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 Júlio do Carmo, 251 Cidade Nova Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2014/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 09/08/2014 A 15/08/2014 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 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Níveis de Armazenamento Operativos Política Indicados no PMO/Revisão 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 20 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 30 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 34 Lista de figuras e tabelas ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 3 / 44

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Agosto/2014, para a semana operativa de 09/08/2014 a 15/08/2014, 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 (indisponível, conforme declaração do Agente) e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov. Leonel Brizola L1, Cocal, PIE- RP (indisponível, conforme legislação vigente), W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L1, A. Chaves, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), Norte Fluminense 4, B. L. Sobrinho L13, G. L. Brizola L13, L. C. Prestes L13, E. Rocha L13, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível, conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação vigente), Termonorte 2, Viana e Igarapé. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota 3, P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo (indisponível, conforme legislação vigente), 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 e II, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida, C. Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I e Global II. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Geramar I e II, Mauá B5B, Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6, Mauá B7, São José 1 e São José 2. Além disso, está previsto para a semana de 09/08/2014 a 15/08/2014, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 4 / 44

5 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 11/10/2014 a 17/10/2014, benefício marginal de R$ 682,80/MWh, para os patamares de carga pesada e média, e R$682,76 para o patamar de carga leve. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo, em suas disponibilidades máximas, para a semana operativa de 11/10/2014 a 17/10/2014.Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica. 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 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 Agosto/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 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 5 / 44

6 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. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Agosto/14 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 30/06/2014, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0080/400/2014, emitida em 15/07/2014. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 6 / 44

7 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Está liberada a operação do Bipolo 1 do Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira com até MW com 1 Bloco do BtB ou com o transformador provisório de 500/230 kv 400 MVA na SE Coletora Porto Velho. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: 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 AGOSTO 7 / 44

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 entrada em operação dos dois circuitos da LT 230 kv Lechuga Jorge Texeira e dos circuitos da LT 230 kv Jorge Texeira Mauá, associados ao Sistema de 138 kv de Cachoeira Grande, permitindo remanejamento de cargas da rede de 69 kv da SE Manaus. A figura a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 8 / 44

9 5 x 50 MW 4 x 17 MW 100 MW 300 MW 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 AGOSTO 9 / 44

10 Cabe ressaltar ainda que está previsto para o dia 08 de agosto de 2014 o início dos testes para integração ao SIN da Unidade Geradora G1 de 123,33 MW da UHE Santo Antônio do Jari. O diagrama unifilar a seguir mostra o ponto de conexão da UHE Santo Antônio do Jari no Sistema da Área do Amapá: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 10 / 44

11 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. 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 11 / 44

12 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. Condições Hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional SIN Considerando as atuais condições hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional SIN e visando viabilizar a máxima utilização do potencial hidráulico da Região Norte e térmico da Região Nordeste, está sendo implementada a abertura da LT 500 kv Serra da Mesa II Rio das Éguas Bom Jesus da Lapa. Essa ação permitirá que as transferências de energia para a região Nordeste, provenientes da Interligação Norte-Sul, através da Interligação Sudeste-Nordeste, possam ser compensadas pela geração térmica local na Região Nordeste e a absorção integral, pelas regiões Sudeste e Centro Oeste, da energia proveniente da Região Norte. Assim, recursos energéticos adicionais serão disponibilizados para a recuperação dos armazenamentos dos reservatórios das regiões Sudeste e Centro Oeste. A figura a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 12 / 44

13 Ações para eliminar fatores limitantes à transferência de energia entre os Sistemas Sul e Sudeste Considerando o cenário hidroenergético atual de reduzidos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas da região Sudeste, e visando um maior aproveitamento dos excedentes energéticos do Sul e da geração da UHE Itaipu para atendimento às cargas do Sudeste foram tomadas as seguintes ações: que possibilitam efetivar um aumento do RSE: a) Análises conduzidas com Furnas resultaram na flexibilização do limite de carregamento do ATR-5 765/345 kv MVA da SE Tijuco Preto para 10% de sobrecarga por um período de 15 minutos, tempo suficiente para a adoção de medidas operativas de controle de carregamento na condição de pós contingência; b) Realização de estudos para aumento dos valores praticados de Recebimento pela região Sudeste (RSE) recomendou a implementação do by-pass do RLCC Reator Limitador de Curto Circuito da SE Tijuco Preto e o desligamento dos circuitos 3 e 4 da LT 345 kv Tijuco Preto Itapeti. A implantação destas ações possibilita ganhos de aproximadamente MW a MW nos valores de RSE. A configuração do sistema na área de interesse é mostrada a seguir: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 13 / 44

