PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JULHO

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

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NT 93-207-2013 (PMO - Semana Operativa 13-07-2013 a 19-07-2013).docx

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-93-207-2013

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JULHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 13/07/2013 A 19/07/2013

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ONS NT-93-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 3 / 45 Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8 3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 8 3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 10

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 10

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 11 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 14 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 15

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 15

3.6.2 Região Sul 16

3.6.3 Região Nordeste 16

3.6.4 Região Norte 16

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 17

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 19

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 19 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 21 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 22

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 25 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas 27

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga 28

5.1 Carga de Energia 32

5.2 Carga de Demanda 34

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ONS NT-93-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 4 / 45

1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Julho/2013, para a semana operativa de 13/07/2013 a 19/07/2013, 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

Para a semana de 13/07/2013 a 19/07/2013, houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos patamares de carga, da UTE Candiota III. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco e P. Pecém I e Fortaleza. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Maranhão V e Maranhão IV e P. Itaqui. Além disso, está previsto para a semana de 13/07/2013 a 19/07/2013, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Linhares, em todos os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 14/09 a 20/09/2013, benefício marginal de R$ 121,76/MWh, para todos os patamares de carga. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de custo, o despacho da UTE Santa Cruz em sua disponibilidade máxima para a semana operativa de 14/09 a 20/09/2013. Contudo, esse valor de benefício marginal não justifica o despacho antecipado por ordem de mérito da UTE Linhares. Assim sendo, tendo por base as condições de atendimento eletroenergético do SIN no ano de 2013, e respaldado por decisão do CMSE quanto à manutenção do despacho de geração térmica da parcela GT1A, está sendo comandado, por garantia energética, o despacho da UTE Linhares em sua disponibilidade máxima para a semana operativa de 14/09 a 20/09/2013.

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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 Hidroenergética

Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o despacho pleno de geração térmica no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de 5.000 MWmed por garantia energética para a próxima semana.

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro 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.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.997/2012, de 17 de dezembro de 2012, foi utilizada, a partir do PMO de Janeiro/2013, a versão 18 do Modelo DECOMP.

Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a partir do PMO de Dezembro de 2012:

 A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os limites entre submercados no calculo do PLD;

 Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP;

 Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e 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.

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Em atendimento à Resolução 10/2003 do CNPE, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Julho/13, 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 Julho/13 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento 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).

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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/05/2013, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0077/400/2013, emitida em 20/06/2013.

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3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

A configuração dos Sistemas de Transmissão Associado às Usinas de Santo Antônio e Jirau e de Suprimento aos Estados do Acre e Rondônia é mostrada a s eguir:

Destacam-se os seguintes pontos com relação aos testes do Sistema de Transmissão de Escoamento de Energia das UHEs Santo Antônio e Jirau:

 Em 08/06/2013 e 09/06/2013, (SGI 21.714-13 e 21.716-13), serão testados os transformadores conversores TF-6 e TF-5 do Bipolo 1;

 Em 10/06/2013 e 11/06/2013, (SGI 21.809-13), realização de testes Open Line do Bipolo 1;

 Em 12/06/2013 e 13/06/2013, (SGI 21.818-13), realização de testes Open Line do Bipolo 2.

3.1.2 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 nas situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.

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Foram estabelecidos novos limites de exportação das regiões Sudeste e Centro -Oeste para as regiões Norte e Nordeste (Exp_SE), objetivando evitar que a frequência do sistema Norte/Nordeste excursione a valor inferior a 57.1 Hz caso ocorra a perda das interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. Esses limites são apresentados na tabela a seguir:

Limites de Exp_SE Patamar de Carga

3900 MW Pesada/Média

2200 MW Leve

Além da adoção desses limites de exportação, deverá sempre ser mantida uma inércia sincronizada mínima nas regiões Norte e Nordeste, cujos valores são os seguintes:

Usina Configuração Mínima de Máquinas

UHE Luiz Gonzaga 03

UHE Paulo Afonso 4 04

UHE Xingó 04

UHE Tucuruí 08

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.

3.1.3 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.

Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de 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.

