PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE MARÇO

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

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-29-207-2013

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE MARÇO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 02/03/2013 A 08/03/2013

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ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 3 / 41 Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

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

Instalações 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 11 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 12

3.6.2 Região Sul 12

3.6.3 Região Nordeste 13

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 16 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 17

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas 22

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga 22

5 Previsão de Carga 26

5.1 Carga de Energia 26

5.2 Carga de Demanda 28

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ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 4 / 41

1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Março/2013, para a semana operativa de 02/03/2013 a 08/03/2013, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de cur to prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Para a semana de 02/03/2013 a 08/03/2013, houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4 (as três últimas indisponíveis, conforme manutenção declarada pelo Agente), L. C. Prestes, Atlântico, Juiz de Fora, G. L. Brizola, Cocal (indisponível, conforme declaração do Agente), Pie -RP, A. Chaves, B.L. Sobrinho, W. Arjona (indisponível, conforme declaração do Agente), E. Rocha, F. Gasparian, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente) e M. Lago; Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos patamares de carga, das UTEs Candiota III, P. Medici A e B, J. Lacerda A1, A2, B e C, Charqueadas, Madeira, S. Jerônimo, Araucária e Figueira; Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém I, R. Almeida, C. Furtado, Termoceará e J. S. Pereira; Na Região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos patamares de carga, das UTEs Maranhão IV e P. Itaqui. Além disso, está previsto para a semana de 02/03/2013 a 08/03/2013, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

Tendo por base metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, foi comandado o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Linhares em suas disponibilidades máximas, para a semana operativa de 04/05 a 10/05/2013.

Tendo por base as condições atuais de atendimento eletroenergético do SIN, será mantido o despacho pleno de geração térmica no SIN. Neste contexto, está previsto um despacho térmico de cerca de 3.900 MWmed por garantia energética para a próxima semana.

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2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

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

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.

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

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

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

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

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

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

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Em atendimento à Resolução 10/2003 do CNPE, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Março/13, considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir d o 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 Março/13 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:

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

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

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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/01/2013, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0018/400/2013, emitida em 19/02/2013.

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

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

Limites de Exp_SE Patamar de Carga

3900 MW Pesada/Média

2200 MW Leve

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

Usina Configuração Mínima de Máquinas

UHE Luiz Gonzaga 03

UHE Paulo Afonso 4 04

UHE Xingó 04

UHE Tucuruí 08

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

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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

 LT 230 kV Carajás - Palmeiras

 UG-8 - 135 MW UHE Estreito

 UG-1 e UG-2 Eólica Sete Gameleiras

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 Capacitor Série BC3 500 kV da SE Gurupi (até 02/03/2013)

 TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 28/06/2013)

 LT 230 kV Itabira 2 - Taquaril C1 (até 08/02/2013)

 Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 29/05/2013)

 Compensador Síncrono 1 da SE Presidente Dutra (até 14/03/2013)

 Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/07/2013)

 Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2013)

 TR-2 500/345 kV Samambaia (31/08/2013)

 TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/07/2013)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados do PMO de Março/13, para a semana de 02/03/2013 a 08/03/2013, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 08/03

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

(%VU)

Valor Esperado

46,9

42,0

40,4

81,7

82,9

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Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03

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

(%VU)

Valor Esperado

52,7

41,8

40,3

96,5

100,0

Limite Inferior

48,6

35,8

39,3

94,9

100,0

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Março/13 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

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

N

NE

SE/CO

S

1.472 4.363 2.891 3.756 3.735 5.885 IT 50 60 1.182 2.150 574

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

Pesada _371,66 _371,66 _371,66 _371,66

Média _371,66 _371,66 _370,33 _370,33

Leve _363,11 _363,11 _361,05 _361,05

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

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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 ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuva fraca à moderada nas bacias dos rio Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba devido a passagem de uma frente fria. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 83% da MLT, sendo armazenável 80% 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 atuação de uma frente fria ocasiona chuva fraca em todas as bacias da região Sul. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 103% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 101% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão à semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 32% 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. Na próxima semana ocorrem pancadas de chuva em pontos isolados da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 75% 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 45.462 7.094 4.868 11.193

% MLT 83 103 32 75

% MLT Armazenável 80 101 32 75

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 36.105 4.682 3.729 9.969

% MLT 66 68 25 66

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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 Fevereiro é de uma média de 85% da MLT, sendo armazenável 83% 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 69% da MLT, sendo armazenável 66% 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 65 66 50 53

Bacia do Rio Paranaíba 68 79 50 62

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 79 83 63 67

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 98 97 84 84

Paraíba do Sul 93 91 78 78

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Fevereiro é de 88% da MLT, sendo armazenável 86% 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 57% da MLT, sendo armazenável 55% 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.

