PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA A O MÊS DE ABRIL

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

2 2010/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT-3/47/2010 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 27/03/2010 A 02/04/2010 NT (PMO - Semana Operativa 27-3 a ).docx

3 Sumário 1 Introdução 5 2 Conclusões Relacionadas ao atendimento Energético Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5 3 Pontos de Destaque Relacionados com a Operação Elétrica Relacionados com a Operação Hidroenergética Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão Relacionados com a Otimização Energética Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos 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 16 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 25 ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 3 / 41

4 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 29 Anexos 30 Lista de figuras e tabelas 41 ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 4 / 41

5 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal de Operação Eletroenergética do mês de Abril/2010, para a semana operativa de 27/03 a 02/04/2010, 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, estabelecidos pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados do PMO de Abril/10 indicaram, para a semana de 27/03 a 02/04/2010, despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e da UTE M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009). Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo nas demais regiões do SIN. Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE. 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica À exceção das instalações relacionadas no relatório ONS-RE-3-037/2010-Mensal de Março de 2010, item 5.3.4, a Rede Básica, com todos os elementos em operação, estará atendendo aos parâmetros de avaliação: freqüência, estabilidade, controle de tensão e carregamentos, conforme padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede. 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 ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 5 / 41

6 3 Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Elétrica Em função da contingência ocorrida no dia 10/11/2009 foram adotados, por decisão do CMSE, medidas adicionais de segurança para operação no tronco de 765kV, até que sejam concluídas por FURNAS as ações que visam ampliar a segurança da SE Itaberá, conforme estabelecido no Relatório de análise da referida contingência. Assim, desde o dia 10/11/2009, por deliberação do CMSE (77º Reunião), a operação do tronco de 765kV vem sendo realizada segundo critério de segurança (N-3) o SIN tem capacidade de suportar a perda tripla em qualquer trecho do tronco de 765kV, entre as SE s Foz do Iguaçu e Tijuco Preto. Conforme consta no Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico (PMIS 2005), Relatório ONS 3/403/2005, aprovado pela Resolução Autorizativa da ANEEL 758 de 07/12/2006, no período de 20 de março a 05 de abril de 2010, FURNAS irá proceder a substituição da proteção do circuito 2 da LT 765kV Foz Iguaçu Ivaiporã. A substituição da proteção será executada em três etapas: De 20 a 22/03 Permanecerão desligados o circuito 2 a LT 765kV Foz Iguaçu Ivaiporã e o AT2 765/500kV de Foz Iguaçu para permitir a instalação da proteção no painel provisório; De 23/03 a 02/04 O circuito 2 LT 765kV Foz Iguaçu Ivaiporã irá operar com a proteção provisória e permanecerão isolados os disjuntores 765kV 2626 Ivaiporã e 2624 de Foz Iguaçu; De 02 a 04/04 Permanecerá desligado o circuito 2 a LT 765kV Foz Iguaçu Ivaiporã para permitir a instalação da nova proteção definitiva. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 6 / 41

7 3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 190/2010, de 29 de janeiro de 2010, está sendo utilizada, desde o PMO de Março/2010, a versão 16 do Modelo DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL 023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado, necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema (sentido Colinas - Miracema) FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões. Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana operativa de 27/03 a 02/04/2010, encontram-se na tabela a seguir: Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio Usina Geração por Patamar de Carga(MW) Pesada Média Leve Lajeado Peixe Angical Limite de Intercâmbio FCOMC Em atendimento ao Despacho ANEEL nº2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês de Abril/10, considerando duas Funções de Custo Futuro elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Abril/10 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº 412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/2006, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos está estabelecido que: ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 7 / 41

8 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) (...) de acordo com o estabelecido na Resolução Normativa nº 237, de 28 de novembro de 2006 e na Resolução Autorizativa nº 755, de 30 de novembro de 2006, os valores finais resultantes do teste de disponibilidade devem ser usados na elaboração do Programa Mensal de operação para o mês de janeiro (Ofício nº 411/2006 SRG/SFG/ANEEL); Em complemento ao nosso ofício nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, de 26 de dezembro de 2006, esclarecemos que para as térmicas que não participaram do referido teste, permanecem válidos os valores de disponibilidade observada calculados de acordo com a resolução Normativa nº 231, de 16 de setembro de 2006, apurados até 30 de novembro de 2006 (Ofício nº 412/SRG/SFG/ANEEL); A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/01/2010, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0018/400/2010, emitida em 09/02/2010. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 8 / 41

