PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JUNHO

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

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NT 6-100-2012 (PMO - Semana Operativa 16-06-2012 a 22-06-2012) .docx

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-6-100-2012

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JUNHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 16/06/2012 A 22/06/2012

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ONS NT-6-100-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 3 / 42

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 8 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 9

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 9

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 10 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 11

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 11

3.6.2 Região Sul 12

3.6.3 Região Nordeste 12

3.6.4 Região Norte 13

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 15

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 15 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. 25

5 Previsão de Carga 29

5.1.1 Carga de Energia 29

5.1.2 Carga de Demanda 31

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Junho/2012, para a semana operativa de 16/06/2012 a 22/06/2012, 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 da Revisão 3 do PMO de Junho/12 indicaram, para a semana de 16/06/2012 a 22/06/2012, o 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 M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009), Norte Fluminense 1 e 2 e, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE Norte Fluminense 3; Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os 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 Fortaleza. Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo na região Norte.

Além disso, está previsto para a semana de 16/06 a 22/06/2012, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares, nos patamares de carga pesada, média e leve em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

Houve também, na região Sudeste/C.Oeste, a indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Linhares e Santa Cruz, utilizando GNL. Tendo por base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho nas suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de custo, na semana operativa de 18/08 a 24/08/2012.

A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP, para o mês de Junho, indicou os Níveis de Segurança de 69,5 %EARmáx e 61,4%EARmáx para as regiões SE/CO e NE, respectivamente.

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Na elaboração da Revisão 3 do Programa Mensal de Operação para o mês de Junho, os Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP não indicaram o despacho térmico complementar por garantia energética.

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 Hidroenergética

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.

O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão 2 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

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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 16/06/2012 a 22/06/2012, encontram-se na tabela a seguir:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

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 Junho/2012, 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.

A Revisão 3 do Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Junho/12 foi elaborada 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)

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado

444

133 Peixe Angical

185

177

Limite de Intercâmbio

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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/04/2012, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0205/400/2012, emitida em 21/05/2012.

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3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

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 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.

3.1.3 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

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• LT 230 kV Porto Alegre 4 / Porto Alegre 9 C1 (até 30/06/2012) • LT 345kV Luis Carlos Barreto – Volta Grande (até 09/07/2012) • LT 345kV Furnas – Itutinga (até 09/07/2012)

• TR22 345/34,5 kV da SE Bandeirantes/SP (até 01/07/2012) • Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 28/07/2012) • TR-8 230/88 kV da SE Piratininga (até 21/07/2012)

• Reator RT2 440kV 198 Mvar da SE Araraquara (até 24/06/2012)

• Reator de linha RIA1 765kV 329 Mvar da SE Tijuco Preto (até 29/06/2012) • TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/06/2012)

• TR-3 345/230 kV da SE Bandeirantes/GO (até 30/07/2012)

• Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/11/2012) • TR-13 500/345 kV da SE Jaguara (até 31/12/2012)

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2012)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados da Revisão 3 do PMO de Junho/12, para a semana de 16/06/2012 a 22/06/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 22/06

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

(%VU)

Valor Esperado

72.6

63.5

67.4

94.5

92.3 Limite Inferior

72.1

61.8

66.8

94.5

92.3

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06

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

(%VU)

Valor Esperado

72.7

65.7

64.8

90.7

86.6

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ONS NT-6-100-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 10 / 42

Os resultados da Revisão 3 do PMO de Junho/12 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

99 1.388 1.289 4.954 4.017 4.623 IT 50 60 911 606 0

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

Custo Marginal da Operação

SE/CO

S

NE

N

Pesada

105,81

Média

103,01

Leve

101,10

(*) 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.

3.5 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 atuação de uma frente fria ocasiona valores significativos de precipitação na bacia do rio Paranapanema e Tietê, e fraca nas bacias dos rios Grande e Paranaíba. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 132% da MLT, sendo armazenável 124% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de uma frente fria ocasiona chuva fraca na bacia do rio Jacuí e Uruguai, e valores significativos na bacia do rio

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Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 185% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 134% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve ascensão em relação à semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 71% MLT, sendo totalmente armazenável.

