PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO

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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, 196 - Centro 20091-005Rio de Janeiro RJ

Tel (+21) 2203-9400Fax (+21) 2203-9444

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NT 3-161-2011 (PMO - Semana Operativa 05-11 a 11-11-2011).docx

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-3-161-2011

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 05/11/2011 A 11/11/2011

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 3 / 41 Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 4

3 Pontos de Destaque 4

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 4

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5 3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8

3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 8

3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 8 3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 10

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 10

3.5 Relacionados com a Otimização Energética 10

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11 3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 12

3.7.2 Região Sul 13

3.7.3 Região Nordeste 14

3.7.4 Região Norte 14

3.8 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 21 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas 23

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga. 24

4.5 Previsão de Carga 27

4.5.1 Carga de Energia 27

4.5.2 Carga de Demanda 29

Lista de figuras e tabelas 41

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 4 / 41

1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Novembro/2011, para a semana operativa de 05/11/2011 a 11/11/2011, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Os resultados do PMO de Novembro/11 indicaram, para a semana de 05/11/2011 a 11/11/2011, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, da UTE M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009) e das UNEs Angra 1 e Angra 2 e da UTE Norte Fluminense I. Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo nas demais Regiões do SIN.

A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP para o PMO de Novembro/2011 não indicou a necessidade de definição dos Níveis de Segurança para o referido mês.

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.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 4.4.1.

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica

Durante a indisponibilidade do TR-56 500/138 kV SE Grajaú, com previsão de retorno em 31 de outubro, poderá ser necessário, para o controle do carregamento desta transformação, em contingência, despachar a UTE Barbosa Lima Sobrinho nos períodos de carga média e pesada. Cabe ressaltar que, para determinar o valor de geração a ser despachado, está sendo monitorada, na fase de programação e tempo real, uma inequação que controla o carregamento dos transformadores remanescentes.

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 5 / 41 A SE Campos encontra-se desde 27 de setembro de 2010 com o transformador trifásico AT02 impedido. O seu retorno à operação está previsto para após o verão de 2012.

Em decorrência da necessidade de adequação do cronograma de obras para a implantação de um banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas de Moraes conforme recomendação do PAR/PET e com a autorização da ANEEL, este equipamento não terá autorização de operação antes do final do mês de fevereiro de 2012.

Desta forma este banco de autotransformadores, está programado para entrar em operação a partir do início de dezembro de 2011, em caráter provisório, em paralelo com os transformadores de 2 x 225 MVA na SE Campos, dotando a SE Campos de maior confiabilidade.

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 2 de 12 de janeiro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.

Com base na Portaria de nº 307, de 12 de maio de 2011, do Ministério de Minas e Energia, poderá ser programado o fornecimento de energia para a Argentina, através da Conversora de Garabi, no montante de até 2.100 MW, tendo este suprimento caráter interruptível e sendo efetuado através da utilização de energia não utilizada para atendimento do SIN.

O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão 1 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kV a ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N-2) para o tronco 765kV, nos processos supracitados.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo DECOMP.

Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE.

Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL 023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado, necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema (sentido Colinas - Miracema) – FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.

Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana operativa de 05/11/2011 a 11/11/2011, encontram-se na tabela a seguir:

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 6 / 41 Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês de Novembro/11, considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Novembro/11 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº 412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/06, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006- DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos está estabelecido que:

• “Art.1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados – Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas – Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006.

§ 1º "Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006).

• “(...) de acordo com o estabelecido na Resolução Normativa nº 237, de 28 de novembro de 2006 e na Resolução Autorizativa nº 755, de 30 de novembro de 2006, os valores finais resultantes do teste de disponibilidade devem ser usados na elaboração do Programa Mensal de operação para o mês de janeiro 2007.” (Ofício nº 411/2006 – SRG/SFG/ANEEL);

• “Em complemento ao nosso ofício nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, de 26 de dezembro de 2006, esclarecemos que para as térmicas que não participaram do referido teste, permanecem válidos os valores de disponibilidade observada calculados de acordo com a resolução Normativa nº 231, de 16 de setembro de 2006, apurados até 30 de novembro de 2006” (Ofício nº 412/SRG/SFG/ANEEL).

