PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE AGOSTO

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

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NT 8-132-2012 (PMO - Semana Operativa 11-08-2012 a 17-08-2012).docx

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-8- 132 -2012

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE AGOSTO

SUMÁRIO EXECUTIVO

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ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 3 / 38

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 8

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 8

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 11

3.6.3 Região Nordeste 12

3.6.4 Região Norte 12

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 12

1 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 14

1.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 14 1.2 Diretrizes para operação energética das bacias 15 1.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 16

1.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 19 1.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas. 21

1.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga. 21

1.4.3 Previsão de Carga 26

1.4.4 Carga de Energia 26

1.4.5 Carga de Demanda 28

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Agosto/2012, para a semana operativa de 11/08/2012 a 17/08/2012, 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 2 do PMO de Agosto/12 indicaram, para a semana de 11/08/2012 a 17/08/2012, 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, 2 e 3 e, no patamar de carga pesada, L. C. Prestes ; Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota III e P. Medice A e B; Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco (indisponível devido à declaração do agente) 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 11/08 a 17/08/2012, 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.

Tendo por base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho na semana operativa de 13/10 a 19/10/2012, na região SE/CO, em todos os patamares de carga, da UTE Santa Cruz e, somente no patamar de carga pesada, da UTE Linhares, em suas disponibilidades máximas.

A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP, para o mês de Agosto, indicou os Níveis de Segurança de 60,0 %EARmáx e 48,9 %EARmáx para as regiões SE/CO e NE, respectivamente.

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ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 5 / 38 Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por orde m 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 térm ica 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 segur ança para o tronco 765 kV a ser utilizado 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.

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ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 6 / 38 Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana operativa de 11/08/2012 a 17/08/2012, 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 Agosto/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.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Agosto/12 foi elaborada tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitid a 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

360

133 Peixe Angical

248

186

130

Limite de Intercâmbio

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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 transmiss ão 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.

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

Não existe a previsão de entrada em operação de novas instalações de porte no SIN.

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 Compensador Síncrono 2 da SE Ibiúna (até 16/08/2012)

 LT 500 kV Cana Brava – São Salvador (até 20/08/2012)

 LT 500 kV Ibiúna – Campinas (até 25/08/2012)

 LT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 9 C1 (até 30/08/2012)

 Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/08/2012)

 LT 345 kV Furnas – Poços de Caldas C2 (até 01/10/2012)

 Reator de linha RIA1 765kV 329 Mvar da SE Tijuco Preto (até 27/12/2012)

 TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/12/2012)

 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)

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3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/12, para a semana de 11/08/2012 a 17/08/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/08

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

Valor Esperado

63,1

69,9

54,3

72,8

58,9

Limite Inferior

62,8

68,2

54,2

72,8

58,9

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/08

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

Valor Esperado

60,6

62,5

48,1

69,5

52,9

Limite Inferior

59,6

53,3

47,9

69,4

52,9

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/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)

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

Custo Marginal da Operação

SE/CO

S

NE

N

Pesada

_119,30

Média

117,62

Leve

116,73

(*) 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. Para a próxima semana a previsão é de ocorrência de chuva fraca somente em pontos isolados da s bacias dos rios Paranapanema e Paraná (próximo a UHE Itaipu). O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 103% da MLT, sendo armazenável 101% 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 previsão é de atuação de duas frentes frias nesta região, ocasionando chuva moderada/forte na bacia do rio Jacuí e chuvisco/chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Uruguai e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 74% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 66% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apr esentam-se em relação leve recessão à semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 62% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de 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 75% MLT, sendo armazenável 74% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado

SE/CO

S

NE

N

MWmed

18.188

7.159

2.162

1.440 % MLT

103

74

62

75 % MLT Armazenável

101

66

62

74 ENA Semanal – Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

16.229

4.009

2.038

1.383 % MLT

92

42

58

72

(11)

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 agosto é de uma média de 106% da MLT, sendo armazenável 104% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 97% da MLT, sendo armazenável 95% 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

91

92

83

87 Bacia do Rio Paranaíba

89

84

85 Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá)

102

103

97

100 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu)

113

118

100

108 Paraíba do Sul

99

98

84

87

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de agosto é de 109% da MLT, sendo armazenável 94% da MLT, o que revela uma condição hidrológica 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 79% da MLT, sendo armazenável 68% da MLT.

