PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO

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

2 2011/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT-3/131/2011 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 17/09/2011 A 23/09/2011 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 4 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 14 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 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 30 Lista de figuras e tabelas 43 ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 3 / 43

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Setembro/2011, para a semana operativa de 17/09/2011 a 23/09/2011, 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 da Revisão 3 do PMO de Setembro/11 indicaram, para a semana de 17/09/2011 a 23/09/2011, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, da UTE M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009), da UNE Angra 2 e da UNE Angra 1 (indisponível, conforme manutenção declarada pelo agente). Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo nas demais Regiões do SIN. A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP para o PMO de Setembro/2011 não indicou a necessidade de definição dos Níveis de Segurança para o referido mês. 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 Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Elétrica Durante a indisponibilidade do TR /138 kv SE Grajaú, com previsão de retorno em 31 de outubro, poderá ser necessário, para o controle do carregamento desta transformação, em contingência, despachar a UTE Barbosa Lima Sobrinho nos períodos de carga média e pesada. Cabe ressaltar que, para determinar o valor de geração a ser despachado, está sendo monitorada, na fase de programação e tempo real, uma inequação que controla o carregamento dos transformadores remanescentes. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 4 / 43

5 A SE Campos encontra-se desde 27 de setembro de 2010 com o transformador trifásico AT02 impedido. O seu retorno à operação está previsto para após o verão de Em decorrência da necessidade de adequação do cronograma de obras para a implantação de um banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas de Moraes conforme recomendação do PAR/PET e com a autorização da ANEEL, este equipamento não terá autorização de operação antes do final do mês de fevereiro de Considerando-se que este banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas de Moraes já se encontra disponível na fábrica, está sob avaliação a possibilidade de se operar com este equipamento, em caráter provisório, em paralelo com os transformadores de 225 MVA na SE Campos, dotando a SE Campos de maior confiabilidade. 3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética Com base na Portaria MME nº 2 de 12 de janeiro 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. Com base na Portaria de nº 307, de 12 de maio de 2011, do Ministério de Minas e Energia, poderá ser programado o fornecimento de energia para a Argentina, através da Conversora de Garabi, no montante de até MW, tendo este suprimento caráter interruptível e sendo efetuado através da utilização de energia não utilizada para atendimento do SIN. 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. 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 17/09/2011 a 23/09/2011, encontram-se na tabela a seguir: ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 5 / 43

6 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 Oficio nº 897/2011 SFG-SRG/ANEEL, estamos considerando a UTE Nutepa totalmente indisponível desde a elaboração da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação para o mês de Setembro/11. 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 Setembro/11, 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 Setembro/11 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); 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). ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 6 / 43

7 A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/07/2011, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS- 0388/400/2011, emitida em 04/08/2011. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 7 / 43

8 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. Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação, preservando a segurança do SIN. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 8 / 43

9 Região SE/CO: Região S: Região NE: Região N: LT 765 kv Foz Ivaiporã LT 765 kv Itaberá Tijuco Preto LT 525 kv Ibiúna Bateias LT 440 kv Araraquara - Santo Ângelo LT 440 kv Ilha Solteira - Araraquara LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru LT 440 kv Jupiá - Bauru LT 440 kv Bauru - Cabreúva LT 500 kv Cachoeira Paulista Adrianópolis LT 500 kv Cachoeira Paulista Tijuco Preto LT 500 kv Serra da Mesa Samambaia C1 LT 500 kv Samambaia Emborcação LT 500 kv Samambaia Itumbiara LT 500 kv Neves Bom Despacho 3 C1 LT 500 kv Nova Ponte Estreito LT 500 kv Emborcação Nova Ponte C1 ou C2 LT 500 kv São Simão Marimbondo LT 500 kv Paracatu 4 Pirapora 2 LT 500 kv Nova Ponte São Gortardo 2 LT 500 kv Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2 LT 500 kv Neves - Mesquita LT 500 kvitá - Caxias LT 500 kvitá Garabi II LT 500 kv Areia Curitiba LT 500 kv Campos Novos Blumenau C1 LT 500 kv Ivaiporã Londrina C1 ou C2 LT 230 kv Alegrete 2 Uruguaiana LT 500 kv Milagres Quixadá - Fortaleza LT 500 kv Sobral - Fortaleza C2 LT 500 kv Paulo Afonso IV/Angelim II C1 LT 500 kv Angelim II / Recife II C2 LT 500 kv Olindina / Camaçari II C2 LT 500 kv Luiz Gonzaga / Olindina C1 LT 500 kv Marabá Açailândia C1 ou C2 LT 500 kv Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4 LT 500 kv Imperatriz Colinas C1 ou C2 LT 500 kv Marabá Imperatriz C2 ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 9 / 43