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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 96 83 69 59

Bacia do Rio Jacuí 117 111 66 63

Bacia do Rio Uruguai 96 81 55 44

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Fevereiro é de 42%, sendo totalmente armazenável o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 33% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Fevereiro apresente uma média de 85% da MLT, totalmente armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 75% da MLT%, 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 46.687 6.079 6.305 12.680

% MLT 85 88 42 85

% MLT Armazenável 82 85 42 85

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 38.035 3.941 4.949 11.311

% MLT 69 57 33 75

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando manter a geração da UHE Sobradinho minimizada (vazão mínima de 1300 m³/s para atendimento de restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina), sendo o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE.

A geração da UHE Três Marias deverá ser minimizada para valores que possibilitem o atendimento da vazão mínima devido à restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina.

A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga, sendo os excedentes energéticos transferidos para as regiões NE e SE/CO, nesta ordem de prioridade, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada em função da necessidade do fechamento do balanço energético do SIN.

Na região Sul, nos períodos de carga leve, a geração das usinas será dimensionada visando o preservar os estoques armazenados em seus reservatórios, inclusive com o desligamento total de usinas se necessário. Nos demais períodos de carga, as disponibilidades energéticas deverão ser utilizadas prioritariamente para fechamento do balanço energético do SIN.

A geração da UHE Itaipu será explorada 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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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: Tendo em vista as condições hidroenergéticas desfavoráveis nesta bacia, a geração das UHEs Furnas/M.Moraes, Marimbondo e Água vermelha deverá ser minimizada, nesta ordem de prioridade, objetivando buscar a recuperação do nível de armazenamento destes reservatórios, os quais apresentam níveis reduzidos de armazenamento para o período.

Bacia do Rio Paranaíba: considerando também as condições hidroenergéticas desfavoráveis nesta bacia, a geração das UHEs Itumbiara, Nova Ponte e Emborcação deverá ser minimizada, nesta ordem de prioridade, objetivando buscar a recuperação do nível de armazenamento destes reservatórios, os quais atualmente apresentam níveis reduzidos de armazenamento. A geração da UHE São Simão será utilizada prioritariamente para fechamento do balanço energético da região SE/CO.

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

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

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá será utilizada para fechamento do balanço energético do SIN.

As geração da UHE Itaipu deverá ser maximizada em todos os períodos, respeitando -se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

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Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser minimizada. A geração da UHE Funil será dimensionada em função do comportamento das afluências ao seu reservatório, visando o controle do seu nível de armazenamento (volume de espera), bem como o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser maximizada em todos os períodos de carga.

A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada em função da necessidade do fechamento do balanço energético do SIN.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Mari as indica a minimização de sua geração, respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A geração da UHE Sobradinho deverá ser minimizada (vazão mínima de 1300 m³/s para atendimento de restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina), sendo a geração das usinas de jusante exploradas de modo a atender a coordenação hidráulica da cascata, sendo as disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacias da Região Sul: Nas bacias dos rios Iguaçu e Uruguai, a geração das usinas será dimensionada visando preservar os estoques armazenados em seus reservatórios. A geração das demais usinas deverá ser explorada prioritariamente, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

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

1. UHE Mauá;

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

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

4. UHE Gov. Ney Braga,

5. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. UHE Passo Fundo;

7. UHE GPS;

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

9. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;

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

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

12. UHE Serra da Mesa, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

13. Demais usinas da região Sul; 14. UHE Marimbondo;

15. UHE Água Vermelha;

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

17. UHE Itumbiara; 18. UHE Emborcação; 19. UHE Nova Ponte;

20. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata. 21. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São

Francisco e os limites elétricos vigentes.