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado 722 691 443

Peixe Angical 432 432 268

Limite de Intercâmbio

FCOMC 2.344 2.176 1.972

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 7 / 41 A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/09/2011, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS- 0427/400/2011, emitida em 14/10/2011.

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 8 / 41

3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade

As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.

3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I; no entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores superiores aos previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica, principalmente aquelas localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos valores definidos nos estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de geração nas usinas localizadas na malha de 440 kV e/ou a elevação da usina de Henry Borden para reduzir o carregamento do tronco de transmissão.

Deve ser destacado que o recurso de se operarem geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação, preservando a segurança do SIN.

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 9 / 41 Região SE/CO: LT 765 kV Foz – Ivaiporã

LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto LT 525 kV Ibiúna – Bateias

LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru LT 440 kVJupiá - Bauru

LT 440 kV Bauru - Cabreúva

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1 LT 500 kV Samambaia – Emborcação LT 500 kV Samambaia – Itumbiara LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 C1 LT 500 kV Nova Ponte – Estreito

LT 500 kV Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2 LT 500 kV São Simão – Marimbondo

LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2 LT 500 kV Nova Ponte – São Gortardo 2

LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2 LT 500 kV Neves - Mesquita

Região S: LT 500 kVItá - Caxias LT 500 kVItá – Garabi II LT 500 kV Areia – Curitiba

LT 500 kV Campos Novos – Blumenau C1 LT 500 kV Ivaiporã – Londrina C1 ou C2 LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana Região NE: LT 500 kV Milagres – Quixadá - Fortaleza

LT 500 kV Sobral - Fortaleza C2

LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II – C1 LT 500 kV Angelim II / Recife II – C2 LT 500 kV Olindina / Camaçari II – C2 LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina – C1 Região N: LT 500 kV Marabá – Açailândia C1 ou C2

LT 500 kV Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4 LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 ou C2 LT 500 kV Marabá – Imperatriz C2

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3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações

Nenhum teste com repercussão Sistêmica.

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 29/12/2011)

• TR-56 500/138 kV – 600MVA da SE Grajaú (até 16/12/2011)

• TR-2 345/138 kV da SE Campos (até 31/12/2011)

• TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 31/12/2011)

• TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 31/12/2011)

3.5 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados do PMO de Novembro/11, para a semana de 05/11/2011 a 11/11/2011, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 11/11

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado 59,9 89,8 48,8 43,4 22,2 Limite Inferior 59,3 86,8 48,4 43,4 22,2

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/11

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado 58,9 84,8 43,2 40,6 18,1

Limite Inferior 55,9 79,8 41,2 40,5 18,1

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 11 / 41 Os resultados da Revisão 1 do PMO de Novembro/11 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)

N NE

SE/CO

S

618 0

618

5.346

4.715 3.805

IT 50

954 60

912

481

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 42,93 42,93 42,93 42,93

Média 42,93 42,93 42,93 42,93

Leve 41,85 41,85 41,85 41,85

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/2010.

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A rápida passagem de uma frente fria ocasiona precipitação de fraca intensidade em todas as bacias deste subsistema. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 88% da MLT, sendo armazenável 75% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A rápida passagem de uma frente fria ocasiona no início da semana apenas chuvisco. No fim da semana uma nova frente avança pelo Rio Grande do Sul e ocasiona chuva moderada na bacia do rio Jacuí. Em termos

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 12 / 41 de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 93% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 82% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. Para a próxima semana a previsão é de ausência de precipitação. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 60% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de ocorrência de pancadas de chuva em pontos isolados no início da semana.. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 103% MLT, sendo totalmente armazenável.

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 23.835 8.373 3.377 2.485

% MLT 88 93 60 103

% MLT Armazenável 75 82 60 103

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 19.333 4.731 2.547 2.265

% MLT 71 52 45 94

% MLT Armazenável 60 46 45 94

3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de novembro é de uma média de 99% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 81% da MLT, sendo armazenável 69% da MLT.

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 13 / 41 Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 48 61 38 49

Bacia do Rio Paranaíba 93 103 68 76

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 90 103 77 88

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 105 114 93 101

Paraíba do Sul 74 86 56 65

3.7.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de novembro é de 88% da MLT, sendo armazenável 80% da MLT, o que revela uma condição hidrológica um pouco superior à verificada no mês anterior.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 58% da MLT, sendo armazenável 53% da MLT.

Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 96 94 68 70

Bacia do Rio Jacuí 62 56 35 36

Bacia do Rio Uruguai 96 88 34 47

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3.7.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de novembro é de 70% MLT, sendo totalmente armazenável o que representa um cenário inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 54% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.7.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de novembro apresente uma média de 118% da MLT, sendo armazenável 117% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 107% da MLT, sendo armazenável 106% da MLT.

3.8 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 26.882 7.938 3.956 2.833

% MLT 99 88 70 118

% MLT Armazenável 85 80 70 117

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 21.796 5.223 3.065 2.573

% MLT 81 58 54 107

% MLT Armazenável 69 53 54 106

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 15 / 41 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 05/11 a 11/11

rio Pb. Sul

P.Real

rio Jacuí

rio Paraná

Itá

rio Uruguai rio Cuiabá

rio Paraguai

O C E A N O A T L Â N T I C O

rio Doce

S.Osório F.Areia

rio Iguaçu

Funil I.Pombos

Mascarenhas

Capivara

Itaipu Jupiá

Jurumirim

rio Paranapanema

Promissão B.Bonita

rio Tietê rio S. Francisco

Três Marias Sobradinho

rio Tocantins

rio São Lourenço rio Grande

rio Manso

S.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio Paranaíba

1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A política de operação energética indica que a exploração das disponibilidades energéticas da UHE Tucuruí será dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu reservatório ao longo do ano. Desta forma, sua geração será dimensionada em função das afluências a usina e do nível de armazenamento de seu reservatório.

A defluência da UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada objetivando prover a maior vazão regularizada possível a UHE Tucuruí, até o próximo período úmido. Esta operação hidráulica visa proporcionar a máxima disponibilidade energética nas usinas do rio Tocantins (UHEs Serra da Messa, Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito) para atendimento a política de tranferência de energia para as regiões N e NE, bem como o deplecionamento controlado do reservatório da UHE Tucuruí. Cabe destacar que, na ocorrência de indisponibilidade de unidade geradora na UHE Serra da Mesa, o vertedouro da usina será aberto de modo a repassar as usinas de jusante a vazão referente a maximização da referida unidade geradora, não impactando desta forma a operação hidráulica da bacia.

Considerando o exposto, a programação de geração das UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. Para as demais usinas da cascata, a geração será dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas restrições operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Na região Sul, a geração das usinas das bacias dos rios Iguaçu deverão ser maximizadas em todos os períodos de carga, face aos elevados níveis de armazenamento de seus reservatórios. A geração das demais usinas da região deverá ser maximizada nos períodos de carga média e pesada, transferindo-se os excedentes energéticos para a regioão SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverá ser explorada em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Na região SE/CO, a geração das usinas será dimensionado para atendimento as políticas de transferência de energia para as regiões NE e N, respeitando-se as restrições (controle de cheias, operativas, uso múltiplo e ambientais), bem como os limites elétricos vigentes.

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;

(17)

ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 17 / 41 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.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Água Vermelha, Marimbondo, Furnas e M. Moraes, deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Itumbiara, Nova Ponte e Emborcação deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada visando o atendimento da curva referencial de deplecionamento de seus reservatórios, a qual objetiva garantir as condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Capivara deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. A geração das UHEs Chavantes e Jurumirim deverá ser maximizada nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira e Três Irmãos será dimensionada visando garantir o atendimento dos requisitos de uso múltiplo ao longo do ano, sendo explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. As disponibilidades energéticas das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente em todos os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: Atualmente, a defluência turbinada das UHEs Jaguari e Paraibuna encontra-se limitada, tendo em vista à indisponibilidade das duas UGs da UHE Jaguari, bem como a existência de restrição em unidade geradora da UHE Paraibuna que impossibilita a maximização de sua geração. Face ao nível de armazenamento do reservatório da UHE Funil, a política de operação hidroenergética da bacia indica a necessidade de maximização da defluência das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca, com o objetivo de garantir o atendimento dos requisitos hidráulicos da UHE Funil ao longo do período seco, de modo a não comprometer o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Neste contexto, faz-se necessária a manutenção da abertura da válvula dispersora das UHEs Jaguari e Paraibuna com o objetivo de possibilitar a maximização da defluência destes reservatórios.

