PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JULHO

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

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NT 7-117-2012 (PMO - Semana Operativa 14-07-2012 a 20-07-2012).docx

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-7- 117 -2012

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JULHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 14/07/2012 A 20/07/2012

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ONS NT-7- 117 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 3 / 37

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

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 14

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 14 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 25

5.1.1 Carga de Energia 25

5.1.2 Carga de Demanda 27

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Julho/2012, para a semana operativa de 14 a 20/07/2012, 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 Julho/12 indicaram, para a semana de 14/07/2012 a 20/07/2012, 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; Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota III; Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco e Fortaleza. Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo na região Norte.

Além disso, está previsto para a semana de 14/07 a 20/07/2012, o despacho das UTEs Santa Cruz (indisponível devido a manutenção declarada pelo agente) e Linhares, nos patamares de carga pesada, média e leve em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

Houve também, na região Sudeste/C.Oeste, a indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Santa Cruz, utilizando GNL. Tendo por base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho nas suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de custo, na semana operativa de 15/09 a 21/09/2012.

A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP, para o mês de Julho, indicou os Níveis de Segurança de 70,1 %EARmáx e 57,0 %EARmáx para as regiões SE/CO e NE, respectivamente.

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

UTE

Pesada

Média

Leve

SE/CO

G. L. Brizola

998,0

-

L. C. Prestes

335,8

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Para implementação do despacho indicado no POCP, deve-se observar as condições operativas do SIN, que são de fundamental importância para a alocação desta geração térmica complementar nos diversos patamares de carga.

Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

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

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

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

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

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

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

Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL 023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado, necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema (sentido Colinas - Miracema) – FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo

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DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.

Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana operativa de 14/07/2012 a 20/07/2012, 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 Julho/2012, considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas.

A Revisão 2 do Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Julho/12 foi elaborada tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:

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

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

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado

444

403

96 Peixe Angical

196

146

Limite de Intercâmbio

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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/05/2012, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0218/400/2012, emitida em 15/06/2012.

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3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade

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

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

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I.

Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

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

• TF10 500/37,8 kV e TF11 230/37,8 kV da SE Coletora Porto Velho (até 19/07/2012)

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• LT 230 kV Porto Alegre 4 / Porto Alegre 9 C1 (até 30/08/2012) • TR22 345/34,5 kV da SE Bandeirantes/SP (até 16/07/2012) • Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 28/07/2012) • TR-8 230/88 kV da SE Piratininga (até 22/07/2012)

• Reator RT2 440kV 198 Mvar da SE Araraquara (até 29/07/2012)

• 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 Julho/12, para a semana de 14/07/2012 a 20/07/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 20/07

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

(%VU)

Valor Esperado

69,4

66,6

61,3

85,8

79,2

Limite Inferior

69,1

63,8

61,2

85,8

79,2

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

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

(%VU)

Valor Esperado

67,9

62,0

57,7

82,2

73,6

Limite Inferior

67,0

54,4

57,5

82,2

73,6

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Julho/12 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

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

N

NE

SE/CO

S

454 165 289 3.648 4.840 4.623 IT 50 60 915 218 410

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ONS NT-7- 117 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 10 / 37

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

Custo Marginal da Operação

SE/CO

S

NE

N

Pesada

109,08

Média

106,88

Leve

106,66

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

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuva moderada na bacia do rio Paranapanema nos primeiros dias da semana, e fraca nas bacias dos rios Tietê e Grande 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 111% da MLT, sendo armazenável 108% 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 na bacia do rio Iguaçu e em pontos isolados das bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 71% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 67% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A previsão é de um período de estiagem. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 63% 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 74% MLT, sendo totalmente armazenável.

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

ENA Semanal - Valor Esperado

SE/CO

S

NE

N

MWmed

23.212

7.223

2.534

1.977 % MLT

111

71

63

74 % MLT Armazenável

108

67

63

74 ENA Semanal – Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

20.334

3.724

2.417

1.918 % MLT

97

36

60

71

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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 julho é de uma média de 121% da MLT, sendo armazenável 115% 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 113% da MLT, sendo armazenável 110% 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

95

105

85

100 Bacia do Rio Paranaíba

90

86

87 Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá)

107

116

100

112 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu)

118

138

103

129 Paraíba do Sul

107

104

92

96

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de julho é de 81% da MLT, sendo armazenável 76% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 58% da MLT, sendo armazenável 54% 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

62

88

40

72 Bacia do Rio Jacuí

104

98

50

61 Bacia do Rio Uruguai

63

65

27

39

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de julho é de 64%, sendo totalmente armazenável o que representa um cenário hidrológico levemente inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 61% 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 julho apresente uma média de 76% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 74% da MLT%, sendo totalmente armazenável.