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

Valor Esperado

Limite Inferior

Bacias

Semana

Mês

Semana

Mês

Bacia do Rio Iguaçu

114

143

73

114 Bacia do Rio Jacuí

44

63

18

38 Bacia do Rio Uruguai

44

89

20

59

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de agosto é de 62%, sendo armazenável 61% da MLT, o que representa um cenário hidrológico próximo ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 60% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 59% da MLT.

3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de agosto apresente uma média de 74% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico semelhante ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 72% da MLT%, sendo totalment e 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

18.629

10.526

2.161

1.413 % MLT

106

109

62

74 % MLT Armazenável

104

94

62

74 ENA Mensal - Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

17.192

7.622

2.090

1.371 % MLT

97

79

60

72

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Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/08 a 17/08

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1 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

1.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

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, 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 necessi dade 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 e da curva referencial de deplecionamento de seu reservatório, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após exploradas as disponibilidades energéticas da região SE/CO.

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

Em função das vazões na bacia do rio Iguaçu, a geração das usinas desta bacia deverá ser maximizada visando evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos.

Em algumas usinas e bacias permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis, sendo necessária a manutenção da política de minimização da utilização dos estoques armazenados principalmente nas UHEs Passo Real, Passo Fundo e Barra Grande. A geração das UHEs Campos Novos e Machadinho situadas na bacia do rio Uruguai deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Neste contexto, após a implementação das políticas de operação energética nas usinas de suas bacias, os excedentes energéticos da região Sul serão exportados para atendimento as regiões N e NE.

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

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ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 15 / 38 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, obser vando 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 Sema nais, 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 co ntratuais.

1.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Água Vermelha e Marimbondo 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 hidroenergéticas da bacia, visando o atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração da UHE Capivara deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá será dimensionada para atendimento das necessidades de afluência regularizada 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 prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

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ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 16 / 38 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 e da curva referencial de deplecionamento de seu reservatório, 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 UHEs do Rio Iguaçu deverá ser maximizada em todos os patamares de carga visando evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos, em função das altas afluências e do nível de armazenamento de seus reservatórios. A geração das usinas de Barra Grande e Passo Fundo (bacia do rio Uruguai) e das usinas da bacia do rio Jacuí deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis nestas usinas e bacia. A geração das UHEs Campos Novos e Machadinho situadas na bacia do rio Uruguai deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

1.3 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. UHEs da região Sul;

3. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina; 4. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando -se a coordenação

hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

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

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

7. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 8. UHE M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

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

(17)

ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 17 / 38 11. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar

vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos reservatórios das usinas a fio d’água de jusante);

12. UHE Água Vermelha; 13. UHE Marimbondo;

14. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 15. UHE Itumbiara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata;

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

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

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

1. UHE G.Ney Braga;

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

3. UHEs Salto Caxias e Salto Osório, respeitando-se as restrições operativas da usina; 4. UHE GBM;

5. UHE Campos Novos, nos períodos de carga média e pesada, respeitando -se as restrições operativas das usinas;

6. UHEs Foz do Chapecó e Itá, respeitando-se as suas restrições operativas e da usina de jusante;

7. UHE Machadinho;

8. Explorar disponibilidade da Região SE;

9. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas. 10. UHE Passo Fundo;

11. Usinas da bacia do rio Jacuí, 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. UHEs L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

(18)

ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 18 / 38 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. UHEs 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;

(19)

1.4 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 1-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV

FLUXO

PES

MED

L/Min.

Geração Itaipu 60Hz

6.300 6.300 6.300

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 defin idas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

(20)

ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 20 / 38 As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 1-1: 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, medid o 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.