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

1. UHE Mauá,

2. UHE Gov. Ney Braga,

3. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 4. UHE Passo Fundo;

5. UHE GPS;

6. UHE GBM, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas.

7. UHE Barra Grande, respeitando-se as suas restrições operativas; 8. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina;

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

10. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as suas restrições operativas; 11. Explorar disponibilidade da Região SE;

12. UHE Machadinho.

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.

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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. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste;

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

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

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

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

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

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

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

1. 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;

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

(20)

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

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

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

(21)

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.

(22)

ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 22 / 41 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou

intercâmbio entre subsistemas

 Conversor 4 das Subestações de Foz do Iguaçu e Ibiúna 50 Hz das 00h00min do dia 02/03 (sábado) às 18h00min do dia 03/03 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva e corretiva no Conversor 4 das Subestações de Foz do Iguaçu e Ibiúna 50 Hz.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 5.500 MW

 Conversor 8 da Subestação de Foz do Iguaçu 50 Hz das 07h30min do dia 04/03 (segunda – feira) às 16h30min do dia 08/03 (sexta – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva e corretiva no Conversor 4 das Subestações de Foz do Iguaçu e Ibiúna 50 Hz.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 5.500 MW

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

a) Área São Paulo

 TR3 345/88 kV – 400 MVA e Barra 2 de 345 kV da SE Sul das 05h00min às 17h00min do dia 03/03 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção preventiva na chave seccionadora 29-36 de 345 kV e de manutenção corretiva no TR3 345/88 kV – 400 MVA da SE Sul.

(23)

Durante a realização desta intervenção, contingências que levem ao desligamento da Barra 1 acarreta a perda de todo o setor de 345 kV da SE Sul e interrupção das cargas supridas por esta SE, em um montante de até 600 MW.

 Transformador de Aterramento 88/13,8 kV da SE Milton Fornasaro das 07h00min às 16h00min do dia 03/03 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção corretiva no transformador de aterramento TR2 88/13,8 kV da SE Milton Fornasaro. Durante a realização desta intervenção será necessário operar em configuração de barra simples o setor de 88 kV da SE Milton Fornasaro e que contingências simples, que ocasionem o desligamento desta barra de 88 kV, ou ainda contingência em algum equipamento seguida de falha de disjuntor, acarretarão a interrupção das cargas supridas pelo setor de 88 kV da SE Milton Fornasaro, em um montante da ordem de 500 MW.

 Bloqueio da Proteção Diferencial das Barras de 88 kV da SE Norte das 00h00min às 07h00min do dia 02/03 (sábado), das 00h00min às 06h30min do dia 04/03 (segunda – feira) até o dia 06/03 (quarta – feira) e das 00h00min às 06h30min do dia 08/03 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção preventiva em disjuntor e chaves seccionadoras e execução de serviços p ara entrada em operação da nova proteção diferencial de barras do setor de 88kV desta instalação.

Durante a realização desta intervenção a ocorrência de defeitos em barras do setor de 88 kV, ou ainda contingência em algum equipamento seguida de falha de disjuntor, acarretará a interrupção das cargas supridas pela SE Norte, em um montante de até 650 MW.

(24)

 Proteção Diferencial Totalizada de Barra de 88 kV da SE Milton Fornasaro das 00h00min às 07h00min dos dias 07/03 (quinta – feira) e 08/03 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção preventiva nas chaves seccionadoras 112, 118, 124, 130, 136, 29-92, 29-142, 29-148, 29-96, 29-154, 29-160 e 29-166 de 88 kV da SE Milton Fornasaro.

Durante a realização desta intervenção, no caso da ocorrência de defeitos em barras de 88 kV, haverá a interrupção de parte do suprimento das cargas atendidas pela SE Milton Fornasaro, em um montante da ordem de 500 MW.

b) Área Goiás/Brasília

 Proteção Diferencial de Barras de 230 kV da SE Brasília Sul das 06h00min às 17h00min do dia 03/03 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção preventiva nos relés da proteção diferencial das barras de 230 kV da SE Brasília Sul. Durante a realização desta intervenção, a eventual falta em barra ou perda de linha ou transformador seguida de falha de disjuntor provocará perda de toda SE Brasília Sul 230 kV, com consequente corte das cargas da SE Brasília Geral em um montante de até 120 MW.

c) Área Norte/Nordeste

 SE Messias 230 kV – Disjuntor 14S4 das 06h50min do dia 02/03 (sábado) até às 16h50min do dia 03/09 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção preventiva na chave seccionadora 34S4 – 2 associada ao disjuntor 14S4 da SE Messias 230 kV.

