CURVA DE OPERAÇÃO DA
REGIÃO NORTE –
CON 2011/2015
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Rua da Quitanda, 196 - Centro
20091-005 Rio de Janeiro RJ
Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444
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ONS NT 129/2010
CURVA DE OPERAÇÃO DA
REGIÃO NORTE –
CON 2011/2015
OUTUBRO/2010
Sumário
1
Objetivo e Introdução
4
2
Conclusões / Recomendações
9
3
Premissas Básicas
12
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
Premissas e Dados Específicos
Afluências às UHEs Tucuruí e Serra da Mesa
Defluência da UHE de Serra da Mesa
Unidades Geradoras Disponíveis
Carga
Geração Térmica
Geração Adicional de Pequenas Usinas
Exportação/Importação de Energia da Região
Norte no Período 2011-2012
Níveis Mínimos de Segurança
12
12
13
13
13
14
14
4.8
5
5.1
5.2
5.3
Obtenção da Curva de Operação da Região
Norte
Determinação dos níveis de armazenamento
requeridos para o reservatório de Tucuruí
Determinação dos níveis de armazenamento
requeridos para o reservatório de Serra da
Mesa
Curva de Operação da Região Norte - CON
Anexo I – Geração Térmica – Região Norte
14
15
16
17
17
18
20
Anexo II – Limites de Intercâmbios Entre Regiões Para
o Período Janeiro/2011 a Dezembro/2015
21
Lista de figuras, quadros e tabelas
ONS
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1
Objetivo e Introdução
O objetivo desta Nota Técnica é subsidiar o processo de Audiência Pública a ser
conduzido pela ANEEL para uso da Curva de Operação do Norte CON 2011/2015 a partir de 01 de janeiro de 2011.
A Resolução GCE nº 109, de 24 de janeiro de 2002, atribui ao ONS o papel de
definir, em conjunto com MME, ANEEL e ANA, um mecanismo de representação
de aversão a risco de racionamento. Essa disposição foi incorporada à legislação
do Setor Elétrico por meio da Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004, Artigo 1º,
parágrafo 4º, inciso III. Presentemente, esse mecanismo consiste em Curvas Bianuais de Aversão a Risco - CAR para o Sistema Interligado Nacional - SIN, as
quais estabelecem requisitos de energia armazenada, em base mensal, adotados como referência de segurança para o atendimento do SIN, utilizando os recursos energéticos de custos mais elevados, de forma a preservar a segurança
do atendimento à carga.
Esta Nota Técnica apresenta a CON proposta para o Subsistema Norte no período 2011-2015, com período de abrangência de junho a dezembro de cada ano.
A construção desta CON tomou por base os dados do Programa Mensal de Operação – PMO de setembro/2010 e informações mais atualizadas referentes a:
−
Carga de energia elaborada pelo ONS e pela EPE para a 2ª Atualização
Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética – Ano 2010;
−
Limites de transmissão inter-regionais calculados pelo ONS para a 2ª Atualização Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética – Ano
2010, descritos na NT ONS 107/2010 - Limites de Transferência de Energia
entre Regiões e Geração Térmica por Restrições Elétricas para o período
2010/2014 e apresentados no Anexo II;
−
•
Disponibilidade de geração térmica adotada no PMO de setembro/2010 considerando a recuperação da disponibilidade da oferta de gás natural para geração térmica com base no Termo de Compromisso - TC assinado entre a Petrobrás e a ANEEL, conforme Ata da 3º Reunião Semestral do
TC em 08/06/2010, e Ofício nº 121, de 24 de junho de 2010, e valores de
disponibilidade observada definidos pelas Resoluções Normativas nº 231, de
19 de setembro de 2006, e nº 237, de 28 de novembro de 2006, da ANEEL e
Ofício SRG/ANEEL nº 224, de 26 de julho de 2007.
