PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE DEZEMBRO

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-3-173-2011

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE DEZEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 26/11/2011 A 02/12/2011

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 3 / 41

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 4

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 5

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5 3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8

3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 8

3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 8 3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 10

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 10

3.5 Relacionados com a Otimização Energética 10

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11 3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 12

3.7.2 Região Sul 13

3.7.3 Região Nordeste 14

3.7.4 Região Norte 14

3.8 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 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. 23

4.5 Previsão de Carga 26

4.5.1 Carga de Energia 26

4.5.2 Carga de Demanda 28

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Dezembro/2011, para a semana operativa de 26/11/2011 a 02/12/2011, 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 do PMO de Dezembro/11 indicaram, para a semana de 26/11/2011 a 02/12/2011, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos os 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) e Norte Fluminense I. 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

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.

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3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica

Durante a indisponibilidade do TR-56 500/138 kV SE Grajaú, com previsão de retorno em 30de novembro, poderá ser necessário, para o controle do carregamento desta transformação, em contingência, despachar a UTE Barbosa Lima Sobrinho nos períodos de carga média e pesada. Cabe ressaltar que, para determinar o valor de geração a ser despachado, está sendo monitorada, na fase de programação e tempo real, uma inequação que controla o carregamento dos transformadores remanescentes.

A SE Campos encontra-se desde 27 de setembro de 2010 com o transformador trifásico AT02 impedido. O seu retorno à operação está previsto para após o verão de 2012.

Em decorrência da necessidade de adequação do cronograma de obras para a implantação de um banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas de Moraes conforme recomendação do PAR/PET e com a autorização da ANEEL, este equipamento não terá autorização de operação antes do final do mês de fevereiro de 2012.

Desta forma este banco de autotransformadores, está programado para entrar em operação a partir do início de dezembro de 2011, em caráter provisório, em paralelo com os transformadores de 2 x 225 MVA na SE Campos, dotando a SE Campos de maior confiabilidade.

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 2 de 12 de janeiro 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.

O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão 1 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.

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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 26/11/2011 a 02/12/2011, 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 do Programa Mensal de Operação do mês de Dezembro/11, 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 Dezembro/11 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.

§ 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);

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado

902

727 Peixe Angical

452

Limite de Intercâmbio

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• “Em complemento ao nosso ofício nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, de 26 de dezembro de 2006, esclarecemos que para as térmicas que não participaram do referido teste, permanecem válidos os valores de disponibilidade observada calculados de acordo com a resolução Normativa nº 231, de 16 de setembro de 2006, apurados até 30 de novembro de 2006” (Ofício nº 412/SRG/SFG/ANEEL).

A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/10/2011, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0453/400/2011, emitida em 08/11/2011.

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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.

Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação, preservando a segurança do SIN.

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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 Região N: LT 500 kV Marabá – Açailândia C1 ou C2

LT 500 kV Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4 LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 ou C2 LT 500 kV Marabá – Imperatriz C2

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 10 / 41

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

Nenhum teste com repercussão Sistêmica.

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 29/12/2011)

• TR-56 500/138 kV – 600MVA da SE Grajaú (até 16/12/2011) • TR-2 345/138 kV da SE Campos (até 31/12/2011)

• TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 31/12/2011) • TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 31/12/2011)

3.5 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados do PMO de Dezembro/11, para a semana de 26/11/2011 a 02/12/2011, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 02/12

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

(%VU)

Valor Esperado

56,9

75,8

45,2

52,8

36,1

Limite Inferior

56,1

73,6

44,4

52,2

35,2

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12

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

(%VU)

Valor Esperado

59,0

79,8

44,2

53,9

37,8

Limite Inferior

53,9

66,2

38,2

53,9

40,5

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Os resultados do PMO de Dezembro/11 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