Durante a realização desta intervenção, a SE Messias estará operando em barra única. Assim, contingências em equipamento, seguida de falha de disjuntor ou proteção, bem como a perda da barra remanescente conduzem ao desligamento total das cargas da cidade de Maceió.

(25)

 LT 500 kV P. Dutra – S. A. dos Lopes das 00h00min às 17h00min do dia 03/03 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para interligação da teleproteção OPLAT da LT 500 kV P.Dutra – S. A. dos Lopes.

Durante a realização desta intervenção, a perda da LT 500 kV P. Dutra – Miranda II C2 provocará a atuação do SEP para perda dos dois circuitos P.Dutra – Miranda II 500kV cortando carga nos consumidores ALUMAR e CVRD, na SE Miranda II e cerca de 75 MW da carga da capital São Luís.

d) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Acre – Rondônia e Mato Grosso

 No período de 02/03/2013 à 08/03/2013, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas.

(26)

5 Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

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

.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 40.661 MW médios no subsistema SE/CO e 11.312 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimo de 0,1% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 0,3% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 2ª a 6ª semana de março (revisão 1), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 39.937 MW médios para o SE/CO e de 11.141 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em fevereiro sinalizam acréscimo de 1,8% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 1,9% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 9.939 MW médios e no Norte 4.175 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 1,8% para o subsistema Nordeste e 1,0% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 2ª a 6ª semana de março (revisão 1), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 9.838 MW médios para o Nordeste e 4.164 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em fevereiro sinalizam decréscimos de 0,2% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,5% para o subsistema Norte.

(27)

(28)

(29)

5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 23/02 a 01/03/2013 e as previsões para a semana de 02 a 08/03/2013.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 07/03, com valor em torno de 46.000 MW. Para o Subsistema

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

12.600 MW, devendo ocorrer na mesma quarta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 58.500 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min também dessa quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 02/03, com valor em torno de 10.900 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.560 MW, devendo ocorrer na quarta-feira. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também na mesma quarta-feira, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da

ordem de 15.350 MW. Estes resultados podem ser verificados na Erro! Fonte de

referência não encontrada. a seguir.

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

(30)

ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 30 / 41 Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

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

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

(31)

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

(32)

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

Tabela 0-2: Despachos de Geração Térmica

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

(2) Usina com unidade geradora em manutenção;

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

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

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

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

(33)

(34)

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 e no barramento de 525 kV das SE Biguaçu e Blumenau quando da perda / indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande – Forquilhinha ou da LT 525 kV Campos Novos – Biguaçu, respectivamente.

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) - 1 x 180 -

Total 66 246 -

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) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 1 x 33 1 x 33

J. Lacerda C (UG. 7) 1 x 180 1 x 180 1 x 180

Total 238 238 238

Nota: 1. Vale ressaltar que a configuração apresentada nesta tabela atende aos requisitos elétricos da rede na condição (N-1), contudo não é a configuração com o mínimo custo operacional do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda. 2. Conforme informações da Tractebel Energia, as previsões de

indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda são:

- UG 6: 25/02 a 26/03/2013.

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:

(35)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) 1 x 35 1 x 35 1 x 35 J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 55 1 x 55 1 x 55

J. Lacerda C (UG. 7) 1 x 330 1 x 330 1 x 330

Total 420 420 420

P. Médici (A e B) e Candiota III:

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Patamar de carga pesada, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV Presidente Médici – Quinta (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

 Patamar de carga média, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV Presidente Médici – Quinta ou da maior unidade gerador sincronizada (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

 Patamar de carga leve de domingo, 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 ou da LT 230 kV Presidente Médici – Quinta (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada (1) Média Leve (2)

P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 25 - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) - 1 x 90 -

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

Total 200 265 -

Notas: 1. Na carga pesada de sábado será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1A+2B+1C= 380 MW”.

2. Na carga leve de domingo será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “1A = 25 MW”.

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

(36)

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) 1 x 43 1 x 43 1 x 43 P. Médici B (UG. 3 e 4) 2 x 90 2 x 90 2 x 90 Candiota III (UG. 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350

Total 573 573 573

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

- UG 1: 01/09/2011 a 31/12/2013.

