PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JANEIRO

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

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-3-013-2012

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JANEIRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

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ONS NT-3-013-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 3 / 40

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 4

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 5

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 6

3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 10

3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 10

3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 10

3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 12

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 12

3.5 Relacionados com a Otimização Energética 12

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 13

3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 14

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 14

3.7.2 Região Sul 15

3.7.3 Região Nordeste 16

3.7.4 Região Norte 16

3.8 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 16

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 18

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 18

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 19

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 20

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 22

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas. 24

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga. 26

4.5 Previsão de Carga 27

4.5.1 Carga de Energia 27

4.5.2 Carga de Demanda 29

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Janeiro/2012, para a semana operativa de 21/01/2012 a 27/01/2012, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/12 indicaram, para a semana de 21/01/2012 a 27/01/2012, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em nos patamares de carga pesada e média, da UTEs M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009. Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo nas demais Regiões do SIN.

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

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3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica

A integração ao SIN do aproveitamento hidrelétrico do Rio Madeira, formado pelas usinas de Santo Antônio (3150 MW) e Jirau (3300 MW), será feita através de um sistema de transmissão em CCAT composto de 2 bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as SE Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km, e um Back-to-Back com tecnologia CCC (Capacitor Commutated Converter) composto de 2 blocos de 400 MW ± 51 kV, conectado através de duas linhas de transmissão em 230 kV à SE Porto Velho, conforme apresentado na Figura 3-1.

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Esta integração terá início com a entrada em operação comercial das duas primeiras unidades geradoras da usina de Santo Antônio a partir do dias 22 de janeiro e 3 de fevereiro de 2012 respectivamente.

Estas unidades geradoras da UHE Santo Antônio serão conectadas, provisoriamente, ao sistema Acre/Rondônia através de transformador 525/230 kV – 465 MVA, dois circuitos simples em 230 kV entre as subestações de Porto Velho e Coletora Porto Velho (17,3 km) e um circuito simples em 500 kV entre a usina e a SE 500 kV Coletora Porto Velho (12,5 km), conforme apresentado na fig 1-2.

Figura 3-2: Configuração Provisória de Conexão da UHE Sto Antônio

3.2 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.

Com base na Portaria de nº 307, de 12 de maio de 2011, do Ministério de Minas e Energia, poderá ser programado o fornecimento de energia para a Argentina, através da Conversora de Garabi, no montante de até 2.100 MW, tendo este suprimento caráter interruptível e sendo efetuado através da utilização de energia não utilizada para atendimento do SIN.

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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 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 21/01/2012 a 27/01/2012, encontram-se na tabela a seguir:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração da Revisão 3 do Programa Mensal de Operação do mês de Janeiro/12, considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Janeiro/12 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº 412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/06, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos 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.

Usina Geração por Patamar de Carga(MW) Pesada Média Leve

Lajeado

903

903 Peixe Angical

452

Limite de Intercâmbio

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§ 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).

• “(...) de acordo com o estabelecido na Resolução Normativa nº 237, de 28 de novembro de 2006 e na Resolução Autorizativa nº 755, de 30 de novembro de 2006, os valores finais resultantes do teste de disponibilidade devem ser usados na elaboração do Programa Mensal de operação para o mês de janeiro 2007.” (Ofício nº 411/2006 – SRG/SFG/ANEEL);

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ONS NT-3-013-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 10 / 40

3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

3.2.2 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.

3.2.3 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; no entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores superiores aos previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica, principalmente aquelas localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos valores definidos nos estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de geração nas usinas localizadas na malha de 440 kV e/ou a elevação da usina de Henry Borden para reduzir o carregamento do tronco de transmissão.