(18)

ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 18 / 41 Bacia do Rio Tocantins: A exploração das disponibilidades energéticas da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu reservatório ao longo do ano.

A programação de geração das UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. Para as demais usinas da cascata, a geração será dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas restrições operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada para fechamento do balanço energético da região, após o recebimento dos excedentes energéticos das demais regiões do SIN, respeitando-se as restrições operativas das usinas e de coordenação hidráulica da cascata.

Bacias da Região Sul: Para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios, a geração das usinas das bacias do rio Iguaçu, deverão ser maximizadas em todos os períodos de carga. As disponibilidades energéticas das demais usinas da região deverão ser exploradas ao máximo nos períodos de carga média e pesada, sendo os excedentes energéticos da região transferidos para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da região Sul que apresentarem vertimento, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

2. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

3. UHE Capivara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

4. UHE São Simão;

5. UHE Água Vermelha;

6. UHE Marimbondo;

7. Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

8. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

9. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

10. UHE Itumbiara.

11. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos reservatórios das usinas a fio d’água de jusante);

12. UHE Emborcação;

(19)

ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 19 / 41 13. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as

restrições operativas das usinas;

14. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes;

15. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina.

Na região Sul, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da região que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento;

2. UHE Segredo;

3. UHE Salto Caxias,

4. UHEs Salto Santiago e Salto Osório, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

5. UHE GBM;

6. UHE Passo Fundo;

7. UHE Itá;

8. UHE Machadinho;

9. UHE Barra Grande;

10. UHE GPS;

11. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

12. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

13. Explorar disponibilidade da Região SE.

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. Região SE/CO;

2. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa;

4. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa;

5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

(20)

ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 20 / 41 7. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes;

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. UHE´sL.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação;

2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação;

3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação;

4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas destas usinas.

(21)

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir:

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV

FLUXO PES MED L/Min.

Geração Itaipu 60Hz 5.700 5.700 5.600

RSE 9.000 9.000 9.200

FSM 5.100 5.100 4.100

FNS 3.600 3.600 2.900

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

(22)

ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 22 / 41 As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde:

FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas.

FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2.

FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas.

FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema.

FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa.

FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã.

RSE – Recebimento pela Região Sudeste.

FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz.

RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE.

RSUL – Recebimento pela Região Sul.

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna.

FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.

(23)

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas

LT 500kV Itaipu 60Hz - Foz Iguaçu 60Hz C3 das 05h00min do dia 02/11 (quarta-feira) às 07h00min do dia 15/11 (terça-feira)

A intervenção está programada para substituição das proteções primária e alternada do referido circuito. Durante toda a intervenção, permanecerão desligados o circuito 1 da LT 500 kV Itaipu 60Hz / Foz Iguaçu 60Hz e o TR1 765/500kV da SE Foz Iguaçu 60Hz.

Para essa intervenção, Itaipu Binacional informou que há risco de perda de outros equipamentos das SEs durante a execução dos serviços. Neste sentido, após solicitação do ONS, Itaipu concordou em priorizar a execução dos serviços nos períodos de carga leve.

Desta forma, para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

Geração de Itaipu 60Hz =< 3000MW ( critério N-3 ) – carga leve - somente durante a realização dos serviços de troca da proteção.

Geração de Itaipu 60Hz =< 4300MW - demais períodos de carga (*)

- para evitar sobrecarga inadmissível quando da perda de mais uma unidade transformadora da SE Foz do Iguaçu 765/500kV.

(*) sem execução de serviços

LT 765 kV Foz Iguaçu 60Hz / Ivaiporã C2 de 06h45min do dia 05/11 às 17h00min do dia 06/11

A intervenção está programada para instalação de reparos nas torres. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

FIPU 3000 MW

RSE 7800 MW

FSE 5300 MW

Fba-in 1100 MW

LT 500 kV Angelim II / Recife II 05L8 e disjuntores associados em Angelim II e Recife II - das 07:00 do dia 05/11/2011 às 17:00 do dia 06/10/2011 (Diário)

Intervenção programada para a Chesf substituir isoladores e ferragens oxidadas.

Para evitar que contingências em equipamentos com falha de disjuntor na SE Recife II ou na SE Angelim II tragam risco de atendimento a carga, dever-se-á é necessária a seguinte geração mínima:

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 24 / 41 - Sábado: 485 MW na UTE Termopernambuco e 95 MW na UTE Jesus Soares Pereira - Domingo: 270 MW na UTE Termopernambuco.

