PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, Centro Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2012/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 11/08/2012 A 17/08/2012 NT (PMO - Semana Operativa a ).docx

3 Sumário 1 Introdução 4 2 Conclusões Relacionadas ao atendimento Energético Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5 3 Pontos de Destaque Relacionados com a Operação Hidroenergética Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Relacionados com a Otimização Energética Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Nordeste Região Norte Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 12 1 Diretrizes para a Operação Eletroenergética Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Diretrizes para operação energética das bacias Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 28 Lista de figuras e tabelas 38 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 3 / 38

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Agosto/2012, para a semana operativa de 11/08/2012 a 17/08/2012, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/12 indicaram, para a semana de 11/08/2012 a 17/08/2012, o despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009), Norte Fluminense 1, 2 e 3 e, no patamar de carga pesada, L. C. Prestes ; Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota III e P. Medice A e B; Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco (indisponível devido à declaração do agente) e Fortaleza. Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo na região Norte. Além disso, está previsto para a semana de 11/08 a 17/08/2012, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares, nos patamares de carga pesada, média e leve em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. Tendo por base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho na semana operativa de 13/10 a 19/10/2012, na região SE/CO, em todos os patamares de carga, da UTE Santa Cruz e, somente no patamar de carga pesada, da UTE Linhares, em suas disponibilidades máximas. A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP, para o mês de Agosto, indicou os Níveis de Segurança de 60,0 %EARmáx e 48,9 %EARmáx para as regiões SE/CO e NE, respectivamente. Na elaboração da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação para o mês de Agosto/12, os Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP não indicaram necessidade de despacho térmico complementar por garantia energética. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 4 / 38

5 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 térm ica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão 2 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kv a ser utilizado nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N -2) para o tronco 765kV, nos processos supracitados. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 5 / 38

6 Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana operativa de 11/08/2012 a 17/08/2012, encontram-se na tabela a seguir: Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio Usina Geração por Patamar de Carga(MW) Pesada Média Leve Lajeado Peixe Angical Limite de Intercâmbio FCOMC Em atendimento à Resolução 10/2003 do CNPE, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Agosto/2012, considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Agosto/12 foi elaborada tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que: Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS deverá considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de º 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). ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 6 / 38

7 A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/06/2012, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS /400/2012, emitida em 10/07/2012. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 7 / 38

8 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 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 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I. Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos. 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Não existe a previsão de entrada em operação de novas instalações de porte no SIN. 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Compensador Síncrono 2 da SE Ibiúna (até 16/08/2012) LT 500 kv Cana Brava São Salvador (até 20/08/2012) LT 500 kv Ibiúna Campinas (até 25/08/2012) LT 230 kv Porto Alegre 4 Porto Alegre 9 C1 (até 30/08/2012) Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/08/2012) LT 345 kv Furnas Poços de Caldas C2 (até 01/10/2012) Reator de linha RIA1 765kV 329 Mvar da SE Tijuco Preto (até 27/12/2012) TR-1 345/138 kv da SE Itutinga (até 30/12/2012) Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/11/2012) TR /345 kv da SE Jaguara (até 31/12/2012) Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2012) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 8 / 38

9 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/12, para a semana de 11/08/2012 a 17/08/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/08 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 63,1 69,9 54,3 72,8 58,9 Limite Inferior 62,8 68,2 54,2 72,8 58,9 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/08 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 60,6 62,5 48,1 69,5 52,9 Limite Inferior 59,6 53,3 47,9 69,4 52,9 Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/12 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) N NE SE/CO IT S ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 9 / 38

10 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 119,30 119,30 119,30 119,30 Média 117,62 117,62 117,62 117,62 Leve 116,73 116,73 116,73 116,73 (*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/ Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. Para a próxima semana a previsão é de ocorrência de chuva fraca somente em pontos isolados da s bacias dos rios Paranapanema e Paraná (próximo a UHE Itaipu). O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 103% da MLT, sendo armazenável 101% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de atuação de duas frentes frias nesta região, ocasionando chuva moderada/forte na bacia do rio Jacuí e chuvisco/chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Uruguai e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 74% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 66% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apr esentam-se em relação leve recessão à semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 62% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de permanência da estiagem típica desta época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 75% MLT, sendo armazenável 74% da MLT. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 10 / 38

