PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO

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

2 2012/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 03/03/2012 A 09/03/2012 NT (PMO - Semana Operativa 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 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 15 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. 23 A intervenção está programada para substituição de cabos aéreos de vão, conexão de cabos a disjuntor, TP de sincronismo e chave seccionadora. No período, o setor de 88 kv da SE Oeste irá operar em configuração de barra simples e contingências que ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 3 / 40

4 levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas pelo setor de 88 kv da SE Oeste Em caso de contingência de circuito duplo LT 230 kv Vila do Conde / Guamá haverá interrupção de todas as cargas das SE Guamá, Utinga e Santa Maria.4.5 Previsão de Carga Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 30 Lista de figuras e tabelas 40 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 4 / 40

5 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Março/2012, para a semana operativa de 03/03/2012 a 09/03/2012, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados do PMO de Março/12 indicaram, para a semana de 03/03/2012 a 09/03/2012, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 (indisponível, devido à parada para recarga de combustível, conforme declaração do Agente) e das UTE M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009), Norte Fluminense 1, Norte Fluminense 2 e nos patamares de carga pesada e média a UTE Norte Fluminense 3. Na região Sul, em todos os patamares de carga, a UTE Candiota III. Na região Nordeste, em todos os patamares de carga, a UTE Termopernambuco e nos patamares de carga Pesada e Média a UTE Fortaleza. Houve também, na região Sudeste/C.Oeste, a indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Santa Cruz e Linhares, utilizando GNL. Tendo por base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho em sua disponibilidade máxima, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de custo, na semana operativa de 05/05 a 11/05/2012. 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 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 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 5 / 40

6 3 Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Elétrica A integração ao SIN do aproveitamento hidrelétrico do Rio Madeira, formado pelas usinas de Santo Antônio (3150 MW) e Jirau (3300 MW), será feita através de um sistema de transmissão em CCAT composto de 2 bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as SE Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de km, e um Back-to- Back com tecnologia CCC (Capacitor Commutated Converter) composto de 2 blocos de 400 MW ± 51 kv, conectado através de duas linhas de transmissão em 230 kv à SE Porto Velho, conforme apresentado na Figura 3-1. Figura 3-1: Integração das usinas do Madeira Esta integração terá início com a entrada em operação comercial das duas primeiras unidades geradoras da usina de Santo Antônio a partir do dia 15 de março de ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 6 / 40

7 Estas unidades geradoras da UHE Santo Antônio serão conectadas, provisoriamente, ao sistema Acre/Rondônia através de transformador 525/230 kv 465 MVA, dois circuitos simples em 230 kv entre as subestações de Porto Velho e Coletora Porto Velho (17,3 km) e um circuito simples em 500 kv entre a usina e a SE 500 kv Coletora Porto Velho (12,5 km), conforme apresentado na fig 1-2. Figura 3-2: Configuração Provisória de Conexão da UHE Sto Antônio 3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão 1 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kv a ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N-2) para o tronco 765kV, nos processos supracitados. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 7 / 40

8 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 03/03/2012 a 09/03/2012, encontram-se na tabela a seguir: Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio Usina Geração por Patamar de Carga(MW) Pesada Média Leve Lajeado Peixe Angical Limite de Intercâmbio FCOMC Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês de Março/12, 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 Março/12 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 27/12/06, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006- DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos está estabelecido que: Art.1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS deverá considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de º "Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo. (Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006). (...) 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); ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 8 / 40

9 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 31/12/2011, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0167/400/2012, emitida em 13/02/2012. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 9 / 40

10 3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV. Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I; 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 10 / 40

11 3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações 1º unidade geradora da usina de Santo Antônio 70MW ( início dos testes 15/03/2012 ) 2º unidade geradora da usina de Santo Antônio 70MW ( início dos testes 15/03/2012 ) 3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 26/12/2012) TR-1 500/230 kv 400 MVA da SE Ouro Preto (até 30/03/2012) TR-1 345/138 kv da SE Itutinga (até 30/06/2012) TR /345 kv da SE Jaguara (até 31/12/2012) 3.5 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados do PMO de Março/12, para a semana de 03/03/2012 a 09/03/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 09/03 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 80,5 52,2 85,1 100,0 100,0 Limite Inferior 79,5 49,8 84,4 99,9 100,0 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 82,7 50,9 85,2 93,6 91,8 Limite Inferior 78,7 43,8 82,5 89,1 85,9 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 11 / 40