Embora a Região Norte no biênio 2011/2012 já apresente previsão de geração térmica, atendendo assim os princípios do Artigo 7º, parágrafo 9º da Resolução 109,
que preconiza o uso da CAR também nas regiões Sul e Norte, a razão pela qual o
ONS propõe o uso da Curva de Operação da Região Norte - CON, a ser consideONS
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rada no horizonte de cinco anos do Modelo NEWAVE, é garantir o principio básico de estabelecer sinais econômicos de otimização os mais adequados possíveis, durante todo o horizonte dos estudos de médio prazo através da Função de
Custo Futuro – FCF, orientando com mais precisão o modelo de curto prazo utilizado na Programação da Operação do SIN – Modelo DECOMP, permitindo assim, não só a máxima exploração do reservatório de Tucuruí ao longo de cada
ano como, simultaneamente, a minimização dos riscos de deplecionamento total
do sistema equivalente da Região Norte ao final da sua estação seca, evitandose, portanto, o comprometimento do atendimento ao mercado do SIN.
A CON representa, na prática, uma curva de requisitos mínimos de armazenamento do reservatório equivalente da Região Norte entre os meses de junho e
dezembro de cada ano do horizonte de cinco anos dos estudos de médio prazo
de planejamento da operação energética do SIN. A definição da curva apenas no
período de junho a dezembro se justifica pela não significância dos requisitos
mínimos de armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí no período janeiro a
maio, tendo em vista a alta probabilidade de vertimentos nessa usina na estação
úmida, em decorrência dos excedentes de energia natural afluente em relação à
carga e à sua capacidade de geração.
É importante destacar, no entanto, que a CON tem por premissa básica de formulação o uso de uma curva guia de operação da UHE Tucuruí – Curva de Operação de Tucuruí, calculada e revisada a cada ano para os meses de junho a novembro. Esta curva busca, na Programação Mensal, e suas revisões semanais e
diárias, explorar ao máximo a produção desta usina, com o maior deplecionamento possível do seu reservatório até novembro de cada ano, uma vez que no
período úmido seguinte (dezembro/maio) são grandes as chances de vertimento
nesta usina, conforme já comentado. Há que se considerar, no entanto, que caso
o período úmido sofra algum atraso e/ou haja um deplecionamento excessivo na
Região Norte até novembro, conjugada com uma condição hidroenergética desfavorável no restante do SIN, essa situação poderá comprometer o atendimento
à carga, principalmente no horário da ponta, em face da significativa perda de
capacidade de geração de potência da UHE Tucuruí em função do deplecionamento de seu reservatório.
O uso da CON no Modelo NEWAVE, na forma como está proposta pelo ONS,
com a mesma representação matemática da CAR, tem a propriedade de, assim
como já é feito na Programação Mensal, e suas revisões semanais e diárias, evitar o excessivo deplecionamento do reservatório equivalente da Região Norte, e
consequentemente de Tucuruí, no final na estação seca, mitigando também os
riscos de déficit dessa Região e estabelecendo uma política de intercâmbios de
energia com outras Regiões coerentes com o que de fato é praticado na programação da operação, ou seja, a importação da Região Norte durante o período
ONS
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seco deverá ser suficiente para limitar o deplecionamento de Tucuruí à sua Curva de Operação.
ONS
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É importante destacar que existem diferenças peculiares nas características hidroenergéticas da Região Norte em relação às demais Regiões, quais sejam:
•
•
•
•
Regularização anual, enquanto as demais são plurianuais;
Acentuada redução de oferta de energia natural afluente na estação seca
em razão da recessão hidrológica (relação de praticamente 9 para 1 entre
a estação chuvosa e seca, respectivamente);
Expressiva perda de capacidade de ponta em função do deplecionamento
de Tucuruí; e
Excesso de energia natural afluente no período úmido em relação à carga
e à capacidade de geração, levando à altas probabilidades de vertimentos
neste período.
Portanto, para as demais Regiões, em função da regularização plurianual e da
menor abundância de energia natural afluente no período úmido em relação à
carga, existem maiores incertezas quanto aos vertimentos nesse período, o que
faz com que a energia armazenada acima da CAR de cada Região, ao final de
cada estação seca, tenha valor estratégico para o período úmido subsequente,
reduzindo assim a dependência das condições de atendimento à carga a este
período. Na Região Norte, ao contrário, estoques muito acima da CON poderão
ser vertidos na estação chuvosa subsequente, em detrimento de uma menor importação dessa Região no período seco.
Considerando que as características hidroenergéticas da Região Norte se mantém no horizonte de médio prazo e que a regularização do reservatório de Tucuruí é anual, a proposta do ONS é de que a CON seja utilizada durante todo o horizonte de médio prazo – 2011 a 2015, uma vez que estas restrições operativas
se repetem a cada ano.
