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Análise da Semana - 03/01/2009 a 09/01/2009
O subsistema Sul apresentou carga 888 MWmed abaixo da prevista. A geração térmica foi 73 MWmed inferior à previsão, e a geração eólica foi de 33 MWmed. Nesta semana, a UHE Itaipu alocou 745 MWmed no subsistema Sul. O Subsistema Sul não realizou intercâmbio com o subsistema SE/CO nesta semana. Nesta semana foi realizada exportação de 7 MWmed para o Sistema Elétrico Uruguaio. A geração hidráulica verificou-se então 3.339 MWmed superior à previsão.
- 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
- Quadro 2 - Energia Natural Afluente - ENA
- Quadro 3 - Energia Natural Afluente - ENA
- Quadro 4 - Energia Armazenada - EAR (% Energia Armazenada Máxima)
Análise da Semana - 03/01/2009 a 09/01/2009
Condições Hidrológicas
Para os subsistemas Sudeste (54.670 MWmed), Sul (4.430 MWmed), Nordeste (14.332 MWmed) e Norte (6.005 MWmed), as vazões verificadas na última semana foram inferiores às previstas em 14%, 13%, 14% e 22%, respectivamente.
Geração e Intercâmbios
A transferência de energia para a região Nordeste foi dimensionada visando a minimização da geração da UHE Sobradinho e das usinas situadas a jusante, respeitando-se as restrições de defluência mínima, operativas e de coordenação hidráulica da cascata.
Em função da reversão do quadro hidrológico na UHE Tucuruí, sua geração foi explorada no máximo de sua disponibilidade, em todos os períodos de carga.
A geração da UHE Itaipu foi dimensionada em função das afluências a usina, buscando a recuperação do nível de armazenamento de seu reservatório sempre que as disponibilidades energéticas do SIN permitirem.
As disponibilidades energéticas da região SE/CO foram utilizadas prioritariamente, sendo as disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí situadas na região Sul exploradas para fechamento do balanço energético do SIN.
Os resultados da Revisão 1 do PMO de janeiro/09 indicaram, para a semana de 03/01/2009 a 09/01/2009, despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, as UNEs Angra 1 e Angra 2 e as UTEs M. Covas, Colorado (indisponíveis, conforme declaração dos respectivos Agentes) e Norte Fluminense 1. Na região Sul, foram despachadas em todos os patamares de carga as conversoras de Garabi 1A, 2A, 2B e 2C (indisponíveis conforme Resolução Normativa ANEEL nº 224, de 20/06/2006). Na região Nordeste, não houve despacho por ordem de mérito.
Desta forma podemos destacar que:
Região Sul
O subsistema Sul apresentou carga 888 MWmed abaixo da prevista. A geração térmica foi 73 MWmed inferior à previsão, e a geração eólica foi de 33 MWmed. Nesta semana, a UHE Itaipu alocou 745 MWmed no subsistema Sul. O Subsistema Sul não realizou intercâmbio com o subsistema SE/CO nesta semana. Nesta semana foi realizada exportação de 7 MWmed para o Sistema Elétrico Uruguaio. A geração hidráulica verificou-se então 3.339 MWmed superior à previsão.
Região Sudeste/Centro-Oeste
A carga da região SE/CO apresentou-se 2.530 MWmed abaixo da prevista.
A UHE Itaipu alocou no subsistema SE/CO 7.266 MWmed, valor este superior ao montante previsto em 3.408 MWmed.
O subsistema SE/CO exportou 1.521 MWmed para os subsistemas Nordeste e Norte.
A geração térmica verificou-se 208 MWmed acima da prevista.
A geração hidráulica apresentou-se então 2.222 MWmed inferior à previsão.
Região Norte
A carga do subsistema Norte apresentou desvio positivo de 9 MWmed em relação à sua previsão.
Foi verificado um intercâmbio (exportação) liquido de 954 MWmed com os demais subsistemas.
A geração hidráulica apresentou-se então 242 MWmed abaixo da prevista.
Região Nordeste
A carga do subsistema Nordeste apresentou desvio negativo de 132 MWmed em relação à prevista.
As gerações térmica e eólica do Nordeste foram de 228 MWmed e 16 MWmed, respectivamente.
O subsistema Nordeste recebeu um intercâmbio de 2.475 MWmed.
A geração hidráulica verificou-se então 4.049 MWmed abaixo do montante previsto.
Análise da Carga
As cargas de energia dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foram de 29.114 MWmed e 7.989 MWmed, o que representou respectivamente, acréscimos de 9,9% e 8,1%, em relação aos valores verificados na semana anterior. Os valores verificados quando comparados com os previstos, apresentaram variações negativas de 5,6% para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 7,9% para o subsistema Sul. Essas variações estão associadas à baixa atividade econômica ocorrida após as comemorações do feriado de Ano Novo, e a ocorrência de temperaturas inferiores as previstas em algumas capitais durante alguns dias.