Deve ser destacado que o recurso de se operarem geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

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Região SE/CO: LT 765 kV Foz – Ivaiporã

LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto LT 525 kV Ibiúna – Bateias

LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru LT 440 kVJupiá - Bauru

LT 440 kV Bauru - Cabreúva

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1 LT 500 kV Samambaia – Emborcação LT 500 kV Samambaia – Itumbiara LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 C1 LT 500 kV Nova Ponte – Estreito

LT 500 kV Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2 LT 500 kV São Simão – Marimbondo

LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2 LT 500 kV Nova Ponte – São Gortardo 2

LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2 LT 500 kV Neves - Mesquita

Região S: LT 500 kVItá - Caxias LT 500 kVItá – Garabi II LT 500 kV Areia – Curitiba

LT 500 kV Campos Novos – Blumenau C1 LT 500 kV Ivaiporã – Londrina C1 ou C2 LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana

Região NE: LT 500 kV Milagres – Quixadá - Fortaleza LT 500 kV Sobral - Fortaleza C2

LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II – C1 LT 500 kV Angelim II / Recife II – C2 LT 500 kV Olindina / Camaçari II – C2 LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina – C1

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

• 1º unidade geradora da usina de Santo Antônio – 70MW ( início dos testes 22/01/2012 ) • 2º unidade geradora da usina de Santo Antônio – 70MW ( início dos testes 03/02/2012 )

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 26/12/2012) • TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Ouro Preto (até 30/03/2012) • TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 25/01/2012) • TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/06/2012)

3.5 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/12, para a semana de 21/01/2012 a 27/01/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 27/01

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

Valor Esperado

76,3

64,0

71,9

75,2

67,1

Limite Inferior

75,2

59,2

70,5

73,2

64,7

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01

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

Valor Esperado

78,5

67,8

74,8

78,7

72,0

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Os resultados da Revisão 3 do PMO de Janeiro/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

1.069 3.290 2.221 5.281 259 5.757 IT 50 60 1019 5.497 0

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

Custo Marginal da Operação

SE/CO

S

NE

N

Pesada

13,38

2,81

Média

13,38

2,79

Leve

2,69

(*) 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.

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul – ZCAS no início da semana sobre o estado de São Paulo e sul de Minas Gerais ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paraíba do Sul. A partir do dia 25 uma frente fria avança pela região Sudeste permanecendo a precipitação nestas bacias O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 136% da MLT,sendo armazenável 126% da MLT.

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início da próxima semana operativa ocasiona chuva fraca nas bacias deste subsistema. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 131% da MLT para a próxima semana,sendo armazenável 123% da MLT..

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação à semana corrente, devido à precipitação ocorrida na semana anterior em Três Marias.Na próxima semana ocorrem pancadas de chuva na bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 133% MLT, sendo armazenável 132% da MLT.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. No decorrer da próxima semana ocorrem pancadas de chuva na bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 131% 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

76.023

8.887

19.003

10.937 % MLT

136

131

133

131 % MLT Armazenável

126

123

132

131 ENA Semanal – Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

57.821

5.459

13.889

9.307 % MLT

104

81

97

112 % MLT Armazenável

104

81

97

112

3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de janeiro é de uma média de 135% da MLT, sendo armazenável 123% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 124% da MLT,sendo armazenável 112% da MLT.

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

Valor Esperado

Limite Inferior

Bacias

Semana

Mês

Semana

Mês

Bacia do Rio Grande

₁₂₆

₁₄₈

₉₃

₁₃₆

Bacia do Rio Paranaíba

₁₂₆

₁₃₈

₈₈

₁₂₅

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá)

145

137

120

129 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu)

148

124

127

117 Paraíba do Sul

₁₁₂

₁₁₁

₈₉

₁₀₃

3.7.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de janeiro é de 104% da MLT, sendo armazenável 100% 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 86% da MLT, sendo armazenável 83% da MLT.

Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

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

Valor Esperado

Limite Inferior

Bacias

Semana

Mês

Semana

Mês

Bacia do Rio Iguaçu

₁₅₉

₁₁₄

₁₀₆

₉₅

Bacia do Rio Jacuí

₁₁₀

₈₅

₅₄

₆₅

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3.7.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de janeiro é de 125%, sendo armazenável 124% da MLT o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 113% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 112% da MLT.

3.7.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de janeiro apresente uma média de 123% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico semelhante ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 116% da MLT%, sendo totalmente armazenável.

3.8 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

_75.211

_7.040

_17.863

_10.222

% MLT

135

104

125

123 % MLT Armazenável

123

100

124

123 ENA Mensal - Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

_68.971

_5.808

_16.118

_9.671

% MLT

124

86

113

116

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A geração da UHE Tucuruí deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, transferindo os seus excedentes energéticos para a região SE/CO.