É importante notar que a não representação de uma Curva de Operação do Norte no NEWAVE com, o uso concomitante das CARs nos demais Subsistemas,
tende a agravar a ocorrência de déficits nessa Região em virtude da maior prioridade implicitamente sinalizada para o armazenamento nas demais Regiões do
SIN. Consequentemente, com o uso da CON, as políticas operativas obtidas no
NEWAVE, traduzidas pelas funções de custo futuro, tornam-se mais robustas,
expressando de forma mais aderente a realidade operativa e, assim, aumentando a confiança no uso dessas funções na etapa seguinte do planejamento da
operação, referente ao curto prazo, por meio do Modelo DECOMP.
O uso da CON, junto com as CAR nas demais Regiões, também traz maior robustez nos resultados dos estudos de planejamento de médio prazo, permitindo,
inclusive, que os indicadores das condições de atendimento à carga do Plano
ONS
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Anual da Operação Energética – PEN, e suas atualizações, sejam aderentes aos
resultados dos estudos de médio prazo que suportam os PMOs.
A não inclusão da CON no modelo NEWAVE, aliada à representação das CARs
dos demais Subsistemas, resulta em maior prioridade do uso dos recursos energéticos dessa Região e, consequentemente, na indicação de maior deplecionamento ao final da estação seca e maiores riscos de déficits do que nos demais
Subsistemas, o que conflita com o princípio adotado pelo ONS no planejamento
e operação do SIN de procurar manter o equilíbrio, entre Regiões, da segurança
do atendimento.
ONS
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Conclusões / Recomendações
•
ONS
Embora a Região Norte no biênio 2011/2012 já apresente previsão de geração térmica, atendendo assim os princípios do Artigo 7º, parágrafo 9º
da Resolução 109, que preconiza o uso da CAR também nas regiões Sul
e Norte, a razão pela qual o ONS propõe o uso da Curva de Operação da
Região Norte - CON, a ser considerada no horizonte de cinco anos do
Modelo NEWAVE, é garantir o principio básico de estabelecer sinais econômicos de otimização os mais adequados possíveis, durante todo o horizonte dos estudos de médio prazo através da Função de Custo Futuro –
FCF, orientando com mais precisão o modelo de curto prazo utilizado na
Programação da Operação do SIN – Modelo DECOMP, permitindo assim,
não só a máxima exploração do reservatório de Tucuruí ao longo de cada
ano como, simultaneamente, a minimização dos riscos de deplecionamento total do sistema equivalente da Região Norte ao final da sua estação
seca, evitando-se, portanto, o comprometimento do atendimento ao mercado do SIN.
●
Em função da característica hidrológica da Região Norte, com a ocorrência de vazões elevadas no período úmido no rio Tocantins, que possibilita
a recuperação total do reservatório de Tucuruí ao final da estação úmida,
torna-se suficiente a análise em ciclo anual para esse aproveitamento. A
ocorrência de vertimentos, durante o período úmido, torna os valores da
Curva de Operação, em cada ano, independentes dos obtidos no ano posterior, e dependentes apenas do nível mínimo estabelecido para o reservatório de Tucuruí ao final da estação seca. Por essa razão, é considerada a ocorrência das afluências do ano mais desfavorável em Tucuruí ao
final da estação seca, neste caso o ano hidrológico de 1963, que apresenta o pior dezembro do histórico, com atraso no início da estação úmida.