No subsistema Nordeste verificou-se uma carga de energia de 7.494 MWmed, o que acarretou acréscimo de 7,5% em relação ao valor verificado na semana anterior. Para o subsistema Norte, a carga de energia verificada de 3.617 MWmed acarretou acréscimo de 2,9% em relação à carga verificada na semana anterior. Os valores verificados quando comparados com os previstos, resultaram em variação negativa de 0,3% para o subsistema Nordeste e variação positiva de 1,0% para subsistema Norte.
Evolução do Armazenamento
No subsistema Sudeste, as vazões naturais afluentes e a geração hidráulica verificaram-se abaixo dos valores previstos. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 2,0% abaixo do esperado.
No subsistema Sul, as vazões naturais afluentes verificaram-se abaixo dos valores previstos e a geração hidráulica verificou-se acima dos valores previstos. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 5,6% abaixo do esperado.
No subsistema Nordeste, as vazões naturais afluentes e a geração hidráulica verificaram-se abaixo dos valores previstos. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 2,8% acima do esperado.
No subsistema Norte, as vazões naturais afluentes e a geração hidráulica verificaram-se abaixo dos valores previstos. O balanço ao final da semana resultou em um armazenamento 3,3% abaixo do esperado.
Análise de Desempenho
A operação do Sistema Interligado Nacional – SIN transcorreu dentro da normalidade, atendendo aos requisitos de controle de tensão, freqüência, carregamentos e segurança operacional, exceto nos períodos das perturbações relatadas no item “Principais Ocorrências”.
Novos Equipamentos
Nesse período, não foi verificada a entrada em operação de novas instalações, equipamentos ou linhas de transmissão na Rede Básica do SIN.
Principais Ocorrências e Perturbações
Interrupção de cargas no Estado de São Paulo:
No dia 07/01/2009, às 16h46, ocorreu o desligamento automático da LTs 88 kV Sul/Alvarenga C1 e C2. Em consequência, houve interrupção de 146 MW de cargas da Eletropaulo, na região do ABC Paulista, no Estado de São Paulo. A normalização do atendimento às cargas foi concluída às 17h48. A causa do desligamento foi queda de árvore sobre a LT. Não houve envolvimento da Rede de Operação do SIN.
Interrupção de cargas no Distrito Federal:
No dia 08/01/2009, às 16h22, ocorreu o desligamento automático da LT 138 kV Brasília Sul/Brasília Norte C1, desligando o barramento B de 138 kV da SE Brasília Sul e todos os equipamentos conectados a ele. Em consequência, houve interrupção de aproximadamente 327 MW de cargas da CEB, na região da cidade de Brasília, no Distrito Federal. A normalização do atendimento às cargas foi iniciada às 16h32 e concluída às 17h13. A causa está sendo pesquisada pelo ONS e agentes envolvidos.
Interrupção de cargas no Estado do Maranhão:
No dia 08/01/2009, às 19h30, ocorreu o desligamento automático da LT 500 kV Presidente Dutra/São Luiz II C1, desligando o barramento 1 de 500 kV da SE Presidente Dutra e as LTs 230kV Presidente Dutra/Peritoró e Peritoró/Miranda II. Às 19h40, ocorreu o desligamento da LT 500 kV Presidente Dutra/São Luiz II C2, com consequente desligamento das SEs 230 kV São Luiz I e Miranda II. Em consequência, houve interrupção de 1100 MW de cargas, sendo 766 MW de cargas dos consumidores industriais Alumar (746 MW) e CVRD (20 MW) e 344 MW de cargas residenciais da Cemar, no Estado do Maranhão. A normalização do atendimento às cargas foi iniciada às 20h06 e concluída às 21h00. A causa foi queda de torre da LT 500 kV Presidente Dutra/São Luiz II C1, causada pela retirada dos cabos de sustentação da referida torre. Suspeita-se de ato de vandalismo. Esta ocorrência está sendo pesquisada pelo ONS e agentes envolvidos.
Interrupção de cargas nos Estados de Alagoas e Sergipe:
No dia 08/01/2009, às 22h56, ocorreu o desligamento automático da LT 230 kV Rio Claro II/Penedo, desligando toda a SE Penedo. Em consequência, houve interrupção de 101 MW de cargas da Ceal e de 11 MW de cargas da Energisa Sergipe, nos Estados de Alagoas e Sergipe, respectivamente. A normalização do atendimento às cargas foi iniciada às 22h57 e concluída às 23h11. A causa está sendo pesquisada pelos envolvidos.
Diretrizes para a operação da Semana - 10/01/2009 a 16/01/2009
Condições Hidrológicas
As vazões previstas para os aproveitamentos do subsistema Sudeste quando comparadas com os valores verificados na semana anterior, apresentam decréscimos de 1%. As vazões previstas para os aproveitamentos dos subsistemas Sul, Nordeste e Norte quando comparadas com os valores verificados na semana anterior, apresentam acréscimos de 70%, 27% e 15%, respectivamente.
Projeção de Carga
Para esta semana, a previsão de carga de energia de 30.460 MWmed para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 9.024 MWmed para o subsistema Sul, indicam respectivamente, acréscimos de 4,6% e 13,0% quando comparados aos valores verificados na semana anterior.