11 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de agosto é de uma média de 106% da MLT, sendo armazenável 104% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 97% da MLT, sendo armazenável 95% da MLT. Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Grande Bacia do Rio Paranaíba Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) Paraíba do Sul Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de agosto é de 109% da MLT, sendo armazenável 94% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 79% da MLT, sendo armazenável 68% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 11 / 38

12 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de agosto é de 62%, sendo armazenável 61% da MLT, o que representa um cenário hidrológico próximo ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 60% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 59% da MLT Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de agosto apresente uma média de 74% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico semelhante ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 72% da MLT%, sendo totalmente armazenável. 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema. Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região ENA Mensal Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 12 / 38

13 rio São Lourenço rio Manso O C E A N O A T L Â N T I C O rio Paranaíba rio Grande Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/08 a 17/08 S.Mesa Tucuruí rio Tocantins Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha rio S. Francisco Três Marias Sobradinho Mascarenhas rio Doce Promissão B.Bonita rio Tietê Jupiá Funil I.Pombos rio Pb. Sul Capivara Jurumirim rio Paranapanema Manso Itaipu rio Cuiabá S.Osório F.Areia rio Iguaçu rio Paraguai Itá rio Uruguai rio Jacuí P.Real mm rio Paraná ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 13 / 38

14 1 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 1.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Em atendimento à Resolução ANA nº 376, de 6 de junho de 2011, a vazão defluente do aproveitamento hidroelétrico de Serra da Mesa deverá ser mantida constante, bem como a operação dos aproveitamentos hidrelétrico de Peixe Angical, Lajeado e Estreito deverá ocorrer de forma a minimizar as flutuações provocadas por eventuais vazões incrementais entre os aproveitamentos de Serra da Mesa / Peixe Angical e Peixe Angical / Lajeado, respectivamente, durante a temporada de praias no período de 10 de junho a 20 agosto/2012. Considerando o exposto, a programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical, Lajeado e Estreito não deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de estabilização do nível do rio, tendo em vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias fluviais localizadas a jusante destas usinas. A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências e da curva referencial de deplecionamento de seu reservatório, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após exploradas as disponibilidades energéticas da região SE/CO. A transferência de energia para a região Nordeste será dimensionada em função dos excedentes energéticos existentes após o atendimento da política energética da UHE Tucuruí, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. Em função das vazões na bacia do rio Iguaçu, a geração das usinas desta bacia deverá ser maximizada visando evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos. Em algumas usinas e bacias permanecem as condições hidroenergeticas desfavoráveis, sendo necessária a manutenção da política de minimização da utilização dos estoques armazenados principalmente nas UHEs Passo Real, Passo Fundo e Barra Grande. A geração das UHEs Campos Novos e Machadinho situadas na bacia do rio Uruguai deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Neste contexto, após a implementação das políticas de operação energética nas usinas de suas bacias, os excedentes energéticos da região Sul serão exportados para atendimento as regiões N e NE. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. As disponibilidades energéticas da região SE/CO serão exploradas prioritariamente para atendimento dos requisitos energéticos da UHE Tucuruí e da Região Nordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 14 / 38

15 Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações: 1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou; 2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios. Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores co ntratuais. 1.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Água Vermelha e Marimbondo deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Emborcação, Nova Ponte e Itumbiara deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, visando o atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração da UHE Capivara deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá será dimensionada para atendimento das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu e do atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos da UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 15 / 38