14 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. 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 1 da SE Imperatriz (até 30/10/2014) Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014) TR-2 500/345 kv Samambaia (30/09/2014) TR-1 500/230 kv Imperatriz (30/08/2014) Compensador Síncrono 4 da SE Ibiúna (31/08/2014) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 14 / 44

15 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/14, para a semana de 09/08/2014 a 15/08/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 15/08 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 32,6 83,6 29,1 79,1 84,4 Limite Inferior 32,3 81,5 29,0 79,0 84,4 Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/08 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 30,3 76,8 26,7 72,8 77,1 Limite Inferior 29,1 68,7 26,4 72,0 77, Níveis de Armazenamento Operativos O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco. Para tal, vem explorando, prioritariamente, os recursos energéticos existentes nas regiões Norte e Sul, além daqueles disponíveis na UHE Itaipu. Estes recursos energéticos vêm sendo complementados pelo despacho pleno do parque gerador térmico existente no SIN. Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais. Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo. Assim sendo, a partir desse relatório, iremos apresentar também os armazenamentos esperados para as regiões SE/CO e NE, obtidos com a aplicação dos ajustes nas ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 15 / 44

16 políticas de operação, os quais caracterizaremos como níveis de armazenamento operativos. Outrossim, ressaltamos que os níveis de armazenamento operativos, constituem-se em informações adicionais àquelas já existentes no processo formal de elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões. Desta forma, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados, para o fim do mês de agosto, para as regiões SE/CO e NE: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 16 / 44

17 3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão Os resultados da Revisão 2 do PMO de Agosto/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) FICT. NORTE R$ 669,74/MWh R$ 669,74/MWh N NE SE/CO R$ 669,74/MWh Hz ITAIP 60 Hz Caso 1: AGO14_RV2_N-2_V Caso 2 SEMANA 3 FICT. SUL MÉDIA DO ESTÁGIO 1800 S R$ 669,74/MWh Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 676,49 676,49 676,49 676,49 Média 674,18 674,18 674,18 674,18 Leve 661,27 661,27 661,27 661,27 Média Semanal 669,74 669,74 669,74 669,74 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 17 / 44

18 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de permanência da massa de ar seco e ausência de precipitação. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 84% da MLT, sendo armazenável 83% 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 duas frentes frias, sendo uma no início e outra no final da semana, ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 75% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 68% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve ascensão em relação ao observado da 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 59% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. 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 81% MLT, sendo armazenável 80% 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 18 / 44

19 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 87% da MLT, sendo armazenável 86% 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 80% da MLT, sendo armazenável 79% 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 81% da MLT, sendo armazenável 73% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 45% da MLT, sendo armazenável 41% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 19 / 44

20 3.6.3 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de Agosto é de 58%, sendo armazenável 58% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 55% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 55% da MLT Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Agosto apresente uma média de 79% da MLT, sendo armazenável 78% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 76% da MLT%, sendo armazenável 75% 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 AGOSTO 20 / 44

21 Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 09 a 15/08 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 21 / 44

22 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 1046, de 28 de julho de 2014, prorroga até o dia 31 de agosto 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. Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis, a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 190 m³/s, para atendimento da captação de água do Projeto Jaíba. Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua defluência, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante. A geração da UHE Tucuruí será dimensionada nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN, sendo minimizada nos períodos de carga leve, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. Na região Sul, as disponibilidades energéticas de suas usinas serão exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, face as elevadas afluências e níveis de armazenamento de seus reservatórios, visando minimizar/evitar a ocorrência de vertimentos para o controle do nível de armazenamento das usinas das bacias dos rios Jacuí, Iguaçu e Uruguai, bem como reduzir a utilização dos estoques armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas prioritariamente nos os períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 22 / 44