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

- UG 2: 45 MW.

- UG 3 e UG 4: 100 MW.

Contudo, a Eletrobrás CGTEE informou que, devido a restrições de caráter ambiental, a geração total máxima nas fases A e B da UTE P. Médici está limitada em 223 MW.

Sepé Tiaraju:

O despacho mínimo na UTE Sepé Tiaraju foi dimensionado para para auxiliar no controle do limite de fluxo para o Rio Grande do Sul (FRS) e do limite de fluxo nas LT 525 kV Salto Santiago – Itá e Areia – Campos Novos, como segue:

Pesada Média Leve

Sepé Tiaraju (UG. 1) - 1 x 90 -

Total - 90 -

Adicionalmente, considerando 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

Sepé Tiaraju (UG. 1) 1 x 90 1 x 90 1 x 90

Total 90 90 90

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

Pesada Média Leve

Sepé Tiaraju (UG. 1) 1 x 160 1 x 160 1 x 160

(37)

Uruguaiana:

O despacho mínimo na UTE Uruguaiana foi dimensionado para para auxiliar no controle do limite de fluxo para o Rio Grande do Sul (FRS) e do limite de fluxo nas LT 525 kV Salto Santiago – Itá e Areia – Campos Novos, como segue:

Pesada Média Leve

Uruguaiana (UG. 1 e 2) - 1 x 164 -

Uruguaiana (UG. 3) - 1 x 80 -

Total - 244 -

Adicionalmente, considerando 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

Uruguaiana (UG. 1 e 2) 1 x 164 1 x 164 1 x 164 Uruguaiana (UG. 3) 1 x 80 1 x 80 1 x 80

Total 244 244 244

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.

Pesada Média Leve

Termonorte II 120 120 120

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

(38)

ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 38 / 41 ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Março/13, semana operativa de 02/03/2013 a 08/03/2013.

Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 19,28 Angra 1 24,27 Candiota III 56,71 P. Pecém I 104,59 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 352,10 P. Itaqui 107,17 M. Covas 511,77 Norte Fluminense 1 37,80 Maranhão IV 79,85

Santa Cruz Nova 85,46

Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16 Linhares 126,75 Fortaleza 101,47 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes 126,07 G. L. Brizola 153,28 Uruguaiana 719,99 Norte Fluminense 4 149,33 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho 197,17 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 Termoceará 216,57 William Arjona 197,85 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 218,86 Araucária 304,42 F. Gasparian 233,27

Jesus Soares Pereira 287,83

M. Lago 347,82 Camaçari 732,99 Atlântico 126,32 RESIDUOS INDUSTRIAIS USINA TÉRMICA NUCLEAR CARVÃO GÁS

(39)

ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 39 / 41 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 487,56 R. Silveira 523,35 Maracanaú I 529,27 Termocabo 538,53 Termonordeste 541,24 Termoparaíba 541,24 Global I 541,42 Global II 541,42 Geramar I 545,17 Geramar II 545,17 Viana 545,18 Campina Grande 545,19 Alegrete 724,87 Igarapé 645,30 Bahia I 717,81 Camaçari Muricy I 825,79

Camaçari Polo de Apoio I 825,79

Petrolina 906,01 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 554,96 S. Tiaraju 541,93 Altos 644,42 Aracati 644,42 Baturité 644,42 Campo Maior 644,42 Caucaia 644,42 Crato 644,42 Iguatu 644,42 Juazeiro do Norte 644,42 Marambaia 644,42 Nazária 644,42 Pecém 644,42 Daia 701,67 M. Covas 688,64 Goiânia II 763,68 William Arjona 808,02 Camaçari 915,17 Potiguar III 1006,22 Potiguar 1006,23 Xavantes 1017,34 Pau Ferro I 1115,58 Termomanaus 1115,58 Palmeiras de Goias 737,44 Brasília 1047,38 Cocal 157,85 PIE-RP 171,58 Madeira 202,71 BIOMASSA ÓLEO DIESEL USINA TÉRMICA

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ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 40 / 41 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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ONS NT-29-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 41 / 41 Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 10

Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

02/03 a 08/03 14

Figura 4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 08/03 9

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03 10

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 11

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13

Tabela 0-2: Despachos de Geração Térmica 31