12 Os resultados do PMO de Março/12 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) N NE SE/CO IT S Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 103,54 103,54 86,52 86,52 Média 103,54 103,54 86,52 86,52 Leve 98,67 98,67 86,37 86,37 (*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/ Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. Apenas no início da próxima semana ocorrem pancadas de chuva isoladas nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Manso e na cabeceira dos rios Paraíba do Sul e Grande. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 78% da MLT, sendo armazenável 75% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve ascenção em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de uma massa de ar seco ocasiona ausência de precipitação nas bacias deste subsistema. Em termos de Energia ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 12 / 40

13 Natural Afluente, a previsão é de um valor de 127% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 125% 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 54% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. Na próxima semana ocorrem pancadas de chuva isoladas na região próxima a UHE Tucuruí. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 113% 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 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de março é de uma média de 79% da MLT, sendo armazenável 76% 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 63% da MLT, sendo armazenável 61% 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 13 / 40

14 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 março é de 110% da MLT, sendo armazenável 108% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 73% da MLT, sendo armazenável 71% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de março é de 50%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 40% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 14 / 40

15 3.7.4 Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de março apresente uma média de 117% da MLT, sendo armazenável 54% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 108% da MLT%, sendo armazenável 50% da MLT. 3.8 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 MARÇO 15 / 40

16 Figura 3-2: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 03/03 a 09/03 rio São Lourenço rio Manso rio Paranaíba Emborcação S.Simão Jupiá Manso Itaipu rio Cuiabá rio Paraguai Promissão Capivara S.Osório rio Grande S.Mesa Tucuruí rio Tocantins Furnas Três Marias Sobradinho rio S. Francisco A.Vermelha Mascarenhas rio Doce B.Bonita rio Tietê Funil I.Pombos rio Pb. Sul Jurumirim rio Paranapanema F.Areia rio Iguaçu Itá rio Uruguai P.Real rio Jacuí O C E A N O A T L Â N T I C O mm rio Paraná ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 16 / 40

17 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A geração da UHE Tucuruí deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, transferindo os seus excedentes energéticos para a região SE/CO. A geração das usinas do rio Tocantins (UHEs Serra da Mesa, Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito) e da região Nordeste deverá ser dimensionada visando a maximização do fornecimento de energia das regiões N e NE para a região SE/CO, em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Face as condições hidroeneergéticas desfavoráveis na bacias da região Sul, o fornecimento de energia para está região deverá ser priorizado, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Neste contexto, a geração das usinas de Itaipu e da região SE/CO, bem como a transferência de energia das regiões N e NE para a região SE/CO deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga. Na região Sul, a geração das usinas da bacia do rio Uruguai deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis nesta bacia, respeitando-se as restrições operativas de seus aproveitamentos, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após a exploração das disponibilidades energéticas das demais usinas hidráulicas do SIN. A geração das demais usinas da região será utilizada nos períodos de carga média e pesada, para fechamento do balanço energético do SIN, 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. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 17 / 40

18 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Marimbondo e Água Vermelha, deverá ser maximizada, em função das condições hidroenergéticas favoráveis. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Itumbiara, Nova Ponte e Emborcação deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada visando o atendimento dos requisitos de uso múltiplo da água ao longo do ano e, o controle do nível de armazenamento de seus reservatórios para atendimento aos volumes de espera recomendados para o controle de cheias. Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser deverá maximizada em todos os períodos de carga. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá deverá ser utilizada após explorada a geração das usinas das regiões N, NE e SE/CO. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: Face ao nível de armazenamento do reservatório da UHE Funil, a política de operação hidroenergética da bacia indica a minimização da geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua geração deverá ser maximizada visando explorar as disponibilidades energéticas da usina em função das afluências ao seu reservatório. A geração das UHE Serra da Mesa deverá ser dimensionada visando a maximização do fornecimento de energia das regiões N e NE para a região SE/CO, em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Para as demais usinas da cascata, a geração será dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas restrições operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos os patamares de carga para controle do nível de armazenamento de seu reservatório face às suas condições hidroenergéticas. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser dimensionada visando o controle do nível de armazenamento de seus reservatórios para atendimento aos volumes de espera recomendados para o controle de cheias. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 18 / 40