A geração das usinas do rio Tocantins (UHEs Serra da Mesa, Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito) e da região Nordeste deverá ser dimensionada visando a maximização do fornecimento de energia das regiões N e NE para a região SE/CO, nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

A geração das usinas de itaipu e da região SE/CO deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga, sendo os excedentes energéticos transferidos para a região Sul, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Na região Sul, a geração das usinas da bacia do rio Uruguai deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia, respeitando-se as restrições operativas de seus aproveitamentos, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após a exploração das disponibilidades energéticas das demais usinas hidráulicas do SIN. A geração das demais usinas da região será utilizada nos períodos de carga média e pesada, para fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

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.

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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Marimbondo, e Água Vermelha, deverá ser maximizada visando o controle do nível de armazenamento de seus reservatórios para atendimento aos volumes de espera recomendados para o controle de cheias.

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

Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada visando o controle do nível de armazenamento de seus reservatórios para atendimento aos volumes de espera recomendados para o controle de cheias.

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

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá deverão ser maximizadas em todos os períodos de carga, visando o controle do nível de armazenamento de seus reservatórios para atendimento aos volumes de espera recomendados para o controle de cheias.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo em todos os períodos de carga face a ocorrência de vertimentos em seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: Face ao nível de armazenamento do reservatório da UHE Funil, a política de operação hidroenergética da bacia indica a minimização da geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua geração deverá ser maximizada visando explorar as disponibilidades energéticas da usina em função das afluências ao seu reservatório.

A geração das UHE Serra da Mesa deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Para as demais usinas da cascata, a geração será dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas restrições operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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Bacias da Região Sul: Para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, a geração das UHE’s do Rio Iguaçu deverão ser utilizadas prioritariamente em todos os períodos de carga. A geração das usinas da bacia do rio Uruguai deverá ser minimizada em função da evolução das condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN. A geração das demais usinas da região será utilizada nos períodos de carga média e pesada, para fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

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 Furnas e M.Moraes;

3. UHE São Simão;

4. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá; 5. UHE Capivara;

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

7. UHE Marimbondo; 8. UHE Água Vermelha;

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

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

11. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 12. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e

os limites elétricos vigentes; 13. UHE Itumbiara;

14. 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);

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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. Explorar disponibilidade da Região SE;

2. UHEs GBM, G. Ney Braga, Salto Santiago e Salto Osório, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

3. UHE Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas da usina; 4. UHE Passo Fundo;

5. UHE GPS;

6. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 7. UHE Barra Grande;

8. UHE Machadinho;

9. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas. 10. UHE Itá, respeitando-se as restrições operativas da usina;

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;

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

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

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

(22)

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´sL.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.

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

5.800

5.800 RSE

9.000

9.200 FSM

5.100

4.500 FNS

4.000

(23)

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.

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.

FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz.

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.

(24)

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas.

SB 2 440 kV Taquaruçu de 07h00min às 17h00min do dia 22/01

A intervenção está programada para sanar merejamento de óleo no secundário de TP. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter a geração das usinas do Pontal do Paranapanema com valores inferiores aos apresentados a seguir:

Porto Primavera

270 MW

Taquaruçu + Capivara +

P. Primavera

1400 MW

SB B 765 kV Itaberá de 00h00min do dia 15/01 às 08h00min às 18h00min do dia 21/01

A intervenção está programada para instalação de “booster shed” em secionadoras. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

RSE

4000 MW

FSE

3600 MW

GIPU

5000 MW

Pólo 3 e LT 600 kV Foz Iguaçu 50 Hz - Ibiúna C3 de 06h45min às 17h00min do dia 22/01

A intervenção está programada para realização de manutenções preventivas e corretivas. Durante esta intervenção, para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos conforme indicado:

Elo CC

4700 MW

Painel de Proteção SE Margem Direita de 06h00min às 10h00min do dia 22/01

A intervenção está programada para realização de trabalho referente a adaptação do atual esquema de corte de carga da ANDE para a entrada do quinto transformador dessa SE. Durante esta intervenção o sistema da ANDE irá operar separado do Elo CC, permanecendo 2 unidades geradoras de Itaipu 50Hz conectadas ao sistema ANDE e as demais unidades disponíveis para o SIN via Elo CC. Considerando as intervenções nas UG6, o Elo CC ficará com a seguinte disponibilidade::