LT 230 kV Mirueira / Goianinha 04C7 - das 08:30 às 16:00 do dia 06/11/2011

Esta intervenção esta programada para a CHESF efetuar intervenção corretiva nos circuitos de comando, controle, proteções e transferência do 14C7, SE Mirueira.

Para evitar que, em caso de contingência das LT Recife II / Goianinha (compartilham mesma estrutura), haja perda descontorlada de carga nas SE Goianinha e Mussuré II por afundamento de tensão, deve-se manter uma geração mínima de 130 MW entre as UTE Termonordeste e Termoparaíba. Limitar o fluxo na LT Campina Grande II / Goianinha em 275MW.

DJ 500 SE Angelim II 15D2 - das 08:40 do dia 08/11/2011 às 17:20 do dia 146/11/2011 Esta intervenção esta programada para a CHESF substituir isoladores e ferragens oxidadas Para evitar que contingências em equipamentos com falha de disjuntor na SE Angelim II tragam risco de atendimento a carga, dever-se-á é necessária a seguinte geração mínima:

- Para demanda na Área Leste inferior a 3500 MW não há necessidade de geração térmica nas usinas polarizadas na SE Recife II.

- Para demandas superiores a este valor deverá ser programadas gerações na seguinte proporção: para cada 150MW a mais na demanda da Área Leste corresponde a uma geração de 215 MW nas usinas térmicas polarizadas na SE Recife II.

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga.

LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345 kV Embu Guaçu - Sul das 06h00min do dia 06/11 às 06h00min do dia 11/12

A intervenção está programada para substituição de cabos condutores, cabos pára-raios, cadeias de isoladores e acessórios no trecho das LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345 kV Embu Guaçu - Sul entre a SE Baixada Santista e a estrutura 12, obra necessária para possibilitar a implantação de circuitos duplos entre as subestações Sul e Baixada Santista e entre as subestações Sul e Embu Guaçu.

No período, a SE Sul permanecerá atendida apenas pela SE Embu Guaçu, através de um circuito até as 17h00min do dia 06/11 e por dois circuitos compartilhando mesmas estruturas

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 25 / 41 no restante do período. Dessa forma, contingências que ocasionem a perda da LT 345 kV Embu Guaçu – Sul ocasionarão a interrupção das cargas supridas pela SE Sul.

Barra 4 de 88 kV da SE Oeste das 05h30min do dia 06/11 às 17h00min do dia 20/11 A intervenção está programada para substituição do disjuntor 52-18, do bay da LT 88 kV Oeste – São Roque C1. No período, o setor de 88 kV da SE Oeste irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas por aquela subestação.

Barra 2 de 345 kV da SE Ramon Reberte Filho das 00h00min às 07h00min do dia 08/11 Barra 1 de 345 kV da SE Ramon Reberte Filho das 00h00min às 07h00min do dia 09/11 As intervenções estão programadas para manutenção preventiva em disjuntor e chaves seccionadoras. No período, o setor de 345 kV da SE Ramon Reberte Filho irá operar em barra única e contingência que levem ao desligamento da mesma ocasionarão a interrupção das cargas supridas por aquela subestação.

Proteção de barras do setor de 345kV SE Norte das 06h00min às 07h00min do dia 06/11

Durante esta intervenção contingências que levem ao desligamento de barra de 345 kV da SE Norte serão eliminadas pela atuação da proteção de retaguarda (temporização mais elevada) a partir dos bays em Guarulhos das LTs 345 kV Guarulhos - Norte e dos bays em Miguel Reale das LTs 345 kV Norte - Miguel Reale, acarretando a interrupção momentânea das cargas das SE Norte e Miguel Reale.

ATR 500/230 kV SE Jardim e disjuntores 500 kV associados - das 07:20 às 14:40 do dia 06/11/2011

Esta intervenção está programada para a Chesf realizar transposição entre as fase C e a reserva (05TR M), para possibilitar a correção do vazamento de óleo pela janela de inspeção na fase C; corrigir NCT (não conformidade térmica) nas chaves 35D1-2 e 35T6-8; e MC na chave 35T6-8; JDM-15D2-DISJUNTOR-possibilitar as transposições no 05T6 e a correção de NCT na chave 35T6-8; JDM-14T6-DISJUNTOR - possibilitar as transposições no 05T6 e a correção de NCT nas chaves 35D1-2 e 35T6-8; corrigir NCT (não conformidade térmica) e MC

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 26 / 41 no sistema de abertura e fechamento; possibilitar as transposições no 05T6 e a correção de NCT na chave 35T6-8.