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

Destacamos que, com relação ao Sistema de Transmissão Associado à Inter ligação Tucuruí – Macapá – Manaus, foram concluídos os testes de energização dos equipamentos de 500 kV dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos três transformadores 500/230 kV – 3x600 MVA da SE Lechuga. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus:

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 20/07/2013)

 Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/07/2013)  Compensador Síncrono 2 da SE Presidente Dutra (até 22/09/2013)  Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 31/07/2013)

 Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2013)  TR-2 500/345 kV Samambaia (31/08/2013)

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3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Julho/13, para a semana de 13/07/2013 a 19/07/2013, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 19/07

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

(%VU)

Valor Esperado

62,8

84,5

43,9

89,0

93,3

Limite Inferior

62,3

81,5

43,8

88,9

93,3

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07

(%VU)

Valor Esperado

62,0

82,2

42,3

83,9

86,2

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Os resultados da Revisão 2 do PMO de Julho/13 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

2.822 1.558 1.264 5.341 8.966 5.830 IT 50 60 937 3.137 868

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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada _121,52 _98,63 _121,52 _121,52

Média _120,03 _97,35 _120,03 _120,03

Leve _114,38 _93,88 _114,38 _114,38

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 17), com base no Despacho ANEEL nº 3.997/2012.

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Na elaboração da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação para o mês de Julho/13, os Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP indicaram necessidade de despacho térmico complementar por garantia energética das usinas apresentadas na tabela a seguir:

Contemplando essa geração térmica adicional, na tabela a seguir tem -se a expectativa de armazenamento nos subsistemas para o final do mês de Julho.

Tabela 3-5: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07 com GT adicional

(%VU)

VE + GT Adicional

63,0

87,0

42,3

83,9

86,2

PESADA MÉDIA LEVE

LC.PRESTES 126,92 335,8 335,8 335,8 L.BRIZOLA 154,51 897,5 897,5 897,5 COCAL 163,37 28,2 28,2 28,2 JUIZ DE FO 188,54 79,0 79,0 79,0 BLSOBRINHO 198,42 352,0 352,0 352,0 EUZEBIO.RO 226,93 120,9 120,9 120,9 AUR.CHAVES 259,87 212,2 212,2 212,2 FGASPARIAN 320,92 280,0 280,0 280,0 NORTEFLU 4 327,78 120,0 120,0 120,0 M.LAGO 349,46 878,3 878,3 878,3

PESADA MÉDIA LEVE

MADEIRA 209,05 1,6 1,6 1,6

ARAUCARIA 304,42 458,2 458,2 458,2

PESADA MÉDIA LEVE C.FURTADO 205,25 150,0 150,0 150,0

TERMOCEARA 218,50 165,0 165,0 165,0

R.ALMEIDA 258,85 90,0 90,0 90,0

JS_PEREIRA 287,83 155,0 155,0 155,0

REGIÃO NE

TÉRMICA _(R$/MWh)CVU GARANTIA ENERGÉTICA REGIÃO SUL

TÉRMICA CVU

(R$/MWh)

GARANTIA ENERGÉTICA REGIÃO SE/CO

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3.5 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 passagem de uma frente fria no final da próxima semana ocasiona chuva fraca isolada na bacia do rio Paranapanema. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 128% da MLT, sendo armazenável 115% 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 passagem de duas frentes frias, uma no início e outra no final da próxima semana, ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai e chuva fraca na bacia do rio Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 109% 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 à semana corrente. A previsão é da permanência da estiagem típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 55% MLT, sendo armazenável 54% da MLT.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. A previsão é da permanência da estiagem típica desta época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 89% MLT, sendo armazenável 88% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 27.001 11.738 2.213 2.390

% MLT 128 109 55 89

% MLT Armazenável 115 82 54 88

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 22.971 6.807 2.106 2.309

% MLT 109 63 53 86

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Julho é de uma média de 145% da MLT, sendo armazenável 116% da MLT, o que representa um cenário hidrológico ligeiramente 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 134% da MLT, sendo armazenável 107% da MLT. 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 100 104 90 98

Bacia do Rio Paranaíba 88 89 83 85

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 109 113 103 110

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 160 190 132 175

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3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Julho é de 151% da MLT, sendo armazenável 98% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 119% da MLT, sendo armazenável 77% 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 166 222 105 189

Bacia do Rio Jacuí 74 80 37 54

Bacia do Rio Uruguai 56 89 24 57

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Julho é de 58%, sendo armazenável 57% da MLT, o que representa um cenário hidrológico ligeiramente inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 56% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 55% da MLT.