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 de permanência da estiagem. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 66% 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

33.237

17.239

3.452

2.702 % MLT

132

185

71

66 % MLT Armazenável

124

134

71

66 ENA Semanal – Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

28.165

8.986

2.985

2.560 % MLT

112

96

61

63 % MLT Armazenável

112

96

61

63

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 junho é de uma média de 130% da MLT, sendo armazenável 125% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior 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 121% da MLT, sendo armazenável 117% 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.

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

Valor Esperado

Limite Inferior

Bacias

Semana

Mês

Semana

Mês

Bacia do Rio Grande

102

103

91

98 Bacia do Rio Paranaíba

101

108

96

105 Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá)

126

123

116

118 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu)

156

148

128

138 Paraíba do Sul

128

118

112

108

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de junho é de 152% da MLT, sendo armazenável 126% da MLT, o que revela uma condição hidrológica muito superior 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 113% da MLT, sendo armazenável 94% 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

312

248

179

193 Bacia do Rio Jacuí

27

25

14

16 Bacia do Rio Uruguai

71

65

16

37

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 70%, sendo armazenável 69% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 66% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 65% da MLT.

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3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de junho apresente uma média de 70% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 69% da MLT%, sendo totalmente armazenável.

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

32.675

14.163

3.397

2.853 % MLT

130

152

70

70 % MLT Armazenável

125

126

69

70 ENA Mensal - Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

30.568

10.539

3.199

2.792 % MLT

121

113

66

69

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

Em atendimento a Resolução ANA nº 376, de 6 de junho de 2011, a vazão defluente do aproveitamento hidroelétrico de Serra da Mesa deverá ser mantida constante, 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 geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após exploradas as disponibilidades energéticas da região SE/CO. Em função da elevação das vazões na bacia do rio Iguaçu, a geração das usinas desta bacia será maximizada em função da ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.

Nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí, permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis, sendo necessária a manutenção da política de minimização da utilização dos estoques armazenados nestas usinas, consequentemente, suas gerações deverão ser minimizadas e/ou zeradas com atendimento das defluências mínimas através de vertimento. Neste cenário, a geração das UTEs P.Médici, J.Lacerda, Candiota e Sepé Tiaraju será utilizada para controle do fluxo da LT 525 kV Salto santiago – Itá, visando não se utilizar dos recursos de geração das bacias dos rios Uruguai e Jacuí para controle do fluxo desta LT.

Neste contexto, o fornecimento de energia para a região Sul será dimensionada para fechamento do seu balanço energético, após a implementação das políticas de operação energética nas usinas de suas bacias.

A geração da UHE Itaipu deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, em função das elevadas afluências e do nível de armazenamento de seu reservatório, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

As disponibilidades energéticas da região SE/CO serão exploradas prioritariamente para atendimento dos requisitos energéticos da região Sul, da UHE Tucuruí e da Nordeste.

A transferência de energia para a região Nordeste será dimensionada em função dos excedentes energéticos existentes após o atendimento da política energética da região Sul e da UHE Tucuruí, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

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Em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia do rio Uruguai, faz-se necessária a implementação de uma operação especial para preservar o armazenamento de suas usinas, conforme descritas abaixo:

Bacia do rio Uruguai • UHE Campos Novos

Em função da elevação das afluências ao seu reservatório, a geração desta usina será dimensionada para controle do seu nível de armazenamento, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

• UHE Machadinho

Nesta semana, está previsto o desligamento das unidades geradoras da UHE Machadinho das 00:00 horas do dia 16/06 (sábado) às 24:00 horas do dia 22/06 (sexta – feira), com vertimento de 120 m³/s durante este período.

Esta operação será possível em função da elevação da vazão incremental a UHE Itá, que mesmo assim deverá apresentar uma elevação do nível de armazenamento de seu reservatório.

