PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 Cidade Nova Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2013/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 25/01/2014 A 31/01/2014 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 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 17 4 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 26 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 30 Lista de figuras e tabelas 42 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 3 / 42

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 4 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Janeiro/2014, para a semana operativa de 25/01/2014 a 31/01/2014, 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 físicooperativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, L.C. Prestes, Atlântico, Gov. Leonel Brizola, Cocal (indisponível, conforme declaração do Agente), PIE-RP (indisponível, conforme legislação vigente), Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, E. Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente) e Piratininga (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota, P. Médici A (indisponível, conforme declaração do Agente), P. Médici B, J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jeronimo (indisponível, conforme declaração do Agente), Figueira e Araucária. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, P. Pecém I, Fortaleza, P. Pecém II, C. Furtado (indisponível, conforme declaração do Agente), Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira e Pernambuco 3. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, Maranhão V, Maranhão IV, P. Itaqui, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3 e Mauá B4. Além disso, está previsto para a semana de 25/01/2014 a 31/01/2014, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Linhares por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 29/03/2014 a 04/04/2014, benefício marginal de R$ 454,54/MWh, R$ 454,54/MWh e R$ 454,36/MWh, para os patamares de carga pesada, média e leve, respectivamente. Assim sendo, foi comandado, por ordem de ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 4 / 42

5 mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares em suas disponibilidades máximas para a semana operativa de 29/03/2014 a 04/04/ 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 Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013, está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo NEWAVE. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Janeiro/14. Foi estabelecido no oficio 333/2012 SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a partir do PMO de Dezembro de 2012: A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os limites entre submercados no calculo do PLD; Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP; Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 5 / 42

6 O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Janeiro/13 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que: Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS deverá considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de 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). A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/11/2013, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0172/400/2013, emitida em 13/12/2013. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 6 / 42

7 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN A configuração dos Sistemas de Transmissão Associado às Usinas de Santo Antônio e Jirau e de Suprimento aos Estados do Acre e Rondônia, disponível para a operação, é mostrada a seguir: Destacam-se os seguintes pontos com relação aos testes do Sistema de Transmissão de Escoamento de Energia das UHEs Santo Antônio e Jirau: - Em 14/10 iniciaram-se os testes de equipamentos (banco de capacitores, transformadores conversores e open line test) na SE Coletora Porto Velho e SE Araraquara, relativos ao Bipolo do Elo de Corrente Contínua do aproveitamento da energia das Usinas associadas ao Rio Madeira. Cabe observar que em 27/11/2013 foi concluído o comissionamento das Estações Conversoras da SE Coletora Porto Velho e da SE Araraquara tendo as mesmas sido disponibilizadas para a operação. Com a disponibilização destas instalações, associadas aos circuitos 1 e 2 da LT 600 kv de CC do Bipolo 1 do Madeira, em 29/11/2013 foi iniciado o escoamento, para a região Sudeste, da energia produzida nas usinas do Complexo Madeira (UHE Santo Antônio e UHE Jirau). Em julho/2013 foi disponibilizado para a operação o Sistema de Transmissão Associado à Interligação Tucuruí Macapá Manaus envolvendo os equipamentos de 500 kv dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos três transformadores 500/230 kv 3x600 MVA da SE Lechuga, o que permitiu a integração do sistema de Manaus ao Sistema Interligado Nacional SIN. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 7 / 42

8 O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação Tucuruí - Macapá Manaus: Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kv Lechuga Manaus e Balbina Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kv Tucuruí Xingu, estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de 100 MW na Interligação Tucuruí Macapá Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230 kv que chegam a Manaus. Destaca-se aqui a energização do novo transformador AT /138 kv 150 MVA na SE Manaus, associado ao Sistema de 138 kv de Cachoeira Grande, permitindo remanejamento de cargas da rede de 69 kv para este ponto de suprimento, aliviando desta forma, o carregamento dos transformadores 230/69 kv 3 x 150 MVA. A figura a seguir indica as condições operativas supracitadas: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 8 / 42