16 Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua geração deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências e da curva referencial de deplecionamento de seu reservatório, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes. A programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical, Lajeado e Estreito não deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de estabilização do nível do rio, tendo em vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias fluviais localizadas a jusante destas usinas. Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos os patamares de carga. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser dimensionada visando o fechamento do balanço energético da região, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata. Bacias da Região Sul: a geração das UHEs do Rio Iguaçu deverá ser maximizada em todos os patamares de carga visando evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos, em função das altas afluências e do nível de armazenamento de seus reservatórios. A geração das usinas de Barra Grande e Passo Fundo (bacia do rio Uruguai) e das usinas da bacia do rio Jacuí deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis nestas usinas e bacia. A geração das UHEs Campos Novos e Machadinho situadas na bacia do rio Uruguai deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. 1.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs que apresentarem vertimentos; 2. UHEs da região Sul; 3. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina; 4. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 5. UHE Capivara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 6. UHEs Jurumirim e Chavantes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 7. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 8. UHE M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 9. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 10. UHE Emborcação; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 16 / 38

17 11. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos reservatórios das usinas a fio d água de jusante); 12. UHE Água Vermelha; 13. UHE Marimbondo; 14. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 15. UHE Itumbiara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata; 16. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes; 17. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina. Na região Sul, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE G.Ney Braga; 2. UHE Salto Santiago respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 3. UHEs Salto Caxias e Salto Osório, respeitando-se as restrições operativas da usina; 4. UHE GBM; 5. UHE Campos Novos, nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. UHEs Foz do Chapecó e Itá, respeitando-se as suas restrições operativas e da usina de jusante; 7. UHE Machadinho; 8. Explorar disponibilidade da Região SE; 9. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas. 10. UHE Passo Fundo; 11. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas. Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 17 / 38

18 3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa; 4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Região SE/CO; Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando -se as restrições operativas destas usinas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 18 / 38

19 1.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir: Tabela 1-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kv FLUXO PES MED L/Min. Geração Itaipu 60Hz RSE FSM FNS A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas defin idas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 19 / 38

20 As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 1-1: Interligações entre regiões Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIV Somatório do fluxo das LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 20 / 38

21 1.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas. a) Área do Sistema de Transmissão Associado à UHE Itaipu Painel de Proteção SE Margem Direita Circuito 2 das 04h30min às 16h30min no dia 12/08 (domingo) Esta intervenção esta programada para a realização de serviços associados a troca da proteção do circuito 2 da LT 500 kv Itaipu 50Hz Margem Direita, que estará em andamento no período de 02 a 15/08/2012. Durante esta intervenção o sistema da ANDE irá operar separado do Elo CC, permanecendo 2 unidades geradoras de Itaipu 50Hz conectadas ao sistema ANDE e as demais unidades disponíveis para o SIN via Elo CC. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados: Elo CC = MW FNS = MW FSM = MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga. a) Área Rio de Janeiro/Espírito Santo LT 345 kv Ouro Preto Vitória das 07h00min às 17h00min no dia 11/08 (sábado) e das 07h00min às 17h00min do dia 12/08 (domingo). Esta intervenção esta programada para substituição de cabos para-raios por cabos OPGW, substituição essa necessária para entrada em operação do consumidor Samarco e da SE Padre Fialho. Durante esta intervenção a SE Vitória 345 kv ficará atendida pelas LT 345 kv Campos Vitória e LT 345 kv Viana Vitória. Nessa configuração, a contingência dupla destas linhas interrompe o atendimento ao estado do Espírito Santo via SE Vitória 345 kv e, consequentemente, provoca atuação do ECC-RJ/ES cortando carga na área de concessão do Agente Escelsa e afundamento generalizado de tensão no Estado, o que poderá levar a uma perda de cerca de 1300 MW de carga no Estado do Espírito Santo na condição de carga mais severa. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 21 / 38

