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- Planejamento da Operação Energética Planejamento da Operação Elétrica - Anual Curva de Aversão ao Risco
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- Contratos Apuração dos Serviços e Encargos da Transmissão Implantação da Medição para Faturamento Serviços Ancilares Simulação de Tarifas
Análise da Semana - 30/07/2005 a 05/08/2005
Para esta semana, a previsão de carga própria de energia é de 27.873 MWmed para o subsistema SE/CO e de 7.355 MWmed para o subsistema Sul, indicando acréscimos de 0,7% para o subsistema SE/CO e 2,1% para o subsistema Sul, em relação aos valores verificados na semana anterior.
A demanda máxima semanal para o Sudeste/Centro-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, 11/08, com valor em torno de 36.900 MW. Para o Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 10.250 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira.
A previsão de carga própria de energia para o subsistema Nordeste é de 6.508MWmed, indicando variação positiva de 1,0% em relação ao valor verificado na semana anterior. Para o Norte, a previsão de 3.102 MWmed indica variação positiva de 0,5% em relação ao valor verificado na semana anterior.
A demanda máxima semanal do Nordeste deverá ocorrer na quinta-feira, 11/08, com valor em torno de 8.100 MW. Para o Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 3.500 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 09/08.
- Condições Hidrológicas
- Geração e Intercâmbio
- Análise da Carga
- Evolução do Armazenamento
- Análise de Desempenho
- Novos Equipamentos
- Principais Ocorrências e Perturbações
- Condições Hidrológicas
- Projeção de Carga
- Política de Operação Eletroenergética
- Evolução do Armazenamento
- Figura 1 - Intercâmbios Regionais e Internacionais
- Quadro 1 - Balanço Energético Semanal
- Quandro 2 - Energia Natural Afluente - ENA
- Quadro 3 - Energia Natural Afluente - ENA
- Quadro 4 - Energia Armazenada - EAR (% Energia Armazenada Máxima)
Análise da Semana - 30/07/2005 a 05/08/2005
Condições Hidrológicas
As vazões naturais verificadas ao final da semana para a região Sudeste (18.834MWmed) foram acima do previsto em cerca de 1%. As vazões naturais verificadas ao final da semana para as regiões Sul (5.481MWmed), Nordeste (3.091MWmed) e Norte (1.407MWmed) foram abaixo do previsto em cerca de 41%, 2% e 1%.
Geração e Intercâmbios
Políticas de transferência de energia entre regiões:
A política de operação definida no Programa Mensal de Operação para a semana operativa de 30/07 a 05/08/05 estabeleceu a região Sul como exportadora de energia para a região SE/CO, no montante de cerca de 547 MWmed.
O recebimento de energia pela região Nordeste seria dimensionado de forma a atender aos requisitos de segurança da operação elétrica, bem como às inflexibilidades hidráulicas e térmicas da região e à recomposição de lastro físico.
A região Nordeste apresentaria, no período de 30/07 a 05/08/2005, um recebimento mínimo da ordem de 100 MW, 700MW e 800 MW, respectivamente, nos períodos de carga leve, média e pesada, para atender requisitos de segurança elétrica, decorrente dos serviços necessários para a entrada em operação da LT 500KV Sapeaçu-Camaçari II. Além disso, haveria um recebimento de energia adicional da ordem de 609 MW, visando a recomposição do lastro físico.
Desta forma podemos destacar que:
Região Sul
A carga da região Sul verificou-se 212 MWmed inferior à prevista.
A geração térmica verificou-se 134 MWmed acima da prevista. Embora a UTE J. Lacerda C tenha apresentado inflexibilidade acima da declarada no PMO, a UTE Canoas, cujo despacho não estava previsto, apresentou geração, para atendimento ao processo de recomposição de lastro físico do subsistema NE.
Em função dos cenários hidrológicos e de armazenamentos das regiões Sul, SE/CO e da UHE Itaipu, aquela usina não alocou energia na região Sul. Houve sim a exportação de energia para o SE/CO, no montante de 164 MWmed; 383 MWmed abaixo da previsão.