176 402 226 5.298 5.406 4.152 IT 50 60 957 1.258 370

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

Custo Marginal da Operação

SE/CO

S

NE

N

Pesada

47,00

Média

46,93

Leve

44,90

(*) 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 manutenção em relação às verificadas na semana em curso. O avanço de uma frente fria, associada a atuação de áreas de instabilidade, ocasiona pancadas de chuva em todas as bacias deste subsistema.O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 98% da MLT, sendo armazenável 89% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão em relação às verificadas na semana em curso. O avanço de uma frente fria no fim da próxima semana operativa ocasiona chuvisco/chuva fraca nas bacias deste

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subsistema.Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 72% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 71% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação à semana corrente.A previsão é de ocorrência de pancadas de chuva em pontos isolados devido à atuação de áreas de instabilidade.O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 72% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se no em ascensão em relação ao observado nesta semana. No decorrer da 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 111% MLT, sendo armazenável 110% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado

SE/CO

S

NE

N

MWmed

30.518

6.122

5.011

3.400 % MLT

98

72

111 % MLT Armazenável

89

71

72

110 ENA Semanal – Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

23.566

4.039

3.482

3.001 % MLT

76

48

50

98 % MLT Armazenável

76

48

50

98

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 dezembro é de uma média de 92% da MLT, sendo armazenável 84% 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 70% da MLT, sendo armazenável 63% da MLT.

Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 13 / 41 Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado

Limite Inferior

Bacias

Semana

Mês

Semana

Mês

Bacia do Rio Grande

₈₆

₆₃

Bacia do Rio Paranaíba

₆₄

₇₀

₄₆

₄₅

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá)

109

99

84

83 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu)

113

104

95

89 Paraíba do Sul

₁₀₆

₉₅

₈₇

₇₆

3.7.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de outubro é de 89% da MLT, sendo armazenável 87% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior à verificada no mês anterior.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 54% da MLT, sendo armazenável 53% 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

₉₀

₁₀₃

₆₁

₆₇

Bacia do Rio Jacuí

₃₀

₄₇

₁₇

₂₂

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3.7.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de outubro é de 73%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 51% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.7.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de outubro apresente uma média de 105% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 89% 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

_37.882

_6.213

_7.487

_4.970

% MLT

92

89

73

105 % MLT Armazenável

84

87

73

105 ENA Mensal - Limite Inferior

SE/CO

S

NE

N

MWmed

_28.809

_3.771

_5.280

_4.212

% MLT

70

54

51

89

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 15 / 41 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 26/11 a 02/12

rio Pb. Sul P.Real rio Jacuí rio Paraná Itá rio Uruguai rio Cuiabá rio Paraguai

O

C

E

A

N

O

A

T

L

Â

N

T

I

C

O

rio Doce S.Osório F.Areia rio Iguaçu Funil I.Pombos Mascarenhas Capivara Itaipu Jupiá Jurumirim rio Paranapanema Promissão B.Bonita rio Tietê rio S. Francisco Três Marias Sobradinho rio Tocantins ri o S ã o L o u re n ço ri o G ra n d e ri o M a n so S.Mesa Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha Tucuruí Manso ri o P a ra n a íb a 1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

Com o atingimento da cota 62,00 m no reservatório da UHE Tucuruí, retornou a operação a fase 2 desta usina. Neste cenário, a política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua geração será dimensionada visando explorar as disponibilidades energéticas da usina em função das afluências ao seu reservatório, sem provocar deplecionamento no seu nível de armazenamento que comprometa a operação da fase 2.

A defluência da UHE Serra da Mesa deverá será dimensionada visando proporcionar a máxima disponibilidade energética nos períodos de carga média e pesada nas usinas do rio Tocantins (UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito) para atendimento a política de tranferência de energia para as regiões N e NE. Cabe destacar que, na ocorrência de indisponibilidade de unidade geradora na UHE Serra da Mesa, será avaliada a necessidade ou não da abertura de seu vertedouro de modo a repassar as usinas de jusante a vazão referente a geração da referida unidade geradora, não impactando desta forma a operação hidráulica da bacia.