●
A restrição mais severa do atendimento à Região Norte corresponde aos
níveis mínimos de água em Tucuruí ao final do período seco. Esses níveis
mínimos de armazenamento do reservatório de Tucuruí, conjugados com
uma estratégia de exportação e importação de energia ao longo do ano
que garanta o atendimento à carga de ponta desse Subsistema, devem
ser observados durante a fase de elaboração do PMO, por meio da representação individualizada de restrições de volumes mínimos operativos de
Tucuruí no modelo computacional DECOMP;
●
Em função da mudança dos limites de recebimento dessa Região, decorrente da entrada em operação do 3º circuito da interligação Norte-Sul (durante o mês de abril de 2008), não se antevê a necessidade de níveis mínimos em Tucuruí para atendimento aos requisitos de ponta que sejam
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maiores que o nível mínimo de segurança a partir de dezembro de 2009
(10% do Volume Útil – V.U.);
ONS
●
A Curva de Operação da Região Norte é diferente em 2011 e 2012. A partir de 2012, até o final de 2014, por não haver alteração significativa nos
limites de recebimento, a Curva de Operação da Região Norte permanece
idêntica a 2012 nos anos subsequentes;
●
De forma a tornar possível a representação da restrição do reservatório de
Tucuruí no Subsistema equivalente da Região Norte do modelo computacional NEWAVE, é necessário definir requisitos mínimos de armazenamento para o reservatório de Serra da Mesa, tendo em vista o vínculo hidráulico existente entre esses reservatórios;
●
A Curva de Operação da Região Norte resulta da composição de níveis
mínimos de armazenamento no reservatório de Tucuruí, de forma a assegurar o atendimento à carga de energia e ponta da Região Norte e, complementarmente, de níveis mínimos de armazenamento do reservatório de
Serra da Mesa que assegurem a defluência necessária à manutenção dos
níveis de Tucuruí;
●
O ano de 1963 apresenta a pior afluência observada no histórico no mês
de dezembro em Tucuruí, correspondente a 32% MLT. Esta é a condição
mais desfavorável de atendimento à carga da Região Norte nesse mês,
requerendo o recebimento de energia de outras Regiões. Essa mesma série apresenta uma energia natural afluente de 74% MLT para a média anual, e de 61% MLT ao longo do segundo semestre;
●
A violação da Curva de Operação indica a necessidade de antecipação da
suspensão de fornecimentos ou do início de recebimentos de outras Regiões;
●
A determinação da Curva de Operação da Região Norte em cada ano se
faz pela composição do primeiro ano de uma curva bianual de Serra da
Mesa, determinada com as afluências da série histórica de 1963 e descargas correspondentes à geração de uma máquina nos primeiros cinco
meses (janeiro a maio), duas máquinas nos três meses seguintes (junho a
agosto) e três máquinas no terceiro quadrimestre (setembro a dezembro);
●
A inclusão da Curva de Operação da Região Norte no modelo NEWAVE
resulta na adequação da política operativa aos procedimentos já praticados pelo ONS, na elaboração do PMO, por meio de uma curva de operação do reservatório de Tucuruí, e visa à melhor exploração de seus recur-
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sos energéticos, considerando as características hidrológicas do rio Tocantins. Sua adoção também reduz significativamente os riscos de déficit
calculados para a Região Norte, bem como seus efeitos sobre os demais
Subsistemas;
●
Recomenda-se que os requisitos mínimos de armazenamento da Curva de
Operação da Região Norte, bem como os do reservatório de Tucuruí, esses últimos determinantes para a segurança do atendimento à carga da
Região Norte, possam ser revistos a qualquer ocasião, em decorrência de
fatos relevantes que alterem de forma significativa as premissas adotadas
nessa Nota Técnica;
●
Recomenda-se os seguintes requisitos mínimos de armazenamento mensal para a Curva de Operação da Região Norte:
Curva de Operação da Região Norte – CON 2011-2015 (% EAR máx)
31/jan 28/fev 31/mar 30/abr 31/mai 30/jun 31/jul 31/ago 30/set 31/out 30/nov 31/dez
2011
-
-
-
-
-
83%
69%
48%
40%
30%
23%
17%
2012
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
2013
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
2014
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
2015
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
●
ONS
Ponto importante é o requisito regulatório que se faz necessário para o
uso da CON, na medida em que a regulamentação atual específica para
uso das CAR, uma curva bianual, atualizada anualmente, estabelece procedimentos e mecanismos de ressarcimento dos gastos adicionais com a
geração fora da ordem de mérito, programada para a não violação destas
curvas. A diretriz de não violação da CON, uma curva plurianual, atualizada também a cada ano, embora, como já comentado, se busque na programação da operação o tangenciamento da curva de operação de Tucuruí a ela associada, de forma a maximizar a exploração desse reservatório, pode, eventualmente, comandar alterações na política de intercâmbios
e/ou geração térmica fora da ordem de mérito das indicadas no âmbito da
Programação Mensal - PMO, o que exigirá mecanismos que dêem respaldo regulatório ao ONS.