3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Julho apresente uma média de 91% da MLT, sendo armazenável 90% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico ligeiramente superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 89% da MLT%, sendo armazenável 88% da MLT.

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3.7 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 30.630 16.160 2.309 2.438

% MLT 145 151 58 91

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 28.420 12.761 2.225 2.388

% MLT 134 119 56 89

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Figura 3-10: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 13 a 19/07

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 S ão L ou re nç o rio G ra nd e rio M an so S.Mesa Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha Tucuruí Manso rio P ar an aí ba 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:

Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o despacho pleno de geração térmica no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de 5.000 MWmed por garantia energética para a próxima semana.

Em atendimento à Resolução ANA nº 376, de 6 de junho de 2011, a vazão defluente do aproveitamento hidroelétrico de Serra da Mesa deverá ser mantida constante, em 600 m³/s, conforme Carta ONS 0097/300/2013, bem como a operação dos aproveitamentos hidrelétrico de Peixe Angical, Lajeado e Estreito deverá ocorrer de forma a minimizar as flutuações provocadas por eventuais vazões incrementais entre os aproveitamentos de Serra da Mesa / Peixe Angical e Peixe Angical / Lajeado, respectivamente, durante a temporada de praias no período de 10 de junho a 20 agosto/2012.

Considerando o exposto, a programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical, Lajeado e Estreito não deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de estabilização do nível do rio, tendo em vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias fluviais localizadas a jusante destas usinas.

A Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013, dispõe sobra a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s. Em atendimento à Resolução, após reunião conjunta MME, ANA, ANEEL, ONS, Comitê da bacia do rio São Francisco, Sec retaria de Recursos Hídricos dos estados envolvidos, Marinha do Brasil e Agência Nacional de Transportes Aquaviários - ANTAQ, realizada no dia 02/05/2013, foi definido para o dia 04/05/2013, o início da redução da vazão mínima defluente dos reservatórios d e Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, inicialmente para 1200 m³/s, objetivando atingir a vazão mínima de 1.100 m³/s. Neste período, a CHESF estará monitorando as condições de atendimento do uso múltiplo da água, realizando as ações necessárias para a normalização do atendimento aos usuários afetados por esta redução.

A partir do dia 07/06/2013, foi implementada a redução da vazão mínima defluente nas UHEs Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, para 1100 m³/s. Esta operação encontra-se com um permanente monitoramento das condições de atendimento do uso múltiplo da água a jusante destas usinas, pela CHESF.

Cabe destacar que, para a implementação desta política de operação hidráulica na cascata do rio São Francisco, no trecho entre as UHEs Luiz Gonzaga e Xingó, o atendimento da defluência mínima definida para a UHE Xingó está coordenada entre estas usinas, visando a manutenção da cota operativa da UHE Xingó em torno de 137,50 m, tendo em vista que nesta operação especial a usina poderá apresentar

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restrições quando da operação do seu reservatório fora da faixa compreendida entre as cotas 137,20 m e 137,80 m.

Considerando o exposto, variações nas defluências das UHEs Luiz Gonzaga e Paulo Afonso IV durante a operação em tempo real, deverão ser compensad as preferencialmente ao longo do dia, de modo a manter a média diária da defluência destas usinas dentro do seu valor programado, visando a manutenção da coordenação hidráulica neste trecho da cascata. Esta compensação visa evitar a utilização do recurso de geração da UHE Xingó para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, levando a violação da política de defluência mínima desta usina.

Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência mínima de 1300 m³/s para 1100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE.

A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada para uma defluência de cerca de 500 m³/s, visando o atendimento da restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina.

A geração da UHE Tucuruí será utilizada para fechamento do balanço energético do SIN, sendo utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Cabe destacar que, caso necessário, a geração térmica das regiões N, NE, SE/CO e S despachadas por segurança energética poderá ser reduzida/desligada nos períodos de carga leve e no final de semana, de modo a minimizar/evitar a ocorrência de vertimento em usinas das regiões SE/CO e S para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.