Considerando o exposto, a programação de geração das UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em principalmente 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.

Na região Sul, a geração da UHE Salto Santiago deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, face ao elevado nível de armazenamento de seu reservatório. A geração das usinas da bacia do rio Uruguai será dimensionada em função da evolução das condições hidroenergéticas de seus reservatórios, sendo sua disponibilidades energéticas utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração das demais usinas da região deverá ser explorada nos períodos de carga média e pesada, transferindo-se os excedentes energéticos para a regioão SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Face a ocorrência de vertimento para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, a geração da UHE Itaipu deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Na região SE/CO, a geração das usinas será dimensionado para atendimento as políticas de transferência de energia para as regiões NE e N, respeitando-se as restrições (controle de cheias, operativas, uso múltiplo e ambientais), bem como 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

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Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou;

2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios.

Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

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

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 atendimento do desligamento da LT 138 kV VAL - NAV c.2, respeitando-se as condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná.

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

Bacia do Rio Paraná: A geração da UHE Porto Primavera deverá maximizada em todos os períodos de carga, de modo a não restringir a exploração da geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos e Jupiá nos períodos de carga média e pesada. A exploração das disponibilidades energéticas das UHEs Ilha Solteira e Três Irmãos será efetuada respeitando-se o atendimento dos requisitos de uso múltiplo em seus reservatórios ao longo do ano.

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: Com o atingimento da cota 62,00 m no reservatório da UHE Tucuruí, retornou a operação a fase 2 desta usina. Neste cenário, a política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua geração será dimensionada visando explorar as disponibilidades energéticas da usina em função das afluências ao seu reservatório, sem provocar deplecionamento no seu nível de armazenamento que comprometa a operação da fase 2. A programação de 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

(18)

dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas restrições operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser minimizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser coordenada de modo a possibilitar o deplecionamento do reservatório da UHE Luiz Gonzaga para alocação do volume de espera recomendado para o período. O fechamento do balanço energético da região será realizado através do intercambio de energia, após o atendimento da política de operação energética para as usinas da bacia do rio São Francisco.

Bacias da Região Sul: Para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, a geração da UHE Salto Santiago deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. A geração das usinas da bacia do rio Uruguai será dimensionada em função da evolução das condições hidroenergéticas de seus reservatórios, sendo sua disponibilidades energéticas utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração das demais usinas da região deverá ser explorada nos períodos de carga média e pesada, transferindo-se os excedentes energéticos para a regioão SE/CO, 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. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. UHE Capivara;

3. UHE São Simão; 4. UHE Água Vermelha;

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

6. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas de jusante;

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

8. Usinas da região Sul;

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

10. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas de jusante;

11. UHE Marimbondo; 12. UHE Itumbiara;

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

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

2. UHE Salto Caxias, 3. UHE Passo Fundo;

4. UHEs GBM e G. Ney Braga, respeitando-se a coordenação hidráulica e as restrições operativas da UHE G. Ney Braga;

5. UHE GPS;

6. Explorar disponibilidade da Região SE; 7. UHE Barra Grande;

8. UHE Itá;

9. UHE Machadinho;

10. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 11. UHE Campos Novos, 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. Região SE/CO;

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

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

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

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

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

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

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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

5.700

5.600 RSE

9.000

9.200 FSM

5.100

4.100 FNS

3.600

2.900

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.

(21)

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.

