x 46,13 MW ) (7) --- --- --- 0 --- --- --- Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW ) --- --- --- 84 84 84 84 Uruguaiana (2 x 187 + 1 x 264 MW ) (6) --- --- --- 565 217 217 217 Ibirité (1 x 150 MW + 1 x 85 MW ) --- --- --- 0 135 135 135 C. Jereissati (4 x 55 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- FAFEN (3 x 30 MW + 1 x 61MW ) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Canoas (1x 160 MW ) (7) --- --- --- 0 --- --- --- Araucária (2 x 167 MW + 135 MW ) --- --- --- 467 467 467 467 Termobahia (1 x 186 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Três Lagoas (4 x 60 MW ) (2) (7) --- --- --- 0 --- --- --- Norte Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW ) --- --- --- 400 400 400 400 Norte Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW ) --- --- --- 10 100 100 100 Norte Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW ) --- --- --- 0 200 200 200 Norte Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Termopernambuco (3 x 212,5 MW ) --- --- --- 153 153 153 153 G Á S Termorio (5 x 123,25 MW + 1 x 176,8 MW )(7) --- --- --- 0 --- --- ---
Para melhor entendimento, registram-se a seguir os motivos que determinaram os despachos em função de restrições elétricas:
William Arjona:
Valor necessário para eliminar cortes de carga, quando de contingências na malha de transmissão de suprimento ao Mato Grosso do Sul.
Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica
Pesada Média Leve
William Arjona 5 x 30 MW (1) 5 x 30 MW (1) 1 x 30 MW (1)
Obs: Valores referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária.
(1) Estes valores deverão ser alterados para 1 x 32 MW nos patamares de carga pesada e média e nulo em carga leve, após a entrada das LTs 230kV Nova Porto Primavera – Imbirussú e Nova Porto Primavera – Dourados, da LT 440kV UHE Porto Primavera – SE Nova Porto Primavera C1 e C2 e dos TRs 440/230kV – 2 x 450MVA na SE Nova Porto Primavera e 230/138kV - 2 x 150MVA na SE Imbirussú, prevista para o dia 16/10/2006.
Jorge Lacerda:
Valor necessário para evitar cortes de carga, quando de contingências simples, sendo a mais severa na carga pesada a perda da LT 230kV Lageado Grande - Siderópolis e na carga média a perda da maior unidade geradora.
Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica
Pesada Média Leve
J.Lacerda A1 1 X 25 MW 1 X 25 MW 0
J.Lacerda A2 0 0 0
J.Lacerda B 0 1 X 80 MW 0
J.Lacerda C 0 0 0
Total 25 MW 105 MW 0
Obs: Corresponde à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas.
P. Médici:
Valor necessário para evitar cortes de carga no sul do estado do Rio Grande do Sul, quando de contingências simples, sendo a mais severa a perda na contingência da LT 230kV Alegrete – Livramento.
Despacho Mínimo Necessário
Usina Térmica Pesada Média Leve
P. Medici A 1 X 25 MW 1X 25 MW 0
P. Medici B 0 0 0
Total 25 MW 25 MW 0
Obs.: Considerando a transferência de 70MW para o Uruguai pela Conversora de Rivera.
Durante o período de carga leve, necessidade de haver uma máquina sincronizada.
Cuiabá:
A geração para atender as restrições elétricas é dimensionada de modo a evitar a violação das inequações de Recebimento do Mato Grosso e proceder ao controle do carregamento da transformação de Coxipó.
Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica
Pesada Média Leve
Cuiabá 70* 85* 0
Obs: Valores referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária.
* No caso de indisponibilidade da geração da UTE Cuiabá, será ativado o ECE de Coxipó.
(*) O Agente informou que a usina encontra-se indisponível.
ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração da Revisão 2 do PMO para o mês de outubro/06, semana operativa de 14/10/2006 a 20/10/2006
Tabela 0-2: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)
(*) Em conformidade com o Ofício nº 043/2003 – SRG/ANEEL de 05/03/2003. (**) Disponibilidades de acordo com Portaria MME 153 de 30/03/2005.