Durante esta operação, a defluência da UHE Machadinho se reduzirá para a vazão mínima de 120m³/s que será atendida através do vertedouro, possibilitando efetuar-se uma redução em torno de 150m³/s, uma vez que a defluência mínima de uma unidade geradora sincronizada é de cerca de 270m3/s.

• UHE Chapecó

Em função da elevação de sua vazão incremental, a usina deverá operar durante o período de 16/06 (sábado) até o dia 22/06 (sexta-feira).

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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;

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 utilizada nesta ordem de prioridade.

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

Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições hidroenergética da bacia, visando o controle do nível de armazenamento das UHEs Barra Bonita e Promissão e o atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá será dimensionada em função das afluências e do nível de armazenamento de seus reservatórios, do comportamento da afluência a UHE Itaipu e do atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo em todos os períodos de carga, face as elevadas afluências e ao nível de armazenamento de seu reservatório, respeitando-se 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 será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos da UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

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Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua geração deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes.

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.

Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos os patamares de carga. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser dimensionada visando o fechamento do balanço energético da região, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata.

Bacias da Região Sul: a geração das UHE’s do Rio Iguaçu deverá ser maximizada em todos os patamares de carga em função das altas afluências e da ocorrência de vertimentos. A geração da UHE GPS deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração das usinas da bacia do rios Uruguai e Jacuí deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN.

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 vertimentos; 2. UHE GBM;

3. UHE G.Ney Braga;

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

5. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. UHE M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

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

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

10. UHE GPS;

11. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

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

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

(19)

14. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina; 15. UHE Emborcação;

16. 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);

17. UHE Marimbondo; 18. UHE Água Vermelha;

19. UHE Itumbiara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata;

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

21. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina; 22. Usinas das bacias dos rios Uruguai e Jacuí na região Sul.

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. UHE GBM;

2. UHE G.Ney Braga;

3. Salto Santiago respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

4. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 5. UHE GPS;

6. Explorar disponibilidade da Região SE; 7. UHE Passo Fundo;

8. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 9. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

10. UHE Machadinho, caso esteja sincronizada uma UG;

11. UHE Itá, respeitando-se as suas restrições operativas e da usina de jusante; 12. UHE Machadinho;

13. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas.

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

(20)

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

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

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

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

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

7. Região SE/CO;

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´s L.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

7.200 7.200 7.000

RSE

9.200 9.200 9.200

FSM

5.100 5.100 4.500

FNS

4.000 4.000 4.000

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)

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.

(23)

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas.

LT 500 kV Olindina - Camaçari II– das 06:20 às 16:40 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para a Chesf realizar as seguintes manutenções corretivas: - vibração tubo interligação LT 05L5 com a bobina 65L5 fases A, B e C.

- não conformidade técnica nas chaves 35D2-1, 35L5-4 e 35L5-8 - atendimento a recomendação RE-MN-SE-T.031 no 95D2-1. - TAC no 15D2.

- TAC no 15L5.

De modo a evitar a atuação do primeiro estágio do esquema de subtensão em caso de contingência na LT Olindina - Camaçarí 500 kV em operação, devem ser atendidas as seguintes condições: -Geração na UHE Itapebí com pelo menos 90MW; -Geração na UTE Celso Furtado com 150 MW; -Geração na UTE Rômulo Almeida com 24 MW; -FSENE com pelo menos 300MW.

DJ 500 kV SE Camaçari II 15D2 – das 07:45 do dia 16/06/2012 às 16:45 do dia 20/06/2012

Esta intervenção está programada para a Chesf realizar manutenção preventiva nível 3 e retirar amostras de óleo do TCs 95D2-1 e 95D2-2 A/B/C.

Para uma demanda da área Sul inferior a 2.850 MW, geração de 150MW na UHE Itapebi e FSENE de 400MW, não se espera necessidade de despacho de geração térmica nessa área. A elevação de 100 MW de demanda na demanda da área Sul acima de 2.850 MW, pode ser compensada com elevação de 100MW de geração térmica nas UTE Celso Furtado, Rômulo Almeida e/ou Global ou 140MW de geração hidráulica em Itapebi ou 200MW no fluxo Sudeste-Nordeste.