10 3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Nenhum teste com repercussão Sistêmica. 3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 29/12/2011) TR /138 kv 600MVA da SE Grajaú (até 31/10/2011) TR-2 345/138 kv da SE Campos (até 31/12/2011) TR-1 500/230 kv 400 MVA da SE Mesquita (até 30/09/2011) TR-1 345/138 kv da SE Itutinga (até 31/12/2011) 3.5 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 3 do PMO de Setembro/11, para a semana de 17/09/2011 a 23/09/2011, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 23/09 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 67,8 95,1 62,8 61,3 47,9 Limite Inferior 67,2 86,6 62,7 61,3 47,9 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/09 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 66,2 95,3 59,8 59,5 45,4 Limite Inferior 65,0 78,5 59,5 59,5 45,4 ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 10 / 43

11 Os resultados da Revisão 3 do PMO de Setembro/11 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 24,47 24,47 24,47 24,47 Média 23,38 23,38 23,38 23,38 Leve 22,43 5,52 22,43 22,43 (*) 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 leve recessão em relação às verificadas na semana em curso. O avanço de uma frente fria no final da semana operativa ocasiona chuvisco/chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Manso e no trecho incremental a UHE Itaipu. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 94% da MLT, sendo armazenável 86% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A atuação de duas frentes frias ocasiona totais elevados de precipitação na bacia do rio Jacuí e chuvisco/chuva fraca ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 11 / 43

12 nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 152% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 51% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se estáveis em relação à semana corrente. A previsão é de permanência do período de estiagem. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 63% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se no estáveis em relação ao observado nesta semana. A previsão é de permanência do período de estiagem. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 64% 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 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de setembro é de uma média de 99% da MLT, sendo armazenável 88% 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 87% da MLT, sendo armazenável 78% 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-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 12 / 43

13 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 setembro é de 219% da MLT, sendo armazenável 76% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior à verificada no mês anterior. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 177% da MLT, sendo armazenável 61% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 13 / 43

14 3.7.3 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de setembro é de 66%, sendo armazenável 65% da MLT, o que representa um cenário hidrológico próximo ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 61% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 60% da MLT Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de setembro apresente uma média de 69% da MLT, sendo armazenável 67% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 65% da MLT%, sendo armazenável 63% 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-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 14 / 43

15 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 17/09 a 23/09 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-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 15 / 43

16 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A política de operação energética indica que a exploração das disponibilidades energéticas da UHE Tucuruí será dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu reservatório ao longo do ano. Desta forma, sua geração será utilizada para fechamento do balanço energético do SIN. A defluência da UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada objetivando prover a maior vazão regularizada possível a UHE Tucuruí, até o próximo período úmido. Esta operação hidráulica visa proporcionar a máxima disponibilidade energética nas usinas do rio Tocantins (UHEs Serra da Messa, Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito) para atendimento a política de tranferência de energia para as regiões N e NE, bem como o deplecionamento controlado do reservatório da UHE Tucuruí. Cabe destacar que, na ocorrência de indisponibilidade de unidade geradora na UHE Serra da Mesa, o vertedouro da usina será aberto de modo a repassar as usinas de jusante a vazão referente a maximização da referida unidade geradora, não impactando desta forma a operação hidráulica da bacia. Considerando o exposto, a programação de geração das UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. 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. Na região Sul, a geração das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí, que apresentarem ocorrência e/ou iminência de vertimento, deverão ser maximizadas em todos os períodos de carga. A geração das demais usinas da região deverá ser maximizada nos períodos de carga média e pesada, transferindo-se os excedentes energéticos para a regioão SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverá ser explorada ao máximo em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Na região SE/CO, a geração das usinas será minimizada nos períodos de carga leve e dimensionado nos períodos de carga média e pesada para atendimento as políticas de transferência de energia para as regiões NE e N, respeitando-se as restrições (controle de cheias, operativas, uso múltiplo e ambientais), bem como 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; ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 16 / 43