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3
Premissas Básicas
A Curva de Operação da Região Norte foi determinada adotando-se as seguintes
premissas básicas, além daquelas específicas dessa Região:
4
●
Consideração da disponibilidade máxima de exportação da Região Norte
para as Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste no período úmido. Estes valores são utilizados para a elaboração das Curvas de Aversão a
Risco dessas Regiões;
●
Cronograma de obras de geração conforme o Programa Mensal de Operação – PMO de setembro/2010, segundo os procedimentos estabelecidos
pela Resolução GCE nº 109 e a oferta adicional de geração conforme determinado em reunião colegiada no DMSE/CMSE/MME em 18/08/2010,
com participação do MME, ANEEL, EPE, CCEE e ONS;
●
Carga de energia projetada para a 2ª Atualização Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética – Ano 2010, utilizada no PMO de
setembro/2010.
Premissas e Dados Específicos
Foram adotados no presente estudo as seguintes premissas e dados específicos
para a Região Norte:
4.1
Afluências às UHEs Tucuruí e Serra da Mesa
Adoção das afluências do ano de 1963, conforme Tabela 4.1-1, a seguir, correspondente ao pior dezembro da série histórica de Tucuruí, com 32% MLT, quando
se verificaram afluências de 74% MLT em termos anuais, e 61% MLT no 2º semestre, caracterizando-se atraso do início do período úmido.
Tabela 4.1-1 Afluências (m ³/s) das UHEs Serra da Mesa e Tucuruí – Ano de 1963
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
S. da Mesa 1.250 1.320
679
490
354
246
192
149
118
107
272
398
Tucuruí
ONS
15.237 18.315 19.080 13.466 10.780 5.448 3.753 2.840 2.122 1.775 2.245 2.764
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4.2
Defluência da UHE de Serra da Mesa
Considerou-se um perfil típico de vazões turbinadas na UHE Serra da Mesa, conforme Tabela 4.2-1, a seguir. Devido às altas afluências incrementais a jusante
dessa usina durante o período úmido, que possibilitam a minimização de suas
defluências, bem como ao esvaziamento do reservatório de Tucuruí na grande
maioria de observações históricas no período seco, o perfil típico de defluências
nessa usina corresponde à geração de uma máquina nos primeiros cinco meses
(janeiro a maio), duas máquinas nos três meses seguintes (junho a agosto) e
três máquinas no terceiro quadrimestre (setembro a dezembro).
Tabela 4.2-1 Defluência (m ³/s) da UHE Serra da Mesa
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
2011
350
350
350
350
350
650
650
650
900
900
900
900
2012
350
350
350
350
350
650
650
650
900
900
900
900
Os valores de defluência para a UHE Serra da Mesa contemplam o pior cenário
de operação da usina, antecipando em um mês a geração hidráulica com três
máquinas.
4.3
Unidades Geradoras Disponíveis
Para níveis na barragem de Tucuruí inferiores à cota 61,03 m, equivalente a
26,0% do volume útil do reservatório, apenas quatro unidades geradoras da
fase II de Tucuruí estão disponíveis para operação. Para níveis inferiores à cota
60,36 m, equivalente a 23,6% V.U., a segunda casa de força é desligada.
4.4
Carga
A carga considerada no estudo está detalhada na Tabela 4.4-1, a seguir. A média anual para 2011 é de 4.221 MW médios, o que representa um acréscimo de
8,9% em relação à carga de 2010. Para 2012 a média prevista é de
4.431 MW médios.
Tabela 4.4-1 Carga (MW médios)
JAN
ONS
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ MÉDIA
2011
4.194 4.184 4.172 4.172 4.243 4.248 4.214 4.256 4.268 4.253 4.240 4.202 4.221
2012
4.403 4.392 4.380 4.380 4.454 4.460 4.425 4.468 4.481 4.465 4.452 4.412 4.431
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4.5
Geração Térmica
A Tabela 4.5-1, a seguir, apresenta o despacho de geração térmica máximo adotado para o Subsistema Norte.
Tabela 4.5-1 Geração térmica máxima (MW médios)
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ MÉDIA
2011
306
306
306
306
306
306
306
306
306
306
306
306
306
2012
648
648
648
648
648
648
648
648
648
648
648
648
648
As disponibilidades da geração térmica para o Subsistema Norte, detalhadas por
usinas, encontram-se no Anexo I.
4.6
Geração Adicional de Pequenas Usinas
A geração adicional do Subsistema considerada no estudo se restringe aos montantes relativos à geração de pequenas usinas e são apresentados na Tabela
4.6-1, a seguir.