LT 230 kV Camaçari II / Cotegipe 04M6 – das 09:00 às 17:00 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para a Chesf substituir 84M6-C.

Em caso de perda do barramento 04B2-2 de 230 kV da SE Camaçari II, para evitar que ocorra perda de carga nas subestações supridas por Camaçari, será necessária a seguinte geração térmica nas UTE Celso Furtado e/ou Global, em função da demanda da área Sul: Demanda até 2.800 MW / geração de 100 MW. Demanda até 3.000 MW / geração de 200 MW. Demanda até 3.200 MW / geração de 300 MW. Demanda até 3.400 MW / geração de 400 MW.

(24)

LTs 230 kV Campina Grande II / Paraíso 04V1 e 04V2, LT 230 kV Campina Grande II / Natal II 04V3 e reator 230 kV SE Natal II 04E3 – das 05:00 às 14:00 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para a Chesf efetuar retirada de cabos para-raios, fortemento oxidados, no vão compreendido entre as estruturas 13/1 e 14/1 na LT 04V3 CGD/NTD.

Gerar no mínimo 115 MW na UTE Jesus Soares Pereira e 35 MW na UTE Potiguar e/ou UTE Potiguar III. Vale salientar que, para cada 10 MW de geração na UTE Potiguar e/ouUTE Potiguar III pode ser compensada por 30 MW de geração na UTE Jesus Soares Pereira.

LT 230 kV Guaíba 2 - P. Alegre 9 das 05:00 às 16:00 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para implantar nova proteção diferencial de barras na SE P. Alegre 9. Para fazer frente a perda da LT 230 kV C. Industrial - Guaíba 2 e evitar tensões inferiores a 90% na região sul do estado do Rio Grande do Sul, recomenda-se manter geração na UTE Candiota III+ UTE P. Médici maior ou igual a 90MW.

(25)

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga.

Barra 6 de 88 kV da SE Baixada Santista das 03h00min às 16h00min do dia 17/06 (domingo)

A intervenção está programada para lançamento do novo barramento superior do vão da LT 88 kV Baixada Santista – Capuava. No período, contingências que ocasionem o desligamento da Barra 5 de 88 kV ou contingência em algum elemento seguida de falha de disjuntor acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista, pela SE Henry Borden e pelo tronco de transmissão 88 kV Baixada Santista – Henry Borden.

LT 345 kV Baixada Santista - Sul das 00h30min às 15h00min do dia 17/06 (domingo)

A intervenção está programada para transferência da LT para o bay da futura LT 345 kV Baixada Santista – Sul C1, visando possibilitar a substituição do disjuntor 2 de 345 kV da SE Sul, devido à superação de sua capacidade de interrupção de curto-circuito. No período, a SE Sul permanecerá atendida pela LT 345 kV Embu Guaçu – Sul e a perda desta LT ocasionará a interrupção das cargas supridas pela SE Sul.

Bloqueio da proteção diferencial de barras de 88 kV da SE Oeste das 00h00min às 06h00min dos dias 19/06 (terça-feira) e 20/06 (quarta-feira)

A intervenção está programada para adequações nos Painéis de Proteção Diferencial de Barras, visando à entrada em operação do futuro Banco de Capacitores 2. No período, na ocorrência de falta em barra de 88 kV da SE Oeste ou falta em qualquer equipamento desse setor, seguida de falha de disjuntor, o defeito somente será eliminado pela atuação das proteções de retaguarda, acarretando o desligamento de todo o setor de 88 kV e a interrupção do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste.

Barra 3 de 88 kV da SE Oeste das 00h00min às 06h00min dos dias 21/06 (quinta-feira) e 22/06 (sexta-feira)

A intervenção está programada para Instalação de corta arco em seccionadores nos bays da LT 88 kV São Roque / Oeste C1 e C2 e do Banco de Capacitores BC-1 de 88 kV. No período, o setor de 88 kV irá operar em configuração de barra simples e na ocorrência de falta nesta barra ou falta em qualquer equipamento do setor de 88 kV, seguida de falha de disjuntor, haverá interrupção do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste.

