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1 Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, Centro Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2005/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT-3/073/2005 SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 18/06/2005 A 25/06/2005 NT (PMO -Semana Operativa a ).doc

3 1 Introdução 4 2 Conclusões Relacionadas com a indisponibilidade de 2 circuitos da LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã Relacionadas ao atendimento Energético Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5 3 Pontos de Destaque Relacionados com a Operação Especial Hidroenergética Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão Relacionados com a Otimização Energética Relacionados com o Uso Múltiplo da Água Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos 11 4 Previsão e Análise das Vazões Naturais e Precipitação Resultados para as semanas Análise dos Resultados Regiões Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Nordeste Região Norte 14 5 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 Desligamentos que implicam em restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que implicam em perdas de grandes blocos de carga 24 6 Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 28 Anexos 29 Lista de figuras e tabelas 58 NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 3 / 59

4 !" Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal de Operação Eletroenergética PMO, para o mês de junho, 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. # $%&'(& 2.1 Relacionadas com a indisponibilidade de 2 circuitos da LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã No dia 14/06, ocorreu a indisponibilidade de 2 circuitos da LT 765 kv Foz do Iguaçu Ivaiporã em razão de quedas de torres. Em razão dessa indisponibilidade os limites de transmissão entre as regiões Sudeste/Centro Oeste e Sul, e entre a região Norte e a região Sudeste/Centro Oeste foram reduzidos, para garantir a segurança do SIN no caso de perda do circuito remanescente entre as SEs Foz do Iguaçu e Ivaiporã. De modo a preservar a segurança operacional do SIN e considerando que, permanecerá em operação apenas um circuito de 765kV entre Foz do Iguaçu e Ivaiporã, até o retorno de um dos circuitos, previsto para 26/06/2005, a geração da UHE Itaipu - setor 60Hz deverá ficar limitada a 3200MW nos períodos de carga pesada e média e 2600MW nos períodos de carga leve. Adicionalmente, as transferências de energia entre as regiões Sul e Sudeste/C. Oeste deverão ficar limitadas aos seguintes valores: Sentido SE/CO S : 1500MW (pesada e média) e 2600MW (leve) Sentido S SE/CO : a região Sul não deverá ser exportadora em nenhum período de carga. Em função da expectativa de melhoria das condições hidrológicas da região Sul, análises complementares estão sendo elaboradas buscando definir condições operativas que permitam a exportação de energia, visando minimizar a ocorrência de vertimentos. A operação com três circuitos, no trecho Foz do Iguaçu - Ivaiporã, está prevista para o dia 06/07/05. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 4 / 59

5 2.2 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados da Revisão 3 do Programa Mensal de Operação para o mês de junho indicam, para a semana operativa de 18 a 24/06/2005, despacho térmico por ordem de mérito somente para a região Sudeste, da UTE Cuiabá (246MW) e das UTNs Angra1 (620MW) e Angra 2 (1350MW), em todos os patamares de carga, para complementação energética no SIN. 2.3 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica À exceção das instalações relacionadas no Anexo V, a Rede Básica, com todos os elementos em operação, estará atendendo aos parâmetros de avaliação: freqüência, estabilidade, controle de tensão e carregamentos, conforme padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Em condições de rede alterada, para a execução de desligamentos programados, os critérios constantes nos Procedimentos de Rede serão atendidos desde que sejam estabelecidas restrições na geração das usinas e/ou utilizada geração térmica. Essas situações estão destacadas nos itens e Cumpre registrar que exceções poderão ocorrer no atendimento aos critérios de segurança, em função da necessidade de se efetuar desligamentos programados, visando a execução de serviços de manutenção preventiva e/ou corretiva nas instalações do SIN, e mesmo para a entrada de novas instalações. Essas situações também estão destacadas nos itens e ) & ((&*+( 3.1 Relacionados com a Operação Especial Hidroenergética Na hipótese de se verificar um quadro hidrológico desfavorável na Região Sul, e com o objetivo de possibilitar a efetivação de transferências de energia da região SE/CO para a região Sul de até MWmed, diários, deverão ser adotados os seguintes procedimentos: 1. Limite máximo de referência para transferência de energia das regiões SE/CO para a região Sul, durante a etapa de Programação Diária da Operação: Carga Leve = 4000 MW (*) Carga Média Carga Pesada = 3800 MW = 3200 MW (1) O valor a ser efetivado em carga leve está condicionado à possibilidade de alocação na curva de carga. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 5 / 59