19 Bacias da Região Sul: a geração das UHE s GPS, do Rio Iguaçu e Passo Fundo deverá ser utilizadas prioritariamente em todos os períodos de carga. A geração das usinas da bacia do rio Uruguai deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN. 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 vertimentos 2. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina. 3. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina;; 4. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes; 5. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina; 6. UHE Marimbondo, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina; 7. UHE Água Vermelha; 8. UHE Capivara; 9. UHEs Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 10. UHE Serra da Mesa, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas a jusante; 11. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 12. UHE Itumbiara; 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 Emborcação; 15. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 16. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias das usinas; 17. Usinas da região Sul. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 19 / 40

20 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. Explorar disponibilidade da Região SE; 2. UHE GPS; 3. UHEs G. Ney Braga e GBM; 4. Salto Santiago e Salto Osório, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 5. UHE Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas. 7. UHE Passo Fundo; 8. UHE Machadinho; 9. UHE Itá, respeitando-se as restrições operativas da usina; 10. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 11. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas; Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. 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. Região SE/CO; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 20 / 40

21 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 sl.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. 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir: Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kv FLUXO PES MED L/Min. Geração Itaipu 60Hz RSE FSM FNS A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 21 / 40

22 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: 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. 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 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 22 / 40

23 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas. LT 765 kv Foz do Iguaçu / Ivaiporã C1 06h00min às 17h00min do dia 04/03 A intervenção está programada para instalação de booster shed em secionadoras na SE Ivaiporã e também em Foz do Iguaçu. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados: RSUL GIPU 2800 MW 3000 MW LT 500 kv Serra da Mesa ( TSCS ) - Gurupi 05h00min às 17h00min do dia 04/03 A intervenção está programada para serviços relacionados com a conexão do banco de reatores na SE Gurupi. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados: FNS FSM 1500 MW 3200 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga. Barra 6 de 88 kv da SE Baixada Santista das 05h00min às 16h00min do dia 04/03 A intervenção está programada para realizar tratamento anticorrosivo e pintura nas estruturas da barra. No período, o setor de 88 kv da SE Baixada Santista irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas pelo setor de 88 kv da SE Baixada Santista, pelo tronco de transmissão 88 kv Baixada Santista - Henry Borden e das cargas atendidas pela UHE Henry Borden 88 kv. Barra 4 de 88 kv da SE Oeste das 04h00min às 16h00min do dia 04/03 A intervenção está programada para substituição de cabos aéreos de vão, conexão de cabos a disjuntor, TP de sincronismo e chave seccionadora. No período, o setor de 88 kv da SE Oeste irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas pelo setor de 88 kv da SE Oeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 23 / 40

24 Barra 3 de 88 kv da SE Norte das 00h00min às 07h00min do dia 09/03 A intervenção está programada para manutenção preventiva em chave seccionadora. No período, o setor de 88 kv da SE Norte irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas por aquela subestação. Barra 3 de 88 kv da SE Milton Fornasaro das 00h00min às 07h00min dos dias 06/03 ao dia 09/03. A intervenção está programada para substituição das proteções eletrônicas do transformador de aterramento TR-AT-1 88/13,8 kv por proteções digitais. Foi caracterizado pela CTEEP que durante a realização desta intervenção existe risco de desligamento acidental da barra 4 de 88 kv da SE Milton Fornasaro, ocasionando a interrupção das cargas supridas por aquela subestação. SE CIDADE INDUSTRIAL, BARRAS A1 e A2 230 kv, das 00h00min às 17h00min do dia 04/03 (domingo). Substituição dos TCs 230 kv do módulo interbarras 230 kv A-1/B-1, em função de baixo isolamento dos TCs atuais. Durante o período desta intervenção, a SE 230 kv C. Industrial estará operando em barra única. Neste caso, em caso de falha em barramento (B1 / B2) ou falha de disjuntor, ocorrerá a perda total do setor 230 kv da SE C. Industrial, Sendo verificadas as seguintes consequências: - corte das cargas atendidas a partir da transformação 230/23 kv de C. Industrial, em um montante máximo de 30MW (atendimento radial). - corte das cargas atendidas a partir do 230 kv de Siderúrgica, em um montante máximo de 50MW, que já ocorre para a perda simples da LT 230 kv C. Industrial Siderúrgica. - Atuação do esquema para controle de carregamento da LT 230 kv C. Industrial P. Alegre 9 C.1 ou C.2, que comandará a abertura da LT 230 kv Camaquã Guaíba 2, na SE Guaíba, após temporização de 10 segundos, ocasionando o corte das cargas atendias pelas SE Guaíba 2, Eldorado do Sul 2, Canoas 1 e P. Alegre 9, em montantes da ordem de 210 MW. - corte das cargas atendidas a partir do 230 kv de Camaquã, por subtensão, em um montante máximo de 45MW. CORTE DE CARGA TOTAL: 335 MW SE CIDADE INDUSTRIAL, BARRAS A1, A2, B1 e B2 230 kv, das 15h00min às 17h00min do dia 04/03 (domingo) - SEM DESLIGAMENTO. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 24 / 40