23 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração da UHE Jaguara será minimizada, visando preservar/replecionar o armazenamento da UHE Furnas. Neste sentido, a defluência das UHEs Furnas, M. Moraes e L. C. Barreto será dimensionada para atendimento do requisito hidráulico da UHE Jaguara. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser utilizada para fechamento do balanço energético após esgotadas as disponibilidades energéticas das demais usinas das regiões Sul e SE/CO. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Serra do Facão, Itumbiara, São Simão, Emborcação e Nova Ponte, deverá ser explorada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Nos períodos de carga leve a geração da UHE Capivara deverá ser nula, com atendimento de sua defluência mínima através do vertedouro. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera deverá ser minimizada, respeitando-se as restrições operativas existentes. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da região Sul, 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 e da controlabilidade do nível de armazenamento de seu reservatório, sendo sua geração dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Cabe destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, bombeamento da LIGHT reduzido de 160 m³/s para 110 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 55 m³/s, face as condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será minimizada nos períodos de carga leve, sendo dimensionada nos períodos de carga média e pesada, de modo a manter o armazenamento máximo de seu reservatório, sem a ocorrência de vertimento para controle do seu nível de armazenamento. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra da Mesa será dimensionada para uma defluência de cerca de 600 m³/s através de suas unidades geradoras, visando a disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 23 / 44

24 Estreito, bem como o atendimento as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 220 m³/s), 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 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó. Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Jacuí, Iguaçu, Uruguai e Capivari, deverão ser utilizadas prioritariamente em todos os períodos de carga. 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. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas térmicas; 3. Usinas da região Sul; 4. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. UHE Chavantes; 6. UHE Serra do Facão; 7. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. UHE Itumbiara; 9. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 10. UHE Tucuruí; 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. UHE Jurumirim; 13. UHE Emborcação; 14. UHE Marimbondo; 15. UHE Água Vermelha; 16. 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. 17. UHE Nova Ponte; 18. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 19. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 24 / 44

25 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. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. UHE Passo Fundo; 3. UHE Salto Santiago; 4. Usinas da bacia do rio Jacuí; 5. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHEs Ney Braga, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. UHE Barra Grande; 8. UHE GPS; 9. UHE G.B.Munhoz. 10. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 11. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 12. Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante; 13. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina. 14. 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 potência 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. Geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito; 2. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 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: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 25 / 44

26 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 Térmicas não despachadas por ordem de mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste. 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 AGOSTO 26 / 44

27 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 AGOSTO 27 / 44

28 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 17h00min do dia 10/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de modernização do sistema de teleproteção do Circuito 1 da LT 765 kv Foz do Iguaçu Ivaiporã. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos da LT 765 kv Foz do Iguaçu Ivaiporã (N-3), em operação, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: GIPU 60 Hz < MW RSUL FNS FSM < MW < MW < MW LT 765 kv Ivaiporã Itaberá C3 das 05h45min às 11h45min do dia 10/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar pontos quentes em chaves seccionadoras associadas ao Circuito 3 da LT 765 kv Ivaiporã Itaberá na SE Ivaiporã. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos da LT 765 kv Itaberá Ivaiporã (N-3), em operação, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: GIPU 60 Hz < MW RSE FSE Elo CC < MW < MW < MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 28 / 44

29 LT 765 kv Ivaiporã Itaberá C2 das 11h45min às 17h00min do dia 10/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar pontos quentes em chaves seccionadoras e troca da fase B do reator de 528 MVAr/765 kv por unidade reserva, associados ao Circuito 2 da LT 765 kv Ivaiporã Itaberá na SE Ivaiporã. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos da LT 765 kv Itaberá Ivaiporã (N-3), em operação, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: GIPU 60 Hz < MW RSE FSE Elo CC < MW < MW < MW LT 500 kv Miracema Gurupi C3 das 08h00min às 17h00min do dia 09/08 (sábado). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para troca do relé de gás e da fase do reator MCRE7-07 de 136 MVAr/500 kv do circuito 3 da LT 500 kv Miracema Gurupi, na SE Miracema. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kv Miracema - Gurupi, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: [ F (GU MC) + F (SE NE) ] < MW RNE < MW LT 500 kv Serra da Mesa II Rio das Éguas e LT 500 kv Rio das Éguas Bom Jesus da Lapa das 06h00min às 11h00min e das 12h00min às 17h00min do dia 10/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a instalação de painel de plugs do reator 05E1 de 200 MVAr/500 kv associado a LT 500 kv Serra da Mesa II Rio das Éguas e do reator 05E2 de 200 MVAr/500 kv associado a LT 500 kv Rio das Éguas Bom Jesus da Lapa, na SE Rio da Éguas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 29 / 44