17 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 utilizada nesta ordem de prioridade. 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 da curva referencial de deplecionamento de seus reservatórios, a qual objetiva garantir as condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Capivara, Chavantes e Jurumirim deverá ser maximizada nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira e Três Irmãos deverá ser minimizada de modo a garantir o atendimento dos requisitos de uso múltiplo ao longo do ano. As disponibilidades energéticas das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo em todos os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: Atualmente, a defluência turbinada das UHEs Jaguari e Paraibuna encontra-se limitada, tendo em vista à indisponibilidade das duas UGs da UHE Jaguari, bem como a existência de restrição em unidade geradora da UHE Paraibuna que impossibilita a maximização de sua geração. Face ao reduzido nível de armazenamento do reservatório da UHE Funil, a política de operação hidroenergética da bacia indica a necessidade de maximização da defluência das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca, com o objetivo de garantir o atendimento dos requisitos hidráulicos da UHE Funil ao longo do período seco, de modo a não comprometer o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Neste contexto, faz-se necessária a manutenção da abertura da válvula dispersora das UHEs Jaguari e Paraibuna com o objetivo de possibilitar a maximização da defluência destes reservatórios. Bacia do Rio Tocantins: A exploração das disponibilidades energéticas da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu reservatório ao longo do ano. Desta forma, sua geração será utilizada para fechamento do balanço ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 17 / 43

18 energético do SIN, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes. A programação de geração das UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. 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 defluência da UHE Três Marias deverá ser maximizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada para fechamento do balanço energético da região, após o recebimento dos excedentes energéticos das demais regiões do SIN, respeitando-se as restrições operativas das usinas e de coordenação hidráulica da cascata. Bacias da Região Sul: Em função da ocorrência de vertimentos para controle do nível de seus reservatórios, a geração das usinas das bacias do rio Iguaçu, Uruguai e Jacuí, deverão ser maximizadas em todos os períodos de carga. As disponibilidades energéticas das demais usinas da região deverão ser exploradas ao máximo nos períodos de carga média e pesada, sendo os excedentes energéticos da região transferidos para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes. 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. UHE São Simão; 2. Usinas da região Sul que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 3. UHE Itumbiara. 4. UHE Água Vermelha; 5. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHEs Capivara, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 7. UHE Marimbondo; 8. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 9. Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 10. 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); 11. UHE Emborcação. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 18 / 43

19 12. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 13. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes; 14. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina; 15. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; Na região Sul, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas da região que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento; 2. UHE Segredo; 3. UHEs Salto Santiago, Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 4. UHE Campos Novos; 5. UHE Itá; 6. UHE Machadinho; 7. UHE GBM; 8. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 9. UHE Passo Fundo; 10. UHE Barra Grande; 11. UHE GPS; 12. Explorar disponibilidade da Região SE. Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. Região SE/CO; 2. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa; 4. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa; 5. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 19 / 43

20 6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE s L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas destas usinas. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 20 / 43

21 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. 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-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 21 / 43

22 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-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 22 / 43

23 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT 500 kv Itaipu 60Hz / Foz Iguaçu 60Hz C3 de 23h00min do dia 16/09 às 02h30min do dia 17/09 A intervenção está programada para alteração na parametrização na atuação da zona 2 da proteção. Esta alteração é uma pendência em relação a intervenção realizada em 12 e 13/09 e segue as recomendações definidas após a ocorrência do dia 02/09/2011. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados: FIPU 3000 MW LT 500 kv Itaipu 60Hz / Foz Iguaçu 60Hz C4 de 02h30min às 07h00min do dia 17/09 A intervenção está programada para alteração na parametrização na atuação da zona 2 da proteção. Esta alteração é uma pendência em relação a intervenção realizada em 11/09 e segue as recomendações definidas após a ocorrência do dia 02/09/2011. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados: FIPU 3000 MW LT 765 kv Foz Iguaçu 60Hz / Ivaiporã C2 de 07h30min às 17h00min do dia 17/09 A intervenção está programada para realização de manutenções corretivas. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados: FIPU RSE FSE Fba-in 3000 MW 7800 MW 5300 MW 1100 MW Pólo 1 Foz Iguaçu 50 Hz - Ibiúna de 06h45min às 17h00min do dia 18/09 As intervenções estão programadas para realização de manutenção corrteivas. Durante esta intervenção, para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos conforme indicado: Elo CC 4700 MW ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 23 / 43