(26)

TR1/TR2 69kV 100MVA – de 01h00min às 07h00min dos dias 15/06 e 16/06, TR3 230-69kV 100MVV – de 06h30min às 17h30min do dia 17/06 - SE Porto Velho, Proteção Diferencial das SBs 230kV 1 e 2 – SE Porto Velho de 01h00min às 07h00min do dia 18/06 ao dia 24/06

O desligamento está previsto para realização de obras do PAR – Plano de Ampliação Reforço e Melhorias, envolvendo a transformação 230-69kV nos e a Proteção Diferencial da SE Porto Velho.

A eventual perda de mais um TR 230-69kV 100MVA na SE Porto Velho implica em atuação da proteção de sobrecorrente do TR 230-69kV remanescente e em conseqüência a perda de toda as cargas da CERON de Porto Velho. Por outro lado se ocorrer defeito em algum equipamento conectado à SB 230kV de Porto Velho seguido de falha de disjuntor, acarreta perda de todas as das cargas da Ceron em Porto Velho e regiões vizinhas e cargas da Eletroacre em Rio Branco.

LT 230 kV Guaíba 2 - P. Alegre 9 das 05:00 às 16:00 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para implantar nova proteção diferencial de barras na SE P. Alegre 9.

A perda da da LT 230 kV C. Industrial – P. Alegre 9 C.1 E C.2 provocará o corte das cargas atendidas a partir da SE Canoas 1, no montante da ordem de 35 MW, sendo que esta conseqüência já ocorre mesmo para o sistema completo, uma vez que esta SE é atendida a partir de uma derivação da LT 230 kV C. Industrial – P. Alegre 9 C.1. Adicionalmente, ocorrerá o corte das cargas alimentadas a partir da SE P. Alegre 9, no montante da ordem de 120 MW, totalizando um corte da ordem de 155 MW.

LT 230 kV Vila do Conde / Santa Maria VCSR-01 – das 07:00 do dia 09/06/2012 às 17:00 do dia 24/06/2012

Esta intervenção está programada para a ERTE fazer o seccionamento da LT; construir uma torre no eixo do vão das torres 5 e 6, lado de Santa Maria, sob a LT existente; desmontagem da torre 5 que interfere no novo traçado; encabeçar os novos trechos, em ambos os lados e na SE Castanhal; concluir a troca dos cabos para raios; concluir a implantação de cabo OPGW entre as SE’s Castanhal e Santa Maria; remanejar de equipamento Carrier da SE Santa Maria para SE Castanhal; substituir as proteções no trecho da LT Santa Maria Vila do Conde por proteção diferencial de linha; testar as proteções diferenciais após a conclusão dos testes do cabo OPW; testar a integração das novas instalações ao Centro de Operação de Lages; e testar a energização.

Em caso de perda da LT 230 kV Utinga - Santa Maria haverá perda de suprimento à SE Santa Maria.

(27)

Em caso de perda simples de circuito de 230 kV entre as SE Vila do Conde / Guamá / Utinga é esperado afundamento de tensão com corte de carga por tensão nas SE Guamá, Utinga e Santa Maria. Adicionalmente, com o objetivo de reduzir os reflexos deste tipo de emergência, manter bloqueado o controle automático dos LTC dos transformadores 230/69kV das SE Guamá e Utinga, pois a atuação destes controles pode levar a fenômenos de instabilidade de tensão nestas emergências.

Em caso de perda de circuito duplo 230 kV Vila do Conde - Guamá haverá perda de suprimento às SE Guamá, Utinga e Santa Maria. Em caso de perda de circuito duplo 230 kV Guamá - Utinga haverá perda de suprimento às SE Utinga e Santa Maria.

DJ 230 kV São Luís LIDJ6-02 – das 08:00 do dia 16/06/2012 às 17:00 do dia 20/06/2012

Esta intervenção está programada para a Eletronorte substituir o acumulador de nitrogênio e eliminar vazamento de gás SF6 pela fase "A" do disjuntor LIDJ6-02.