(21)

1.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas.

a) Área do Sistema de Transmissão Associado à UHE Itaipu

 Painel de Proteção SE Margem Direita – Circuito 2 – das 04h30min às 16h30min no dia 12/08 (domingo)

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços associados a troca da proteção do circuito 2 da LT 500 kV Itaipu 50Hz – Margem Direita, que estará em andamento no período de 02 a 15/08/2012.

Durante esta intervenção o sistema da ANDE irá operar separado do Elo CC, permanecendo 2 unidades geradoras de Itaipu 50Hz conectadas ao sistema ANDE e as demais unidades disponíveis para o SIN via Elo CC. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

Elo CC = 3.000 MW FNS = 2.600 MW FSM = 3.100 MW

1.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade

– Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga.

a) Área Rio de Janeiro/Espírito Santo

 LT 345 kV Ouro Preto – Vitória – das 07h00min às 17h00min no dia 11/08 (sábado) e das 07h00min às 17h00min do dia 12/08 (domingo).

Esta intervenção esta programada para substituição de cabos para-raios por cabos OPGW, substituição essa necessária para entrada em operação do consumidor Samarco e da SE Padre Fialho.

(22)

ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 22 / 38  LT 345 kV Campos – Vitória C1 – das 00h00min às 06h30min no dia 11/08 (sábado).

Esta intervenção esta programada para Inspeção, limpeza e aplicação de RTV em equipamentos e isoladores da linha e vãos de 345 kV.

Durante esta intervenção a contingência simples da LT 345 kV Campos – Viana ou da LT 345 kV Viana – Vitória resulta na atuação do ECE de perda dupla com redução de carga na Escelsa num montante aproximado de 300 MW.

 LT 345 kV Campos – Macaé Merchant C1 – das 00h00min às 06h30min no dia 14/08 (quarta – feira).

Esta intervenção esta programada para Inspeção, limpeza e aplicação de RTV em equipamentos e isoladores da linha e vãos de 345 kV.

Durante esta intervenção a perda dupla da LT 345 kV Campos – Macaé Merchant, circuitos C1 e C2 remanescentes, provocará a atuação do ECE de perda dupla entre Macaé e Campos, cortando carga na Ampla e Escelsa em um total de 300 MW.

 LT 345 kV Campos – Viana – das 00h00min às 06h30min no dia 15/08 (quinta – feira).

Esta intervenção esta programada para Inspeção, limpeza e aplicação de RTV em equipamentos e isoladores da linha que estão apresentando descargas parciais.

Durante esta intervenção a perda da LT 345 kV Campos - Vitória resulta na atuação do ECE de perda dupla cortando carga na Escelsa num montante aproximado de 300 MW.

b) Área Norte – Nordeste

(23)

c) Área São Paulo

 LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345 kV Embu Guaçu – Baixada Santista (Em execução) – das 06h00min do dia 24/06/2012 (domingo) às 06h00min do dia 26/08/2012 (domingo).

Esta intervenção esta programada para possibilitar a implantação de circuitos duplos entre as subestações Embu Guaçu e Sul e entre as subestações Sul e Baixada Santista. Durante a realização destas intervenções a SE Sul permanecerá atendida radialmente pela SE Embu Guaçu através de dois circuitos, sendo um deles composto pela interligação do trecho da LT 345 kV Baixada Santista - Sul entre a torre 12 e a SE Sul com o trecho da LT 345 kV Embu Guaçu – Sul entre a torre 12 e a SE Embu Guaçu. Contingências que ocasionem o desligamento dos dois circuitos, que correm nas mesmas estruturas, ocasionarão a interrupção das cargas supridas por aquela subestação, em um montante de até 950 MW.

 Barra 3 de 88 kV da SE Oeste – das 03h30min às 16h00min do dia 12/08 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para duplicação dos cabos da chave seccionadora 29-178 e para sanar vazamento de gás SF6 do disjuntor 52-19 do bay da Barra 3 de 88 kV.

Durante esta intervenção caso ocorra uma falta na Barra 4 de 88 kV da SE Oeste ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seg uida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 88 kV da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, da ordem de 500 MW.