CUSTO VARIÁVEL USINA TÉRMICA (R$/MWH) NUCLEAR Angra 1 17,48 Angra 2 12,61 CARVÃO (*) J. Lacerda A1 200,17 J. Lacerda A2 160,03 J. Lacerda B 155,00 J. Lacerda GG 116,10 Charqueadas 191,08 P. Médici A e B 115,90 S. Jerônimo 248,31 Figueira 186,72 ÓLEO S. Cruz 293,62 S. Cruz Diesel 596,44 Igarapé 432,70 Carioba 937,00 Brasília 1047,38 Nutepa 596,00 Alegrete 546,40 W illiam Arjona 776,79 GÁS Cam açari 153,72 Piratininga 1 e 2 395,71 Nova Piratininga 180,00 W illiam Arjona 197,85 Cuiabá 6,40 Cam pos 223,28 Araucária 219,00 Eletrobolt 100,40 Term omacaé 97,15 Juiz de Fora 250,00 Uruguaiana 92,90 Ibirité 77,46 C. Jereissati 82,72 Fafen 71,26 Canoas 110,48 Fortaleza 75,28 Três Lagoas 110,48 Term obahia 87,12 Norte Fluminense 1 10,50 Norte Fluminense 2 42,60 Norte Fluminense 3 74,40 Norte Fluminense 4 108,00 Term opernambuco 65,00 Term orio 124,77 INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (**)
CIEN I – 240,81 MW (Argentina 1A) 43,02
CIEN I – 14,9 MW (Argentina 1B) 206,11 CIEN II – 131,82 MW (Argentina 2A , 2B e 2C) 53,07 CIEN II – 13,18 MW (Argentina 2D) 205,99
ANEXO IV – Desligamentos na Malha de Transmissão
Dos desligamentos programados para a semana, e já analisados, destacam-se os seguintes, por envolverem programação especial do sistema:
--- Barra B4 500 kV Itaipu 60 Hz ITAIPU de 05h00min às 24h00min do dia 15/10
Motivo: Manutenção preventiva.
O despacho total das unidades conectadas na barra A4 deverá ser de no máximo 2100MW..
---
BARRA BP1 de UMBARÁ – 230kV e DISJUNTOR 114 E 002 de UMBARÁ – 230kV, das 08h00min do dia 14 às 17h00min do dia 15
Motivo: Pintura no disjuntor CTA-1 e TP da Barra-1 230kV, e manutenção na chave secc. 29-113 do interligador de
barra 230kV.
A fim de evitar a ocorrência de sobrecarga em regime normal de operação na LT 230kV Curitiba – Umbará C.2, recomenda-se:
CARGA PESADA E PONTA DE SÁBADO:
MANTER A GERAÇÃO (UHE GOV. PARIGOT DE SOUZA + UTE ARAUCÁRIA) > 400MW CARGA MÉDIA:
MANTER A GERAÇÃO ( UHE GOV. PARIGOT SOUZA + UTE ARAUCÁRIA) > 200MW.
--- TRANSFORMADOR 2 230/69kV – 50MVA NOVA PRATA 2, das 11h45min às 17h00min do dia 14
Motivo: Realizar medições nos tis, verificar circuito de proteção por ter ocorrido desarme do dj do tr-2 e não ter
sinalizado a proteção.
A eventual perda do TR 230/69kV remanescente provocará o corte das cargas atendidas a partir da SE Nova Prata 2, com valores máximos de cerca de 45MW.
--- TRANSFORMADOR 2 230/69kV – 50MVA NOVA PRATA 2, das 07h45min às 17h00min do dia 15
Motivo: Realizar medições nos ti s, verificar circuito de proteção por ter ocorrido desarme do dj do tr-2 e não ter
sinalizado a proteção.
A eventual perda do TR 230/69kV remanescente provocará o corte das cargas atendidas a partir da SE Nova Prata 2, com valores máximos de cerca de 35MW.
--- LT 230kV P. ALEGRE 4 – P. ALEGRE 10 E SB B - 230KV P. ALEGRE 10, das 07h45min às 16h45min do dia 15
Motivo: Manutenção corretiva na seccionadora 1089-4 (linha) do módulo da lt 230kv porto alegre 4 na se porto
alegre 10 pelo fabricante "spig".
A fim de minimizar o corte de carga em caso de perda da LT 230kV Gravataí 2 – P.Alegre 10 recomenda-se: - Manter o anel 69kV entre as SEs P. Alegre 10 e P. Alegre 6 aberto no terminal da SE P. Alegre 10.
A eventual perda da LT 230kV P. ALEGRE 6 – P. ALEGRE 4 provocará o ilhamento da SE 230kV de Porto Alegre 4, com o conseqüente corte destas cargas no montante de aproximadamente 60MW.
A eventual perda da LT 230kV GRAVATAÍ 2 – P. ALEGRE 10 levará ao corte das cargas atendidas pela SE P. Alegre 10 no montante aproximado de 70MW.
A eventual perda do TR 230/69KV DA SE P. ALEGRE 10 levará ao corte das cargas atendidas pelo 69kV da P. Alegre 10 no montante aproximado de 50MW.
A eventual perda da LT 230KV GRAVATAÍ 2 – P. ALEGRE 10 E LT 230KV P. ALEGRE 6 – P.ALEGRE 4 levará ao corte das cargas atendidas pelas SEs P. Alegre 4 e P. Alegre 10 no montante aproximado de 130MW.
---
TR 230/138kV TAQUARA, das 07h45min às 17h00min do dia 15
Motivo: Retornar à operação o módulo da fase C do TR-1, após ser submetido à manutenção e liberar módulo
reserva do TR-1 para ser submetido à manutenção.