30 Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kv Miracema Gurupi, recomenda-se atender as 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 São José dos Campos Barras 1 e 2 de 230 kv das 00h00min do dia 09/08 (sábado) até às 06h30min do dia 22/08 (sexta feira) # Em Andamento. Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a troca da proteção eletromecânica por proteção digital da SE São José dos Campos 230 kv. Durante a realização desta intervenção, caso ocorra defeitos em barra de 230 kv, em operação, poderá ocorrer um corte das cargas supridas pela SE São José dos Campos, em um montante de até 300 MW. SE Oeste Barra 1 e 2 de 440 kv das 03h30min às 16h00min do dia 10/08 (domingo) e das 03h30min às 06h00min do dia 15/08 (sexta feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras associadas à Barra 1 e testes em disjuntores associados à Barra 2 de 440 kv da SE Oeste. Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de perda de Barra de 440 kv da SE Oeste, em operação, 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 440 kv da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, da ordem de 600 MW. b) Área Rio de Janeiro/Espírito Santo LT 500 kv Angra São José das 00h00min do dia 09/08 (sábado) até às 07h00min do dia 11/08 (segunda feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços envolvendo as obras do Arco Metropolitano do Rio de Janeiro. Durante a realização desta intervenção, a SE São José 500 kv ficará atendida somente pela LT 500 kv Adrianópolis São José. Nessa configuração, a contingência simples desta linha interrompe o atendimento a SE São José 500 kv e, ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 30 / 44

31 consequentemente, levará à atuação de esquema de conservação de carga da área Rio de Janeiro (ECC-RIO) cortando cerca de 400 MW de carga no Estado do Rio de Janeiro. c) Área Goiás/Brasília SE Brasília Sul Barras A e B de 230 kv das 06h30min às 16h00min do dia 10/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a entrada em operação do 4º Transformador de 345/230 kv 225 MVA da SE Brasília Sul. Durante a realização desta intervenção, a SE Brasília Sul 345 kv será operada em barra única. A perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento conduz ao corte de até 20% das cargas da cidade de Brasília. d) Área Norte/Nordeste LT 230 kv Boa Esperança Teresina C1 das 05h30min do dia 10/08 (domingo) às 00h30min do dia 11/08 (segunda feira). Esta intervenção está programada para a realização de serviços para normalização do sistema de proteção da LT 230 kv Boa Esperança Teresina C1 nos terminais das Subestações de Boa Esperança e Teresina. Durante a realização desta intervenção, em caso de perda dupla dos circuitos da LT 230 kv Teresina II Teresina, haverá o desligamento de 30% da carga da cidade de Teresina. LT 230 kv Fortaleza II Delmiro Gouveia C2 das 07h30min às 12h30min do dia 10/08 (domingo). Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chave seccionadora e troca de TC associadas ao circuito 2 da LT 230 kv Fortaleza II Delmiro Gouveia, na SE Fortaleza II. Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência da LT 230 kv Fortaleza II Delmiro Gouveia C1 haverá perda de suprimento de 20% das cargas da cidade de Fortaleza. e) Áreas Sul, Minas Gerais, Acre/Rondônia, Mato Grosso, Norte/Nordeste e Amazonas/Amapá No período de 09/08/2014 à 15/08/2014, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 31 / 44

32 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 agosto, onde são visualizados os valores verificados na segunda semana e a revisão da 3ª a 6ª 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 0,8% para o subsistema SE/CO e 0,7% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª 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 1,3% para o subsistema SE/CO e 0,5% 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 acréscimos de 2,7% para o subsistema Nordeste e 0,5% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª 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 3,7% para o subsistema Nordeste e 1,4% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 32 / 44

33 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 33 / 44

34 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 02 a 08/08/2014 e as previsões para a semana de 09 a 15/08/2014. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 14/08, 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 14/08. 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, dia 09/08, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 12/08. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, 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 34 / 44

35 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 Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 35 / 44

36 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 36 / 44

37 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE AGOSTO 37 / 44

38 (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 38 / 44