9 Usina Disponibilidade Observada (MWmed) M. Covas (Cuiabá) 74,96 G. L. Brizola (Termorio) 951,35 M. Lago (Termomacaé) 885,30 L. C. Prestes (Três Lagoas) 213,64 Norte Fluminense 785,30 B. L.Sobrinho (Eletrobolt) 325,00 A. Chaves (Ibirité) 212,20 R. Almeida (FAFEN) 115,21 S. Tiaraju (Canoas) 153,00 Uruguaiana 0,00 Termopernambuco 164,00 P. Médici 446,00 J. Lacerda C 363,00 Angra 1 657,00 Angra ,00 Araucária 232,63 F. Gasparian (Nova Piratininga) 260,90 Juiz de Fora 79,45 Willian Arjona 56,27 Piratininga 260,00 R. Silveira (Campos) 0,00 Termofortaleza 331,40 C. Furtado (Termobahia) 150,00 C. Jereissati (Termoceará) 220,00 Daia 44,30 Petrolina 136,20 Termocabo 49,73 Jaguarari 101,54 J. Lacerda A 232,00 J. Lacerda B 262,00 TOTAL 9.112,40 ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 9 / 41

10 3.3 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas estão indicados no Anexo IV. Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda e P. Médici Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão No que se refere ao controle de tensão, nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e, deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I; no entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores superiores aos previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica, principalmente aquelas localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos valores definidos nos estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de geração nas usinas localizadas na malha de 440 kv e/ou a elevação da usina de Henry Borden para reduzir o carregamento do tronco de transmissão. Deve ser destacado que o recurso de se operarem geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos. Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação, preservando a segurança do SIN. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 10 / 41

11 Região SE/CO: LT 765 kv Foz Ivaiporã LT 765 kv Itaberá Tijuco Preto LT 525 kv Ibiúna Bateias LT 440 kv Araraquara - Santo Ângelo LT 440 kv Ilha Solteira - Araraquara LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru LT 440 kv Jupiá - Bauru LT 440 kv Bauru - Cabreúva LT 500 kv Cachoeira Paulista Adrianópolis LT 500 kv Cachoeira Paulista Tijuco Preto LT 500 kv Serra da Mesa Samambaia C1 LT 500 kv Samambaia Emborcação LT 500 kv Samambaia Itumbiara LT 500 kv Neves Bom Despacho 3 C1 LT 500 kv Nova Ponte Estreito LT 500 kv Emborcação Nova Ponte C1 ou C2 LT 500 kv São Simão Marimbondo LT 500 kv Paracatu 4 Pirapora 2 LT 500 kv Nova Ponte São Gortardo 2 LT 500 kv Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2 LT 500 kv Neves - Mesquita Região S: LT 500 kv Itá - Caxias LT 500 kv Itá Garabi II LT 500 kv Areia Curitiba LT 500 kv Campos Novos Blumenau C1 LT 500 kv Ivaiporã Londrina C1 ou C2 LT 230 kv Alegrete 2 Uruguaiana Região NE: LT 500 kv Milagres Quixadá - Fortaleza LT 500 kv Sobral - Fortaleza C2 LT 500 kv Paulo Afonso IV/Angelim II C1 LT 500 kv Angelim II / Recife II C2 LT 500 kv Olindina / Camaçari II C2 LT 500 kv Luiz Gonzaga / Olindina C1 Região N: LT 500 kv Marabá Açailândia C1 ou C2 LT 500 kv Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4 LT 500 kv Imperatriz Colinas C1 ou C2 LT 500 kv Marabá Imperatriz C2 ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 11 / 41

12 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados do PMO de Abril/10, para a semana de 27/03 a 02/04/2010, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 02/04 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 82,9 89,1 73,1 100,0 100,0 Limite Inferior 81,8 86,5 70,7 99,6 100,0 Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/04 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 84,7 80,8 76,3 100,0 100,0 Limite Inferior 79,4 62,8 69,2 99,9 100,0 Os resultados do PMO de Abril/10 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) N NE SE/CO IT S ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 12 / 41