6 (2) O valor a ser efetivado em carga pesada está condicionado à disponibilidade de potência da região SE/CO. 2. O somatório da geração das usinas de Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá, Porto Primavera e Taquaruçu, deverá ser inferior a 5500 MW, e no máximo de até 5800 MW, considerando-se a rede completa. Para rede alterada, as limitações serão definidas durante a etapa de Programação Diária da Operação. 3. Controlar a tensão nos barramentos de 440 kv de Bauru e Araraquara na faixa de 453/460 kv. Para o atendimento a essas diretrizes, o ONS está autorizado a despachar usinas térmicas nas regiões SE/CO, principalmente as UTEs Piratininga e Nova Piratininga, nos períodos de carga pesada e média. Adicionalmente, se necessário, deverá ser utilizada a plena geração da UHE Henry Borden, nos períodos de carga pesada. Se necessário, as unidades geradoras da UHE Henry Borden deverão ser utilizadas como compensadores síncronos. O artigo 2º da Resolução Normativa ANEEL nº 155, de 31/03/2005, estabelece que, os montantes de energia elétrica constantes da Portaria MME 153 de 30/03/2005, deverão ser utilizados como limites de disponibilidade de geração e da garantia física de energia a serem considerados pelo ONS, durante o horizonte de planejamento da programação e despacho da operação eletroenergética de curto e médio prazos e nas atualizações da Curva de Aversão a Risco CAR do respectivo subsistema. Portanto, estaremos, em cumprimento a essa determinação, considerando como disponibilidade, no período abril/2005 a dezembro/2009, os valores de 400,71MW e 217MW para a interconexão de Garabi e UTE Uruguaiana, respectivamente. Para os valores de disponibilidade, utilizados no Modelo de Curto Prazo, foram considerados os montantes de 240,81MW para a conversora de Argentina 1A, 52,73MW para a Argentina 2A, 14,9MW para Argentina 1B, 26,36MW para Argentina 2B, 52,73MW para Argentina 2C e 13,18MW para Argentina 2D, e 217 MW para UTE Uruguaiana. Para efeito da Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real, o ONS poderá, na eventualidade de disponibilidade de importação por meio das Interconexões de Garabi acima dos valores de garantia física de que trata a Portaria MME nº 153, de 2005, comandar o despacho daquelas interconexões nos limites de disponibilidade, respeitada a ordem de mérito de custo das conversoras de Garabi. Permanece sendo passível de ser efetuada a exportação de energia para o Uruguai através da conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. Este suprimento tem caráter interruptível e utiliza os recursos excedentes de geração térmica das usinas de Uruguaiana, P. Médici, J. Lacerda, Canoas e Charqueadas. Os valores de exportação, bem como as usinas térmicas que NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 6 / 59