(25)

ONS NT-3-013-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 25 / 40 LT 500kV Ibiuna – Bateias C2 de 07h30min às 17h00min do dia 22/01

A intervenção está programada para realização de manutenções preventivas e corretivas. Durante esta intervenção, devido a simultaneidade com a intervenção na LT 345kV Ibiuna – Tijuco Preto C1, para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos conforme indicado:

Elo CC

4700 MW

LT 500kV Itaipu 50Hz – Foz Iguaçu C2 de 10h00min às 18h00min do dia 22/01

A intervenção está programada para realização de manutenções preventivas e corretivas. Durante esta intervenção, para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos conforme indicado:

Geração Itaipu 50Hz

5700 MW

LT 230 kV Recife II / Goianinha 04C8 e 04C9 (uma por vez) – das 05h40min do dia 13/01/2012 às 14h20min do dia 10/02/2012 (Dias úteis)

Esta intervenção está programada para a Chesf substituir cabos para-raios das LT Recife II / Goianinha 04C8 e 04C9. Para que o sistema suporte contingência simples em linha de transmissão sem risco de perda de carga nas SE Goianinha e Mussuré II, será necessário atuar na geração térmica derivada da SE Mussuré II . A expectativa de despacho de geração é de até 100 MW nos dias úteis, a partir de 08h00min.

Geração Térmica derivada da SE Mussuré II

100 MW

ATR 500/230 kV SE Camaçari II 05T3 e disjuntores associados – das 06h30min às 17h00min do dia 22/01/2012

Esta intervenção está programada para a Chesf realizar substituição de radiadores e manutenção corretiva em chave seccionadora. Para evitar a atuação do SEP de alívio de carga para perda de dois ATR 500/230 kV da SE Camaçari II, em caso de desligamento da barra 230 kV da SE Camaçari 04B1-1, foi considerado um despacho de 450 MW na UHE Itapebi, das 8:00 às 17:00h e de 250 MW de geração térmica em UTEs conectadas na área da SE Camaçari II durante todo o período da intervenção.

Geração Térmica na área de Camaçari II

250 MW

(26)

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga.

Barra 4 de 88 kV da SE Oeste das 05h30min do dia 13/01 às 16h30min do dia 29/01

A intervenção está programada para substituição do disjuntor 52-14, do bay da LT 88 kV Oeste – Sorocaba C1. No período, o setor de 88 kV da SE Oeste irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas por aquela subestação.

DJ 52-7 de 345 kV da SE Norte das 00h00min do dia 14/01 às 07h00min do dia 27/01

A intervenção está programada para substituição do disjuntor 52-7. No período, o setor de 345 kV da SE Norte irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas por aquela subestação e pela SE Miguel Reale.

DJ 500 kV da SE Vila do Conde VCDJ7-08 – das 09h00min do dia 28/01 às 17h30min do dia 05/02/2012 (contínuo)

Esta intervenção está programada para a Eletronorte realizar a revitalização no disjuntor, inspeção geral e ensaios no disjuntor e em TC de 500 kV.

Na perda de um dos autotransformadores VCAT7-01, VCAT7-02 ou VCAT7-04, falha de disjuntor, haverá o desligamento do autotransformador VCAT7-03, implicando em possível atuação do esquema de corte de carga por sobrecarga no autotransformador remanescente, desligando os consumidores Alunorte e Albrás.

DJ 230 kV da SE Messias 14T3 – das 08h20min do dia 24/01 às 17h10min do dia 28/01/2012 (contínuo)

(27)

4.5 Previsão de Carga

4.5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de janeiro, onde são visualizados os valores verificados nas três primeiras semanas e a revisão das previsões das semanas 4 e 5, 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 4.5-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 37.012 MW médios no subsistema SE/CO e 10.558 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 0,1% para o subsistema SE/CO 0,6% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções das semanas 4 e 5 de janeiro (revisão 3), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 36.136 MW médios para o SE/CO e de 10.362 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em dezembro sinalizam variação nula para o subsistema SE/CO e acréscimo de 3,6% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 9.123 MW médios e no Norte 4.065 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 0,1% para os dois subsistemas. Com a revisão das projeções das semanas 4 e 5 de janeiro (revisão 3), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 9.034 MW médios para o Nordeste e 4.069 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em dezembro sinalizam acréscimo de 1,8% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,7% para o subsistema Norte.

