PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO

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

2 2013/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 09/11/2013 A 15/11/2013 NT (PMO - Semana Operativa a ).docx

3 Sumário 1 Introdução 4 2 Conclusões Relacionadas ao atendimento Energético Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5 3 Pontos de Destaque Relacionados com a Operação Hidroenergética Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Relacionados com a Otimização Energética Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Nordeste Região Norte Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 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 28 5 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 34 Lista de figuras e tabelas 45 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 3 / 45

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Novembro/2013, para a semana operativa de 09/11/2013 a 15/11/2013, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 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 Angra 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3, L.C. Prestes, Atlântico, Gov. Leonel Brizola, Cocal, PIE-RP (indisponível, conforme legislação vigente), Juiz de Fora, W. Arjona (indisponível, conforme declaração do Agente), B. L. Sobrinho, E. Rocha, A. Chaves, Norte Fluminense 4 e Santa Cruz34 (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota III, P. Médici A (indisponível, conforme declaração do Agente), P. Médici B e J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jeronimo e Araucária. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, P. Pecém I, Fortaleza, P. Pecém II, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida e J. Soares Pereira. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Maranhão V, Maranhão IV, P. Itaqui, N. Venécia 2 e Aparecida. Além disso, está previsto para a semana de 09/11/2013 a 15/11/2013, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Linhares por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.. A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 11/01/2014 a 17/01/2014, benefício marginal de R$ 297,30/MWh, R$ 296,61/MWh e R$ 296,41/MWh, para os patamares de carga pesada, media e leve, respectivamente. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares em suas disponibilidades máximas para a semana operativa de 11/01/2014 a 17/01/2014 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 4 / 45

5 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 2.978, de 27 de agosto de 2013, o ONS utilizou as versões 18 do modelo NEWAVE e 19 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Novembro/13. Foi estabelecido no oficio 333/2012 SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a partir do PMO de Dezembro de 2012: A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os limites entre submercados no calculo do PLD; Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP; Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Novembro/13 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 5 / 45

6 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 30/09/2013, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0145/400/2013, emitida em 18/10/2013. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 6 / 45

7 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN A configuração dos Sistemas de Transmissão Associado às Usinas de Santo Antônio e Jirau e de Suprimento aos Estados do Acre e Rondônia é mostrada a seguir: Destacam-se os seguintes pontos com relação aos testes do Sistema de Transmissão de Escoamento de Energia das UHEs Santo Antônio e Jirau: Em 14/10 iniciaram-se os testes de equipamentos (banco de capacitores, transformadores conversores e open line test) na SE Coletora Porto Velho e SE Araraquara, relativos ao Bipolo do Elo de Corrente Contínua do aproveitamento da energia das Usinas associadas ao Rio Madeira. Os testes de transmissão de potência têm previsão de serem iniciados em 28/10 disponibilizando o Bipolo à operação em 11/11. 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. O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação Tucuruí - Macapá Manaus: ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 7 / 45

8 Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kv Lechuga Manaus e Balbina Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kv Tucuruí Xingu, estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de 100 MW na Interligação Tucuruí Macapá Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230 kv que chegam a Manaus. Destaca-se aqui a energização do novo transformador AT /138 kv 150 MVA na SE Manaus, associado ao Sistema de 138 kv de Cachoeira Grande, que permitirá remanejamento de cargas da rede de 69 kv para este ponto de suprimento, aliviando desta forma, o carregamento dos transformadores 230/69 kv 3 x 150 MVA, conforme cadastro no SGI A figura a seguir indica as condições operativas supracitadas: 5 x 50 MW 5 x 50 MW 4 x 17 MW MW 4 x 17 MW 100 MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 8 / 45

9 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, a ser 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. O diagrama abaixo ilustra a solução estrutural para a região. Com a entrada das obras associadas à SE Trindade 500/230 kv, previstas para entrada em operação em 03/11/2013, observa-se substancialmente redução no carregamento da transformação kV de Bandeirantes e da LT 230kV Anhanguera Goiânia Leste, que têm apresentado em períodos de carga média carregamentos elevados e até sobrecargas e com isto implicando em despacho de geração térmica na região. Estas obras inicialmente estavam previstas para entrada em operação até o dia 12 de julho de No entanto, em vista de embargos ambientais do trecho em 500 kv, não foi possível cumprir este prazo. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 9 / 45