13 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 37,21 37,21 37,21 37,21 Média 36,40 36,40 37,15 36,40 Leve 35,24 35,24 37,15 35,24 (*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 15), com base no Despacho ANEEL nº 2.207/ Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações LT 345 kv Furnas Pimenta C2 LT 230 kv Sobral 3 Acaraú Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Capacitor Série 1 de Miracema 500 kv (sem previsão) Compensador Síncrono 1 de Mesquita (até 30/09/2010) Compensador Síncrono 2 de Brasília Geral 34,5 kv (30/06/2010) Compensador Síncrono 1 de B. Jesus da Lapa (até 30/01/2011) Reator 3 525kV 150 Mvar Itá (sem previsão) Reator 525 kv 100 Mvar Assis (até 31/08/2010) TR-1 500/230 kv Mesquita (até 30/09/2010) TR-2 230/69 kv Guaíba (até 02/05/2010) TR-7 765/345 kv 1500 MVA de Tijuco Preto (até 30/06/2010) ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 13 / 41

14 3.7 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 leve ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba devido a passagem de uma frente fria. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 93% da MLT, sendo armazenável 80% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação à semana corrente. A atuação de uma frente fria ocasiona chuva fraca na bacia do rio Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 148% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 145% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A previsão é de um período de estiagem. 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 ascensão em relação ao observado nesta semana. Na próxima semana ocorrem pancadas de chuva em pontos isolados da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 87% MLT, sendo armazenável 57% 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-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 14 / 41

15 3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de abril é de uma média de 96% da MLT, sendo armazenável 80% da MLT, o que representa um cenário hidrológico semelhante ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 70% da MLT, sendo armazenável 58% 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 abril é de 131% da MLT, sendo armazenável 127% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior à verificada no mês anterior. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 62% da MLT, sendo armazenável 60% 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-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 15 / 41

16 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 abril é de 58%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico ligeiramente superior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 38% 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 abril apresente uma média de 90% da MLT, sendo armazenável 66% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 74% da MLT%, sendo armazenável 54% da MLT. 3.9 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-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 16 / 41

17 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 27/03 a 02/04 ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 17 / 41

18 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Em função do critério de segurança (N-3) na operação do tronco 765kV, o atendimento energético da região SE/CO nos períodos de carga média e pesada será realizado através da maximização do recebimento de energia das demais regiões do SIN, da exploração dos recursos de suas usinas hidrelétricas, cabendo as usinas térmicas da região o fechamento do seu balanço energético, nesta ordem de prioridade. Os excedentes energéticos remanescentes na UHE Tucuruí não alocados na região SE/CO deverão ser transferidos para a região NE, respeitando-se as restrições elétricas e operativas das usinas da região NE, bem como os limites do sistema de transmissão. Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações: 1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou; 2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios. Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais. 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Paranaíba: A geração da UHE São Simão deverá ser maximizada em todos os períodos de carga para controle do nível de armazenamento de seu reservatório. A geração das UHE Nova Ponte, Itumbiara e Emborcação será utilizada, nesta ordem de prioridade, para fechamento do balanço energético da região SE/CO. Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, Mascarenhas de Moraes, Marimbondo e Água Vermelha deverá ser dimensionada de modo a evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 18 / 41

19 Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada de modo a evitar a ocorrência de vertimentos face ao elevado nível de armazenamento de seus reservatórios. Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser maximizada de modo a minimizar a ocorrência de vertimentos para alocação de volume de espera em seus reservatórios. A geração das UHES Jurumirim e Chavantes deverá ser maximizada nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera será maximizada de modo a evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios. A geração da UHE Itaipu será dimensionada de modo a atender os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser explorada ao máximo, sendo seus recursos energéticos transferidos para as regiões SE/CO e NE, nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias deverá ser minimizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada para fechamento do balanço energético da região, após a exploração dos excedentes energéticos remanescentes na UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas das usinas e de coordenação hidráulica da cascata. Bacias da Região Sul: A geração das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí deverá ser dimensionada de modo a atender as necessidades energéticas da região SE/CO nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Cabe destacar que, face a ocorrência de vazões elevadas na bacia hidrográfica do rio Parana associada a necessidade de alocação de volume de espera nos reservatórios utilizados para controle de cheias nesta bacia, a operação destes reservatórios passam a priorizar o atendimento de suas restrições operativas, bem como as diretrizes e metas definidas para o controle de cheias. Sendo assim, na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas da Região SE que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento; 2. UHE Tucuruí, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 3. Usinas da Região Sul que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento; ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 19 / 41