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 Foz Iguaçu 60Hz / Ivaiporã C3 de 07h00min do dia 26/11 às 18h00min do dia 27/11

A intervenção está programada para instalação de reparos nas torres. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

FIPU

3000 MW

RSE

7800 MW

FSE

5300 MW

Fba-in

1100 MW

TR1 765/525kV SE Foz Iguaçu 60Hz e LT 500 kV Itaipu 60Hz / Foz Iguaçu 60Hz C1 de 07h30min do dia 26/09 às 04h00min do dia 01/12

A intervenção está programada para implementação do barramento de 500kV da SE Foz Iguaçu 60Hz em configuração provisória. Devido ao novo arranjo, serão realizados também serviços de adequação das proteções dos equipamentos objetos dessa intervenção. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

FIPU

3600 MW

LT 765 kV Itaberá / Ivaiporã C1 de 07h00min às 17h00min do dia 27/11

A intervenção está programada para implementação do Localizador Automático de Falhas conforme PMIS 2005 aprovado pela resolução autorizativa da ANEEL 758 de dezembro de 2006. Estão programados também a instalação de “booster sheds” na SE Itaberá. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

FIPU

3000 MW

RSE

4000 MW

FSE

3600 MW

LT 500 kV Colinas - Miracema C2 de 06h00min às 17h00min do dia 27/11

A intervenção está programada para desconexão do banco de capacitores COCL7-04 da SE Colinas da linha para possibilitar a instalação de chaves seccionadoras de aterramento. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado:

Fluxo de Colinas para Miracema (FCOMC)

1700 MW

Exportação de energia do Sudeste para Norte e

1100 MW

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Nordeste (EXP_SE)

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 13/11 às 17h00min do dia 27/11

A intervenção está programada para substituição do disjuntor 52-18, do bay da LT 88 kV Oeste – São Roque 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.

LT 345 kV Embu Guaçu – Sul C1 das 00h00min às 05h30min do dia 26/11

A intervenção foi programada em regime de urgência para sanar sobreaquecimento de 81,6º em chave seccionadora da SE Sul. No período, a SE Sul ficará alimentada pela LT 345 kV Embu Guaçu – Sul C2 e a perda daquele circuito ocasionará a interrupção das cargas supridas por aquela subestação

Disjuntor 7352 da SE Bandeirantes 230 kV das 16h00min do dia 27/11 às 07h00min do dia 04/12

Durante esta intervenção será necessário operar em configuração de barra única no setor de 230 kV da SE Bandeirantes. Na ocorrência de defeito na barra de 230 kV da SE Bandeirantes, ou em equipamentos a ela conectados, seguida de falha de atuação de seu disjuntor, ocorrerá a interrupção de 50% das cargas do estado de Goiás.

Proteção Diferencial de Barra - SE Joairam – das 09h00min do dia 25/11 às 17h00min do dia 27/11

Esta intervenção está programada para a Chesf viabilizar a integração dos circuitos do 04T3 da SE Joairam.

Durante a intervenção ocorrendo falhas/defeitos nos barramentos 230 kV 04B1 ou 04B2 da SE Joairam, estando as barras interligadas, haverá a eliminação do mesmo pelas atuações das proteções de retaguarda remotas nos terminais de Recife II pelas atuações das proteções de distância em zonas de sobrealcance e transformadores pelas atuações de proteções 51F/51N temporizadas, podendo haver o desligamento de todas as cargas das SE Joairam e Bongi.

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 24 / 41 TR 500/230 kV SE Jardim 05T6 - das 08h00min ás 15h20min do dia 27/11

Esta intervenção está programada para a Chesf realizar transposição entre as fases C e a reserva (05TR M); possibilitar a correção do vazamento de óleo pela janela de inspeção na fase C, vazamento de óleo em bucha de neutro na fase B e MC no comando de acionamento da chave desviadora em face bloqueio durante mudançá de TAP na fase A; corrigir NCT nas chaves 35D1-2 e 35T6-8 e realizar MC na chave 35T6-8; possibilitar as transposições no 05T6 e a correção de NCT na chave 35T6-8; possibilitar as transposições no 05T6 e a correção de NCT nas chaves 35D1-2 e 35T6-8; corrigir NCT e MC no sistema de abertura e fechamento; possibilitar as transposições no 05T6 e a correção de NCT na chave 35T6-8.