10 Cabe ressaltar que em 05 de novembro de 2013 foram concluídos os testes de energização dos seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás Transmissão S.A: LT 500 kv Rio Verde Norte Trindade C1; LT 230 kv Trindade Xavantes C1; SE Trindade 2 Transformadores 500/230 kv 2x400MVA. Esses equipamentos permaneceram energizados e em carga, melhorando as condições de carregamento e tensão no sistema de atendimento a Goiânia e vizinhança e contribuindo ainda para evitar despacho de geração térmica por razões de segurança elétrica na região. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 10 / 45

11 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 exportação das regiões Sudeste e Centro-Oeste para as regiões Norte e Nordeste (Exp_SE), objetivando evitar que a frequência do sistema Norte/Nordeste excursione a valor inferior a 57,1 Hz caso ocorra a perda das interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. Esses limites são apresentados na tabela a seguir: Limites de Exp_SE Patamar de Carga 3400 MW Pesada/Média 3400 MW Leve Além da adoção desses limites de exportação, deverá sempre ser mantida uma inércia sincronizada mínima nas regiões Norte e Nordeste, cujos valores são os seguintes: Usina Configuração Mínima de Máquinas UHE Luiz Gonzaga 03 UHE Paulo Afonso 4 03 UHE Xingó 04 UHE Tucuruí 08 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 11 / 45

12 3.1.3 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 2 da SE Presidente Dutra (até 05/12/2013) Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/01/2014) Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2013) TR-2 500/345 kv Samambaia (30/05/2014) TR-1 500/230 kv Imperatriz (30/11/2013) 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados do PMO de Novembro/13, para a semana de 09/11/2013 a 15/11/2013, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 15/11 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 43,4 85,6 23,2 33,8 20,1 Limite Inferior 42,9 82,8 22,9 33,6 20,1 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/11 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 42,3 79,5 22,6 31,7 16,8 Limite Inferior 40,4 72,9 20,9 30,9 16,8 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 12 / 45

13 Os resultados do PMO de Novembro/13 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) N NE SE/CO IT S Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 316,71 316,71 316,71 316,71 Média 316,71 316,71 316,71 316,71 Leve 312,17 312,17 312,17 312,17 Média Semanal 314,74 314,74 314,74 314,74 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 13 / 45

14 3.1 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 ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuva fraca a moderada nas bacias deste subsistema, 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 86% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentamse estáveis em relação às verificadas na semana em curso. A rápida passagem da frente fria ocasiona chuva fraca a moderada no início da semana nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 71% da MLT para a próxima semana, sendo totalmente armazenável. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se leve recessão em relação ao observado da semana corrente. A previsão é de que a passagem da frente fria ocasione chuva fraca a moderada na bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 41% 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. Neste período permanecem as pancadas de chuva 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 77% MLT, sendo totalmente armazenável. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 14 / 45

15 3.2 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de novembro é de uma média de 91% da MLT, sendo armazenável 90% 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 76% da MLT, sendo armazenável 75% 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 Novembro é de 73% da MLT, sendo armazenável 71% 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 49% da MLT, sendo armazenável 47% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 15 / 45

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 Novembro é de 54%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 44% 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 Novembro apresente uma média de 83% da MLT, sendo totalmente armazenável, 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 totalmente armazenável. 3.3 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 NOVEMBRO 16 / 45

17 rio São Lourenço rio Manso O C E A N O A T L Â N T I C O rio Paranaíba rio Grande Figura 3-10: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 09/11 a 15/11 S.Mesa Tucuruí rio Tocantins Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha rio S. Francisco Três Marias Sobradinho Mascarenhas rio Doce Promissão B.Bonita rio Tietê Jupiá rio Pb. Sul Funil I.Pombos Capivara Jurumirim rio Paranapanema Manso Itaipu rio Cuiabá S.Osório F.Areia rio Iguaçu rio Paraguai Itá rio Uruguai rio Jacuí P.Real mm rio Paraná ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 17 / 45