20 4. Usinas das bacias dos rios Paranapanema, respeitando-se as restrições operativas dos reservatórios; 5. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas dos reservatórios; 6. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da usina; 7. UHE São Simão; 8. UHE Água Vermelha; 9. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos; 10. UHE Marimbondo, respeitando-se as restrições operativas do reservatório; 11. Furnas e Mascarenhas de Moraes; 12. UHE Serra da Mesa. 13. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos reservatórios das usinas a fio d água de jusante); 14. UHE Itumbiara; 15. UHE Emborcação; 16. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes; 17. UHEs UHE Henry Borden; Na região Sul, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas da região que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento; 2. UHE S.Santiago; 3. UHE GBM; 4. UHE G. Ney Braga; 5. UHE Campos Novos; 6. UHE Itá; 7. UHE Machadinho; 8. UHE Barra Grande; 9. UHE Passo Fundo; 10. UHE Passo Real; 11. 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 ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 20 / 41

21 circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa; 3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa; 4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Procurar explorar os recursos energéticos da região SE/CO. Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE s L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas destas usinas. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 21 / 41

22 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN Por deliberação do CMSE em sua 77º Reunião, desde o dia 10/11/2009, a operação do tronco de 765kV vem sendo realizada segundo critério de segurança (N-3) o SIN tem capacidade de suportar a perda tripla em qualquer trecho do tronco de 765kV, entre as SE s Foz do Iguaçu e Tijuco Preto. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de RSE, FNS e FSM, segundo o especificado na tabela a seguir. Tabela 4-1: Limites para Perda Tripla no Sistema 765kV em função da carga do SIN Fluxo Patamar de Carga Carga do SIN < MW Carga do SIN MW P/M L/Mín. P/M L/Mín. Elo CC Geração Itaipu 60 Hz RSE FSM FNS Geração Mínima H. Borden Desta forma, durante a etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real, o despacho de geração térmica complementar na Região SE/CO (UTEs Norte Fluminense, Juiz de Fora, Três Lagoas, Gov. L. Brizola, Mário Lago, F. Gasparian, B.L.Sobrinho, A. Chaves e W. Arjona) será dimensionado para atendimento dos seus requisitos de demanda horária, notadamente nos períodos de carga média e pesada, principalmente nos dias em que a temperatura na região apresenta-se elevada. Assim, a atual política de Operação Eletroenergética tem por objetivo maximizar o suprimento de energia à região SE/CO, através da exploração dos limites vigentes de RSE, FNS e FSM, visando reduzir o despacho térmico complementar para o atendimento aos requisitos de demanda horária da Região SE/CO e, conseqüente, seus custos associados. O diagrama apresentado a seguir ilustra esta política de Operação Eletroenergética: ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 22 / 41

23 Figura 4-1: Política de Intercâmbio entre regiões N Imperatriz FNE NE UHE P. Angical + UHE Lajeado G PA + G LAJ FNS FSENE RNE UHE S. Mesa + UHE C. Brava + UHE S. Salvador G SM + G CB + G SS FSM (MAXIMIZADO) SE / CO RSE (MAXIMIZADO) ANDE 50 Hz FIPU ~ 60 Hz ( MW ) FSE Ivaiporã FSUL S 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. As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 23 / 41

24 Figura 4-2: Interligações entre regiões Nort e SE Imperatriz SE Colinas Lajeado FCOMC FNE R. Gonçalves Nordest e SE Miracema SE Gurupi Peixe Angical FNS SE Serra da Mesa RNE FSENE B.J.Lapa Anel 230kV IPU 50Hz IPU 60Hz Elo CC FIPU Sudest e RSE FSE SE Ivaiporã FBA-IN (FIN-BA) LT 500kV Ibiúna - Bateias - LT 500 kv Interligação S/SE 230kV Assis - Londrina RSUL ANDE Su l FSUL Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIPU É o somatório do fluxo das LT 500 kv Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 24 / 41