9 5 x 50 MW 4 x 17 MW 100 MW 300 MW Atendimento às regiões da grande Goiânia, Oeste do estado de Goiás e Anápolis Para comportar o crescimento do mercado das referidas regiões, foi planejada a integração de um novo ponto de suprimento pela Rede Básica, que consiste na nova SE Trindade 500/230 kv - 3x400 MVA, conectada à SE Rio Verde Norte em 500 kv, através de um circuito duplo e com derivação para o sistema de 230 kv da CELG, através da LT 230 kv Trindade - Xavantes, circuito duplo e da LT 230 kv Trindade - Carajás. O diagrama abaixo ilustra a solução estrutural para a região. Com a entrada das obras associadas a SE Trindade 500/230 kv, concluídas em 07/12/2013, observa-se substancialmente redução no carregamento da transformação kV de Bandeirantes e da LT 230kV Anhanguera Goiânia Leste, que têm apresentado em períodos de carga média carregamentos elevados e até sobrecargas e com isto implicando em despacho de geração térmica na região. Estas obras inicialmente estavam previstas para entrada em operação até o dia 12 de julho de No entanto, em vista de embargos ambientais do trecho em 500 kv, não foi possível cumprir este prazo. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 9 / 42

10 Cabe ressaltar que os seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás Transmissão S.A estão em operação, que contemplam os empreendimentos deste Consórcio previstos para a região: LT 500 kv Rio Verde Norte Trindade C1 e C2; LT 230 kv Trindade Xavantes C1 e C2; LT 230 kv Trindade Carajás C1; SE Trindade 3 Transformadores 500/230 kv 3x400MVA. A entrada em operação desses equipamentos melhoram as condições de carregamento e tensão no sistema de atendimento a Goiânia e vizinhança e contribuindo ainda para evitar despacho de geração térmica por razões de segurança elétrica na região. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 10 / 42

11 Atendimento ao Estado do Amapá Integrado ao SIN Em 21 de janeiro de 2014 foram disponibilizados para a operação os seguintes equipamentos de propriedade da Linhas Macapá Transmissora de Energia S.A: - LT 230 kv Jurupari Laranjal, Circuitos 1 e 2; - LT 230 kv Laranjal Macapá, Circuitos 1 e 2; - SE Laranjal 2 Transformadores de 230/69 kv 2x 100 MVA; - SE Macapá 3 Transformadores de 230/69 kv 3x 100 MVA. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema Amapá, onde as linhas de transmissão cheias, em 69 kv, representam o sistema atualmente em operação e as linhas de transmissão tracejadas, em 69 kv, representam o conjunto mínimo de obras a serem executadas pala CEA para viabilizar a integração ao SIN desse Sistema. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 11 / 42

12 3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto nas situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV. Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), objetivando assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na tabela a seguir: Carga da Região Nordeste (MW) Carga < Limites de RNE (MW) 3000 MW < Carga < MW Carga > MW 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, devese 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 12 / 42

13 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Compensador Síncrono 2 da SE Presidente Dutra (até 20/02/2014) Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/01/2014) Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014) TR-2 500/345 kv Samambaia (30/05/2014) TR-1 500/230 kv Imperatriz (28/02/2014) 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 4 do PMO de Janeiro/14, para a semana de 25/01/2014 a 31/01/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/01 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 41,3 59,6 42,8 60,0 67,3 Limite Inferior 40,4 57,4 41,9 57,5 64,3 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 13 / 42

14 Os resultados da Revisão 4 do PMO de Janeiro/14 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 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 483,36 483,36 483,36 483,36 Média 483,36 483,36 483,36 483,36 Leve 476,85 476,85 476,85 476,85 Média Semanal 481,00 481,00 481,00 481,00 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 14 / 42

15 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se sem variações significativas em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de atuação de uma massa de ar quente e seco que inibe a ocorrência de precipitação nas bacias. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 53% da MLT, sendo armazenável 52% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentamse em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de uma frente fria no início da semana ocasiona apenas chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 110% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 106% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado da semana corrente. A previsão é de ausência de chuva na bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 39% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A previsão é de chuva fraca em pontos isolados da bacia do rio Tocantins no início da semana. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 103% MLT, sendo totalmente armazenável. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % 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 JANEIRO 15 / 42