18 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013, dispõe sobre a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de m³/s para m³/s. Em atendimento à Resolução, após reunião conjunta MME, ANA, ANEEL, ONS, Comitê da bacia do rio São Francisco, Secretaria de Recursos Hídricos dos estados envolvidos, Marinha do Brasil e Agência Nacional de Transportes Aquaviários - ANTAQ, realizada no dia 02/05/2013, foi definido para o dia 04/05/2013, o início da redução da vazão mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, inicialmente para 1200 m³/s, objetivando atingir a vazão mínima de m³/s. Neste período, a CHESF estará monitorando as condições de atendimento do uso múltiplo da água, realizando as ações necessárias para a normalização do atendimento aos usuários afetados por esta redução. A partir do dia 07/06/2013, foi implementada a redução da vazão mínima defluente nas UHEs Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, para 1100 m³/s. Esta operação encontra-se com um permanente monitoramento das condições de atendimento do uso múltiplo da água a jusante destas usinas, pela CHESF. Cabe destacar que, para a implementação desta política de operação hidráulica na cascata do rio São Francisco, no trecho entre as UHEs Luiz Gonzaga e Xingó, o atendimento da defluência mínima definida para a UHE Xingó está coordenada entre estas usinas, visando a manutenção da cota operativa da UHE Xingó em torno de 137,50 m, tendo em vista que nesta operação especial a usina poderá apresentar restrições quando da operação do seu reservatório fora da faixa compreendida entre as cotas 137,20 m e 137,80 m. Considerando o exposto, variações nas defluências das UHEs Luiz Gonzaga e Paulo Afonso IV durante a operação em tempo real, deverão ser compensadas preferencialmente ao longo do dia, de modo a manter a média diária da defluência destas usinas dentro do seu valor programado, visando a manutenção da coordenação hidráulica neste trecho da cascata. Esta compensação visa evitar a utilização do recurso de geração da UHE Xingó para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, levando a violação da política de defluência mínima desta usina. 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 1300 m³/s para 1100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE. A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada para uma defluência de cerca de 500 m³/s, visando o atendimento da restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 18 / 45

19 A conjunção de afluências reduzidas a seu reservatório e utilização de sua geração para fechamento do balanço energético do SIN, tem levado a um contínuo deplecionamento do nível de armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí, com o atingimento da cota 60,5 m, levando a indisponibilização total das UGs da Fase 2, com uma redução de cerca de 3000 MW de potência, passando a usina a operar somente com as UGs da fase 1. Neste cenário, se faz necessário minimizar a exploração da geração da UHE Tucuruí visando a controlabilidade do deplecionamento de seu reservatório, até que haja o início da estação chuvosa com consequente reversão deste quadro. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Na região Sul, os excedentes energéticos deverão ser transferidos prioritariamente para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações: 1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou; 2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios. Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais. 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Água Vermelha, Marimbondo, Furnas e M.Moraes deverá ser explorada prioritariamente. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão e Itumbiara deverá ser explorada prioritariamente. A geração das UHEs Nova Ponte, Emborcação deverá ser minimizada, face às condições de armazenamento de seus reservatórios. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 19 / 45

20 Bacia do Rio Tietê: A operação da UHE Barra Bonita será dimensionada visando a manutenção da cota mínima 449,50m em seu reservatório, com o objetivo de garantir a navegabilidade em trecho assoreado do rio a montante da usina. A geração das demais usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, visando à manutenção da navegabilidade da hidrovia ao longo do ano, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser maximizada para evitar/minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios, bem como para o atendimento das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera deverá ser dimensionada para o atendimento das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu e do atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano A geração da UHE Itaipu deverá ser explorada prioritariamante nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverão ser dimensionadas visando garantir as afluências necessárias a UHE Funil, que possibilitem um deplecionamento de seu reservatório dentro do previsto. A geração da UHE Funil será dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada visando a controlabilidade do deplecionamento de seu reservatório, até que haja o início da estação chuvosa com consequente reversão deste quadro. A geração da UHE Serra da Mesa deverá ser explorada ao máximo. A geração das UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, deverá ser dimensionada visando a exploração de suas disponibilidades energéticas, alocando prioritariamente sua geração nos períodos de carga média e pesada, e minimizando nos períodos de carga leve. Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração, respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de 1100 m³/s na UHE Xingó, sendo as disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Capivari, deverão ser utilizadas prioritariamente para o fechamento do balanço energético do SIN. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 20 / 45