(28)

(29)

4.5.2 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 14 a 20/01/2012 e as previsões para a semana de 21 a 27/01/2012.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 26/01, com valor em torno de 41.700 MW. Para o Subsistema

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

12.000 MW, devendo ocorrer também nessa quinta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 53.600 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.5-2 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 21/01, com valor em torno de 10.200 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.480 MW, devendo ocorrer também no sábado, dia 21/01. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no mesmo sábado, entre 19h00min e 20h00min, e deverá atingir valores da ordem de 14.600 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 4.5-2 a seguir.

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

(30)

ONS NT-3-013-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 30 / 40 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 Janeiro.

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.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.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e Espírito Santo

• IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso • 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.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba • IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kV da Região do Rio Grande • IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais • IO-ON.CO.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília • IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste

(31)

ONS NT-3-013-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 31 / 40 ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica

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

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

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

(7) UTE com Logística do GNL (60 dias de antecipação).

Usina Térmica _{ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE}RAZÃO _{DESPACHO FINAL}COMPOSIÇÃO DO (Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L

(32)

Usina Térmica RAZÃO

ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE _(Média) DESPACHO FINAL COMPOSIÇÃO DO

(33)

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 região metropolitana de Florianópolis,

quando da contingência simples e/ou indisponibilidade do ATR

525/230 kV da SE Biguaçu e ainda, para evitar a ocorrência de

tensões abaixo de 90% nos barramentos de 69 kV da região Sul de

Santa

Catarina

quando

da

contingência

simples

e/ou

indisponibilidade da maior unidade geradora sincronizada.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

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

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

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

J. Lacerda C (unid. 7) - 1 x 180 -

Total 66 213 -

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

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

3. A unidade 7 do Complexo Jorge Lacerda estará em manutenção no período de 13/01 a 25/04/2012.

Contudo, considerando a manutenção da unidade 7 do Complexo

Jorge Lacerda, o valor do despacho mínimo por restrições elétricas

corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

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

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

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - 2 x80 -

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

Total 66 193 -

(34)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25

J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 49 2 x 49 2 x 49

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 2 x 100 2 x 100 2 x 100

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

Total 323 323 323

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 simples de equipamentos da rede de operação na

região, como segue:

- Patamar de carga pesada: contingência da LT 230 kV

Presidente Médici – Quinta ou da unidade geradora da UTE

Candiota III (tensão no Sul do Rio Grande do Sul).

- Patamar de carga pesada de sábado e média: contingência

da LT 230 kV Cidade Industrial – Pelotas 3 (tensão no Sul do

Rio Grande do Sul).

- Patamar de carga leve: contingência da LT 230 kV Porto

Alegre 9 – Eldorado – Guaíba (tensão em Camaquã e

Guaíba 2).

Pesada Média Leve

P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 2 x 25

P. Médici B (unids. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 -

Candiota III (unidade 5) 1 x 175 1 x 175 -

Total 340 340 50

Obs.: 1. Caso ocorra exportação via C.F. Rivera ou C.F. Uruguaiana, o valor da geração térmica mínima na UTE P. Médici e Candiota III não se altera.

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

3. No patamar de carga pesada de sábado, mesmo com o despacho máximo disponível nas UTE P. Médici e Candiota III, não será possível atender as seguintes contingências / indisponibilidades:

- LT 230 kV Porto Alegre 9 – Eldorado – Guaíba 2. - LT 230 kV Presidente Médici – Quinta.

- LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3. - LT 230 kV Pelotas 3 – Quinta.

- UG 5 da UTE Candiota III.