25 Medições e verificações das alterações resultantes das trocas dos TCs do módulo interbarras 230 kv. Durante o período desta intervenção, a proteção diferencial de barras da SE 230 kv C. Industrial estará fora de operação. Neste caso, em caso de falha em barramento, ocorrerá a perda total do setor 230 kv da SE C. Industrial pelas proteções de retaguarda dos equipamentos a ela conectada: - corte das cargas atendidas a partir da transformação 230/23 kv de C. Industrial, em um montante máximo de 30MW (atendimento radial). - corte das cargas atendidas a partir do 230 kv de Siderúrgica, em um montante máximo de 50MW, que já ocorre para a perda simples da LT 230 kv C. Industrial Siderúrgica. - corte das cargas atendidas a partir do 230 kv de Canoas 1, em um montante máximo de 25MW, (atendida a partir de uma derivação da LT 230 kv C. Industrial P. Alegre 9 C.1). - possível corte de carga por subtensão na região de Porto Alegre 9, Eldorado do Sul, Guaíba 2, Camaquã, com montantes de até 230 MW, considerando a configuração nas UTE P. Médici e Candiota. CORTE DE CARGA TOTAL: 335 MW. ATR 500/230 kv 05T2 e SB 230kV 04B1 SE Messias das 07:20h às 11:40h do dia 04/03/2012 Esta intervenção está programada para a Chesf coletar óleo das buchas do ATR e realizar manutenção corretiva na chave 34T2-1. A SE Messias irá operar em barra única de 230kV. Em caso de contingência do ATR 05T3, ou de algum equipamento de 230 kv derivado da SE Messias, seguida de falha de disjuntor, ou perda do barramento de 230 kv da SE Messias, haverá perda de todas as cargas das SE Maceió, Rio Largo II e Penedo e do consumidor Braskem TR 230/69 kv SE MUSSURE II 04T3 - das 06h50min às 16h00min do dia 04/03/2012 Esta intervenção está programada para a Chesf substituir 05 radiadores do 04T3, realizar manutenção preventiva nível 1 no 04T3, substituir os TCs 94T3 e coletar amostra de óleo dos TCs 92T3. Em caso de contingência em um dos transformadores em operação na SE Mussuré II, durante o período da intervenção, poderá ocorrer sobrecarga de cerca de 32% nos transformadores remanescentes já considerando em operação os dois bancos de capacitores de 69 kv na SE Mussuré II. Neste caso haverá transferência de 22 MW e um corte de carga da ordem de 35 MW. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 25 / 40