21 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento; 2. Usinas da região Sul; 3. Usinas da bacia do rio Paranapanema; 4. UHE Água Vermelha; 5. UHE Marimbondo; 6. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d água situadas a jusante na cascata. 7. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. 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. 9. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 10. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 11. UHE Itumbiara; 12. UHE Emborcação; 13. UHE Nova Ponte; 14. UHE Tucuruí; 15. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes. Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento; 2. UHE Ney Braga; 3. UHE Passo Fundo; 4. Usinas da bacia do rio Jacuí; 5. UHE S.Santiago, S.Osório e S.Caxias; 6. UHE Barra Grande 7. UHEs Machadinho, Itá e Foz do Chapecó, 8. UHE Mauá; 9. UHE GPS; 10. UHE Campos Novos; 11. Explorar disponibilidade da Região SE. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 21 / 45

22 Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 2. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina. Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina; 2. UHE Sobradinho; 3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 5. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 22 / 45

23 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 23 / 45

24 As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 4-1: Interligações entre regiões Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIV Somatório do fluxo das LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 24 / 45

25 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas SE Foz do Iguaçu 60Hz SB A 765 kv e AT01 765/500 kv 1650 MVA das 06h45min às 17h00min do dia 10/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para realização de ações para melhoria do desempenho da SE Ivaiporã frente a descargas atmosféricas sob condições de chuva intensa (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas SPDA). Para garantir a segurança do sistema, considerando a perda total da SE Foz do Iguaçu, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: GIPU 60 Hz < MW RSE FSE RSUL Elo CC < MW < MW < MW < MW LT 500kV Itaipu 60 Hz Foz do Iguaçu C3 das 07h00min do dia 15/11 (sexta feira) às 17h00min do dia 16/11 (sábado). Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção preventiva quadrienal no bay do Circuito 3 da LT 500kV Itaipu 60 Hz Foz do Iguaçu da SE Itaipu 500 kv. Para garantir a segurança do sistema, em caso de perda dupla da LT 500kV Itaipu 60 Hz Foz do Iguaçu, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: GIPU 60 Hz < MW LT 500 kv Xingu Jurupari C1 e C2 das 07h00min às 17h00min do dia 09/11 (sábado) até o dia 13/11(quarta feira) # (continuação). Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção corretiva para ajustes em jumpers de torres de ancoragem e em espaçadoresamortecedores dos condutores dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kv Xingu Jurupari, em dias alternados. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 25 / 45

26 Para garantir a segurança do sistema, sem atuação do ERAC em Manaus em caso de perda do circuito em operação da LT 500 kv Xingu Jurupari, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: F (Manaus) < 50 MW LT 500 kv Tucuruí Xingu C1 e C2 das 07h00min às 17h00min do dia 09/11 (sábado) até o dia 20/11(quarta feira) # (continuação). Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção corretiva para ajustes em jumpers de torres de ancoragem e em espaçadoresamortecedores dos condutores dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kv Tucuruí Xingu, em dias alternados. Para garantir a segurança do sistema, sem atuação do ERAC em Manaus em caso de perda do circuito em operação da LT 500 kv Tucuruí Xingu, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: F (Manaus) < 50 MW LT 230 kv UHE Balbina Cristiano da Rocha das 07h30min às 10h30min do dia 09/11 (sábado). Esta intervenção esta programada para realização de testes na proteção de reator da SE Cristiano da Rocha (desligamento das cargas da SE P. Figueiredo). Para garantir a segurança do sistema, evitando um colapso na região de Manaus, quando da perda da LT 230 kv Balbina Manaus, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: 100 < F (Manaus) < 50 MW [ F (Ba Mn) + F (Lc Mn) ] < 100 MW UHE Balbina < 100 MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 26 / 45