7 estarão participando da exportação, serão ajustados na fase de programação diária e em tempo real. Tendo como referência o Ofício nº 248/2005 SEM/SRG/ANEEL, de 17 de maio de 2005, o sistema elétrico uruguaio poderá exportar, de forma temporária e excepcional, energia para o sistema elétrico brasileiro, através da Conversora de Rivera. O montante de energia recebido pelo sistema elétrico brasileiro somente será devolvido ao uruguaio, quando da ocorrência de energia vertida turbinável não alocável no sistema elétrico brasileiro. O valor máximo do recebimento de energia pelo sistema elétrico brasileiro, segundo o referido Ofício, é de 70 MW. 3.2 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 5.4.2). Os limites de transmissão entre os subsistemas estão indicados no Anexo IV. Devido a limitações de transmissão, existem limitações para a exportação do sistema Mato Grosso. Para garantir o atendimento às cargas desse estado, no caso de perda da LT 230 kv Rondonópolis Barra do Peixe, o maior valor que poderá ser exportado por esse sistema, com o sistema completo, é de 260 MW, medido na SE Rio Verde. Os despachos da UTE Mário Covas (Cuiabá) e nas usinas Jauru, Guaporé, Itiquira, Manso, deverão observar o valor máximo da exportação da área Mato Grosso. Da mesma forma a importação do sistema Mato Grosso é limitada pela perda de grandes blocos de geração. Para essa condição poderá ser necessário o despacho da UTE Mário Covas, para garantir o atendimento à carga e para o controle do carregamento da transformação 230/138 kv da SE Coxipó. Adicionalmente cabe registrar que para garantir que o sistema de transmissão de suprimento aos demais centros de carga suporte qualquer contingência simples, é necessário utilizar geração térmica nas áreas Mato Grosso do Sul (William Arjona), Mato Grosso (Mário Covas), Santa Catarina (Jorge Lacerda), Rio Grande do Sul (Presidente Médici), Minas Gerais (Ibirité) e São Paulo (Nova Piratininga/Piratininga). Vale ressaltar que os valores de inflexibilidade declarados pelos Agentes, para as usinas térmicas Jorge Lacerda, Presidente Médici, atendem aos critérios de segurança. Na fase de Programação Diária, ou em Tempo Real, em função do comportamento de carga nas áreas, poderá ser determinada geração adicional nas usinas térmicas. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 7 / 59

8 3.2.2 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. Deve ser destacado que os recursos de se operar geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverão ser utilizados 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. Região SE/CO: 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 440 kv Bauru Embu Guaçu LT 750 kv Itaberá Tijuco Preto LT 500 kv Cachoeira Paulista Adrianópolis LT 500 kv Cachoeira Paulista Tijuco Preto LT 500 kv Serra da Mesa Samambaia LT 500 kv Samambaia Emborcação LT 500 kv Samambaia Itumbiara LT 500 kv Neves Bom Despacho 3 LT 500 kv Ibiúna Bateias Região S: LT 500 kv Itá - Caxias; LT 500 kv Itá Garabi II; LT 500 kv Areia - Curitiba LT 230 kv Alegrete 2 Uruguaiana LT 138 kv Campo Grande - Mimoso LT 138 kv Jupiá Mimoso Região NE: LT 500kV Paulo Afonso - Angelim LT 500kV Angelim - Recife II - C2 NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 8 / 59

9 LT Olindina - Camaçari 500kV - C1 LT Luiz Gonzaga - Olindina 500kV; Região N: LT 500kV Presidente Dutra - Açailândia LT 500kV Presidente Dutra - Imperatriz C2 LT 500kV Tucuruí - Marabá C2 LT 500kV Marabá Açailândia Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 3 do PMO de Junho indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-1: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 24/06 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado , Limite Inferior Tabela 3-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 82, , Limite Inferior , NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 9 / 59

10 Os resultados da Revisão 3 do PMO de Junho indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-1: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) N NE Recebimento necessário para atender aos requisitos energéticos da região N 270 Recebimento necessário para atender aos requisitos energéticos da região NE SE/CO IT A região Sul não poderá exportar energia devido ao acidente envolvendo as LTs de 765kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã S Os resultados da Revisão 3 do Programa Mensal de Operação para o mês de junho indicam, para a semana operativa de 18 a 24/06/2005, despacho térmico por ordem de mérito somente para a região Sudeste, da UTE Cuiabá (246MW) e das UNEs Angra1 (620MW) e Angra 2 (1350MW), em todos os patamares de carga, para complementação energética no SIN. Tabela 3-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 27,00 25,40 12,00 27,00 Média 26,52 25,19 12,00 26,52 Leve 26,10 24,90 12,00 26,10 (*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 12), Com base nas Resolução CNPE nº10 de 16/12/2003, Despacho 850/2004 SRG/ANEEL e Ofício 387/2004 SRG/ANEEL. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 10 / 59