A geração da UHE Itaipu será maximizada em função da ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, em todos os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Na região Sul, os excedentes energéticos deverão ser transferidos prioritariamente para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

(21)

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 contrat uais 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;

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 M.Moraes, Furnas, Marimbondo e Água Vermelha deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão e Itumbiara deverá ser explorada prioritariamente. A geração das UHEs Nova Ponte, Emborcação deverá ser minimizada, face as condições de armazenamento de seus reservatórios.

Bacia do Rio Tietê: Em função das condições hidroenergéticas na bacia, a geração de suas usinas deverá ser dimensionada para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios dentro dos volumes de espera recomendados para o período, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser maximizada para evitar/minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera deverá ser minimizada objetivando a redução da vazão afluente a UHE Itaipu.

A geração da UHE Itaipu deverá ser maximizada em função da ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, respeitandose as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul -SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser dimensionada visando garantir as afluências necessárias a UHE Funil, que possibilitem um

(22)

deplecionamento de seu reservatório dentro do previsto. A geração da UHE Funil será dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será dimensionada em função do comportamento de sua afluência, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, será dimensionada para atendimento as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração, respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de 1100 m³/s na UHE Xingó, sendo as disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacia dos rios Iguaçu, Uruguai, Capivari e Jacuí deverão ser utilizadas prioritariamente para o fechamento do balanço energético do SIN, nos períodos de carga média e pesada.

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. UHEs que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento;

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

3. Usinas da região Sul;

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

5. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata. 6. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;

7. UHE Itumbiara; 8. UHE Água Vermelha; 9. UHE Marimbondo; 10. UHE Emborcação; 11. UHE Nova Ponte;

12. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Jupiá / Porto Primavera, respeitando -se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

13. UHE Tucuruí;

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

(23)

Na região Sul, 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. UHE Mauá e usinas das bacias dos rios Iguaçu, que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento;

2. UHEs Machadinho, Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas da usina e sem provocar vertimento nas usinas de jusante;

3. UHE GPS;

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

5. Explorar disponibilidade da Região SE;

6. UHE Barra Grande, respeitando-se as suas restrições operativas; 7. UHE Passo Fundo.

(24)

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. UHEs que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento;

2. Explorar a folga de geração das unidades geradoras sincronizadas das usinas térmicas despachadas por Garantia Energética (GE), respeitando-se as restrições operativas da usina;

3. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste;

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

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

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

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

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

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 Itapebi, respeitando-se as restrições operativas da usina;

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

(25)

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

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.

(26)

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.

FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. 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.

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

 LT 500kV Itaipu 60 Hz – Foz do Iguaçu C4 das 06h30min do dia 13/07 (sábado) às 17h00min do dia 14/07 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para substituição de cabo OPGW no Circuito 4 da LT 500kV Itaipu 60 Hz – Foz do Iguaçu.

Durante a realização desta intervenção, para garantir a segurança do sistema, em caso de perda dupla da LT 500kV Itaipu 60 Hz – Foz do Iguaçu, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 5.400 MW

 LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C2 e Barra A de Tijuco Preto 765 kV das 05h15min às 17h00min no dia 14/07 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para a instalação de “booster shed” na SE Tijuco Preto.

Durante a realização desta intervenção, para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos C1 e C3 da LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

GIPU 60 Hz < 5.000 MW RSE < 4.000 MW FSE < 3.600 MW Elo CC < 5.300 MW

(28)

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

 LT 230 kV Henry Borden – Piratininga, LT 230 kV Henry Borden – Carbocloro e LT 230 kV Henry Borden – Cubatão das 07h30min do dia 13/07 (sábado) às 07h00min do dia 18/07 (quinta – feira).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para normalização da configuração da SE Henry Borden após ocorrência do dia 17/04/2013.

Durante a realização desta intervenção, a perda dos dois circuitos da LT 230 kV Interlagos - Piratininga, que compartilham as mesmas estruturas, acarretará a interrupção das cargas da SE Piratininga, em um montante de até 180 MW.