27 SE Imperatriz Barra 1 de 500 kv das 08h00min às 17h00min do dia 10/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para realização de manutenção preventiva na chave seccionadora IZSD7-25 de 500 kv da SE Imperatriz. Para garantir a segurança do sistema, considerando a perda total da SE Imperatriz 500 kv, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: EXP_SE RNE EXP_N < MW < MW < MW SE Miracema Barra 2 de 500 kv das 08h00min às 17h00min do dia 10/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para substituição de DCP da Barra 2 de 500 kv da SE Miracema. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda total da SE Miracema 500 kv, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: EXP_SE < MW SE Samambaia Barra A de 500 kv das 08h00min às 17h30min do dia 10/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para realização de serviços para eliminar ponto quente em TC associado à Barra A de 500 kv da SE Samambaia. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda da Barra B de 500 kv da SE Samambaia, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas: MW< FSM < MW MW< F(SB IT) + F(SB EB) + F(LZ PU IV) < MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 27 / 45

28 LT 500 kv Teresina II Presidente Dutra C1 das 09h00min às 10h30min do dia 13/11 (quarta feira). Esta intervenção esta programada para coleta de óleo em reatores e TCs associados ao circuito 1 da LT 500 kv Teresina II Presidente Dutra na SE Teresina II. Para garantir a segurança do sistema, em caso perda do circuito remanescente da LT 500 kv Teresina II Presidente Dutra, simultaneamente com a LT 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, recomenda-se atender a seguinte restrição energética: RNE < MW Expectativa de Perda de Confiabilidade Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga a) Área São Paulo SE Bandeirantes Setor de 88kV operando em barra única ou com a Proteção Diferencial de Barras Bloqueada das 00h00min às 06h00min dos dias 12/11 (terça feira) e 13/11(quarta feira), das 00h00min às 07h00min dos dias 14/11 (quinta feira) e 15/11 (sexta feira). Esta intervenção esta programada para viabilizar a entrada em operação e primeira energização do novo Transformador TR-4 de 345/88 kv 400 MVA da SE Bandeirantes. Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de contingências envolvendo uma das barras de 88kV da SE Bandeirantes provocará a interrupção das cargas supridas por esta SE, em um montante da ordem de 500 MW. SE Anhanguera Barra 2 de 345 kv das 00h00min do dia 15/11 (sexta feira) até às 07h00min do dia 17/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para realização de serviços para eliminar vazamento de gás SF6 na blindada referente a seccionador bay do disjuntor 24-4 de 345 kv da SE Anhanguera. Durante a realização dos serviços, na ocorrência de faltas que ocasionem o desligamento da Barra 1 de 345 kv da SE Anhanguera ocorrerá interrupção das cargas supridas por aquela subestação, em um montante de até 600 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 28 / 45

