DOU 30/10/2024 - Diário Oficial da União - Brasil
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Nº 210, quarta-feira, 30 de outubro de 2024
ISSN 1677-7042
Seção 1
2.4.1.1 Para determinação da disponibilidade máxima dos aproveitamentos no contexto do modelo de curto prazo, a disponibilidade das usinas geradoras hidráulicas e térmicas é calculada a partir
das informações dos agentes de geração e é determinística para o mês do PMO e são consideradas as reduções por manutenções programadas de acordo com cronograma informado pelo agente
de geração.
2.4.1.2 Para fins de PMO, no modelo de otimização energética de médio prazo, as declarações de cronograma de manutenções para usinas termoelétricas serão consideradas somente nos dois
primeiros anos civis e as taxas equivalentes de indisponibilidade programa a partir do terceiro ano, conforme descrito no item 2.3.2.3.
2.4.1.3 Para usinas hidroelétricas são consideradas as taxas equivalentes de indisponibilidade programada para todo o horizonte de planejamento conforme item 2.3.2.4.
2.4.2 Atualização das funções de custo futuro
2.4.2.1 A atualização das funções de custo futuro (FCF) para o PMO utiliza diversos parâmetros do modelo para otimização da operação energética de médio prazo, definidos conforme diretrizes
estabelecidos em [1].
2.4.3 Cálculo dos custos marginais de operação semanal
2.4.3.1 Os custos marginais de operação semanais são calculados diretamente pelo modelo para otimização da operação de curto prazo com base em usinas individualizadas para cada semana
operativa do PMO, considerando todas as restrições operativas nas usinas hidráulicas e térmicas, bem como no sistema elétrico de interconexão entre os diversos subsistemas.
2.5. Critérios para Programação Diária da Operação (PDO)
2.5.1 Descrição geral
2.5.1.1 O modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo no processo de programação diária eletroenergética recebe a função de custo futuro do modelo de curto prazo, inclui como dados
de entrada a previsão de vazões, a previsão de carga, a previsão da geração eólica e a rede elétrica e, resulta no valor do custo marginal de operação (CMO) semi-horário, conforme processo
descrito no Submódulo 4.5 – Programação Diária da Operação.
2.5.1.2 O modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo é executado diariamente em D-1, com horizonte de D até o final da semana operativa, em que é feita a consulta à função de custo
futuro do modelo de curto prazo, conforme mostrado na Figura 1.
Figura 1 - Acoplamento com o modelo de curto prazo
2.5.1.3 O primeiro dia (D) é detalhado em 48 intervalos semi-horários, considerando a Rede de Transmissão. Os demais dias da semana operativa (D+1 até D+6) são divididos em patamares de
carga.
2.5.2 Diretrizes para a montagem de casos diários no modelo de despacho hidrotérmico de curtíssimo prazo
2.5.2.1. Previsão da vazão natural diária
2.5.4.1.1 A previsão de vazões incrementais diárias tem um horizonte máximo de 7 dias à frente e é utilizada conforme descrito no Submódulo 4.6.
2.5.4.1.2 A previsão de vazões, realizada com frequência diária, é obtida utilizando os modelos chuva-vazão para todos os dias do horizonte. Para as bacias que não possuem modelo chuva-vazão,
é utilizado o modelo que produz previsões de vazões semanais.
2.5.2.2.Previsão da carga diária
2.5.4.2.1 A carga prevista para a programação do dia D é utilizada conforme Submódulo 4.4 - Consolidação da previsão de carga para programação eletroenergética. Para os demais dias da semana
operativa, a carga é obtida diretamente do modelo de previsão de carga, agregada em patamares.
2.5.4.2.2 A carga para o dia D, considerando as perdas elétricas, é prevista por área em intervalos semi-horários e distribuída pelas barras do SIN.