11 3.3 Relacionados com o Uso Múltiplo da Água Tendo em vista os requisitos de controle de cheias, que impõem níveis máximos de armazenamento nos reservatórios, deverão ocorrer vertimentos nos reservatórios localizados nas bacias dos rios Uruguai (UHEs Machadinho e Ita), Bacia do rio Iguaçu (UHE Segredo), na bacia do rio Passo Fundo (UHE Passo Fundo) e na Bacia do rio Paraná (UHE Itaipu). 3.4 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações UTE Piratininga UGs 41 e 31 UTE Termorio UGs 28, 31, 32 e 38 TR 500/230 kv da SE Sobral III LT 230 kv Sobral II Sobral III 3.5 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Compensador Síncrono da SE Brasília Geral (até 30/06/05) Reator 01 da SE Brasília Geral (até 30/06/05) Capacitor 8 da SE Tijuco Preto (sem previsão) Compensador Síncrono da SE Teresina (até 20/12/05) TR 6 750/345 kv 1500 MVA de Tijuco Preto (sem previsão) TR 7 750/345 kv 1500 MVA de Tijuco Preto (sem previsão), (-&"(%&( *&.*/'(& **&(($0*!" 4.1 Resultados para as semanas Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se estáveis em relação aos valores verificados na semana em curso. Embora a previsão seja de ocorrência de precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Paraíba do Sul e Grande, sendo que os maiores valores devem ocorrer na bacia do rio Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu. Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de junho é de uma média de 102% da MLT (Média de Longo Termo), ou seja, inferior ao verificado em maio, mas superior ao verificado em abril. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 11 / 59

12 No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em elevação. A previsão é de permanência da precipitação na bacia do rio Iguaçu, porém os valores devem ser inferiores aos observados nessa semana. Nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí ocorrem apenas chuva fraca, e em pontos isolados. Para o fechamento da média de vazões naturais para o mês de junho, está sendo previsto um valor de aproximadamente 123% da MLT, ou seja, um cenário hidrológico inferior ao verificado em maio, mas superior ao verificado nos meses anteriores. As previsões de vazões naturais para o subsistema Nordeste apresentam-se em recessão para a próxima semana, condizentes com o cenário de estiagem, típico dessa época do ano. A previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 95% da MLT, o que significa um valor levemente superior ao verificado em maio, mas inferior ao verificado nos meses anteriores. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão, devido à ausência de precipitação. Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de junho apresente uma média de 90% da MLT, valor que é inferior ao verificado nos meses anteriores. Tabela 4-1: 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 NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 12 / 59

13 Tabela 4-2: 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 Análise dos Resultados Regiões Sudeste/Centro-Oeste O valor esperado da previsão da energia natural afluente desta região, para a semana, é de cerca de 94% da MLT, sendo armazenável 92% da MLT, valor que é próximo ao observado na semana anterior, fazendo com que a ENA mensal prevista se situe em 102% MLT, sendo armazenável 101% da MLT. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, 70% da MLT, sendo totalmente armazenável, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no valor de 92% da MLT, sendo armazenável 91% da MLT. Tabela 4-3: 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 NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 13 / 59

14 4.2.2 Região Sul O valor esperado da previsão da energia natural afluente desta região, para a semana, é de cerca de 162% da MLT, sendo armazenável 148% da MLT, valor que é superior ao observado na semana anterior, fazendo com que a ENA mensal prevista se situe em 123% da MLT, sendo armazenável 104% da MLT. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, 70% da MLT, sendo totalmente armazenável, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no valor de 86% da MLT, sendo armazenável 74% da MLT. Tabela 4-4: 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 Energia natural afluente prevista é da ordem de 89% da MLT, para a semana, sendo totalmente armazenável, apresentando-se em recessão em relação ao valor observado na semana anterior, fazendo com que a média mensal, para o valor esperado, se situe em 95% MLT, sendo totalmente armazenável. O limite inferior da previsão indica o valor de 85% MLT, para a semana, sendo totalmente armazenável, fazendo com que a média mensal, na sua ocorrência, se situe em 93% MLT, sendo totalmente armazenável Região Norte Energia natural afluente prevista é da ordem de 72% da MLT, sendo totalmente armazenável, apresentando recessão em relação à semana anterior, fazendo com que a média mensal se situe em 90% da MLT, sendo armazenável 84% da MLT. Para o limite inferior, a previsão indica 67% da MLT, sendo totalmente armazenável, fazendo com que a média mensal se situe em 88% da MLT, sendo armazenável 79% da MLT. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 14 / 59