 SE Leste – Bloqueio da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 345 kV das 15h00min às 15h30min do dia 14/07 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de medições e verificação das proteções de barra da SE Leste.

Durante a realização desta intervenção, na ocorrência de falta em qualquer uma das barras de 345 kV da SE Leste ou ainda falta em qualquer equipamento daqu ele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito somente se dará pela atuação das proteções de retaguarda, acarretando o desligamento de todo o setor de 345 kV da referida SE e a interrupção do suprimento das cargas atendidas pelas Subestações Leste e Ramon Reberte Filho, em um montante de até 800 MW.

 SE Edgard Souza – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 230 kV das 00h00min às 06h30min dos dias 17/07 (quarta – feira) e 18/07 (quinta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para a adequação na caixa de comando de chave seccionadora de 230 kV da SE Edgard Souza.

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de falta em barra no setor de 230 kV da SE Edgard de Souza ou ainda a perda de qualquer equipamento de 230kV desta subestação seguida de falha de disjuntor, provocarão a interrupção das cargas atendidas pela subestações de Edgard de Souza e Pirituba, em um montante de até 300 MW.

(29)

 SE Leste – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 88 kV das 00h00min às 03h30min dos dias 16/07 (terça – feira) e 17/07 (quarta – feira), das 00h00min às 06h00min do dia 18/07 (quinta – feira) e das 00h00min às 04h00min 19/07 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de conexão do TR-AT2 de 88/13,8 kV com chave fusível da SE Leste.

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de defeitos em qualquer uma das barras do setor de 88 kV acarretarão o desligamento de todo o setor de 88 kV da SE Leste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas pela mesma, em um montante de até 500 MW.

 SE Bom Jardim – Disjuntor 52-36 de 88 kV das 00h00min às 06h30min do dia 16/07 (terça – feira) até o dia 19/07 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção preventiva no disjuntor 52-36 e em chaves seccionadoras da SE Bom Jardim 88 kV. Durante a realização desta intervenção, em caso de ocorrência de falta na Barra de 88 kV da SE Bom Jardim em operação ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 88 kV da SE Bom Jardim e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, em um montant e de até 500 MW.

 SE Milton Fornasaro – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do

Setor de 88 kV das 00h00min às 07h00min dos dias 16/07 (terça – feira) e 19/07

(sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção preventiva em chaves seccionadoras de 88 kV da SE Milton Fornasaro.

Durante a realização desta intervenção, em caso da ocorrência de defeito em uma das barras de 88 kV da SE Milton Fornasaro, provocará a interrupção das cargas supridas por esta Subestação, em um montante de até 600 MW.

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b) Área Minas Gerais

 SE Mesquita – Setores de 230 kV e 500 kV das 08h00min às17h00min do dia 14/07 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de manutenção preventiva em relés de proteção.

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de contingências seguidas de falha de disjuntor envolvendo os circuitos 1 ou 2 da LT 230kV Ipatinga 1 – Mesquita ou dos autotransformadores AT2 e AT3 500/230 kV – 2x400 MVA desta subestação deverão provocar a atuação das proteções de retaguarda em segunda zona, resultando em perda de carga na região Leste do Estado de Minas Gerais, em um montante de até 500 MW.

c) Área Norte/Nordeste

 LT 230 kV Paulo Afonso – Itabaiana C2 das 04h40min às 16h50min dos dias 13/07 (sábado) e 14/07 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para troca de cabos para – raios entre as Subestações de Paulo Afonso e Itabaiana.

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a perda da LT 500 kV Xingó – Jardim, seguida de falha de disjuntor, poderá haver o desligamento de cargas das Subestações de Jardim, Itabaiana e Itabaianinha.

 SE São Luís II – Seções de Barra 04 e 02 de 230 kV e LT 230 kV São Luís II – Alumar C2 das 05h00min às 16h30min do dia 14/07 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para efetuar conexão do Compensador Estático Nº 2 (-100,+150) MVAr na Barra 04 de 230 kV e eliminar ponto quente na chave seccionadora LDSB6-28 associada a Barra 02 de 230 kV da SE São Luís II.

Durante a realização desta intervenção, a SE São Luís II 230kV estará operando em barra única. Contingência em equipamento, seguida de falha de disjuntor ou proteção, bem como a perda da barra remanescente conduzem ao desligamento total das cargas da cidade de São Luís.