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

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

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

ENA Mensal – Valor Esperado

SE/CO

S

NE

N

MWmed

25.437

8.304

2.555

2.037 % MLT

121

81

64

76 % MLT Armazenável

115

76

64

76 ENA Mensal - Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

23.787

5.893

2.468

2.001 % MLT

113

58

61

74

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

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

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

A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após exploradas as disponibilidades energéticas da região SE/CO. Em função das vazões na bacia do rio Iguaçu, a geração das usinas desta bacia deverrá ser maximizada visando evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos.

Nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis, sendo necessária a manutenção da política de minimização da utilização do estoques armazenados nas UHEs Passo Real, Passo Fundo, Barra Grande e Machadinho. Neste contexto, o fornecimento de energia para a região Sul será dimensionada para fechamento do seu balanço energético, após a implementação das políticas de operação energética nas usinas de suas bacias.

A geração da UHE Itaipu deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, em função das elevadas afluências e da ocorrência de vertimentos, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

As disponibilidades energéticas da região SE/CO serão exploradas prioritariamente para atendimento dos requisitos energéticos da região Sul, da Região Nordeste e da UHE Tucuruí. A transferência de energia para a região Nordeste será dimensionada em função dos excedentes energéticos existentes após o atendimento da política energética da região Sul e da UHE Tucuruí, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

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

Bacia do rio Uruguai • UHE Campos Novos

A geração desta usina será dimensionada para controle do seu nível de armazenamento, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

• UHE Barra Grande

Em função da permanência de condições hidroenergéticas desfavoráveis, a geração desta usina será minimizada em todos os patamares de carga.

• UHE Machadinho

A geração será dimensionada em função da evolução das afluências e do nível de armazenamento de seu reservatótio, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

• UHE Itá

A geração será dimensionada em função da evolução das afluências e do nível de armazenamento de seu reservatótio, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

• UHE Chapecó

Em função da elevação de sua vazão incremental, a usina deverá operar durante a semana.

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.

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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

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

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

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

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração da UHE Capivara deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

Face às elevadas afluências a geração da UHE Itaipu deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos da UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

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

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

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

Bacias da Região Sul: a geração das UHE’s do Rio Iguaçu deverá ser maximizada em todos os patamares de carga em função das afluências e do nível de armazenamento de seua reservatórios. A geração da UHE GPS deverá ser maximizada em todos os patamares de carga. A geração das usinas da bacia do rios Uruguai e Jacuí deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

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

1. UHEs que apresentarem vertimentos; 2. UHE GPS;

3. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHEs da Bacia do Iguaçu, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as

restrições operativas das usinas;

5. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina; 6. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação

hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

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

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

9. UHE M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 10. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 11. UHE Emborcação;

12. 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);

(18)

13. UHE Marimbondo; 14. UHE Água Vermelha;

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; 18. Usinas das bacias dos rios Uruguai e Jacuí na região Sul.

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

1. UHE GPS;

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

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

5. UHE GBM;

6. Explorar disponibilidade da Região SE;

7. UHE Itá, respeitando-se as suas restrições operativas e da usina de jusante; 8. UHE Machadinho;

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

10. UHE Passo Fundo;

11. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 12. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas.

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

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

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

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

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

(19)

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

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

7. Região SE/CO;

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

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

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

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

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

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

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

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

(20)

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

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

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

FLUXO

PES

MED

L/Min.

Geração Itaipu 60Hz

7.200 7.200 7.000

RSE

9.200 9.200 9.200

FSM

5.100 5.100 4.500

FNS

4.000 4.000 4.000

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

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

(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)

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas.

LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1 – das 05h30min às 17h00min do dia 15/07/2012

Esta intervenção está programada para manutenção corretiva no anel anti corona do disjuntor DJ12838 da SE Ivaiporã. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

FIPU 5000 MW

RSE 3650 MW

FSE 3600 MW

SB 765 kV da SE Ivaiporã – das 05h30min às 17h00min do dia 15/07/2012

Esta intervenção está programada para melhoria do desempenho da Subestação de Ivaiporã frente a descargas atmosféricas sob condições de chuva intensa (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas –SPDA). Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

FIPU 3000 MW FNS 2000 MW FSE 3600 MW FSM 2500 MW RSUL 2500 MW RSE 3650 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga.