29 SE Nordeste Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 88 kv das 07h00min às 07h30min do dia 15/11 (sexta feira). Esta intervenção esta programada para realização de manobra de fechamento da chave seccionadora 29-90, para normalização da LT 88kV Nordeste Mogi C2. Durante a realização dos serviços, a ocorrência de contingências envolvendo uma das barras de 88kV da SE Nordeste, provocará o desligamento de todo o setor de 88 kv desta SE e à interrupção das cargas atendidas pela mesma, em um montante da ordem de 600 MW. b) Área Acre/Rondônia SE Porto Velho Barra 2 de 230 kv das 09h00min às 12h00min do dia 10/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para substituição de chaves seccionadoras de 230 kv da SE Porto Velho. Durante a realização desta intervenção, desligamentos de equipamentos do setor de 230 kv, com falha de disjuntor, haverá a interrupção do suprimento as cargas da CERON e ELETROACRE, em um montante de até 300 MW. c) Área Norte/Nordeste Esquema de Controle de Emergência ECE da SE Utinga 230 kv das 00h00min às 08h00min dos dias 09/11 (sábado) e 10/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para correção de falhas de comutação das CPUs do ECE da SE Utinga. Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência no circuito duplo da LT 230 kv Vila do Conde Guamá ou da LT 230 kv Guamá Utinga, haverá afundamento de tensão nas SE Utinga e Santa Maria, com corte descontrolado de carga em um montante de até 30% na região de Belém. SE Vila do Conde ATR 03 de 500/230 kv 750 MVA e Disjuntores Associados das 08h15min às 18h00min do dia 10/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção corretiva para eliminação de vazamento de óleo em equipamentos de 500 kv e 230 kv da SE Vila do Conde. Durante a realização desta intervenção, a perda de uma das LT 500kV Tucuruí - Vila do Conde C1 ou C2 com falha de disjuntor ou proteção, acarretará o desligamento da LT 500kV Tucuruí - Vila do Conde C3. É esperada variação de tensão nas SE ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 29 / 45

30 Vila do Conde, Guamá, Utinga e Santa Maria de até 11%, com risco de rejeição natural de carga nestes regionais (Risco para até 30% de Belém). SE Vila do Conde Barra 1 de 230 kv das 08h30min às 18h00min do dia 15/11 (sexta feira). Esta intervenção esta programada para realização de serviços de modernização de contatos principais e eliminação de pontos quentes em chaves seccionadoras de 230 kv SE Vila do Conde. Durante a realização desta intervenção, a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência no barramento em operação, poderá ocorrer a perda total das cargas da cidade de Belém. SE Miracema Transformador MCTF7-01 de 500/138 kv 180 MVA das 08h00min do dia 11/11 (segunda feira) às 17h00min do dia 24/11(domingo). Esta intervenção esta programada para possibilitar a utilização da fase reserva pelos dois transformadores 500/138 kv 2 x180 MVA da SE Miracema. Durante a realização desta intervenção, a perda do transformador MCTF /138 kv 180 MVA em operação, implicará na perda total das cargas da cidade de Palmas. LT 230 kv Itabaianinha Catu das 07h00min às 17h30min dos dias 09/11 (sábado) e 11/11 (domingo). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para troca de cabos para raios entre as Subestações de Itabaianinha e Catu. Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência no barramento 500kV da SE Jardim ou na contingência no ATR 05T7 com falha do disjuntor 15T7, na mesma subestação, poderá haver o desligamento de 30 % das cargas da cidade de Aracaju. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 30 / 45

31 LT 230 kv Camaçari II Matatu das 06h00min às 16h00min do dia 10/11 (domingo) e das 05h40min às 16h20min do dia 15/11 (sexta feira). Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para instalação do novo sistema de proteção e substituição de isoladores e peças oxidadas da LT 230 kv Camaçari II Matatu. Durante a realização desta intervenção, contingências na LT 230 kv Cotegipe Pituaçu Matatu conduz ao desligamento de cerca de 30% do total das cargas da cidade de Salvador. d) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Goiás/Brasíla e Mato Grosso No período de 09/11/2013 à 15/11/2013, não estão previstas intervenções de porte nestas áreas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 31 / 45

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 novembro, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas 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 decréscimos de 0,4% para o subsistema SE/CO e 2,8% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de novembro (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 outubro sinalizam decréscimo de 0,4% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 0,7% 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 0,1% para o subsistema Nordeste e 1,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de novembro (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 outubro sinalizam decréscimos de 0,4% para o subsistema Nordeste e 1,5% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 32 / 45

33 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 33 / 45

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 08/11/2013 e as previsões para a semana de 09 a 15/11/2013. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 14/11, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 12/11. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min também na quinta-feira, dia 14/11, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 09/11, 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 12/11. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer 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 NOVEMBRO 34 / 45

35 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de Novembro. Anexo IV Limites de Transmissão ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 35 / 45

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 NOVEMBRO 36 / 45

37 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela 5-2: Despachos de Geração Térmica (1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 37 / 45

38 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 38 / 45