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d) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Goiás/Brasília, Mato Grosso e Acre/Rondônia

 No período de 13/07/2013 à 19/07/2013, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas.

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5. Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de julho, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas e a revisão da 3ª 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 5.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 36.490 MW médios no subsistema SE/CO e 10.326 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimo de 1,8% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 1,4% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de julho (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 36.330 MW médios para o SE/CO e de 10.367 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em junho sinalizam decréscimo de 1,6% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 2,0% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 9.250 MW médios e no Norte 4.996 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 0,1% para o subsistema Nordeste e 7,9% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da

3ª a 5ª semana de julho (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 9.244 MW médios para o Nordeste e 4.765 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em junho sinalizam decréscimo de 0,7% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 16,9% para o subsistema Norte. Ressalta-se que as elevadas taxas observadas no subsistema Norte estão associadas à interligação de Manaus.

(33)

(34)

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 06 a 12/07/2013 e as previsões para a semana de 13 a 19/07/2013.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para

ocorrer na quinta-feira, dia 18/07, com valor em torno de 43.000 MW. Para o Subsistema

Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de

13.200 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 56.000 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, dia 18/07, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 13/07, com valor em torno de 10.400 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.500 MW, devendo ocorrer na quinta-feira, dia 18/07. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de 15.400 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a seguir.

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

(35)

ONS NT-93-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 35 / 45 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 da Revisão 2 do PMO do mês de Julho.

(36)

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.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

 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.SE - Operação Normal da Região Sudeste

 IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kV da Região do Rio Grande  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.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais  IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo

 IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste  IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília  IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso  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  IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

(37)

ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,

Razões Elétricas e Energéticas Tabela 4-2: 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.

(38)

(39)

Jorge Lacerda:

O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos barramentos de 69 kV e 230 kV da área Sul de Santa Catarina quando da perda / indisponibilidade da LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 - -

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 -

J. Lacerda C (UG. 7) - - -

Total 33 80 -

Adicionalmente, considerando a geração e a configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) - - -

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 1 x 80

Total 80 80 80

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 120 1 x 120 1 x 120

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - - -

(40)

P. Médici (A e B) e Candiota III:

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:  Patamares de carga pesada, média e leve, havendo ou não exportação via

C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da maior unidade geradora sincronizada ou da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Pesada (1) Média Leve (2) P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 -

P. Médici B (UG. 3 e 4) - - -

Candiota III (UG. 5) 1 x 175 1 x 175 -

Total 200 200 -

Notas: 1. Durante o mês de julho, na carga pesada de sábado será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1A+1C= 200 MW”.

2. Durante o mês de julho, na carga leve de domingo será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1A = 25 MW”.

Contudo, devido à indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici, o despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III se modifica conforme segue:

Pesada (1) Média Leve (2)

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 - Candiota III (UG. 5) 1 x 175 1 x 175 -

Total 265 265 -

Notas: 1. Durante o mês de julho, na carga pesada de sábado será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1A+1C= 200 MW”.

2. Durante o mês de julho, na carga leve de domingo será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1A = 25 MW”.

Adicionalmente, considerando as unidades disponíveis, a geração e a configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:

(41)

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 100 1 x 100 1 x 100 Candiota III (UG. 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350

Total 450 450 450

Notas: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A e B são:

- UG 1: 01/09/2011 a 31/12/2013. - UG 2: 18/05/2013 a 30/07/2013. - UG 4: 01/06/2012 a 30/09/2013.

2. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici A e B definidos por restrições operacionais dos equipamentos:

- UG 2: 45 MW.

- UG 3 e UG 4: 100 MW.

Termonorte II:

Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-Rondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

Termonorte II 120 120 120

Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.

Geração Térmica Área Manaus:

Valores necessários para atendimento evitar corte de carga na área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT 230 kV Manaus-Balbina.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

Distrito A 14 14 14 Distrito B 13 13 13 Iranduba 33 33 33 Mauá B4 98 98 98 Mauá B5 A 20 20 20 Mauá B5 B 20 20 20 Mauá B6 94 94 94 Mauá B7 5 5 5 Cidade Nova 14 14 14 Flores 1 15 15 15 Flores 2 15 15 15 Flores 3 15 15 15 Flores 4 13 13 13

Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.