Contingência das LTs 230 kV Itabaiana / Jardim (compartilham mesma estrutura), haverá perda das cargas da SE Jardim.

LT 230 kV Fortaleza II / Pici - 04Z3 – das 06h50min ás 17h00min do dia 27/11

Esta intervenção está programada para a Chesf substituir isoladores poliméricos da marca "CERAMTEC" que se encontram com vícios de fabricação referente a LT 04Z3 Fortaleza II / Pici II (FZD/PCD).

Em caso de contingência na LT 230 kV Fortaleza II-Pici II em operação haverá interrupção de todas as cargas da SE Pici II. A Coelce pode transferir toda a carga (170MW) para a SE Fortaleza.

DJ 230 kV SE Messias 14S4 – das 09h20min do dia 29/11 ás 12h40 do dia 03/12

Esta intervenção está programada para a Chesf efetuar manutenção preventiva nível 3. A SE Messias irá operar em barra única. Em caso de contingência em algum equipamento de 230 kV derivado da SE Messias, seguida de falha de disjuntor, ou perda do barramento de 230 kV da SE Messias, haverá perda de todas as cargas das SE Maceió, Rio Largo II e Penedo e do consumidor Braskem.

SB 230 kV SE Guamá 2 - das 09h00min às 17h00min do dia 27/11

Intervenção programada para a Eletronorte alinhar e ajustar a luva de acoplamento mecânico das três fases da chave GMSB6-20, correção de anormalidades na bobina de freio da GMSB6-20 (ruído anormal e bobina presa), corrigir sinalização de posição de posição inválida no SAGE.

Operação em barra única, em caso de contingência no barramento de 230 kV da SE Guamá em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção desligará todos os equipamentos ligados a este barramento, interrompendo o suprimento à SE Guamá.

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Intervenção programada para a Eletronorte modernizar a teleproteção da GMUG-LT6.02 na SE Guamá; modernizar o sistema teleproteção, reapertar borne N.º 16 da caixa de interligação dos DCP´s do bay GMUG-LT6.02 na SE Guamá; limpar a caixa de interligação dos DCP´s.

Em caso de contingência do circuito remanescente 230 kV Guamá / Utinga, haverá atuação do esquema de alívio de carga para perda dupla das LT Guamá / Utinga, cortando até 61% (cerca de 170 MW) das cargas na SE Utinga.

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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 novembro onde são visualizados os valores verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 24. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de dezembro, sendo esses valores exibidos por subsistema, naTabela 4.5-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 37.858 MW médios no subsistema SE/CO e 10.087 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 1,8% para o SE/CO e 0,3% para o Sul. A carga estimada para o mês de novembro de 36.744 MW médios para o SE/CO e de 9.798 MW médios para o Sul, significam acréscimos de 2,0% para o subsistema SE/CO e 2,4% para o subsistema Sul em relação a outubro. As cargas previstas para o PMO de dezembro indicam decréscimos de 0,8% para o subsistema SE/CO e 0,2% para o subsistema Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 8.777 MW médios e no Norte 4.120 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimo de 1,7% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,3% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de novembro de 8.708 MW médios para o Nordeste e 4.101 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em outubro, indicam respectivamente, variação nula e decréscimo de 0,5%. As previsões de carga para o PMO de dezembro sinalizam decréscimos de 1,9% para o subsistema Nordeste e 0,4% para o subsistema Norte em relação ao verificado no mês anterior.

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 27 / 41 Figura 4.5-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed

(28)

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 19 a 25/11/2011 e as previsões para a semana de 26/11 a 02/12/2011.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 01/12 com valor em torno de 42.200 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 11.500 MW, devendo ocorrer na quinta-feira, dia 01/12. 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 19h00min e 20h00min de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.5-2 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 26/11, com valor em torno de 10.000 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 4.500 MW, devendo ocorrer na quinta-feira. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de 14.400 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 4.5-2a seguir.