16 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 Janeiro é de uma média de 54% da MLT, sendo armazenável 53% 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 51% da MLT, sendo armazenável 50% 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 Janeiro é de 145% da MLT, sendo armazenável 139% 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 135% da MLT, sendo armazenável 130% 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 JANEIRO 16 / 42

17 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 Janeiro é de 77%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 75% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de janeiro apresente uma média de 101% da MLT, sendo armazenável 100% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 98% da MLT%, sendo armazenável 97% da MLT. 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 JANEIRO 17 / 42

18 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 3-10: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 25/01 a 31/01 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 JANEIRO 18 / 42

19 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 1589, de 30 de dezembro de 2013, prorroga até o dia 31 de janeiro de 2014, a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de m³/s para m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência mínima de m³/s para m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o intercâmbio de energia e a geração térmica local responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE. A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada para uma defluência de cerca de 500 m³/s, visando o atendimento da restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina. A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para as regiões NE e SE/CO, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, NE e SE/CO. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Na região Sul, as disponibilidades energéticas de suas usinas será explorada ao máximo, prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes. 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M.Moraes, Água Vermelha e Marimbondo, deverá ser explorada prioritariamente. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão e Itumbiara deverá ser explorada prioritariamente. A geração das UHEs Nova Ponte, Emborcação deverá ser utilizada para fechamento do balanço energético. Bacia do Rio Tietê: A operação da UHE Barra Bonita será dimensionada visando a manutenção da cota mínima 449,50m em seu reservatório, com o objetivo de garantir a navegabilidade em trecho assoreado do rio a montante da usina. A geração das demais usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, visando à manutenção da navegabilidade da hidrovia ao longo do ano, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 19 / 42

20 Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser maximizada para o atendimento das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera deverá ser dimensionada para o atendimento das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu e a manutenção das condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverá ser explorada prioritariamante 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 deverá ser dimensionada para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil, visando a controlabilidade do deplecionamento de seu reservatório e o atendimento de suas restrições operativas. A geração da UHE Funil será dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Bacia do Rio Tocantins: Em função do cenário favorável de afluências a geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para as regiões NE e SE/CO, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, NE e SE/CO. A geração das UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, deverá ser dimensionada em função do comportamento da afluências na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração, respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de 1100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó. Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Jacuí, Iguaçu, Capivari e Uruguai, deverão ser utilizadas prioritariamente para o fechamento do balanço energético do SIN. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 20 / 42

21 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento; 2. UHE Tucuruí; 3. UHE Capivara; 4. Usinas da região Sul; 5. Demais usinas da bacia do rio Paranapanema; 6. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 7. UHE Água Vermelha; 8. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 9. UHE Marimbondo; 10. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 11. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 12. UHEs Porto Primavera / Jupiá / Ilha Solteira / Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 13. UHE Itumbiara; 14. UHE Emborcação; 15. UHE Nova Ponte; 16. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE Passo Fundo; 2. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante; 3. UHE Ney Braga; 4. UHE S.Santiago, S.Osório e S.Caxias; 5. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHE GPS; 7. UHE GBM; 8. UHEs Machadinho, respeitando-se as restrições operativas da usina para redução de geração no período de carga leve; 9. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas da usina; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 21 / 42

22 10. UHE Barra Grande; 11. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina; 12. Explorar disponibilidade da Região SE. 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. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 2. Geração das usinas Términas não despachadas por ordem de mérito; 3. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina. 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 Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina; 2. UHE Sobradinho; 3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. Reduzir a geração das usinas Términas não despachadas por ordem de mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 22 / 42

23 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 23 / 42

24 As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 4-1: Interligações entre regiões Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIV Somatório do fluxo das LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 24 / 42

25 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT 765 kv Foz do Iguaçu Ivaiporã C1 das 00h00min às 18h00min do dia 26/01 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção preventiva em chaves seccionadoras associadas à LT 765 kv Foz do Iguaçu Ivaiporã C1 na SE Foz de Iguaçu. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos da LT 765 kv Foz do Iguaçu Ivaiporã em operação, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: GIPU 60 Hz < MW RSUL FNS FSM < MW < MW < MW LT 500 kv Oriximiná Silves C1 e C2 das 09h00min às 19h00min do dia 25/01 (terça feira) até o dia 31/01 (sexta feira) # Sem Desligamento. Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de corte seletivo, poda de árvores e roço na faixa de servidão e área de torres ao longo dos dois circuitos da LT 500 kv Oriximiná Silves. Para garantir a segurança do sistema, sem atuação do ERAC em Manaus em caso de perda do circuito em operação da LT 500 kv Oriximiná - Silves, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: F (Mn) < 50 MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 25 / 42