4. No patamar de carga média, mesmo com o despacho máximo disponível nas UTE P. Médici e Candiota III, não será possível atender as seguintes contingências / indisponibilidades:

(35)

Adicionalmente, considerando a inflexibilidade declarada pelo

agente, as máquinas disponíveis 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 45 1 x 45 1 x 45

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

Candiota III (unidade 5) 1 x 210 1 x 210 1 x 210

Total 355 355 355

Obs.: 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 12/03/2012.

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de

equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional

na UTE Candiota III, visando o atendimento aos critérios de

desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela

a seguir:

Pesada Média Leve

P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 45 1 x 45 1 x 45

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 495 495 495

Termonorte I e 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 I 22 22 0

Termonorte II 190 190 190

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

(36)

ONS NT-3-013-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 36 / 40 ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração da Revisão 2 do PMO de Janeiro/12, semana operativa de 21/01/2012 a 27/01/2012

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

USINA TÉRMICA CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh) NUCLEAR Angra 2 18,77 Angra 1 24,27 CARVÃO Candiota III 53,82 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 123,80 J. Lacerda B 150,10 J. Lacerda A2 151,24 Charqueadas 164,18 J. Lacerda A1 199,79 S. Jerônimo 248,31 Figueira 341,89 GÁS M. Covas 6,27 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16

Santa Cruz Nova 74,52

Fortaleza 86,52 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes – Leilão 107,16 Linhares 109,81 G. L. Brizola – Leilão 129,69 L. C. Prestes – Teste 140,34 Uruguaiana 141,18 G. L. Brizola – Teste 147,56 Norte Fluminense 4 149,33 B. L. Sobrinho – Teste 149,67 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho – Leilão 165,46 F. Gasparian 182,56 Termoceará – Leilão 187,50 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 William Arjona 197,85 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha – L 207,72 G. L. Brizola – TC 214,48

Jesus Soares Pereira 215,00

(37)

(R$/MWh) ÓLEO S. Cruz 310,41 Maracanaú I 465,00 Piratininga 1 e 2 470,34 Termocabo 473,86 Termonordeste 476,69 Termoparaíba 476,69 Global I 476,87 Global II 476,87 Geramar I 479,66 Geramar II 479,66 Viana 479,67 Campina Grande 479,68 Termonorte II 487,56 R. Silveira 523,35 Alegrete 564,57 Termonorte I 610,33 Igarapé 645,30 Bahia I 647,16 Camaçari Muricy I 709,15

Camaçari Polo de Apoio I 709,15

(38)

(R$/MWh) VAPOR Piratininga 3 e 4 182,56 RESIDUOS INDUSTRIAIS Atlântico 119,95 BIOMASSA Cocal 149,87 PIE-RP 162,91 Madeira 192,49 INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (*)

CIEN I – 240,81 MW (Argentina 1A) 44,45 CIEN I – 14,9 MW (Argentina 1B) 206,11 CIEN II – 131,82 MW (Argentina 2A , 2B e 2C) 53,07 CIEN II – 13,18 MW (Argentina 2D) 205,99

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas para despachos acima do Termo de Compromisso - Semana operativa de 21/01/2012 a 27/01/2012.

Tabela 0-5: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh)

USINA TÉRMICA CUSTO VARIÁVEL ACIMA TC

(R$/MWh) Termopernambuco 70,16 Fortaleza 86,52 Norte Fluminense 131,68 Juiz de Fora 150,00 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 C. Furtado 204,43 Araucária 219,00 Euzébio Rocha 222,22 G. L. Brizola 242,38 B. L. Sobrinho 271,18 M. Lago 278,32

Jesus Soares Pereira 287,83

L. C. Prestes 292,49 F. Gasparian 346,87 Sepé Tiaraju – Gás 385,22 Piratininga 1 e 2 470,34 Piratininga 3 e 4 470,34 Termoceará 492,29

(39)

ONS NT-3-013-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 39 / 40 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

(40)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-1: Integração das usinas do Madeira 5 Figura 3-2: Configuração Provisória de Conexão da UHE Sto Antônio 6 Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 13

Figura 4-1: Interligações entre regiões 23

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 7

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 27/01 12 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01 12 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 13 Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 14 Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15 Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 16 Figura 3-2: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

21/01 a 27/01 17

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 22

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica 31