(42)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 2 do PMO do mês de

Julho/13, para a semana operativa de 13/07/2013 a 19/07/2013. Tabela 4-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 19,59 Angra 1 23,29 Candiota III 58,79 P. Pecém I 97,37 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 138,13 J. Lacerda B 167,48 J. Lacerda A2 168,00 Charqueadas 180,65 J. Lacerda A1 222,06 S. Jerônimo 248,31 Figueira 352,10 P. Itaqui 100,46 M. Covas 463,79 Norte Fluminense 1 37,80 Maranhão IV 95,96 Maranhão V 95,96 Santa Cruz Nova 103,32 Norte Fluminense 2 58,89 Term opernambuco 70,16 Linhares 155,23 Fortaleza 111,28 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes 126,92 G. L. Brizola 154,51 Uruguaiana 719,99 Norte Fluminense 4 327,78 Juiz de Fora 188,54 B. L. Sobrinho 198,42 R. Almeida 258,85 A. Chaves 259,87 Term oceará 218,50 William Arjona 197,85 C. Furtado 205,25 Euzébio Rocha 226,93 Araucária 304,42 F. Gasparian 320,92 Jesus Soares Pereira 287,83 M. Lago 349,46 Camaçari 732,99 Aparecida B1 302,19 Aparecida B2 302,19 Mauá B3 411,92 Tambaqui 0,01 Jaraqui 0,01 Manaurara 0,01 Ponta Negra 0,01 C. Rocha 0,01 Atlântico 130,90 RESIDUOS INDUSTRIAIS USINA TÉRMICA NUCLEAR CARVÃO GÁS

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ONS NT-93-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 43 / 45 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Piratininga 1 e 2 470,34 Term onorte II 551,09 R. Silveira 523,35 Maracanaú I 531,61 Term ocabo 540,87 Term onordes te 543,56 Term oparaíba 543,56 Global I 616,80 Global II 616,80 Geram ar I 547,53 Geram ar II 547,53 Viana 547,54

Cam pina Grande 547,55

Alegrete 724,87

Igarapé 645,30

Bahia I 719,49

Cam açari Muricy I 827,24

Cam açari Polo de Apoio I 827,24

Petrolina 907,60 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 557,47 Aparecida B1TG5 926,82 Aparecida B1TG6 926,82 Dis trito A 611,14 Dis trito B 622,60 Electron 1165,12 Iranduba 654,56 Mauá B1 844,72 Mauá B4 449,98 Mauá B5 A 616,42 Mauá B5 B 590,42 Mauá B6 657,05 Mauá B7 659,10 S. Tiaraju 674,64 Altos 645,64 Aracati 645,64 Baturité 645,64 Cam po Maior 645,64 Caucaia 645,64 Crato 645,64 Iguatu 645,64 Juazeiro do Norte 645,64 Maram baia 645,64 Nazária 645,64 Pecém 645,64 Daia 703,00 M. Covas 688,64 Goiânia II 765,28 William Arjona 808,02 Cam açari 915,17 Potiguar III 1007,30 Potiguar 1007,31 Xavantes 1019,31 Pau Ferro I 1116,77 Term om anaus 1116,77

Palm eiras de Goias 738,45

Bras ília 1047,38 Cidade Nova 654,63 Flores 1 618,81 Flores 2 636,82 Flores 3 631,82 Flores 4 639,79 São Jos é 1 660,35 São Jos é 2 660,35 Cocal 163,37 PIE-RP 177,58 Madeira 209,05 BIOMASSA ÓLEO DIESEL USINA TÉRMICA

(44)

ONS NT-93-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 44 / 45 ANEXO IV – Limites de Transmissão

As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.  IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

 IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

 IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste  IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.

 IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste  IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

(45)

ONS NT-93-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 45 / 45 Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 12

Figura 4-1: Interligações entre regiões 26

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 19/07 11

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07 11

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 12

Tabela 3-5: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07 com GT

adicional 13

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 15

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 17

Tabela 4-2: Despachos de Geração Térmica 37