Houve o recebimento de 44 MWmed do Paraguai, através do contrato ANDE-COPEL (Acaray).
A geração hidráulica da região verificou-se então 772 MWmed inferior ao valor previsto.
Região Sudeste/Centro-Oeste
A carga da região verificou-se 597 MWmed abaixo da prevista.
A UHE Itaipu alocou no SE/CO um montante de energia 1249 MWmed superior ao previsto, em função dos cenários hidrológicos e de armazenamentos das regiões SE/CO, Sul, e da própria UHE Itaipu.
Houve o recebimento de 164 MWmed provenientes da região Sul, bem como o envio de 400 MWmed do SE/CO para a região Norte. Para a região Nordeste, o SE/CO enviou 971 MWmed, conforme adiante detalhado.
A geração térmica da região verificou-se 128 MWmed abaixo dos valores esperados. A UTE Cuiabá teve sua geração reduzida para controle do Fluxo Mato Grosso – FMT.
A geração hidráulica verificou-se então 1165 MWmed abaixo da prevista.
Região Norte
A carga da região Norte verificou-se dentro da previsão, com um desvio positivo de apenas 25 MWmed.
Ocorreu o envio de 84 MWmed para a região Nordeste e o recebimento de 400MWmed provenientes do SE/CO.
A geração hidráulica verificou-se então 480 MWmed acima da esperada.
Região Nordeste
A carga da região apresentou-se 90 MWmed abaixo da previsão.
O recebimento de energia pela região Nordeste verificou-se 625 MWmed superior à faixa esperada. Parte deste recebimento ocorreu devido a restrições elétricas inerentes à intervenção em um disjuntor 500 kV da SE Camaçari II; parte ocorreu para compensação de lastro físico.
Houve geração por inflexibilidade nas UTEs FAFEN, Termo-Ceará e Termo-Pernambuco. Ao todo foram disponibilizados 294 MWmed de geração térmica para a região.
A geração hidráulica verificou-se então 692 MWmed abaixo do valor esperado.
Análise da Carga
As cargas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foram de 27.685 MWmed e 7.206 MWmed respectivamente, o que representa acréscimos de 1,3% para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e 1,8% para o subsistema Sul, em relação aos valores verificados na semana anterior.
Os valores verificados, quando comparados com os previstos, apresentam variações negativas de 2,1% para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e 2,9% para o subsistema Sul.
No subsistema Nordeste, verificou-se uma carga de 6.441 MWmed, o que representa variação negativa de 0,2% em relação ao valor verificado na semana anterior. Para o subsistema Norte, o valor de 3.087 MWmed representou variação positiva de 1,5% em relação à semana anterior. Os valores verificados, quando comparados com os previstos, apresentam decréscimo de 1,4% no subsistema Nordeste e acréscimo de 0,8% no subsistema Norte.
Evolução do Armazenamento
Na região Sudeste, as vazões naturais verificaram-se acima dos valores previstos e a geração hidráulica fechou a semana abaixo da previsão. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 0,2% abaixo do esperado. Este resultado decorre do armazenamento em 30/07 (nível de partida para esta semana operativa) ter-se verificado inferior ao valor previsto por ocasião do Plano Mensal de Operação.
Na região Sul, tanto as vazões naturais quanto a geração hidráulica fecharam a semana abaixo dos valores previstos. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 2,8% abaixo do esperado.
Na região Nordeste, tanto as vazões naturais quanto a geração hidráulica fecharam a semana abaixo dos valores previstos. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 0,8% acima do esperado.
Na região Norte, as vazões naturais verificaram-se abaixo dos valores previstos, e a geração hidráulica fechou a semana acima da previsão. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 0,9% abaixo do esperado.
Análise de Desempenho
O sistema elétrico operou de forma normal, atendendo aos requisitos de controle de tensão, freqüência, carregamentos e segurança operacional, exceto nas perturbações relatadas no item “Principais Ocorrências”.