26 SE Samambaia Disjuntor 9228S de 500 kv das 09h00min às 17h30min do dia 25/01 (sábado). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção preventiva no disjuntor 9228S de 500 kv da SE Samambaia. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda simples na interligação N/SE, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: MW< FSM < MW Com 3 UGs na UHE S. Mesa OU MW< FSM < MW Com 2 UGs na UHE S. Mesa LT 500 kv Sobral III Pecém II das 07h30min do dia 26/01 (domingo) às 07h30min do dia 27/01 (segunda feira). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para substituição de bucha do reator de 148 MVAr/500 kv da LT 500 kv Sobral III Pecém II na SE Sobral II. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla de circuitos de 500 kv da Interligação N-NE, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo SE Milton Fornasaro Barra 4 de 88 kv das 06h30min às 11h30min do dia 26/01 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para substituição do relé de gás do Transformador de Aterramento TR-AT2 88/13,8 kv associado à Barra 4 da SE Milton Fornasaro 88 kv. Durante a realização desta intervenção, em caso da ocorrência do desligamento intempestivo da Barra 3, haverá a interrupção de suprimento das cargas atendidas pela SE Milton Fornasaro, em um montante de até 500 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 26 / 42

27 SE Nordeste Bloqueio da Proteção Diferencial de Barra de 345 kv das 15h30min às 16h30min do dia 26/01 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para a troca de TCs de 345 kv da SE Nordeste. Durante a realização desta intervenção, em caso de perda de Barra de 345 kv, em operação, haverá a interrupção das cargas que estiverem supridas pela SE Nordeste, em um montante de até 350 MW. b) Área Norte/Nordeste SE Delmiro Gouveia Transformadores T2 e T3 de 230/69 kv 100 MVA e Barras 1, 2 e 3 de 69 kv das 05h35min às 08h25min do dia 26/01 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de substituição da chave seccionadora 32-BP2 de 69 kv da SE Delmiro Gouveia. Durante a realização desta intervenção, os transformadores e linhas de transmissão em 69 kv derivadas da SE Delmiro Gouveia estarão sendo atendidas por barra auxiliar, e contingências de barra ou em equipamento com falha de disjuntor implicará na perda de 31% da carga na cidade de Fortaleza. LT 230 kv Itabaianinha Catu das 07h00min às 18h00min dos dias 25/01 (sábado) e 26/01 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização para troca de cabos para raios entre as Subestações de Itabaianinha e Catu. Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência no barramento 500kV da SE Jardim ou na contingência no ATR 05T7 com falha do disjuntor 15T7, na mesma subestação, poderá haver o desligamento de 30 % das cargas da cidade de Aracaju. c) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Goiás/Brasília, Acre/Rondônia e Mato Grosso No período de 25/01/2014 à 31/01/2014, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 27 / 42

28 5 Previsão de Carga 5.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de janeiro, onde são visualizados os valores verificados das quatro primeiras semanas e a revisão da 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 acréscimo de 0,3% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 0,2% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 5ª semana de janeiro (revisão 4), 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 dezembro sinalizam acréscimos de 8,4% para o subsistema SE/CO e 9,2% 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 nulo para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 5ª semana de janeiro (revisão 4), 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 dezembro sinalizam acréscimo de 2,2% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,2% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed Semanal Mensal Subsistema 18/jan a 24/jan 25/jan a 31/jan DEZ/13 JAN/14 Previsto Verificado Desvio (%) Previsto Cresc. (%) Verificado Revisão 4 Cresc. (%) S , , ,2 SE/CO , , ,4 N , , ,2 NE , , ,2 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 28 / 42