 Barra 4 88 kV da SE Norte – das 07h00min às 16h00min do dia 12/08 (domingo).

Esta intervenção esta programada para possibilitar a realização de serviços de manutenção preventiva nas chaves seccionadoras 29-234 e 29-232 da Barra 4 de 88 kV da SE Norte.

(24)

ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 24 / 38  Barra 3A e Barra 4A de 88 kV da SE Milton Fornasaro – das 00h00min às 06h00min do dia 14/08 (terça – feira) – Barra 3A e das 00h00min às 06h00min do dia 15/08 (quarta – feira) – Barra 4A.

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços com a abertura intercalada de todos os painéis de comando e proteção e caixas de equipamentos do setor de 88 kV para inspeção visual e conferência da documentação existente da instalação.

Durante a realização desta intervenção em caso da ocorrência do desligamento intempestivo da Barra 4A (terça – feira) e da Barra 3A (quarta – feira), haverá a interrupção de suprimento das cargas atendidas pela SE Milton Fornasaro, da ordem de 550 MW.

 Barra 3A de 88 kV da SE Milton Fornasaro – das 00h00min às 06h00min do dia 16/08 (quinta – feira) até o dia 19/08 (domingo).das 00h50min às 05h40min do dia 10/08 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços, em cada bay, de medição de umidade e teor de pureza do gás isolante SF6 dos equipamentos do setor de 88 kV.

Durante a realização desta intervenção, em caso da ocorrência do desligamento intempestivo da Barra 4A, haverá a interrupção de parte do suprimento das cargas atendidas pela SE Milton Fornasaro, da ordem de 550 MW

d) Área Goiás/Brasília

 LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul C1 – das 07h00min às 17h00min do dia 12/08 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção corretiva na chave seccionadora 8135, no disjuntor 8138 e no TC da fase B do bay de saída do Circuito 1 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul, na SE Samambaia.

Durante esta intervenção a perda do Circuito 2 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul acarretará a um corte de cerca de 30% das cargas da cidade de Brasília.

 Proteção Diferencial de Barra de 345 kV da SE Brasília Sul – das 00h00min às 07h00min do dia 11/08 (sábado).

(25)

ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 25 / 38 Durante esta intervenção a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento da SE Brasília Sul, conduz ao corte de 80% das cargas da cidade de Brasília.

 Seções de Barra 8A e 8B de 345 kV da SE Brasília Sul – Barra 8A das 00h00min às 07h00min do dia 15/08 (quarta-feira) e Barra 8B das 00h00min às 07h00min do dia 16/08 (quinta-feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de prolongamento das referidas barras para atender a instalação dos novos vãos dos transformadores TR05 e TR09.

Durante esta intervenção a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento da SE Brasília Sul, conduz ao corte de 80% das cargas da cidade de Brasília.

 TR02 345/230 kV – 225 MVA da SE Bandeirantes – 06h00min às 24h00min do dia 11/08 (sábado) e das 00h00min às 17h00min do dia 12/08 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de substituição da chave seccionadoras 729 da SE Bandeirantes 230 kV.

Durante esta intervenção a perda de qualquer um dos transformadores remanescente, haverá corte da ordem de 50% das cargas do Estado de Goiás, nos períodos de carga média e pesada de sábado.

e) Área Mato Grosso e Acre – Rondônia

No período de 11/08/2012 à 17/08/2012, não estão previstas intervenções de porte na Área Mato Grosso e Acre – Rondônia do País.

f) Área Sul

(26)

1.4.3 Previsão de Carga

1.4.4 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de agosto, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas e a revisão das previsões 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 36.538 MW médios no subsistema SE/CO e 9.850 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 0,9% para o subsistema SE/CO e 1,2% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de agosto (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 36.475 MW

médios para o SE/CO e de

9.815 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em julho sinalizam acréscimos de 3,1% para o subsistema SE/CO e 0,8% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 8.793 MW médios e no Norte 4.039 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimo de 0,4% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,7% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de agosto (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês

uma carga de 8.769 MW médios para o Nordeste e

4.047 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em julho sinalizam acréscimos de 1,6% para os dois subsistemas.