Novos Equipamentos
No dia 01/08/02005 a ANEEL autorizou o início de operação comercial da UG 3 da UHE Aimorés, com potência nominal de 110 MW, a partir de 30/07/2005 e da UG 1 da UHE Santa Clara (PR), com potência nominal de 60 MW, a partir de 31/07/2005.
No dia 05/08/2005 foram iniciados os testes de comissionamento da UG 20 da UHE Tucuruí, de propriedade da Eletronorte, com potência nominal de 375 MW.
Principais Ocorrências e Perturbações
Na semana de 30/07/2005 a 05/08/2005, não foram verificadas ocorrências significativas com origem na Rede de Operação do Sistema Interligado Nacional – SIN.
Diretrizes para a operação da Semana - 06/08/2005 a 12/08/2005
Condições Hidrológicas
A previsão de vazões naturais para a próxima semana, quando comparada com os valores verificados na semana anterior, apresenta decréscimos de 9% para a região Sudeste, e acréscimos de 10% e 13% respectivamente para as regiões Sul e Norte. Não foram previstas variações significativas para a região Nordeste.
Projeção de Carga
Para esta semana, a previsão de carga própria de energia é de 27.873 MWmed para o subsistema SE/CO e de 7.355 MWmed para o subsistema Sul, indicando acréscimos de 0,7% para o subsistema SE/CO e 2,1% para o subsistema Sul, em relação aos valores verificados na semana anterior.
A demanda máxima semanal para o Sudeste/Centro-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, 11/08, com valor em torno de 36.900 MW. Para o Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 10.250 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira.
A previsão de carga própria de energia para o subsistema Nordeste é de 6.508MWmed, indicando variação positiva de 1,0% em relação ao valor verificado na semana anterior. Para o Norte, a previsão de 3.102 MWmed indica variação positiva de 0,5% em relação ao valor verificado na semana anterior.
A demanda máxima semanal do Nordeste deverá ocorrer na quinta-feira, 11/08, com valor em torno de 8.100 MW. Para o Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 3.500 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 09/08.
Política
de Operação Eletroenergética
Políticas de transferência de energia entre regiões:
Em função do período seco vigente na região SE/CO, não há previsão de vertimentos nos reservatórios da bacia do rio Paraná, que compreende as sub-bacias dos rios Grande, Paranaíba, Tietê e Paranapanema. Em caso de necessidade de vertimentos, estes serão devido ao controle de nível em reservatórios a fio d’água, ou para o atendimento a restrições operativas.
Da mesma forma, na bacia do rio São Francisco (médio), não há previsão de vertimentos.
A política de operação definida no Programa Mensal de Operação para a semana operativa de 06 a 12/08/05 estabelece a região Sul como exportadora de energia para a região SE/CO, no montante de cerca de 1009 MWmed.
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, para esta semana, foi abatido do volume inicial informado pelo Agente, para as 00:00h do dia 06/08/2005, 1,0% do volume útil do Reservatório de Sobradinho, que corresponde ao volume total estocado para recomposição do lastro. Cabe registrar que o processo de recomposição de lastro deverá continuar sendo efetuado, ao longo da semana operativa de 06 a 12/08/2005, com a programação de geração da UTE Três Lagoas, num montante de 189MW.
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.
Política de operação energética para as bacias:
- Bacia do Rio Grande : A geração das usinas da bacia deverá ser usada prioritariamente para atendimento aos requisitos de carga, porém evitando-se a ocorrência de vertimentos nas usinas a fio d’água.
- Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas da bacia deverá ser dimensionada de forma a garantir as condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná.
- Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Jurumirim deverá ser maximizada, tendo em vista a manutenção de longa duração na unidade geradora nº 2. Os valores de geração das UHEs Chavantes e Capivara deverão ser dimensionados para atender aos requisitos de afluência da UHE Itaipu.
- Bacia do Rio Paraná: Os valores de geração das UHEs Ilha Solteira, Jupiá e Porto Primavera deverão ser dimensionados para atender aos requisitos de afluência à UHE Itaipu.
- Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Itumbiara e São Simão será usada prioritariamente para atendimento aos requisitos de carga. A geração das UHEs Emborcação e Nova Ponte devem constituir último recurso para fechamento do balanço energético da região.
- Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada de forma a atender aos requisitos operativos em seu reservatório. A geração das UHEs Sobradinho e Itaparica deverá ser dimensionada para manter a coordenação hidráulica da cascata.
- Bacia do Rio Tocantins: Desde o dia 01/06/05, a geração da UHE Serra da Mesa vem sendo programada com duas unidades geradoras em seu valor mínimo, nos períodos de carga leve e média, bem como três unidades geradoras, em seu valor máximo, por três horas, no período de ponta. Tal operação objetiva definir as bordas do rio Tocantins, a jusante da usina, para formação das praias fluviais, para os meses de julho e agosto. A geração das UHEs Cana Brava e Lajeado será dimensionada em função de suas disponibilidades energéticas. A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em função de suas disponibilidades.
- Bacias da Região Sul: A UHE Machadinho deverá ser operada a fio d’água, ou seja, turbinando sua vazão afluente, visando manter seu armazenamento em torno de 95% Earmax.
Na hipótese das afluências à UHE Machadinho serem inferiores à vazão turbinada mínima de 1 unidade geradora (300m³/s), será necessário o uso dos estoques armazenados em seu reservatório para manter a usina operando com 1 unidade geradora , com geração mínima.
Caso o cenário hidrológico permaneça desfavorável, o deplecionamento do reservatório da UHE Machadinho, mantendo-se a geração de 1 unidade geradora em seu valor mínimo, ocorrerá até que o reservatório atinja 20% EARmáx. Nesta hipótese, serão elaborados estudos conjuntos com a Tractebel, visando analisar a conveniência de se desligar a usina, mantendo-se a defluência ambiental (100 m 3/s), através de operações de vertimento.
Com os armazenamentos atuais, não há, no curto prazo, reflexos energéticos do enchimento do reservatório da UHE Barra Grande na operação das usinas do rio Iguaçu. Assim sendo, esta bacia deverá operar visando evitar a ocorrência de vertimentos, principalmente em função do aumento das afluências incrementais às usinas a fio d’água, S. Caxias e S. Osório.
A geração das usinas do rio Iguaçu será utilizada para fazer o fechamento da carga da região Sul, bem como para definir o valor do fornecimento de energia para a região SE/CO. A geração das UHEs Passo Fundo e GPS estará maximizada, e a geração da usina da bacia do rio Jacuí será dimensionada para atender aos requisitos da área Rio Grande do Sul.
Evolução do Armazenamento
Em função das previsões de afluências, das projeções de carga própria das regiões Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, e das diretrizes eletroenergéticas apresentadas, a expectativa para o final da semana, 12/08, é de um armazenamento de 75,7% para o Sudeste, 89,5% para a região Sul e 81,4% para a região Nordeste.
A expectativa para Tucuruí, na região Norte, ao final da semana, é de um armazenamento de 84,1% VU.
Quadro 1 - Balanço Energético Semanal
Quadro 1 - Balanço Energético Semanal
| Período | Semana: de 30/07 a 05/08/2005 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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Quadro 2 - Energia Natural Afluente - ENA
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ENA TOTAL - Energia Natural Afluente Total; ENA Controlada
- ENA excluída a Energia Vertida;
% MLT - Percentual da ENA Média de Longo Termo
Quadro 3 - Energia Natural Afluente - ENA
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ENA TOTAL - Energia Natural Afluente Total; ENA Controlada
- ENA excluída a Energia Vertida;
% MLT - Percentual da ENA Média de Longo Termo
Quadro 4 - Energia Armazenada - EAR (% Energia Armazenada Máxima)
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Região Sudeste/Centro-Oeste - Energia Armazenada
Região Sul - Energia Armazenada
Região Nordeste - Energia Armazenada
Região Norte/Tucuruí - Energia Armazenada
Estrutura da Demanda
Quadro 5 - Carga Própria de Energia - MWmed
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Quadro 6 - Demanda Máxima Instantânea - MW
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