22 LT 345 kv Campos Vitória C1 das 00h00min às 06h30min no dia 11/08 (sábado). Esta intervenção esta programada para Inspeção, limpeza e aplicação de RTV em equipamentos e isoladores da linha e vãos de 345 kv. Durante esta intervenção a contingência simples da LT 345 kv Campos Viana ou da LT 345 kv Viana Vitória resulta na atuação do ECE de perda dupla com redução de carga na Escelsa num montante aproximado de 300 MW. LT 345 kv Campos Macaé Merchant C1 das 00h00min às 06h30min no dia 14/08 (quarta feira). Esta intervenção esta programada para Inspeção, limpeza e aplicação de RTV em equipamentos e isoladores da linha e vãos de 345 kv. Durante esta intervenção a perda dupla da LT 345 kv Campos Macaé Merchant, circuitos C1 e C2 remanescentes, provocará a atuação do ECE de perda dupla entre Macaé e Campos, cortando carga na Ampla e Escelsa em um total de 300 MW. LT 345 kv Campos Viana das 00h00min às 06h30min no dia 15/08 (quinta feira). Esta intervenção esta programada para Inspeção, limpeza e aplicação de RTV em equipamentos e isoladores da linha que estão apresentando descargas parciais. Durante esta intervenção a perda da LT 345 kv Campos - Vitória resulta na atuação do ECE de perda dupla cortando carga na Escelsa num montante aproximado de 300 MW. b) Área Norte Nordeste No período de 11/08/201 à 17/08/2012, não estão previstas intervenções de porte na Área Norte Nordeste do País. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 22 / 38

23 c) Área São Paulo LT 345 kv Baixada Santista Sul e LT 345 kv Embu Guaçu Baixada Santista (Em execução) das 06h00min do dia 24/06/2012 (domingo) às 06h00min do dia 26/08/2012 (domingo). Esta intervenção esta programada para possibilitar a implantação de circuitos duplos entre as subestações Embu Guaçu e Sul e entre as subestações Sul e Baixada Santista. Durante a realização destas intervenções a SE Sul permanecerá atendida radialmente pela SE Embu Guaçu através de dois circuitos, sendo um deles composto pela interligação do trecho da LT 345 kv Baixada Santista - Sul entre a torre 12 e a SE Sul com o trecho da LT 345 kv Embu Guaçu Sul entre a torre 12 e a SE Embu Guaçu. Contingências que ocasionem o desligamento dos dois circuitos, que correm nas mesmas estruturas, ocasionarão a interrupção das cargas supridas por aquela subestação, em um montante de até 950 MW. Barra 3 de 88 kv da SE Oeste das 03h30min às 16h00min do dia 12/08 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para duplicação dos cabos da chave seccionadora e para sanar vazamento de gás SF6 do disjuntor do bay da Barra 3 de 88 kv. Durante esta intervenção caso ocorra uma falta na Barra 4 de 88 kv da SE Oeste ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 88 kv da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, da ordem de 500 MW. Barra 4 88 kv da SE Norte das 07h00min às 16h00min do dia 12/08 (domingo). Esta intervenção esta programada para possibilitar a realização de serviços de manutenção preventiva nas chaves seccionadoras e da Barra 4 de 88 kv da SE Norte. Durante a realização desta intervenção caso ocorram faltas que ocasionem o desligamento da Barra 3 de 88 kv da SE Norte haverá a interrupção das cargas supridas por aquela subestação, da ordem de 700 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 23 / 38

24 Barra 3A e Barra 4A de 88 kv da SE Milton Fornasaro das 00h00min às 06h00min do dia 14/08 (terça feira) Barra 3A e das 00h00min às 06h00min do dia 15/08 (quarta feira) Barra 4A. Esta intervenção esta programada para a realização de serviços com a abertura intercalada de todos os painéis de comando e proteção e caixas de equipamentos do setor de 88 kv para inspeção visual e conferência da documentação existente da instalação. Durante a realização desta intervenção em caso da ocorrência do desligamento intempestivo da Barra 4A (terça feira) e da Barra 3A (quarta feira), haverá a interrupção de suprimento das cargas atendidas pela SE Milton Fornasaro, da ordem de 550 MW. Barra 3A de 88 kv da SE Milton Fornasaro das 00h00min às 06h00min do dia 16/08 (quinta feira) até o dia 19/08 (domingo).das 00h50min às 05h40min do dia 10/08 (sexta feira). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços, em cada bay, de medição de umidade e teor de pureza do gás isolante SF6 dos equipamentos do setor de 88 kv. Durante a realização desta intervenção, em caso da ocorrência do desligamento intempestivo da Barra 4A, haverá a interrupção de parte do suprimento das cargas atendidas pela SE Milton Fornasaro, da ordem de 550 MW d) Área Goiás/Brasília LT 345 kv Samambaia Brasília Sul C1 das 07h00min às 17h00min do dia 12/08 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção corretiva na chave seccionadora 8135, no disjuntor 8138 e no TC da fase B do bay de saída do Circuito 1 da LT 345 kv Samambaia Brasília Sul, na SE Samambaia. Durante esta intervenção a perda do Circuito 2 da LT 345 kv Samambaia Brasília Sul acarretará a um corte de cerca de 30% das cargas da cidade de Brasília. Proteção Diferencial de Barra de 345 kv da SE Brasília Sul das 00h00min às 07h00min do dia 11/08 (sábado). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de instalação de relés auxiliares de bloqueio da proteção diferencial de barras e de bloqueio dos disjuntores de 345 kv, de forma a viabilizar a entrada em operação do novo transformador TR05. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 24 / 38