29 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed SUBSISTEMA SUDESTE / CENTRO-OESTE ,7% ,7% 0,5% -0,4% 0,0% ,3% JANEIRO 1ª sem 2ª sem 3ª sem 4ª sem 5ª sem JAN Revisto SUBSISTEMA SUL ,9% ,2% 0,0% ,5% -0,9% -1,4% JANEIRO 1ª sem 2ª sem 3ª sem 4ª sem 5ª sem JAN Revisto SUBSISTEMA NORDESTE ,0% 2,3% 0,0% -2,0% -0,3% ,9% JANEIRO 1ª sem 2ª sem 3ª sem 4ª sem 5ª sem JAN Revisto ,0% ,8% SUBSISTEMA NORTE ,4% 4,2% -3,2% ,1% JANEIRO 1ª sem 2ª sem 3ª sem 4ª sem 5ª sem JAN Revisto Previsão mensal do PMO realizado em 26/12/2013 e desvio em relação ao Planejamento Anual. Valor mensal revisto e desvio em relação à previsão mensal do PMO. Valores semanais revistos em 09/01/2014. Verificado e desvio em relação à previsão semanal. Previsão para o Plano Anual. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 29 / 42

30 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 18 a 24/01/2014 e as previsões para a semana de 25 a 31/01/2014. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 30/01, 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 30/01. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 22h00min e 23h00min também de quinta-feira, dia 30/01, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 25/01, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na quinta-feira, dia 30/01. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 22h00min e 23h00min, 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 Semanal Subsistema 18/jan a 24/jan 25/jan a 31/jan Previsto Verificado Desvio (%) Previsto Cresc. (%) S , ,0 SE/CO , ,3 N , ,1 NE , ,7 S/SE/CO , ,3 N/NE , ,7 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 30 / 42

31 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de Janeiro. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 31 / 42

32 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 JANEIRO 32 / 42

33 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela 5-2: Despachos de Geração Térmica (1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (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 JANEIRO 33 / 42

34 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 34 / 42

35 Jorge Lacerda: O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Carga Pesada: LT 230 kv Lajeado Grande Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina). Carga Média: LT 525 kv Campos Novos Nova Santa Rita (evitar que ocorra a atuação da lógica 2 do SEP do RS ou subtensão na região metropolitana de Porto Alegre). 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 J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 2 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 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) J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 2 x 80 2 x 80 2 x 80 J. Lacerda C (UG. 7) 1 x x x 180 Total No caso de aumento de temperatura e caso a carga da região Sul seja maior ou igual a MW, poderá ser necessário despacho adicional no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme indicada na tabela a seguir: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - 2 x 35 - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 60 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 2 x J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x Total ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 35 / 42

36 P. Médici (A e B) e Candiota III: O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue: Patamar de carga pesada de dia útil: maior unidade geradora sincronizada ou LT 230 kv Guaíba 2 Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul). Patamar de carga média e pesada de sábado: LT 230 kv Presidente Médici - Pelotas 3 ou Presidente Médici - Quinta ou Quinta Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul). Patamar de carga leve de domingo: LT 230 kv Guaíba 2 Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul). Despacho Mínimo Necessário (MW) Usina Térmica Pesada de Pesada Sábado Leve (1) e Média P. Médici A (UG. 1 e 2) - 2 x 25 - P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 - Candiota III (UG. 5) 1 x175 1 x Total Notas: 1. Durante esse mês, na carga leve de domingo será necessária, pelo menos, a operação com a configuração 1B = 90 MW ou 1C = 175 MW. Destaca-se, contudo, que até 28/02/2014, estarão disponíveis à operação apenas a unidade 3 da UTE P. Médici e a UTE Candiota III, não sendo possível atender aos requisitos elétricos da rede na condição (N-1), no patamar de carga pesada de sábado e no patamar de carga média. Neste caso, recomenda-se que a unidade 3 da UTE P. Médici e a UTE Candiota III operem com geração máxima (1B + 1C = 450 MW) para evitar/minimizar o corte de carga por subtensão na perda/indisponibilidade de equipamentos e para minimizar dificuldades na execução do controle de tensão no 230 kv das SE Quinta e Pelotas 3. Portanto, o despacho térmico mínimo recomendado nas UTE P. Médici e Candiota III é: Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve P. Médici A (UG. 1 e 2) P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x x Candiota III (UG. 5) 1 x x Total ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JANEIRO 36 / 42