SB02 de 230 kV da SE São Luís I das 08h00min às 10h00min do dia 15/07/2012

Esta intervenção está programada para serviços de substituição de chave seccionadora disponibilizando o TR 04 da SE São Luís I em configuração normal. Em caso de contingência no barramento de 230 kV em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção, haverá o desligamento de toda carga atendida pela SE São Luís I, representando cerca de 60% das cargas da cidade de São Luís.

(23)

DJ 05 e 06 de 230 kV da SE Messias – das 07h30min às 11h30min do dia 15/07/2012

Esta intervenção está programada para serviços manutenção de pontos quentes em chaves seccionadoras. Durante os serviços a SE Messias 230 kV estará operando em barra única. Assim, a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou contingência em barramento conduz ao desligamento total das cargas da cidade de Maceió.

LT 345 kV Ouro Preto – Vitória das 07h00min às 17h00min nos dias 14 e 15/07

A intervenção está programada para substituição de cabos pára-raios por OPGW, substituição essa necessária para a entrada das subestações de Padre Fialho e do agente Samarco. Durante esta intervenção a SE Vitória 345 kV ficará atendida pelas LTs 345 kV Campos – Vitória e LT 345 kV Viana – Vitória . Nessa configuração, a contingência dupla destas linhas interrompe o atendimento ao estado do Espírito Santo via SE Vitória 345 kV e, consequentemente, provoca atuação do ECC-RJ/ES cortando carga na área de concessão do Agente Escelsa e afundamento generalizado de tensão no Estado, o que poderá levar a uma perda de cerca de 1300 MW de carga no Estado do Espírito Santo na condição de carga mais severa.

LT 345 kV Embu Guaçu – Sul C2 das 00h00min às 16h00min do dia 15/07 (domingo)

A intervenção está programada para reconexão da LT em seu bay na SE Sul, para conclusão dos trabalhos de substituição do disjuntor 2 de 345 kV da SE Sul. No período, a SE Sul permanecerá atendida pela LT 345 kV Embu Guaçu – Sul C1 e contingências que levem ao desligamento desta LT acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE Sul.

LT 345 kV Baixada Santista – Sul e LT 345 kV Embu Guaçu – Sul das 06h00min do dia 24/06 às 06h00min do dia 26/08

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

No período, a SE Sul permanecerá atendida apenas pela SE Embu Guaçu, através de um circuito das 06h00min às 16h00min do dia 24/06 e das 00h00min às 07h00min do dia 26/06 e por dois circuitos compartilhando mesmas estruturas no restante do período. Dessa forma, contingências que ocasionem a perda da LT 345 kV Embu Guaçu – Sul ocasionarão a interrupção das cargas supridas pela SE Sul.

(24)

SB04 de 88 kV da SE Oeste das 09h00min às 15h30min no dia 15/07 (domingo)

A intervenção está programada para conexão dos cabos de ligação das chaves seccionadoras do novo Banco de Capacitores 2 à Barra 4. No período, na ocorrência de falta na barra 03 de 88 kV da SE Oeste ou falta em qualquer equipamento desse setor, seguida de falha de disjuntor, o defeito somente será eliminado pela atuação das proteções de retaguarda, acarretando o desligamento de todo o setor de 88 kV e a interrupção do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste.

SB02 de 345 kV e TR02 345/88 kV da SE Leste das 06h00min às 16h00min no dia 15/07 (domingo)

A intervenção está programada para substituição da bucha primária do TR-2 e ajustes em seccionadora. No período, eventuais faltas na barra 1 de 345 kV da SE Leste acarretarão a perda de todo o setor de 345 kV daquela SE, com a consequente interrupção das cargas das SE Leste e Ramon Rebert Filho.

(25)

5 Previsão de Carga

5.1.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de julho, 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 35.621 MW médios no subsistema SE/CO e 9.719 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 1,7% para o subsistema SE/CO e 0,9% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de julho (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 35.527 MW médios para o SE/CO e de 9.701 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em junho sinalizam decréscimo de 1,1% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 0,9% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 8.665 MW médios e no Norte 3.988 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 0,1% para o subsistema Nordeste e 0,3% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de julho (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 8.640 MW médios para o Nordeste e 3.961 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em junho sinalizam decréscimos de 1,0% para o subsistema Nordeste e 0,8% para o subsistema Norte.