24 Filtro ZRA Foz Iguaçu 50Hz de 06h45min às 17h00min do dia 18/09 A intervenção está programada para realização de manutenção corretiva. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado: Elo CC 3600 MW DJ 765 kv Foz Iguaçu 60Hz de 00h00min às 07h00min do dia 20/09 A intervenção está programada para realização de manutenção corretiva em secionadora. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados: FIPU 5000 MW TR 500/230 kv CAMACARI II TR1 e disjuntores 500kV SE CAMAÇARI II - 15T1 e 15D1 das 06h00min às 17h00min do dia 18/09 Esta intervenção esta programada para a CHESF realizar tratamento anti-corrosivo no cubiculo delta,fases "A","B" e "C", verificar vazamento de óleo 05T1-A, no flange da tubulação que liga o trafo à bucha de 230KV e fazer a substituição de espaçador amortecedor com garra danificada, fase "A". Para minimizar o corte de carga, em caso de perda da barra 230kV da SE Camaçari - 04B2-2, devem ser atendidas as seguintes condições: -Geração das UHE Itapebi e Pedra do Cavalo, durante o período da intervenção de pelo menos 90MW e 80MW, respectivamente. -Geração térmica maior ou igual a 450MW na região polarizada pela SE Camaçari. -FSENE com pelo menos 300MW Neste caso, haverá atuação do SEP de alívio de carga para perda de dois autotransformadores de Camaçari, interrompendo as cargas de 69kV e 230kV da SE Cotegipe 134MW e 119MW, respectivamente. TR 230/69 kv FORTALEZA TR4 das 08h15min às 12h45min do dia 18/09/2011 Esta intervenção esta programada para a CHESF corrigir ponto quente no contato fixo com móvel na chave 32T4-6 na subestação Fortaleza. 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 atuação da proteção de sobrecorrente, de todos os transformadores da SE Fortaleza, provocando a interrupção do suprimento às cargas desta subestação e da SE Delmiro Gouveia. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 24 / 43

25 Considerando geração de 40MW na UTE Maracanau, espera-se carregamento de até 149% e 140% nos enrolamentos primários e secundários dos transformadores remanescentes, respectivamente, no caso da citada contingência. Limitar a carga da SE Delmiro Gouveia em 170MW para atender ao limite de emergência da LT Fortaleza-Delmiro Gouveia 69kV (90MVA - 753A), desde que esteja em operação 1 BC de 69kV nesta subestação. Espera-se corte de até 24MW na SE Delmiro Gouveia. Limitar a carga da SE Fortaleza em 170MW, com 2 BC energizados nesta SE, para eliminar a sobrecarga nos transformadores da SE Fortaleza. Corte de até 92MW na SE Fortaleza. A Coelce não indicou transferência de carga no caso desta contingência Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga. SB 4A da SE NORDESTE 88 kv das 08h00min às 15h00min do dia 18/09 Esta intervenção esta programada para a CTEEP para serviço de manutenção corretiva em seccionadoras. Durante a mesma, o setor de 88 kv desta subestação irá operar em barra única, com todos os circuitos conectados a barra 3 e 4B, e contingências que impliquem em perda de barra acarretarão a interrupção das cargas supridas por esta instalação, em um montante da ordem de 600 MW. LT 230 kv PIRATININGA INTERLAGOS + SB kv de PIRATININGA das 06h00min às 17h00min do dia 18/09 Esta intervenção está programada pela a CTEEP para serviço de manutenção corretiva em seccionadoras. Durante a mesma, o setor de 230 kv desta subestação irá operar em barra única, com todos os circuitos conectados a barra 02, e contingências que impliquem em perda desta barra acarretarão a interrupção das cargas supridas por esta instalação, em um montante da ordem de 240 MW. Barra 4 de 88 kv da SE RAMON REBERTE FILHO das 00h00min às 07h00min do dia 20/09 A intervenção está programada para manutenção corretiva em chave seccionadora. No período, o setor de 88 kv da SE Ramon Reberte Filho irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao desligamento desta barra resultarão na interrupção das cargas supridas por aquela subestação. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 25 / 43