Tabela 4.6-1 Geração Adicional (MW médios)
4.7
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
MÉDIA
2011
41
44
51
48
42
36
32
29
28
30
40
43
39
2012
41
44
51
48
42
36
32
29
28
30
40
43
39
Exportação/Importação de Energia da Região Norte no Período 20112012
A Tabela 4.7-1, a seguir, apresenta a exportação/importação de energia da Região Norte, considerando-se as premissas adotadas para determinação da CON.
Valores positivos indicam exportação e valores negativos indicam importação.
Estes valores são utilizados para a elaboração das CARs das Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.
ONS
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Tabela 4.7-1 Exportação/Importação de Energia da Região Norte (MW médios)
JAN
FEV
2011
340
2012
480
MAR ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
MÉDIA
2.650 3.300 3.490 2.520
820
0
0
-1.710 -1.850 -1.850 -1.850
488
2.800 3.450 3.630 2.650
820
0
0
-1.130 -1.710 -1.710 -1.710
631
Os valores de intercâmbio correspondentes ao período 2013-2013 são irrelevantes para a elaboração da curva de operação de Tucuruí no mesmo período, pois
se adotou, por critério, a manutenção da curva de operação de Tucuruí de 2012
para os demais anos. Isto se justifica por não haver modificação no requisito mínimo de Tucuruí ao final da estação seca a partir de dez/2011, bem como porque
os crescimentos de carga podem ser compensados por variações de intercâmbio
sem alterar o perfil da curva.
Observa-se que no período de fevereiro a maio de 2011, na ocorrência do ano
1963, tem-se uma disponibilidade para exportação elevada. Na sua determinação foram consideradas as restrições de atendimento à demanda instantânea.
Com níveis de armazenamento reduzidos, a altura de queda é insuficiente para
que se possa praticar valores de suprimento mais elevados, depois de atendida
a carga local.
Nos meses de setembro a dezembro de 2011, os resultados da simulação indicam valores necessários de importação pela Região Norte da ordem de
1.815 MW médios, de forma a garantir o nível de 10% ao final de dezembro.
Na ocorrência do cenário hidrológico correspondente à série de 1963 e mantendo-se defluências de 350 m3/s na UHE Serra da Mesa, a Região Norte deverá
ser exportadora de energia de janeiro a junho de 2011 e recebedora a partir de
setembro, mesmo com o aumento da defluência de Serra da Mesa para 650
m³/s, entre junho e agosto, e 900 m³/s no terceiro quadrimestre.
4.8
Níveis Mínimos de Segurança
Para ambos os reservatórios da Região Norte, adotou-se o nível mínimo de segurança de 10% V.U..
ONS
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5
Obtenção da Curva de Operação da Região Norte
O comportamento hidrológico da bacia do rio Tocantins, com grandes afluências
registradas a cada período úmido, permite a geração de excedentes de energia e
o reenchimento total do reservatório da UHE Tucuruí ao final da estação úmida,
mesmo na ocorrência da pior série do histórico de vazões no período seco, o que
torna o sistema da Região Norte exportador líquido de energia, face à proporcionalidade dessa oferta hídrica em relação à carga da Região. Essas características, aliadas ao fato do armazenamento equivalente de energia dessa Região incluir uma parcela importante alocada no reservatório de Serra da Mesa, conformam a metodologia para a determinação da Curva de Operação dessa Região.
Na hipótese de ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis no rio Tocantins e do atendimento aos requisitos de carga de energia e exportação, verificase o acentuado deplecionamento do reservatório de Tucuruí, com significativa
perda de disponibilidade de potência. Torna-se necessário a verificação das
condições de atendimento à demanda máxima instantânea nesse sistema ao final de cada período seco, bem como durante o período úmido subseqüente.
Procura-se, então, garantir níveis mínimos de armazenamento nesse reservatório que assegurem o atendimento à ponta da carga da Região Norte durante esses períodos.
Supondo-se a simultaneidade de condições hidrológicas críticas nas Regiões
Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, adotada como premissa básica para a
elaboração das curvas de aversão a risco das Regiões Sudeste/Centro-Oeste e
Nordeste, é necessário determinar a máxima exportação possível de energia da
Região Norte. Esse intercâmbio deve ser limitado pela capacidade de potência
de Tucuruí que assegure o atendimento à demanda máxima instantânea da Região Norte nos meses subseqüentes.
Após o final do período úmido, verifica-se uma redução das vazões afluentes a
Tucuruí, com uma rápida queda do nível de armazenamento do reservatório e a
redução da disponibilidade de potência dessa usina. Nesse período, em alguns
meses, torna-se necessário o recebimento de intercâmbios de outras Regiões de
modo a assegurar o atendimento à demanda máxima instantânea do Subsistema
Norte ao final do ano.
A determinação da Curva de Operação da Região Norte deve compreender a
composição a sistema equivalente, com o mesmo critério adotado pelo modelo
NEWAVE (55% V.U. máximo do reservatório de Serra da Mesa), dos níveis de
armazenamento requeridos dos reservatórios de Tucuruí e Serra da Mesa, calculados conforme a metodologia descrita a seguir.
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5.1
Determinação dos níveis
reservatório de Tucuruí
de
armazenamento
requeridos
para
o
De forma a se obter os valores de níveis mensais requeridos para o reservatório
de Tucuruí, devem ser realizados cálculos determinísticos para a usina individualmente, com ciclo anual (para o ano hidrológico de 1963), considerando como
restrição, ao final da estação seca, a condição mais severa entre o nível necessário para o atendimento à demanda máxima instantânea da Região Norte e o
nível mínimo de segurança (10% V.U.).
A Figura 5.1-1, a seguir, apresenta a evolução do armazenamento do reservatório de Tucuruí na ocorrência de 74% MLT de afluência a este reservatório, correspondente ao ano de 1963, e de defluências de Serra da Mesa anteriormente
descritas, em 2011 e 2012, respectivamente.
Figura 5.1-1 Curva de Operação de Tucuruí (% V.U.) – 2011/2012
88%
Volume Útil (%)
86%
73%
70%
50%
44%
36%
35%
26%
25%
17%
17%
10%
de
z/
1
ja 0
n/
1
fe 1
v/
m 11
ar
/1
ab 1
r/1
m 1
ai
/1
ju 1
n/
11
ju
l/1
ag 1
o/
1
se 1
t/1
ou 1
t/1
no 1
v/
1
de 1
z/
1
ja 1
n/
1
fe 2
v/
m 12
ar
/1
ab 2
r/1
m 2
ai
/1
ju 2
n/
12
ju
l/1
ag 2
o/
1
se 2
t/1
ou 2
t/1
no 2
v/
1
de 2
z/
12
10%
5.2
Determinação dos níveis de
reservatório de Serra da Mesa
armazenamento
requeridos
para
o
Os requisitos de armazenamento mínimo do reservatório de Serra da Mesa em
um biênio são calculados partindo-se de um nível mínimo de segurança de
10% V.U. ao final do biênio 2011-2012, mantendo-se um perfil de afluências e
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defluências mensais da usina conforme as premissas. A composição de armazenamentos que resulta na CON da Região Norte considera apenas o primeiro ano
da curva bianual, pois o perfil de descargas em Serra da Mesa e a série histórica
de vazões afluentes do ano 1963 permanecem inalterados.
A Figura 5.2-1, a seguir, apresenta os níveis requeridos de armazenamento do
reservatório de Serra da Mesa no biênio 2011/2012.
45%
42%
39%
34%
29%
25%
22%
de
z/
1
ja 0
n/
1
fe 1
v/
m 11
ar
/1
ab 1
r/1
m 1
ai
/1
ju 1
n/
11
ju
l/1
ag 1
o/
1
se 1
t/1
ou 1
t/1
no 1
v/
1
de 1
z/
1
ja 1
n/
1
fe 2
v/
m 12
ar
/1
ab 2
r/1
m 2
ai
/1
ju 2
n/
12
ju
l/1
ag 2
o/
1
se 2
t/1
ou 2
t/1
no 2
v/
1
de 2
z/
12
Volume Útil (%)
Figura 5.2-1 Níveis requeridos do reservatório de Serra da Mesa (% V.U.) – 2011/2012
5.3
Curva de Operação da Região Norte - CON
A Curva de Operação da Região Norte apresentada na Figura 5.3-1, para o biênio 2011-2012, e na Tabela 5.3-1, ambas a seguir, resulta da composição do sistema equivalente dessa Região, de junho a dezembro de cada ano, a partir dos
níveis requeridos de armazenamento dos reservatórios de Tucuruí e Serra da
Mesa. Essa composição é realizada proporcionalmente às respectivas capacidades máximas de armazenamento, com o mesmo critério considerado no cálculo
do sistema equivalente da Região Norte adotado pelo modelo NEWAVE.
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Figura 5.3-1 Curva de Operação – Biênio 2011/2012
84%
Armazenamento (%EARmax)
83%
71%
69%
52%
48%
40%
40%
31%
30%
23%
23%
17%
de
z/
1
ja 0
n/
1
fe 1
v/
m 11
ar
/1
ab 1
r/1
m 1
ai
/1
ju 1
n/
11
ju
l/1
ag 1
o/
1
se 1
t/1
ou 1
t/1
no 1
v/
1
de 1
z/
1
ja 1
n/
1
fe 2
v/
m 12
ar
/1
ab 2
r/1
m 2
ai
/1
ju 2
n/
12
ju
l/
ag 12
o/
1
se 2
t/1
ou 2
t/1
no 2
v/
1
de 2
z/
12
17%
A Curva de Operação da Região Norte corresponde à composição da curva bianual com a repetição do ano de 2012 para o triênio 2013-2015. Os valores de requisitos de energia armazenada sistêmica para cada ano do horizonte estão apresentados na Tabela 5.3-1, a seguir.
Tabela 5.3-1 Curva de Operação 2011-2015 (% EARmáx)
31/jan 28/fev 31/mar 30/abr 31/mai 30/jun 31/jul 31/ago 30/set 31/out 30/nov 31/dez
ONS
2011
-
-
-
-
-
83%
69%
48%
40%
30%
23%
17%
2012
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
2013
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
2014
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
2015
-
-
-
-
-
84%
71%
52%
40%
31%
23%
17%
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/
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Anexo I – Geração Térmica – Região Norte
Ano 2011 (MW médios)
2011
NOVA OLINDA
TOCANTINOPOLIS
GTmax
jan
152,92
152,92
306
fev
152,92
152,92
306
mar
152,92
152,92
306
abr
152,92
152,92
306
mai
152,92
152,92
306
jun
152,92
152,92
306
jul
152,92
152,92
306
ago
152,92
152,92
306
set
152,92
152,92
306
out
152,92
152,92
306
nov
152,92
152,92
306
dez
152,92
152,92
306
abr
152,92
152,92
342,32
648
mai
152,92
152,92
342,32
648
jun
152,92
152,92
342,32
648
jul
152,92
152,92
342,32
648
ago
152,92
152,92
342,32
648
set
152,92
152,92
342,32
648
out
152,92
152,92
342,32
648
nov
152,92
152,92
342,32
648
dez
152,92
152,92
342,32
648
Ano 2012 (MW médios)
2012
NOVA OLINDA
TOCANTINOPOLIS
PORTO ITAQUI
GTmax
jan
152,92
152,92
342,32
648
fev
152,92
152,92
342,32
648
mar
152,92
152,92
342,32
648
Obs.: Os valores indicados consideram aplicação de TEIF e IP.
ONS
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Anexo II – Limites de Intercâmbios Entre Regiões Para o Período
Janeiro/2011 a Dezembro/2015
Obs.: Os valores indicados estão arredondados.
ONS
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Lista de figuras, quadros e tabelas
Figuras
Figura 5.1-1 Curva de Operação de Tucuruí (% V.U.) –
2011/2012
Figura 5.2-1 Níveis requeridos do reservatório de Serra da
Mesa (% V.U.) – 2011/2012
Figura 5.3-1 Curva de Operação – Biênio 2011/2012
17
18
19
Tabelas
Tabela 4.1-1 Afluências (m³/s) das UHEs Serra da Mesa e
Tucuruí – Ano de 1963
Tabela 4.2-1 Defluência (m³/s) da UHE Serra da Mesa
Tabela 4.4-1 Carga (MW médios)
Tabela 4.5-1 Geração térmica (MW médios)
Tabela 4.6-1 Geração Adicional (MW médios)
Tabela 4.7-1 Exportação/Importação de Energia da Região
Norte (MW médios)
Tabela 5.3-1 Curva de Operação 2011-2015 (% EARmáx)
ONS
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22
12
13
13
14
14
15
19
/
22