25 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT 230 kv Cana Brava São Salvador de 07h00min ás 17h00min do dia 28/03 A intervenção está programada para manutenção corretiva em chave seccionadora em São Salvador. Por ser conectada ao SIN somente por esta linha, a UHE São Salvador ficará com geração igual a 0 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga TR 230/69 kv PICI II TR1 CE (04T1), TR 230/69 kv PICI II TR2 CE (04T2), TR 230/69 kv PICI II TR3 CE (04T3) das 06:00 às 14:00h do dia 28/03/2010 A intervenção está programada para a Coelce realizar manutenção corretiva no barramento de 69 kv. Durante a intervenção a SE Pici II permanecerá desligada. Todas as cargas do regional PCD (aprox. 117 MW) serão transferidas previamente para o regional FTZ. LT 230 kv SAO LUIS II /SAO LUIS I C-2, das 04:30 às 16:50h dos dias 28/03 e 02/04/2010 (sexta-feira santa) A intervenção está programada para a Eletronorte realizar transferência de cabos condutores e pára-raios (desvio da linha de transmissão). Em caso de desligamento da LT 230 kv remanescente, haverá interrupção de toda a carga derivada da SE São Luís I. DJ 343 de 345 kv da SE Bandeirantes das 00h00min do dia 25/03 às 06h00min do dia 29/03 A intervenção está programada para manutenção preventiva no disjuntor e durante sua realização a perda da LT 345 kv Xavantes - Bandeirantes C1 com falha do disjuntor 321 da SE Bandeirantes poderá submeter a LT 345 kv Xavantes - Bandeirantes C2 a sobrecarga superior ao seu limite de curta duração, levando a atuar o esquema da SE Bandeirantes, que efetua corte de cargas da Eletropaulo. LT 345 kv Norte Guarulhos C1 e Barra A de 345 kv da SE Guarulhos das 07h00min às 13h00min do dia 28/03 A intervenção está programada para manutenção preventiva em chaves seccionadoras, TCs, DCPs e pára-raios. No período, a perda da LT 345 kv Norte ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 25 / 41

26 Guarulhos C2 ou da Barra B de 345 kv da SE Guarulhos acarretarão interrupção das cargas supridas pelas SE Norte e Miguel Reale. LT 345 kv Guarulhos Ibiúna C1 e Barra A de 345 kv da SE Guarulhos das 13h00min às 16h30min do dia 28/03 A intervenção está programada para manutenção preventiva em chave seccionadora. No período, a perda da Barra B de 345 kv da SE Guarulhos acarretará interrupção das cargas supridas pelas SE Norte e Miguel Reale. Transformador de aterramento da SE Oeste das 06h30min às 16h30min do dia 02/04 A intervenção está programada para sanar vazamento de óleo em bucha do transformador e durante sua execução a proteção de barras de 88 kv da SE Oeste deverá ficar totalizada. No período, contingências que levem ao desligamento de barra de 88 kv ocasionarão a interrupção de todas as cargas supridas por aquela subestação. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 26 / 41

27 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 março, onde são visualizados os valores verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 25. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de abril, sendo esses valores 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 decréscimos de 3,2% para o SE/CO e 3,1% para o Sul. A carga estimada para o mês de março de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o Sul, significam respectivamente, decréscimos de 1,2% e 1,8% em relação a fevereiro. As cargas previstas para o PMO de abril indicam decréscimo de 0,1% para o SE/CO e variação nula para o subsistema Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 2,5% e 0,2% respectivamente, para os subsistemas Nordeste e Norte. A carga estimada para o mês de março de MW médios para o Nordeste e MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em fevereiro, indicam respectivamente, acréscimos de 4,0% e 2,6%. As previsões de carga para o PMO de abril sinalizam acréscimos de 1,1% para o subsistema Nordeste e 1,0% para o subsistema Norte em relação ao verificado no mês anterior. Os decréscimos de carga previstos para a próxima semana estão associados à ocorrência do feriado da Paixão de Cristo, dia 02/04. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 27 / 41