A demanda máxima semanal para o Sudeste/Centro-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 15/01, com valor em torno de 37.300 MW. Para o Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 10.800 MW, e deverá ocorrer na mesma quinta-feira.
A previsão de carga de energia para o subsistema Nordeste de 7.681 MWmed e de 3.618 MWmed para subsistema Norte, indicam respectivamente, variação positiva de 2,5% e variação nula frente aos valores verificados na semana anterior.
A demanda máxima semanal do Nordeste deverá ocorrer no sábado, dia 10/01, com valor em torno de 9.100 MW. Para o Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.100 MW, e deverá ocorrer no mesmo sábado.
Política de Operação Eletroenergética
Políticas de transferência de energia entre regiões:
A transferência de energia para a região Nordeste será dimensionada visando a minimização da geração da UHE Sobradinho e das usinas situadas a jusante, respeitando-se as restrições de defluência mínima, operativas e de coordenação hidráulica da cascata.
A geração da UHE Tucuruí será dimensionada em função das afluências a usina e de seu reservatório não operar abaixo da cota 62,00m, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
A geração da UHE Itaipu será dimensionada em função das afluências a usina, buscando a recuperação do nível de armazenamento de seu reservatório sempre que as disponibilidades energéticas do SIN permitirem.
As transferências de energia para a região Sul serão dimensionadas em função do comportamento das afluências às bacias da região SE/CO. As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí situadas na região Sul serão exploradas para fechamento do balanço energético do SIN.
Os resultados da Revisão 2 do PMO de janeiro/09 indicaram, para a semana de 10/01/2009 a 16/01/2009, despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, as UNEs Angra 1 e Angra 2 e as UTEs M. Covas, Colorado (indisponíveis, conforme declaração dos respectivos Agente) e Norte Fluminense 1 e 2. Na região Sul foram despachadas em todos os patamares de carga as conversoras de Garabi 1A, 2A, 2B e 2C (indisponíveis conforme Resolução Normativa ANEEL nº 224, de 20/06/2006). Na região Nordeste, não houve despacho por ordem de mérito.
Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.
Diretrizes para operação energética das bacias:
- Bacia do Rio Paranaíba: A geração da UHE São Simão será utilizada prioritariamente. A geração da UHE Nova Ponte, Itumbiara e Emborcação será utilizada para fechamento do balanço energético da região Sudeste/C.Oeste, nessa ordem de prioridade.
- Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, Mascarenhas de Moraes será utilizada prioritariamente, sendo a geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha utilizada para fechamento do balanço energético da região Sudeste/C.Oeste, nessa ordem de prioridade.
- Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada em função do comportamento das afluências, visando o atendimento das restrições operativas existentes em seus reservatórios.
- Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Jurumirim deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. A geração da UHE Chavantes e Capivara deverá ser maximizada nos períodos de carga média e pesada.
- Bacia do Rio Paraná: A geração da UHE Itaipu será dimensionada em função das afluências ao seu reservatório. A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera será utilizada para possibilitar a regularização necessária da afluência a UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas e de uso múltiplo em seus reservatórios.
- Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias será maximizada em função das elevadas afluências ao seu reservatório e da ocorrência de vertimentos para controle do seu nível de armazenamento. A geração da UHE Sobradinho e das usinas a jusante deverá ser minimizada, respeitando-se as restrições de defluência mínima, operativas e de coordenação hidráulica da cascata. Desta forma o recebimento de energia da região NE será dimensionado para fechamento do balanço energético da região.
- Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá será dimensionada em função das afluências a usina e de seu reservatório náo operar abaixo da cota 62,00m, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.
- Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí serão exploradas para fechamento do balanço energético do SIN.
Evolução do Armazenamento
Em função das previsões de afluências e das projeções de carga própria para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, e das diretrizes eletroenergéticas apresentadas, a expectativa para o final da semana, 16/01, é de armazenamentos de 60,8% para o Sudeste, 73,7% para o Sul e 52,8% para o Nordeste.
A expectativa para Tucuruí, no subsistema Norte, ao final da semana, é de um armazenamento de 33,4% VU.
Quadro 1 - Balanço Energético Semanal
Quadro 1 - Balanço Energético Semanal
| Período | Semana: de 03/01/2009 a 09/01/2009 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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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)
| DATA | SUL | SUDESTE/C.OESTE | NORTE | NORDESTE | ||||
| Prev. | Verif. | Prev. | Verif. | Prev. | Verif. | Prev. | Verif. | |
| 02/01 | 79,5 | 73,8 | 55,7 | 56,6 | 32,8 | 36,1 | 42,5 | 45,9 |
| 09/01 | 76,5 | 70,9 | 60,4 | 58,4 | 41,3 | 38,0 | 47,2 | 50,0 |
| Previsão 16/01 | 73,7 | - |
60,8 | - |
40,3 | - |
52,5 | - |
| Meta PMO 31/01 | 85,0 | - | 66,9 | - | 51,2 | - | 60,3 | - |
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 de Energia - MWmed
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Quadro 6 - Demanda Máxima Instantânea - MW
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