Em caso de contingência no circuito duplo 230 kV Paulo Afonso / Itabaiana, haverá rejeição natural de carga nas SE Itabaianinha, Jardim e Itabaiana. Em caso de contingência no circuito duplo 230 kV Itabaiana / Jardim, haverá a perda de toda a carga da SE Jardim.

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4.5 Previsão de Carga 4.5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de novembro, onde são visualizados os valores verificados na primeira semana e a revisão das previsões da 2ª a 5ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela 4.5-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 36.525 MW médios no subsistema SE/CO e 9.889 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 4,8% para o subsistema SE/CO e 8,3% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de novembro (revisão 1), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 36.344 MW médios para o SE/CO e de 9.703 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em outubro sinalizam acréscimos de 0,5% para o subsistema SE/CO e 0,1% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 8.856 MW médios e no Norte 4.154 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 2,6% para o subsistema Nordeste e 1,2% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de novembro (revisão 1), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 8.828 MW médios para o Nordeste e 4.131 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em outubro sinalizam acréscimos de 2,2% para o subsistema Nordeste e 0,2% para o subsistema Norte.

Tabela 4.5-1 Carga de Energia por Região – MWmed

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 28 / 41 Figura 4.5-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed

(29)

4.5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 29/10 a 04/11/2011 e as previsões para a semana de 05 a 11/11/2011.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 10/11, com valor em torno de 41.200 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 11.500 MW, devendo ocorrer também nessa quinta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 51.900 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.5-2 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 05/11, com valor em torno de 10.100 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.480 MW, devendo ocorrer no mesmo sábado. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também nesse sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de 14.500 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 4.5-2 a seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.

Tabela 4.5-2 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 30 / 41 Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de Novembro.

Anexo IV Limites de Transmissão

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 31 / 41 ANEXO I – Controle de Tensão

As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.

• IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

• IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste

• IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

• IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste

• IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e Espírito Santo

• IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso

• IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo

• IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo

• IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba

• IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kV da Região do Rio Grande

• IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais

• IO-ON.CO.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília

• IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste

• IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre - Rondônia

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ONS NT-3-161-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 32 / 41 ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança;

(2) Usina com unidade geradora em manutenção;

(3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página);

(4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível;

(5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente;

(6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

(7) UTE com Logística do GNL (60 dias de antecipação).

Usina Térmica RAZÃO

ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL

(Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L

NUCLEAR Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 635 635 635

Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1080 1350 1350 1350

CARVÃO

J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- --- --- 25 25 25 25

J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 80 80 80 80

J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- --- --- 200 200 200 200

J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- (3) --- 300 300 300 300

Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9

P. Médici A (2 x 63 MW) (1) (3) (3) --- 45 45 45 45

P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- (3) --- 100 100 100 100

S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 5 5 5 5

Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 13 13 13 13

Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) (3) --- 210 210 210 210

GÁS

F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW)(5) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- M. Lago Leilão (20 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

M. Lago TC (20 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- --- Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (2) (5) --- --- --- 0 --- --- --- A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (2) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Termoceará_Leilão (4 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Termoceará_TC (4 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Araucária (3 x 161,5 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

C. Furtado (1 x 186 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6) --- --- --- 326,7 326,7 326,7 326,7 L. C. Prestes_TC (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Leilão (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (4) --- --- --- 0 --- --- --- N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 400 400 400 400 N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 100 100 100 100 N. Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 200 200 200 200 N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) --- --- --- 485 485 485 485 Brizola – Teste (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Brizola – Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 71,7 71,7 71,7 71,7 Brizola – TC (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Euzébio Rocha_L (1 x 249,90MW) --- --- --- 59,3 59,3 59,3 59,3 Euzébio Rocha_TC (1 x 249,90MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Camaçari (5 x 69 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Linhares (1 x 204 MW) (7) --- --- --- 0 --- --- ---