26 TR 230/69 kv TERESINA TR4 das 05h55min às 16h35min do dia 18/09 Esta intervenção está programada para a Chesf realizar correção de vazamentos e tratamento anti-corrosivo com pintura no transformador 04T4. Em caso de contingência simples em transformador 230/69 kv da SE Teresina, energizar os BCs de 69kV. É esperada sobrecarga de até 20% nos transformadores remanescentes. Após 30 minutos, restringir até 35 MW de carga. LT 230 kv RECIFE II - JOAIRAM e SB 230 kv JOAIRAM 04B1 das 07h00min às 16h30min do dia 18/09 Esta intervenção está programada para a Chesf corrigir restrição de fechamento da 34V2-1/Joairam. Durante o período da intervenção a SE Joairam operará em barra única, desta forma, em caso de contingência no barramento de 230 kv da SE Joairam em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção haverá desligamento de todos os equipamentos ligados a este barramento, interrompendo temporariamente o suprimento às cargas atendidas pelas SE Joairam e Bongi. A Celpe transferirá até 184MW para outros pontos de suprimento da rede básica. Haverá restrição de até xxmw. TR 230/69 kv MUSSURÉ TR1 das 07h50min às 16h10min do dia 18/09 Esta intervenção esta programada para a Chesf realizar a substituição de um radiador, corrigir vazamento de óleo no filtro adsorvente e eliminar pontos com corrosão. Em caso de contingência simples em um dos transformadores 230/69kV em operação na SE Mussuré II, durante o período da intervenção, poderá ocorrer sobrecarga de cerca de 25% nos transformadores remanescente já considerando em operação os dois bancos de capacitores de 69 kv nesta subestação. Há necessidade de transferência ou corte de carga de até 44MW para reduzir o carregamento dos transformadores ao seus valores nominais. A Energisa Paraíba fará transferência de 22MW para outro ponto de suprimento da rede básica. Após 30 minutos restringir 22MW na SE Mussuré. SB 230 kv GUAMA das 06h00min às 11h00min do dia 18/09 Esta intervenção esta programada para a Eletronorte realizar a conexão da seccionadora seletora de barra I do novo bay dos bancos de capacitores da SE Guamá à barra I da SE Guamá. Em caso de contingência no barramento de 230 kv da SE Guamá em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção haverá desligamento de todos os equipamentos ligados a este barramento, interrompendo o suprimento à SE Guamá (166 MW). Haverá também a atuação do esquema de alívio de carga para perda dupla das LT Guamá / Utinga, cortando até 61% de carga na SE Utinga (162 MW). ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 26 / 43

27 SB 230 kv GUAMA das 11h00min às 17h00min do dia 18/09 Esta intervenção esta programada para a Eletronorte realizar a conexão da seccionadora seletora de barra II do novo bay dos bancos de capacitores da SE Guamá à barra II da SE Guamá. Em caso de contingência no barramento de 230 kv da SE Guamá em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção haverá desligamento de todos os equipamentos ligados a este barramento, interrompendo o suprimento à SE Guamá (166 MW). Haverá também a atuação do esquema de alívio de carga para perda dupla das LT Guamá / Utinga, cortando até 61% de carga na SE Utinga (162 MW). TR 500/230 kv SAO LUIS II TR1 das 08h00min às 12h00min do dia 18/09. Esta intervenção está programada para a Eletronorte efetuar permuta de fase no transformador LDAT7-01: Retirar de operação a fase "A" e energizar a fase "Reserva". Em caso de contingência em um dos autotransformadores em operação na SE São Luís II, haverá atuação do esquema para alívio de sobrecarga na transformação 500/230kV desta subestação, desligando 2 linhas de cubas na Alumar. ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 27 / 43

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 setembro, onde são visualizados os valores verificados nas três primeiras semanas e a revisão das previsões das semanas 4 e 5, 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 0,1% para o subsistema SE/CO e 0,7% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções das semanas 4 e 5 de setembro (revisão 3), 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 agosto indicam decréscimos de 0,3% para o subsistema SE/CO e 2,9% para o subsistema Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimo de 0,1% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,5% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções das semanas 4 e 5 de setembro (revisão 3), 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 agosto sinalizam acréscimos de 2,6% para o subsistema Nordeste e 0,7% para o subsistema Norte. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 28 / 43

29 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 29 / 43

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 10 a 16/09/2011 e as previsões para a semana de 17 a 23/09/2011. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 22/09, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer também nessa 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 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 17/09, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer no mesmo sábado. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também nesse sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 4.5-2Erro! Auto-referência de indicador não válida. a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT-3/131/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 30 / 43