26 TR 230/69 kv 04T1 SE Mirueira - das 06:30h do dia 03/03 às 07:30h do dia 05/03/2012 (contínuo) Esta intervenção está programada para a Chesf substituir radiadores com corrosão e vazamento e substituir motoventiladores em final de vida útil. Em caso de contingência em um dos transformadores em operação na SE Mirueira, considerando os dois BCs 69 kv em operação, o carregamento nos remanescentes podem ser de até: Sábado carga média: 130% limitar carregamento na SE Mirueira em 193MW, corte/redução da ordem de 60MW. Sábado carga pesada: 165%, com risco de desligamento, limitar carregamento na SE Mirueira em 193MW, corte/redução da ordem de 130MW. Domingo carga média: 112% limitar carregamento na SE Mirueira em 193MW, corte/redução da ordem de 24MW. Domingo carga pesada: 142% limitar carregamento na SE Mirueira em 193MW, corte/redução da ordem de 80MW. Segunda-feira até às 07h30: 110%, limitar o carregamento na SE Mirueira em 193MW, corte/redução da ordem de 20MW. TR 230/69 kv Fortaleza 04T4 - das 10:40h às 11:50h do dia 04/03/2012 Esta intervenção está programada para a Chesf coletar óleo do TC 92T4-B do transformador. Há necessidade de despachar geração na UTE Maracanau, para evitar que, em caso de contingência nas LT 230kV Fortaleza II - Delmiro Gouveia (mesma estrutura), ocorra desligamento por sobrecarga de todos os transformadores da SE Fortaleza, provocando a interrupção do suprimento às cargas das SE Fortaleza e Delmiro Gouveia. Neste caso haverá a necessidade de transferência ou corte de carga de até 65 MW dessas subestações. TR 230/69 kv SE UTINGA UGTF6-02 das 06:00h do dia 03/03/2012 às 16:00h do dia 04/03/2012 (contínuo) Esta intervenção está programada para a Eletronorte substituir acessórios de comando do comutador de tap das fases "A / B / V" do transformador Em caso de contingência em um dos transformadores em operação, o carregamento dos transformadores remanescentes poderão atingir valores entre 114%( carga media) e 125% (carga pesada) no sábado, com risco de atuação do esquema de corte de carga por sobrecarga nos transformadores desligando as cargas dos alimentadores de 69 kv Utinga / Distribuição e Utinga / Benevides. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 26 / 40

27 LT 230 kv Vila do Conde / Santa Maria VCSR-01 das 07:00h às 16:00h dos dias 03 e 04/03/2012 (diário) Esta intervenção está programada para a Eletronorte efetuar a retirada das esferas de sinalização para possibilitar o lançamento do cabo OPGW entre as SE s Santa Maria e Castanhal. Em caso de contingência na LT 230 kv Utinga / Santa Maria haverá interrupção de todas as cargas da SE Santa Maria. Em caso de contingência de circuito duplo LT 230 kv Guamá / Utinga haverá interrupção de todas as cargas das SE Utinga e Santa Maria Em caso de contingência de circuito duplo LT 230 kv Vila do Conde / Guamá haverá interrupção de todas as cargas das SE Guamá, Utinga e Santa Maria. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 27 / 40

28 4.5 Previsão de Carga Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de fevereiro onde são visualizados os valores verificados na quinta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 27. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de março, 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 decréscimo de 2,1% para o SE/CO e acréscimo de 0,1% para o Sul. A carga estimada para o mês de fevereiro de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o Sul, significam acréscimos de 7,2% para o subsistema SE/CO e 12,4% para o subsistema Sul em relação a janeiro. As cargas previstas para o PMO de março indicam decréscimos de 0,4% para o subsistema SE/CO e 5,2% 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 1,4% para o subsistema Nordeste e 1,6% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de fevereiro de MW médios para o Nordeste e MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em janeiro, indicam respectivamente, decréscimo de 0,2% e acréscimo de 0,4%. As previsões de carga para o PMO de março sinalizam decréscimo de 0,4% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,8% para o subsistema Norte em relação ao verificado no mês anterior. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 28 / 40

29 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 29 / 40

30 4.5.2 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 25/06 a 02/03/2012 e as previsões para a semana de 03 a 09/03/2012. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 08/03 com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na mesma quinta-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 21h00min e 22h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 03/03, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer também no sábado. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no mesmo sábado, entre 20h00min e 21h00min, 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 MARÇO 30 / 40

31 Anexos Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO do mês de Fevereiro. Anexo IV Limites de Transmissão ANEXO I Controle de Tensão As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação. IO-ON.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.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.CO.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília 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 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 31 / 40