2.5.2.3.Representação de usinas hidroelétricas
2.5.4.3.1 Os reservatórios de todas as usinas, inclusive àquelas consideradas como a fio d´água nos estudos de médio e curto prazo, podem ser representados nos estudos de curtíssimo prazo.
2.5.2.4.Representação de usinas termoelétricas
2.5.4.4.1 As usinas termoelétricas são representadas, conforme Submódulo 4.5, com unit commitment e ciclo combinado sendo representados conforme aplicável à modelagem do DESSEM.
2.5.2.5.Representação das restrições hidráulicas
2.5.4.5.1 As restrições hidráulicas passíveis de modelagem são representadas dentre as descritas no Submódulo 4.7 - Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos
hidroelétricos.
2.5.2.6.Geração de centrais geradoras não simuladas individualmente
2.5.4.6.1 A geração das usinas classificadas na modalidade de operação Tipo III que injetam na rede elétrica simulada e das usinas térmicas e hidráulicas Tipo II-B ou Tipo II-C são previstas com
base nos dados de geração verificados.
2.5.4.6.2 No caso de usinas classificadas na modalidade de operação Tipo III que não injetam na rede elétrica simulada, a geração é considerada agregada por subsistema e abatida da carga,
também com base em valores verificados.
2.5.4.6.3 As metodologias da representação das centrais geradoras não simuladas individualmente são descritas no Submódulo 2.4 (Operacional).
2.5.2.7.
Geração de fonte eólica
2.5.4.7.1 A previsão de geração de fonte eólica das usinas classificadas na modalidade de operação Tipo I, Tipo II-B e Tipo II-C, para o dia D, é fornecida pelo modelo de previsão de geração eólica
para os 48 intervalos semi-horários.
2.5.4.7.2 A previsão de geração eólica é agregada por patamar da carga do dia D+1 até o final do horizonte.
2.5.2.8.Geração de fonte solar
2.5.4.8.1 A previsão de geração de fonte solar de usinas classificadas na modalidade de operação Tipo I, Tipo II-B ou Tipo II-C, para o dia D, é fornecida pelo modelo de previsão solar fotovoltaico
para os 48 intervalos semi-horários.
2.5.4.8.2 A previsão de geração solar é agregada por patamar da carga do dia D+1 até o final do horizonte.
2.5.2.9.Sistema de transmissão - rede elétrica
2.5.4.9.1 O sistema de transmissão é considerado para o dia D. Para os demais dias, é considerada a modelagem por subsistemas agregados.
2.5.4.9.2 O sistema de transmissão é definido pelo caso base de fluxo de potência do planejamento elétrico mensal e atualizado diariamente ao longo do mês em função de intervenções e entrada
de novos equipamentos.
2.5.4.9.3 É adotado o método linearizado (Flow DC) para determinação dos fluxos de potência, sem o cálculo de perdas elétricas.
2.5.4.9.4 As restrições de segurança elétrica, bem como os limites de fluxo para controle de carregamento (inequações) são definidos pelos estudos de planejamento elétrico quadrimestral e
mensal, conforme Submódulos 3.4 e 4.1.
2.5.2.10.Intervenções e Desligamentos
2.5.4.10.1 As intervenções são provenientes de sistema de gestão específico, conforme Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de Operação.
2.5.3 Balanço operativo de demanda na ponta
2.5.3.1 O balanço operativo, “carga - geração + intercâmbio”, é elaborada para cada meia hora do dia da programação, inclusive para o horário de ponta, garantindo que tenha resultado nulo por
agente de operação.
2.5.3.2 Este balanço operativo segue os critérios definidos anteriormente e o procedimento descrito no Submódulo 4.5.
2.5.3.3 Adicionalmente ao atendimento da carga, é necessário verificar se a folga de geração por agente seja suficiente para garantir que o somatório das disponibilidades das usinas hidrelétricas
seja superior ou igual ao somatório do valor programado de geração e da reserva de potência alocada em suas usinas.
3. CRITÉRIOS PARA ESTUDOS HIDROLÓGICOS
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