15 Figura 4-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 18/06 a 24/06 # ($ $ #!! $!"!" * & ' ) %% # $%& &%$' $'%(' ('%&'&'%$'' NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 15 / 59

16 1 (/(&0***0(*!"%(((23$* *!"%(((23$* 5.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Em função do período seco vigente na região SE/CO, não há previsão de vertimentos nos reservatórios da bacia do rio Paraná, que compreende as subbacias dos rios Grande, Paranaíba, Tietê e Paranapanema. Em caso de necessidade de vertimentos, estes serão devido ao controle de nível em reservatórios a fio d água. Exceção se faz a UHE Itaipu que poderá apresentar vertimentos durante a semana. Da mesma forma, na bacia do rio São Francisco (médio), não há previsão de vertimentos. Em função das limitações existentes para transferências de energia da região Sul devido à indisponibilidade da LT 765 kv Foz do Iguaçu Ivaiporã C1 e C2, os excedentes energéticos da região sul serão utilizados prioritariamente para atendimento da carga de sua região, principalmente nos períodos de carga leve. Nos períodos de carga pesada e média, os valores de transferência de energia para a região Sul serão definidos durante a etapa de Programação Diária da Operação, em função das modulações de intercâmbio necessárias para atender ao perfil da carga da região Sul e das afluências que venham a se verificar, principalmente nos reservatórios das bacias dos rios Uruguai, Iguaçu e Passo Fundo cujos armazenamentos já se encontram próximos de seus valores máximos, observando-se as condições de segurança da operação elétrica do SIN. A geração da usina de Salto Santiago deverá permanecer minimizada sendo, preferencialmente, dimensionada apenas para atender aos requisitos de ponta, tendo em vista o seu menor nível de armazenamento quando comparado a de outras usinas. O recebimento de energia pela Região Nordeste será dimensionado de forma a atender aos requisitos de segurança da operação elétrica, bem como para atender as inflexibilidades hidráulicas e térmicas da região. 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; NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 16 / 59

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. Tendo em vista correspondência encaminhada pela Itaipu Binacional em resposta à solicitação do ONS, o reservatório da UHE Itaipu poderá ser deplecionado, atualmente, até a cota 218,00m. Outrossim, informamos que Itaipu encontra-se em fase final de aprovação de estudos junto à Eletrobrás e a ANDE, de forma a possibilitar o deplecionamento do reservatório da UHE Itaipu até a cota 217,00m. 5.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das usinas da bacia deverá ser usada prioritariamente para atendimento aos requisitos de carga, porém evitando-se a ocorrência de vertimentos nas usinas a fio d água. Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas da bacia deverá ser dimensionada de forma a garantir as condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná. Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Jurumirim deverá ser maximizada, tendo em vista a manutenção de longa duração na unidade geradora nº 2. A geração das UHEs Chavantes e Capivara devera ser reduzida devido as altas afluências a UHE Itaipu. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Jupiá e Porto Primavera deverá ser reduzida devido as altas afluências a UHE Itaipu. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Itumbiara e São Simão ser usada prioritariamente para atendimento aos requisitos de carga. A geração das UHEs Emborcação e Nova Ponte, devem constituir-se em último recurso para fechamento do balanço energético da região. Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada de forma a atender aos requisitos operativos em seu reservatório. A geração das UHE s Sobradinho e Itaparica deverá ser dimensionada para manter a coordenação hidráulica da cascata. Bacia do Rio Tocantins: Desde o dia 01/06/05, a geração da UHE Serra da Mesa vem sendo programada com duas unidades geradoras em seu valor mínimo, nos períodos de carga leve e média, bem como três unidades geradoras, em seu valor máximo, por três horas, no período de ponta. Tal operação objetiva definir as bordas do rio Tocantins, a jusante da usina, para formação das praias fluviais, para os meses de julho e agosto. A geração das UHE s Cana Brava e Lajeado será dimensionada em função de suas disponibilidades energéticas. A geração da UHE Tucuruí deverá ser explorada NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 17 / 59