(26)

(27)

5.1.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 07 a 13/07 e as previsões para a semana de 14 a 20/07/2012.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 19/07, com valor em torno de 43.000 MW. Para o

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

12.550 MW, devendo ocorrer na quinta-feira, dia 19/07. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 55.400 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, 07/07, com valor em torno de 10.300 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.400 MW, devendo ocorrer também no sábado. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no mesmo sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de 14.600 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.

(28)

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 Julho.

Anexo IV Limites de Transmissão

ANEXO I – Controle de Tensão

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

• IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

• IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste • IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste • IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

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

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

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

• IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais • IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo • IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste

• IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília • IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso • IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste • IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre – Rondônia • IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

(29)

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

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica

INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 640 640 640 Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1.080 1.350 1.350 1.350 J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- --- --- 0 - - -J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 66 66 66 66 J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- --- --- 0 - - -J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- --- --- 0 - - -Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9 P. Médici A (2 x 63 MW) (1) --- (3) --- 25 25 25 25 P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 100 100 100 100 S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 6 6 6 6 Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 13 13 13 13 Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) --- --- 350 350 350 350 F. Gasparian (2x93 MW + 3x96 MW + 1x97 MW) (5) --- --- --- 0 - - -B. L. Sobrinho (24 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 - - -M. Lago (16 x 60,50 MW) (5) --- --- --- 0 - - -Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- (3) 0 - - 8 Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (2) (5) --- --- --- 0 - - -A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (2) (5) --- --- --- 0 - - -Termoceará (8 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 - - -R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (5) --- --- --- 0 - - -Araucária (3 x 161,5 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -C. Furtado (1 x 186 MW) (5) --- --- --- 0 - - -Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6) --- --- --- 0 339,7 339,7 339,7 L. C. Prestes_TC (5 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 - - -M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (4) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 400 400 400 400 N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 100 100 100 100 N. Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 200 200 200 N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 - - -W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 M W) --- --- --- 505 505 505 505 Brizola (1x106,7 + 1x108,3 + 1x108,5 + 1x108,8 + 1x109,1 +1x109,3 + 1x115,7 + 1x118,1 + 1x173,8 MW) (2) --- --- --- 100,5 100,5 100,5 100,5

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

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

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

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

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

-Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada)

N U C LEA R

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção;

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

(4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

(30)

ONS NT-7- 117 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 30 / 37 INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW) (2) --- --- --- 0 - - -R. Silveira (2 x 15 MW) --- --- --- 0 - - -Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW) --- --- --- 0 - - -Igarapé (1 x 131MW) --- --- --- 0 - - -Nutepa (3 x 8 MW) --- --- --- 0 - - -Alegrete (2 x 33 MW) --- --- --- 0 - - -Carioba (2 x 18 MW) --- --- --- 0 - - -Petrolina (1 x 136 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW) --- --- --- 0 - - -Termonorte I (4 x 17 MW) --- --- --- 0 - - -Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2) (3) (3) (3) 0 180 150 120 Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 - - -Geramar I (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - - -Viana (1 x 174,6 MW) --- (3) (3) 0 - 16 24 Geramar II (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 - -

-Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW) --- --- --- 0 - - -Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 - - -Maracanaú I (8 x 21 MW) --- --- --- 0 - - -Termonordeste (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -Termoparaíba (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 - - -Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5) --- --- --- 0 - - -Campina Grande (1 x 169,08 MW) --- --- --- 0 - - -S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) --- --- --- 0 - - -Brasília (2 x 5 MW) (2) --- --- --- 0 - - -W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Altos (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Aracati (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Baturité (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari (5 x 69 MW) (4) --- --- --- 0 - - -Campo Maior (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Caucaia (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Crato (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Pecém (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Iguatu (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Marambaia (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Nazária (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Daia (1 x 44,4 MW) --- --- --- 0 - - -Xavantes (1 x 53,7 MW) --- --- --- 0 - - -Goiânia II (2 x 72,6 MW) --- --- --- 0 - - -Potiguar (1 x 53,1 MW) --- --- --- 0 - - -Potiguar III (1 x 66,4 MW) --- --- --- 0 - - -Termomanaus (1 x 156,16 MW) --- --- --- 0 - - -Pau Ferro I (1 x 102,6 MW) --- --- --- 0 - - -Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 - - -PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 - - -Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 - - -Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 80 80 80 80 Atlântico (1 x 235,2 MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2 Atlântico CSA (1 X254,80 MW) --- --- --- 20 20 20 20

RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) B IOM A S S A R E SÍ D UO S Usina Térmica

(31)

Jorge Lacerda:

O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas

sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos

barramentos de 69 kV da área Sul de Santa Catarina, quando da perda /

indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande – Forquilhinha.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

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

J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 33 2 x 33 -

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

J. Lacerda C (unid. 7) - -

Total 33 66 -

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

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

3. A unidade 1 do Complexo Jorge Lacerda estará em manutenção no período de 29/06 a 15/07/2012.

Adicionalmente, considerando a configuração de máquinas declarada

como inflexibilidade pelo agente e a existência de restrições para

unidades térmicas efetuarem alterações na configuração de máquinas

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

seguir:

Pesada Média Leve

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

J. Lacerda C (unid. 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 A2 (unids. 3 e 4) 2 x 62 2 x 62 2 x 62

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

(32)

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 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 (tensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

- Patamar de carga pesada (dias úteis), havendo ou não exportação

via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana, e carga pesada de

sábado havendo ou não exportação via a C. F. de Uruguaiana:

contingência da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV

Presidente Médici - Quinta (tensão na região Sul do Rio Grande do

Sul).

Pesada Média Leve

P. Médici A (unids. 1 e 2) - 1 x 25 -

P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -

Candiota III (unidade 5) 1 x 175 - -

Total 175 25 -

Obs.: 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 inflexibilidade declarada pelo agente e

a impossibilidade destas usinas térmicas efetuarem alterações de

configuração de máquinas ao longo do dia, o despacho programado

para a UTE P. Médici e UTE Candiota III corresponderá ao apresentado

na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unidades 3 e 4) 1 x 100 1 x 100 1 x 100

Candiota III (unidade 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350

Total 475 475 475

Obs.: 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 25/07/2012.

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

- UG 1 e UG 3 = indisponíveis. - UG 4 = 100 MW

(33)

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.

Pesada Média Leve

Viana 0 16 24

Juiz de Fora:

Valor de despacho necessário para evitar sobrecarga inadmissível na

transformação 345/138 kV Barbacena durante a manutenção do transformador de

Itutinga.

Pesada Média Leve

(34)

ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de Julho/12, semana operativa de 14/07 a 20/07/2012

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

CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 19,28 Angra 1 24,27 Candiota III 55,46 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 74,75 Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16 Linhares 110,18 Fortaleza 101,47 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes 118,60 G. L. Brizola 140,45 Uruguaiana 141,18 Norte Fluminense 4 149,33 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho 180,52 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 Termoceará 191,12 William Arjona 197,85 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 214,02 Araucária 219,00 F. Gasparian 233,27 Jesus Soares Pereira 287,83 M. Lago 319,10 Camaçari 401,67 Atlântico 123,49 RESIDUOS INDUSTRIAIS USINA TÉRMICA NUCLEAR CARVÃO GÁS

(35)

ONS NT-7- 117 -2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 35 / 37 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 487,56 R. Silveira 523,35 Maracanaú I 473,60 Termocabo 482,44 Termonordeste 485,21 Termoparaíba 485,21 Global I 485,38 Global II 485,38 Geramar I 488,35 Geramar II 488,35 Viana 488,36 Campina Grande 488,37 Alegrete 564,57 Termonorte I 610,33 Igarapé 645,30 Bahia I 648,45 Camaçari Muricy I 710,27 Camaçari Polo de Apoio I 710,27 Petrolina 779,26 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 S. Tiaraju 541,93 Altos 579,49 Aracati 579,49 Baturité 579,49 Campo Maior 579,49 Caucaia 579,49 Crato 579,49 Iguatu 579,49 Juazeiro do Norte 579,49 Marambaia 579,49 Nazária 579,49 Pecém 579,49 Daia 630,96 M. Covas 634,03 Goiânia II 686,84 William Arjona 808,02 Camaçari 834,35 Potiguar III 836,44 Potiguar 836,45 Xavantes 914,86 Pau Ferro I 927,35 Termomanaus 927,35 Brasília 1047,38 Cocal 154,18 PIE-RP 167,59 Madeira 197,41 ÓLEO DIESEL BIOMASSA USINA TÉRMICA

(36)

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

(37)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

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

Figura 4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 6

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 20/07 9 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07 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

14/07 a 20/07 13

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 20

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica 29