28 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 28 / 41

29 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 20 a 26/03 e as previsões para a semana de 27/03 a 02/04/10. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quarta-feira, dia 31/03, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer também na quarta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min da mesma quarta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 27/03 com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer no sábado. Para o Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no mesmo sábado, entre 18h00min e 19h00min e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 29 / 41

30 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 para o mês de Abril. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 30 / 41

31 ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kv da Região do Paranaíba IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste IO-ON.N.ACRO Operação Normal da Área 230 kv Acre - Rondônia ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 31 / 41

32 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica NUCLEAR DIESEL ÓLEO CARVÃO Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L Angra 1 (1 x 657 MW) (2) Angra 2 (1 x 1350 MW) J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1)(2) (4) J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1)(2) (4) (4) J. Lacerda C (1 x 363 MW) (1) --- (4) Charqueadas (4 x 18 MW) (3) P. Médici A (2 x 63 MW) (1) (4) (4) (4) P. Médici B (2 x 160 MW) (1) (4) (4) S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) (3) Figueira (2 x 10 MW) (3) ,5 11,5 11,5 11,5 S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW) (2) R. Silveira (2 x 15 MW) Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW) Igarapé (1 x 131MW) Nutepa (3 x 8 MW) Alegrete (2 x 33 MW) Carioba (2 x 18 MW) Petrolina (1 x 136 MW) Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW) Termonorte I (4 x 17 MW) Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (4) (4) (4) Termocabo (1 x 49,7 MW) Tocantinópolis (1 x 165,9 MW) Viana (1 x 174,6 MW) Nova Olinda (1 x 165,9 MW) S. Cruz Diesel (2 x 166 MW) S. Tiaraju (1x 160 MW) (5) (6) Brasília (2 x 5 MW) W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (5) Altos (1 x 13,1 MW) Aracati (1 x 11,5 MW) Baturité (1 x 11,5 MW) Camaçari (5 x 69 MW) (5) Campo Maior (1 x 13,1 MW) Caucaia (1 x 14,8 MW) Crato (1 x 13,1 MW) Pecém (1 x 14,8 MW) Iguatu (1 x 14,8 MW) Jaguarari (1 x 101,5 MW) Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW) Marambaia (1 x 13,1 MW) Nazária (1 x 13,1 MW) Daia (1 x 44,4 MW) Xavantes (1 x 53,7 MW) Goiânia II (2 x 72,6 MW) Potiguar (1 x 53,1 MW) Potiguar III (1 x 66,4 MW) Termomanaus (1 x 156,16 MW) Pau Ferro I (1 x 102,6 MW) ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 32 / 41

33 GÁS BIOMASSA RAZÃO COMPOSIÇÃO DO Usina Térmica ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE DESPACHO FINAL (Média) (Capacidade Instalada) P M L P M L F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW) (2) (6) B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (6) B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (6) B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (6) M. Lago (20 x 46,13 MW) (6) Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2) (6) Uruguaiana (2 x 187, x 264,6 MW) (6) (4) (4) A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (6) Termoceará_Leilão (4 x 55 MW) (6) Termoceará_TC (4 x 55 MW) (6) R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (6) Araucária (3 x 161,5 MW) (6) C. Furtado (1 x 186 MW) (6) Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (2) (6) (7) L. C. Prestes_Teste (3 x x 66 MW) (6) L. C. Prestes_Leilão (3 x x 66 MW) (6) M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (5) (6) N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) N. Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) (6) Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) (6) (7) Brizola Teste (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) Brizola Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) Brizola TC (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (2) Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) (2) Euzébio Rocha (1 x 249,90MW) Camaçari (5 x 69 MW) (5) Cocal (1 x 28,2 MW) PIE-RP (1 x 27,8 MW) Madeira (1 x 3,3 MW) RESÍDUOS Sol (2 x 98,26 MW) VAPOR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) (2) (1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Valores de inflexibilidade associados ao consumo mínimo dos contratos de carvão; (4) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (5) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (6) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (7) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. ONS NT-3/47/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 33 / 41