MANTER A GERAÇÃO NAS PCH DE CANASTRA E BUGRES A MAIS ELEVADA O POSSÍVEL
A eventual perda da LT 138kV TAQUARA – CACHOEIRINHA poderá provocar instabilidade nas máquinas do Sistema Salto, levando à perda total da geração e conseqüente interrupção no atendimento às cargas das regiões atendidas pelas PCH Canastra e Bugres, em um montante de 50 MW. Em caso de indisponibilidade de longa duração, após a recomposição do Sistema Salto, este passará a atender de forma isolada as cargas da região de Gramado, Canela, São Francisco, Três Coroas, Parobé e Taquara.
A eventual perda da PCH CANASTRA provocará a redução das tensões das SE atendidas a partir da SE Três Coroas, mantendo-se, contudo, em níveis superiores a 90%, não sendo esperada a ocorrência de cortes de carga. A eventual perda da LT 138kV CACHOEIRINHA – CIDADE INDUSTRIAL poderá provocar instabilidade nas máquinas do Sistema Salto, levando à perda total desta geração. A perda deste elemento levará à perda generalizada da carga atendida a partir das SE Cachoeirinha, Três Coroas e Taquara, cujo montante aproximado é de 80MW. Após a recomposição do Sistema Salto, parte da carga poderá ser atendida por estas usinas.
--- LT 230kV DOURADOS – GUAÍRA, REATOR 2 SE DOURADOS – 230kV e DJ 230kV 742 E 744, das 05h45min às 17h15min do dia 12
Motivo: Substituição de cabos condutores para recapacitação.
Em função da entrada em operação da LT 230kV N. P. Primavera – C.G. Imbirussu, LT 230kV N. P. Primavera – Dourados e dos TRS 440/230kV da SE N. P. Primavera, temos as seguintes situações:
A) SEM A ENTRADA EM OPERAÇÃO DA LT 230KV N. P. PRIMAVERA – C.G. IMBIRUSSU, LT 230KV P. PRIMAVERA – DOURADOS E DOS TR 440/230KV DA SE P. PRIMAVERA.
A fim de minimizar o corte de carga pela atuação do ECE nas SEs Dourados das Nações e Dourados Alvorada, devido a perda da LT 230kV Dourados – Anastácio ou LT 138kV Rosana – Dourados das Nações, recomenda-se: A1) CONSIDERANDO O REATOR 1 DA SE DOURADOS FORA DE OPERAÇÃO.
PARA CARGA NO ESTADO DO MATO GROSSO DO SUL ENTRE 370MW E 400MW, MANTER PELO MENOS 4 UNIDADES GERADORAS EM OPERAÇÃO NA UTE WILLIAN ARJONA, COM GERAÇÃO MAXIMIZADA
A2) CONSIDERANDO O REATOR 1 DA SE DOURADOS EM OPERAÇÃO.
PARA CARGA NO ESTADO DO MATO GROSSO DO SUL ENTRE 350MW E 390MW, MANTER PELO MENOS 4 UNIDADES GERADORAS EM OPERAÇÃO NA UTE WILLIAN ARJONA, COM GERAÇÃO MAXIMIZADA
A eventual perda da LT 230KV DOURADOS – ANASTÁCIO OU LT 138KV ANASTÁCIO – AQUIDAUANA OU TR 230/138KV ANASTÁCIO provocará redução de tensão em todo o estado do Mato G. do Sul, podendo ocorrer a atuação do ECE existente na SE D. Alvorada, com o corte de cerca de 5MW.
A eventual perda da LT 138KV DOURADOS DAS NAÇÕES – ROSANA provocará redução de tensão em todo o estado do Mato G. do Sul, podendo ocorrer a atuação do ECE existente na SE Dourados Alvorada, com o corte de cerca de 5MW. Adicionalmente, verifica-se o corte das cargas das SEs Ivinhema e Nova Andradina, em um montante máximo de cerca de 20MW, contudo, esta conseqüência já ocorre mesmo para o sistema completo, uma vez que estas SEs são atendidas a partir de uma derivação da LT 138kV Rosana – Dourados das Nações.
A eventual perda DA LT 138KV AQUIDAUANA – CAMPO GRANDE IMBIRUSSU C1 E C2 levará a ocorrência de tensões reduzidas no estado do Mato Grosso do Sul com atuação dos ECEs da SE Dourados Alvorada e SE Dourados das Nações com corte aproximado de 15MW. Mesmo após o corte automático de carga são esperadas tensões inferiores a 70% na região de Corumbá e 80% na região de Dourados, podendo levar a corte generalizado das cargas da região de Corumbá, com montantes da ordem de 70MW. A fim de recuperar o nível de tensão, caso não ocorra o corte generalizado de cargas, recomenda-se:
