curva de operação da região norte ? con 2010/2014 - ANEEL

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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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��NT-204/2009

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NOVEMBRO/2009

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* �'� �%%(%�+�%�#(%� ��

� �'� �%%(%�'��( �%��%,'#-.�#�%� �� 4.1 Afluências às UHEs Tucuruí e Serra da Mesa 11 4.2 Defluência da UHE de Serra da Mesa 12 4.3 Unidades Geradoras Disponíveis 12 4.4 Carga 12 4.5 Geração Térmica 13 4.6 Geração Adicional de Pequenas Usinas 13 4.7 Exportação/Importação de Energia da Região Norte

no Período 2010-2011 13 4.8 Níveis Mínimos de Segurança 14

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��'� �/ 5.1 Determinação dos níveis de armazenamento

requeridos para o reservatório de Tucuruí 16 5.2 Determinação dos níveis de armazenamento

requeridos para o reservatório de Serra da Mesa 16 5.3 Curva de Operação da Região Norte - CON 17

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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 Bi-anuais de Aversão a Risco - CAR para o Sistema Interligado Nacional - SIN, as quais estabelecem requisitos de energia armazenada, em base mensal, adota-dos como referência de segurança para o atendimento do SIN, utilizando os re-cursos 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 perí-odo 2010-2014, com período de abrangência de junho a dezembro de cada ano. A construção desta CON tomou por base os dados do Programa Mensal de Ope-ração – PMO de setembro/2009 e informações mais atualizadas referentes a: − Carga de energia elaborada em outubro/2009 pelo ONS e pela EPE para a

2ª Atualização Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética – Ano 2009;

− Limites de transmissão inter-regionais elaborados pelo ONS para a 2ª Atuali-zação Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética – Ano 2009, descritos na NT ONS 200/2009 - Limites de Transferência de Energia entre Regiões e Geração Térmica por Restrições Elétricas para o período 2009/2013 e apresentados no Anexo III;

− Disponibilidade de geração térmica adotada no PMO de setembro/2009, con-siderando a recuperação da disponibilidade da oferta de gás natural para ge-ração térmica com base no Termo de Compromisso - TC assinado entre a Petrobrás e a ANEEL, conforme Despacho nº 1.354, de 2 de maio de 2007 e valores de disponibilidade observada definidos pelas Resoluções Normativas nº 231 de 19/09/2006 e nº 237 de 28/11/2006 da ANEEL.

Embora a Região Norte no biênio 2010/2011 já apresente previsão de geração tér-mica, 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 conside-rada no horizonte de cinco anos do Modelo NEWAVE, é garantir o principio bási-co de estabelecer sinais econômicos de otimização os mais adequados possí-veis, 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 utili-zado na Programação da Operação do SIN – Modelo DECOMP, permitindo as-


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sim, 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. A CON representa, na prática, uma curva de requisitos mínimos de armazena-mento 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 for-mulação o uso de uma curva guia de operação da UHE Tucuruí – Curva de Ope-ração de Tucuruí, calculada e revisada a cada ano para os meses de junho a no-vembro. Esta curva busca, na Programação Mensal, e suas revisões semanais e diárias, explorar ao máximo a produção desta usina, com o maior depleciona-mento 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 des-favorável 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 depleciona-mento 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, evi-tar o excessivo deplecionamento do reservatório equivalente da Região Norte, e conseqüentemente 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 progra-mação da operação, ou seja, a importação da Região Norte durante o período seco deverá ser suficiente para limitar o deplecionamento de Tucuruí à sua Cur-va de Operação.


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É importante destacar que existem diferenças peculiares nas características hi-droenergéticas 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 e 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 im-portação dessa Região no período seco. Considerando que as características hidroenergéticas da Região Norte se man-tém no horizonte de médio prazo e que a regularização do reservatório de Tucu-ruí é anual, a proposta do ONS é de que a CON seja utilizada durante todo o ho-rizonte de médio prazo – 2010 a 2014, uma vez que estas restrições operativas se repetem a cada ano. É importante notar que a não representação de uma Curva de Operação do Nor-te no NEWAVE com, o uso concomitante das CARs nos demais Subsistemas, tende a agravar a ocorrência de déficits nessa Região em virtude da maior priori-dade 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, aumentan-do 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 ro-bustez nos resultados dos estudos de planejamento de médio prazo, permitindo, inclusive, que os indicadores das condições de atendimento à carga do Plano


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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 ener-géticos dessa Região e, consequentemente, na indicação de maior depleciona-mento 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.


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• Embora a Região Norte no biênio 2010/2011 já apresente previsão de ge-

ração 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 eco-nômicos de otimização os mais adequados possíveis, durante todo o hori-zonte 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 deplecionamen-to total do sistema equivalente da Região Norte ao final da sua estação seca, evitando-se, portanto, o comprometimento do atendimento ao mer-cado do SIN.

� Em função da característica hidrológica da Região Norte, com a ocorrên-

cia 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 pos-terior, e dependentes apenas do nível mínimo estabelecido para o reser-vatório de Tucuruí ao final da estação seca. Por essa razão, é considera-da a ocorrência das afluências do ano mais desfavorável em Tucuruí ao final da estação seca, neste caso o ano hidrológico de 1963, que apresen-ta 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 repre-sentação individualizada de restrições de volumes mínimos operativos de Tucuruí no modelo computacional DECOMP;

� Em função da mudança dos limites de recebimento dessa Região, decor-

rente da entrada em operação do 3º circuito da interligação Norte-Sul (du-rante o mês de abril de 2008), não se antevê a necessidade de níveis mí-nimos 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.);

� A Curva de Operação da Região Norte é diferente em 2010 e 2011. A par-

tir 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 2011 nos anos subsequentes;

� De forma a tornar possível a representação da restrição do reservatório de

Tucuruí no Subsistema equivalente da Região Norte do modelo computa-cional NEWAVE, é necessário definir requisitos mínimos de armazena-mento para o reservatório de Serra da Mesa, tendo em vista o vínculo hi-dráulico 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 asse-gurar o atendimento à carga de energia e ponta da Região Norte e, com-plementarmente, 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 sé-rie apresenta uma energia natural afluente de 74% MLT para a média a-nual, 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 Regi-ões;

� 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 des-cargas 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 pratica-dos pelo ONS, na elaboração do PMO, por meio de uma curva de opera-ção do reservatório de Tucuruí, e visa à melhor exploração de seus recur-


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sos energéticos, considerando as características hidrológicas do rio To-cantins. 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, es-ses 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 men-

sal para a Curva de Operação da Região Norte:

Curva de Operação da Região Norte – CON 2010-2014 (% 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

2010 - - - - - 78% 66% 49% 36% 26% 21% 17%

2011 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

2012 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

2013 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

2014 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

� 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 pro-cedimentos 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, atualiza-da também a cada ano, embora, como já comentado, se busque na pro-gramação da operação o tangenciamento da curva de operação de Tucu-ruí a ela associada, de forma a maximizar a exploração desse reservató-rio, 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 respal-do regulatório ao ONS.


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A Curva de Operação da Região Norte foi determinada adotando-se as seguintes premissas básicas, além daquelas específicas dessa Região: � Consideração da disponibilidade máxima de exportação da Região Norte

para as Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste no período úmido. Es-tes valores são utilizados para a elaboração das Curvas de Aversão a Risco dessas Regiões;

� Cronograma de obras de geração conforme o Programa Mensal de Ope-

ração – PMO de setembro/2009, segundo os procedimentos estabelecidos pela Resolução GCE nº 109 e a oferta adicional de geração conforme de-terminado em reunião colegiada no DMSE/CMSE/MME em 19/08/2009, com participação do MME, ANEEL, EPE, CCEE e ONS;

� Carga de energia projetada pelo ONS e pela EPE para a 2ª Atualização

Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética – Ano 2009, de acordo com a NT ONS 185/2009.

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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, corres-pondente 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 se-mestre, caracterizando-se atraso do início do período úmido. Tabela 4.1-1 Afluências (m³/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 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, con-forme 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 (m³/s) da UHE Serra da Mesa


2010 350 350 350 350 350 650 650 650 900 900 900 900

2011 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 mé-dia anual para 2010 é de 3.906 MW médios, o que representa um acréscimo de 7,7 % em relação à carga de 2009. Para 2011 a média prevista é de 4.159 MW médios. Tabela 4.4-1 Carga (MW médios)

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ MÉDIA

2010 3.881 3.872 3.861 3.861 3.926 3.931 3.900 3.939 3.950 3.936 3.924 3.889 3.906

2011 4.133 4.123 4.112 4.111 4.181 4.186 4.153 4.194 4.206 4.191 4.179 4.141 4.159


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Adicionalmente, devido à consideração da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá a partir de novembro/2011 no Subsistema Norte foi contabilizado um balanço de energia abatendo da carga referente a essa interligação os montantes de gera-ção térmica máxima e geração hidráulica da Região. O resultado deste balanço é apresentado no Anexo I e é considerado como se fosse uma carga adicional ao Subsistema Norte.

4.5 Geração Térmica A Tabela 4.5-1, a seguir, apresenta o despacho de geração térmica adotado para o Subsistema Norte. Tabela 4.5-1 Geração térmica (MW médios)


2010 0 0 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306 255

2011 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306

As disponibilidades da geração térmica para o Subsistema Norte, detalhadas por usinas, encontram-se no Anexo II.

4.6 Geração Adicional de Pequenas Usinas A geração adicional do Subsistema considerada no estudo se restringe aos mon-tantes relativos à geração de pequenas usinas e são apresentados na Tabela 4.6-1, a seguir. Tabela 4.6-1 Geração Adicional (MW médios)


2010 38 48 52 45 41 31 31 28 28 29 33 46 38

2011 38 48 52 45 41 31 31 28 28 29 33 46 38

4.7 Exportação/Importação de Energia da Região Norte no Período 2010-

2011 A Tabela 4.7-1, a seguir, apresenta a exportação/importação de energia da Re-gião Norte, considerando-se as premissas adotadas para determinação da CON. Valores positivos indicam exportação e valores negativos indicam importação.


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Estes valores são utilizados para a elaboração das CARs das Regiões Sudes-te/Centro-Oeste e Nordeste. Tabela 4.7-1 Exportação/Importação de Energia da Região Norte (MW médios)


2010 350 2.620 3.570 3.740 3.570 790 0 0 -950 -1.550 -1.800 -1.800 712

2011 400 2.670 3.320 3.490 3.310 450 0 0 -1.540 -1.960 -2.560 -2.570 418

Os valores de intercâmbio correspondentes ao período 2012-2014 são irrelevan-tes 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 2011 para os demais anos. Isto se justifica por não haver modificação no requisito mí-nimo de Tucuruí ao final da estação seca a partir de dez/2010, 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 janeiro a maio de 2010, na ocorrência do ano 1963, tem-se uma disponibilidade para exportação elevada. Na sua determina-ção 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 2010, os resultados da simulação indi-cam valores necessários de importação pela Região Norte da ordem de 1.525 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 manten-do-se defluências de 350 m3/s na UHE Serra da Mesa, a Região Norte deverá ser exportadora de energia de janeiro a junho de 2010 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 se-gurança de 10% V.U..


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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 proporcio-nalidade dessa oferta hídrica em relação à carga da Região. Essas característi-cas, aliadas ao fato do armazenamento equivalente de energia dessa Região in-cluir uma parcela importante alocada no reservatório de Serra da Mesa, confor-mam a metodologia para a determinação da Curva de Operação dessa Região. Na hipótese de ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis no rio Tocan-tins e do atendimento aos requisitos de carga de energia e exportação, verifica-se 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 fi-nal de cada período seco, bem como durante o período úmido subseqüente. Procura-se, então, garantir níveis mínimos de armazenamento nesse reservató-rio que assegurem o atendimento à ponta da carga da Região Norte durante es-ses 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 Re-gião 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, calcu-lados conforme a metodologia descrita a seguir.


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5.1 Determinação dos níveis de armazenamento requeridos para o reservatório de Tucuruí De forma a se obter os valores de níveis mensais requeridos para o reservatório de Tucuruí, devem ser realizados cálculos determinísticos para a usina individu-almente, com ciclo anual (para o ano hidrológico de 1963), considerando como restrição, ao final da estação seca, a condição mais severa entre o nível neces-sário 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 reservató-rio de Tucuruí na ocorrência de 74% MLT de afluência a este reservatório, cor-respondente ao ano de 1963, e de defluências de Serra da Mesa anteriormente descritas, em 2010 e 2011, respectivamente. Figura 5.1-1 Curva de Operação de Tucuruí (% V.U.) – 2010/2011

5.2 Determinação dos níveis de armazenamento requeridos para o

reservatório de Serra da Mesa 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 2010-2011, mantendo-se um perfil de afluências e defluências mensais da usina conforme as premissas. A composição de armaze-

10%13%

19%

29%

44%

81%

64%

38%

27%

12%

19%

66%

10%

79%

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9jan

/10fev

/10

mar/10

abr/1

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mai/10

jun/10

jul/10

ago/1

0se

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0

nov/1

0

dez/1

0jan

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mar/11

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1

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1se

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1

nov/1

1

dez/1

1

Vol

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Útil

(%)


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namentos 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 2010/2011. Figura 5.2-1 Níveis requeridos do reservatório de Serra da Mesa (% V.U.) – 2010/2011

5.3 Curva de Operação da Região Norte - CON A Curva de Operação da Região Norte apresentada na Figura 5.3-1, para o biê-nio 2010-2011, e na Tabela 5.3-1, ambas a seguir, resulta da composição do sis-tema 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 capacida-des máximas de armazenamento, com o mesmo critério considerado no cálculo do sistema equivalente da Região Norte adotado pelo modelo NEWAVE.

46%

22%

43%39%

34%29%

25%

dez/0

9jan

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mar/10

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0

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Figura 5.3-1 Curva de Operação – Biênio 2010/2011

A Curva de Operação da Região Norte corresponde à composição da curva bia-nual com a repetição do ano de 2011 para o triênio 2012-2014. Os valores de re-quisitos de energia armazenada sistêmica para cada ano do horizonte estão a-presentados na Tabela 5.3-1, a seguir. Tabela 5.3-1 Curva de Operação 2010-2014 (% 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

2010 - - - - - 78% 66% 49% 36% 26% 21% 17%

2011 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

2012 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

2013 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

2014 - - - - - 79% 65% 45% 35% 26% 20% 17%

78%

17%

66%

26%

20%

35%

45%

65%

79%

49%

36%

26%21%

17%

dez/0

9jan

/10fev

/10

mar/10

abr/1

0

mai/10

jun/10

jul/10

ago/1

0se

t/10

out/1

0

nov/1

0

dez/1

0jan

/11fev

/11

mar/11

abr/1

1

mai/11

jun/11

jul/11

ago/1

1se

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out/1

1

nov/1

1

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1

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Ano 2011 (MW médios)


Carga - - - - - - - - - - 1.165 1.059

Geração Térmica - - - - - - - - - - 565 565

Geração Hidráulica - - - - - - - - - - 58 40

Pequenas - - - - - - - - - - 0 0

Saldo - - - - - - - - - - 543 454

Obs.1: Os valores indicados consideram aplicação de TEIF e IP.

Obs.2: O saldo indica os montantes de carga que não foram atendidos pela geração do

próprio sistema Manaus-Macapá.

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Obs.: Os valores indicados consideram aplicação de TEIF e IP.

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2010 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezNOVA OLINDA 0 0 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92TOCANTINOPOLIS 0 0 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92GTmax 0 0 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306

2011 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezNOVA OLINDA 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92TOCANTINOPOLIS 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92 152,92GTmax 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306 306


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Obs.: Os valores indicados estão arredondados.


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Figura 5.1-1 Curva de Operação de Tucuruí (% V.U.) – 2010/2011 16

Figura 5.2-1 Níveis requeridos do reservatório de Serra da Mesa (% V.U.) – 2010/2011 17

Figura 5.3-1 Curva de Operação – Biênio 2010/2011 18

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Tabela 4.1-1 Afluências (m³/s) das UHEs Serra da Mesa e Tucuruí – Ano de 1963 11

Tabela 4.2-1 Defluência (m³/s) da UHE Serra da Mesa 12 Tabela 4.4-1 Carga (MW médios) 12 Tabela 4.5-1 Geração térmica (MW médios) 13 Tabela 4.6-1 Geração Adicional (MW médios) 13 Tabela 4.7-1 Exportação/Importação de Energia da Região

Norte (MW médios) 14 Tabela 5.3-1 Curva de Operação 2010-2014 (% EARmáx) 18

Documents

curva de operação da região norte ? con 2010/2014 - ANEEL