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

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 29 / 41 Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

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

Energéticas.

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

de Dezembro.

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 30 / 41 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

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ONS NT-3-173-2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 31 / 41 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

NUCLEAR Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 635 635 635 Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1080 1350 1350 1350 C A R V Ã O J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- --- --- 25 25 25 25 J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 80 80 80 80 J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- (3) --- 200 200 200 200 J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- (3) --- 300 300 300 300 Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9 P. Médici A (2 x 63 MW) (1) (3) (3) --- 45 45 45 45 P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- (3) --- 100 100 100 100 S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 5 5 5 5 Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) (3) --- 280 280 280 280 G Á S F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW)(5) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- M. Lago Leilão (20 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- M. Lago TC (20 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- --- 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_Leilão (4 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Termoceará_TC (4 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) --- --- --- 326,7 326,7 326,7 326,7 L. C. Prestes_TC (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Leilão (3 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) --- --- --- 340 400 400 400 N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- --- N. Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- --- N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) --- --- --- 485 485 485 485 Brizola – Teste (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Brizola – Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 71,7 71,7 71,7 71,7 Brizola – TC (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Euzébio Rocha_L (1 x 249,90MW) --- --- --- 59,3 59,3 59,3 59,3 Euzébio Rocha_TC (1 x 249,90MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari (5 x 69 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Linhares (1 x 204 MW) (7) --- --- --- 0 --- --- ---

(32)

Usina Térmica RAZÃO

ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE _(Média) DESPACHO FINAL COMPOSIÇÃO DO

(Capacidade Instalada) P M L P M L Ó L E O 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) (3) (3) --- 0 40 20 0 Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2) (3) (3) (3) 0 280 280 240 Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Geramar I (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Geramar II (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Maracanaú I (8 x 21 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termonordeste (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termoparaíba (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- --- Campina Grande (1 x 169,08 MW) --- --- --- 0 --- --- --- D IE S E L S. Cruz Diesel (2 x 166 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 --- --- --- BIOMASSA Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 --- --- --- PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 --- --- --- RESÍDUOS Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 82,3 83 79 87 Atlântico (2 x 90MW + 1 x 310MW) --- --- --- 180 180 180 180 VAPOR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---

(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 perda / indisponibilidade do ATR 525/230 kV da SE Biguaçu e ainda,

para o atendimento aos requisitos elétricos da indisponibilidade da

maior unidade geradora.

Até 30/11/2011

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 1 x 33 -

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

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

Total 33 213 -

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.

Após 30/11/2011

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.

Contudo, considerando a configuração de máquinas declarada como

inflexibilidade pelo agente, as máquinas disponíveis, 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:

(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 40 2 x 40 2 x 40 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 2 x 100 2 x 100 2 x 100 J. Lacerda C (unid. 7) 1 x 300 1 x 300 1 x 300 Total 605 605 605

P. Médici (A e B) e Candiota 3:

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota 3 foi dimensionado

para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência

simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

Até 30/11/2011

- Patamar de carga pesada, média e leve, havendo ou não exportação via

C.F. Rivera e/ou via C.F. Uruguaiana: contingência da LT 230 kV Porto

Alegre 9 – Eldorado – Guaíba 2 (tensão em Camaquã e Guaíba 2) ou da

LT 230 kV Presidente Médici – Quinta (tensão no sul do Rio Grande do

Sul).

Pesada Média Leve

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

P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -

Candiota 3 (unidade 5) 1 x 175 1 x 175 -

Total 200 225 -

Obs.: 1. Caso ocorra exportação via C.F. Rivera e/ou C.F. Uruguaiana, o valor da geração térmica mínima na UTE P. Médici e Candiota 3 não se altera.

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

3. Na carga pesada de sábado será necessário, pelo menos, a operação com a configuração “2A + 1C = 225 MW”.