Durante a intervenção a SE São Luís I irá operar em barra única. Em caso de contingência na barra ou com falha de disjuntor ou proteção, haverá desligamento de toda carga da SE São Luís I.

SB 230 kV SE Messias B2 – das 10:40 às 16:00 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para a Chesf efetuar Manutenção Corretiva na chave 34D1-2/MSI.

A SE Messias irá operar em barra única. Em caso de contingência em algum equipamento de 230 kV derivado da SE Messias, seguida de falha de disjuntor, ou perda do barramento de 230 kV da SE Messias, haverá perda de todas as cargas das SE Maceió, Rio Largo II e Penedo e do consumidor Braskem.

SB 69 kV SE Cotegipe BP4, TR 230/69 kV SE Cotegipe 04T3 e TR 230/69 kV SE Cotegipe 04T4 - 05:45 às 07:15 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para a Chesf desconectar TP 82BP-6, fases "A" e "C" do barramento 02BP-4. Em caso de contingência no transformador em operação haverá perda de toda SE Cotegipe.

TR 500/230 kV São Luís LDAT7-03 – das 07:00 às 13:00 do dia 17/06/2012

Esta intervenção está programada para a Eletronorte eliminar vazamento de óleo isolante pelas buchas das fases "A e V" de 500 kV do transformador LDAT7-03. Antes do encerramento desta intervenção, efetuar energização do referido equipamento para verificação de performance, caso não apresente nenhuma anormalidade, o mesmo será liberado para operação.

(28)

Em caso de contingência em outro autotransformador da SE São Luís II, haverá atuação do esquema para alívio de sobrecarga na transformação 500/230 kV nessa subestação, desligando 2 linhas de cubas na Alumar.

(29)

5 Previsão de Carga

5.1.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de junho, onde são visualizados os valores verificados nas três primeiras semanas e a revisão das previsões da 4ª a 6ª 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 5.1-1Tabela 5.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 35.490 MW médios no subsistema SE/CO e 9.890 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 1,2% para o subsistema SE/CO e 0,2% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 4ª a 6ª semana de junho (revisão 3), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 35.369 MW médios para o SE/CO e de 9.809 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em maio sinalizam decréscimos de 0,1% para o subsistema SE/CO e de 0,6% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 8.762 MW médios e no Norte 4.062 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 0,1% para o subsistema Nordeste e 0,7% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 4ª a 6ª semana de junho (revisão 3), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 8.730 MW médios para o Nordeste e 4.061 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em maio sinalizam decréscimos de 2,5% para o subsistema Nordeste e 2,9% para o subsistema Norte.

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ONS NT-6-100-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 30 / 42 Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed

(31)

5.1.2 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 09 a 15/06 e as previsões para a semana de 16 a 22/06/2012.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 21/06, com valor em torno de 42.500 MW. Para o

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

12.500 MW, devendo ocorrer também nessa mesma quinta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 55.000 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min

também de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.1-2 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 16/06, com valor em torno de 10.100 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.450 MW, devendo ocorrer também no sábado, dia 16/06. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no mesmo sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de 14.500 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.1-2 a seguir.

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

(32)

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 Junho.

Anexo IV Limites de Transmissão

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

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ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica

INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 640 640 640 Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1.080 1.350 1.350 1.350 J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- --- --- 0 - - -J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 96 96 96 96 J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- --- --- 100 100 100 100 J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- --- --- 0 - - -Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9 P. Médici A (2 x 63 MW) (1) --- (3) --- 25 25 25 25 P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 100 100 100 100 S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 6 6 6 6 Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 10,4 10,8 10,6 10 Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) --- --- 350 350 350 350 F. Gasparian (2x93 MW + 3x96 MW + 1x97 MW) (5) --- --- --- 0 - - -B. L. Sobrinho (24 x 48,24 MW) (5) (3) (3) --- 0 360 360 -M. Lago (16 x 60,50 MW) (5) --- --- --- 0 - - -Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- (3) 0 - - 3 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 (8 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) --- --- --- 0 339,7 339,7 339,7 L. C. Prestes_TC (5 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) --- --- --- 116 116 116 116 W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 M W) --- --- --- 505 505 505 505 Brizola (1x106,7 + 1x108,3 + 1x108,5 + 1x108,8 + 1x109,1 +1x109,3 + 1x115,7 + 1x118,1 + 1x173,8 MW) (2) (3) (3) (3) 100,5 435 435 435

Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) (2) --- --- --- 0 - -

-Euzébio Rocha (2 x 249,90MW) --- --- --- 86 86 86 86

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

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

Santa Cruz Nova (2 x 200 MW + 2 x 82 MW) (2) (7) (3) (3) --- 0 175 175 175

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada)

N U C LEA R

(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.

(34)

ONS NT-6-100-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 34 / 42 INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW) (2) --- --- --- 0 - - -R. Silveira (2 x 15 MW) --- --- --- 0 - - -Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW) --- --- --- 0 - - -Igarapé (1 x 131MW) --- --- --- 0 - - -Nutepa (3 x 8 MW) --- --- --- 0 - - -Alegrete (2 x 33 MW) --- --- --- 0 - - -Carioba (2 x 18 MW) --- --- --- 0 - - -Petrolina (1 x 136 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW) --- --- --- 0 - - -Termonorte I (4 x 17 MW) --- --- --- 0 - - -Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2) (3) (3) (3) 0 180 150 120 Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 - - -Geramar I (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - - -Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 - - -Geramar II (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW) --- --- --- 0 - - -Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -Maracanaú I (8 x 21 MW) --- --- --- 0 - - -Termonordeste (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -Termoparaíba (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -Campina Grande (1 x 169,08 MW) --- --- --- 0 - - -S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) (3) (3) (3) 0 125 125 90 Brasília (2 x 5 MW) (2) --- --- --- 0 - - -W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Altos (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Aracati (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Baturité (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari (5 x 69 MW) (4) --- --- --- 0 - - -Campo Maior (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Caucaia (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Crato (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Pecém (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Iguatu (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Marambaia (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Nazária (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Daia (1 x 44,4 MW) --- --- --- 0 - - -Xavantes (1 x 53,7 MW) --- --- --- 0 - - -Goiânia II (2 x 72,6 MW) (3) --- --- 0 80 - -Potiguar (1 x 53,1 MW) --- --- --- 0 - - -Potiguar III (1 x 66,4 MW) --- --- --- 0 - - -Termomanaus (1 x 156,16 MW) --- --- --- 0 - - -Pau Ferro I (1 x 102,6 MW) --- --- --- 0 - - -Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 - - -PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 - - -Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 - - -Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 80 80 80 80 Atlântico (1 x 235,2 MW) --- --- --- 210 210 210 210 Atlântico CSA (1 X254,80 MW) --- --- --- 0 - - -B IOM A SS A R ESÍ D UOS

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada)

(35)

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 da área Sul de Santa Catarina, quando da perda /

indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande – Forquilhinha.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

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

J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 -

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

J. Lacerda C (unid. 7) - -

Total 66 66 -

Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no processo de Programação Diária, em função da carga prevista.

2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com o menor custo operacional.

3. A unidade 7 do Complexo Jorge Lacerda estará em manutenção no período de 14/06 a 17/06/2012.

4. A unidade 2 do Complexo Jorge Lacerda estará em manutenção no período de 12/06 a 16/06/2012.

Adicionalmente, considerando a configuração de máquinas declarada

como inflexibilidade pelo agente e a existência de restrições para

unidades térmicas efetuarem alterações na configuração de máquinas

ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a

seguir:

Pesada Média Leve

J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 48 2 x 48 2 x 48 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 100 1 x 100 1 x 100

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

Total 196 196 196

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de

equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no

Complexo Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de

desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a

seguir:

(36)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 62 2 x 62 2 x 62 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 125 1x 125 1 x 125