(27)

(28)

1.4.5 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 04 a 10/08 e as previsões para a semana de 11 a 17/08/2012.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 16/08, com valor em torno de 43.200 MW. Para o Subsistema

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

12.500 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 16/08. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 55.600 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min

da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.1-2 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, 11/08, 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 na quarta-feira, dia 15/08. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de 14.350 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.

(29)

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 Agosto.

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

(30)

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

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica

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

(2) Usina com unidade geradora em manutenção;

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

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

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

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

(31)

(32)

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 Lageado 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) 2 x 33 2 x 33 -

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

J. Lacerda C (UG. 7) - -

Total 66 66 -

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) 2 x 33 2 x 33 2 x 33

J. Lacerda C (UG. 7)

Total 66 66 66

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:

Pesada Média Leve

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

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 62 2 x 62 2 x 62

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

(33)

P. Médici (A e B) e Candiota III (C):

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado

para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência /

indisponibilidade simples de equipamentos da rede de operação na

região, como segue:



Patamar de carga pesada (dias úteis), média e leve, havendo ou não

exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência

da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio

Grande do Sul).



Patamar de carga pesada de sábado, havendo exportação via C. F. de

Rivera ou via C. F. de Rivera e C. F. de Uruguaiana: contingência da

unidade 5 da UTE Candiota III (subtensão na região Sul do Rio Grande do

Sul).

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - 1 x 25 -

P. Médici B (UG.3 e 4) - - -

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

Total 175 25 -

Nota: 1. Na carga pesada de sábado, caso ocorra exportação via C.F. Rivera ou exportação via C.F. Rivera e C.F. Uruguaiana será necessária a seguinte configuração mínima: “1A+1C = 200 MW”.

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

P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 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 475 475 475

Notas: 1. A seguir são apresentadas as indisponibilidades das unidades geradoras da UTE Presidente Médici, conforme informações da Eletrobrás CGTEE:

- UG 1: 01/01 a 31/12/2012. - UG 3: 22/03/2011 a 20/08/2012.

2. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições operacionais:

- UG 1 e UG 3 = indisponíveis. - UG 2 = 25 MW.

(34)

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 180 150 120

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

Viana:

Valor de despacho mínimo para evitar corte de carga em emergência durante a

indisponibilidade da LT Ouro Preto – Vitoria.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

(35)

ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de Agosto/12, semana operativa de 11/08 a 17/08/2012

Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 19,28 Angra 1 24,27 Candiota III 55,85 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 128,25 J. Lacerda B 155,50 J. Lacerda A2 156,45 Charqueadas 169,55 J. Lacerda A1 207,40 S. Jerônimo 248,31 Figueira 341,89 M. Covas 6,27 Norte Fluminense 1 37,80

Santa Cruz Nova 79,77

Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16 Linhares 118,18 Fortaleza 101,47 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes 118,74 G. L. Brizola 140,77 Uruguaiana 141,18 Norte Fluminense 4 149,33 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho 180,73 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 Termoceará 191,45 William Arjona 197,85 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 215,53 Araucária 219,00 F. Gasparian 233,27

Jesus Soares Pereira 287,83

(36)

ONS NT-8- 132 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 36 / 38 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 487,56 R. Silveira 523,35 Maracanaú I 494,75 Termocabo 503,55 Termonordeste 506,16 Termoparaíba 506,16 Global I 506,33 Global II 506,33 Geramar I 509,74 Geramar II 509,74 Viana 509,75 Campina Grande 509,76 Alegrete 564,57 Termonorte I 610,33 Igarapé 645,30 Bahia I 648,71 Camaçari Muricy I 710,84 Camaçari Polo de Apoio I 710,84

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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

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Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 9

Figura 1-1: Interligações entre regiões 20

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 6

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/08 9 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/08 9 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 10 Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 10 Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 11 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12 Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 12 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

11/08 a 17/08 13

Tabela 1-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 19

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica 30