25 Durante esta intervenção a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento da SE Brasília Sul, conduz ao corte de 80% das cargas da cidade de Brasília. Seções de Barra 8A e 8B de 345 kv da SE Brasília Sul Barra 8A das 00h00min às 07h00min do dia 15/08 (quarta-feira) e Barra 8B das 00h00min às 07h00min do dia 16/08 (quinta-feira). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de prolongamento das referidas barras para atender a instalação dos novos vãos dos transformadores TR05 e TR09. Durante esta intervenção a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento da SE Brasília Sul, conduz ao corte de 80% das cargas da cidade de Brasília. TR02 345/230 kv 225 MVA da SE Bandeirantes 06h00min às 24h00min do dia 11/08 (sábado) e das 00h00min às 17h00min do dia 12/08 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de substituição da chave seccionadoras 729 da SE Bandeirantes 230 kv. Durante esta intervenção a perda de qualquer um dos transformadores remanescente, haverá corte da ordem de 50% das cargas do Estado de Goiás, nos períodos de carga média e pesada de sábado. e) Área Mato Grosso e Acre Rondônia No período de 11/08/2012 à 17/08/2012, não estão previstas intervenções de porte na Área Mato Grosso e Acre Rondônia do País. f) Área Sul No período de 11/08/2012 à 17/08/2012, não estão previstas intervenções de porte na Área Sul do País. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 25 / 38

26 1.4.3 Previsão de Carga Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de agosto, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas e a revisão das previsões da 3ª a 5ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela Para a semana, a previsão de carga de energia é de MW médios no subsistema SE/CO e MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 0,9% para o subsistema SE/CO e 1,2% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de agosto (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em julho sinalizam acréscimos de 3,1% para o subsistema SE/CO e 0,8% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimo de 0,4% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,7% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de agosto (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o Nordeste e MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em julho sinalizam acréscimos de 1,6% para os dois subsistemas. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 26 / 38

27 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 27 / 38

28 1.4.5 Carga de Demanda A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 04 a 10/08 e as previsões para a semana de 11 a 17/08/2012. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 16/08, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 16/08. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, 11/08, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 15/08. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 28 / 38

29 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Energéticas. Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Anexo III de Agosto. Anexo IV Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês Limites de Transmissão ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kv Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kv da Região Sudeste IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kv Goiás/Brasília IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kv Mato Grosso IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste IO-ON.N.ACRO Operação Normal da Área 230 kv Acre Rondônia IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 29 / 38

30 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica (1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 30 / 38

31 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 31 / 38

32 Jorge Lacerda: O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos barramentos de 69 kv e 230 kv da área Sul de Santa Catarina, quando da perda / indisponibilidade da LT 230 kv Lageado Grande Forquilhinha. Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) J. Lacerda C (UG. 7) - - Total Adicionalmente, considerando a geração e a configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 2 x 33 J. Lacerda B (UG. 5 e 6) J. Lacerda C (UG. 7) Total No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no Complexo Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 62 2 x 62 2 x 62 J. Lacerda B (UG. 5 e 6) J. Lacerda C (UG. 7) Total ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 32 / 38