18 em função de suas disponibilidades energéticas, transferindo seus excedentes energéticos para as regiões SE/CO. Bacias da Região Sul: Em função das afluências às bacias dos rios Uruguai, Iguaçu e Passo Fundo, a geração das usinas destas bacias deverá ser programada visando evitar ocorrência de vertimentos nos reservatórios dessas usinas, observando-se as condições de segurança da operação elétrica do SIN. 5.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Para atendimento às variações positivas de carga na operação em tempo real, nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina, bem como os limites elétricos vigentes; 2. UHE Mascarenhas de Moraes; 3. UHE São Simão; 4. UHEs Água Vermelha; 5. UHE Marimbondo; 6. UHE Itumbiara; 7. UHE Furnas; 8. UHE Emborcação; 9. UHE Nova Ponte; 10. UHE Capivara; 11. UHE Ilha Solteira; 12. Usinas da bacia do rio Tietê; 13. Reduzir o fornecimento de energia para a região Sul; 14. Explorar as disponibilidades energéticas da região Norte, respeitando-se os limites elétricos vigentes; 15. UHE Serra da Mesa; NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 18 / 59

19 Para atendimento das variações positivas de carga na operação em tempo real, na Região Sul, elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. Explorar os excedentes energéticos da região Sul; 2. UHE Itaipu, respeitando-se as disponibilidades energéticas e as restrições operativas da usina, bem como os limites elétricos vigentes; 3. Explorar as disponibilidades energéticas das usinas da região Sul que apresentarem risco de vertimento; 4. Explorar as disponibilidades energéticas das usinas das regiões SE/CO. 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. Para atendimento das variações positivas de carga na operação em tempo real, na Região Nordeste, elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs Paulo Afonso 4 e Itaparica, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 3. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. Sincronizar uma UG na UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. Sincronizar uma UG na UHE Itaparica, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. Sincronizar uma UG na UHE Paulo Afonso 4, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. Sincronizar uma UG na UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina; 8. Sincronizar uma UG na UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina; 9. Sincronizar uma UG na UHE Paulo Afonso 1, 2 e 3, respeitando-se as restrições operativas da usina; NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 19 / 59

20 10. Sincronizar uma UG na UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas da usina; 11. UHE Itapebi, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 12. UHE Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes. 5.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 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 enquanto que no Anexo III são apresentados outros desligamentos, já aprovados e que merecem algum destaque. 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 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. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 20 / 59

21 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 5-1: Interligações entre regiões AÇAILÂNDIA TUCURUÍ Dez/04 T U C U R U Í MARABÁ M A R A B Á A Ç A I L Â N D I A D e z / 04 G I M P E R A T R I Z G Nov/04 N O R T E C O L I N A S FMCCO F M I C O U H E G L A J E A D O M I R A C E M A F N S NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 21 / 59

22 Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança e Presidente Dutra Teresina, medido na SE Presidente Dutra. FNS Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Gurupi, no sentido da SE Miracema para a SE Gurupi, medido na SE Miracema. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas para a SE Miracema, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Miracema Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas,medido na SE Serra da Mesa. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. IPZ SE Imperatriz MIR SE Miracema SMA SE Serra da Mesa Desligamentos que implicam em restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas LT 765 kv Itaberá - Tijuco Preto C1 das 07h30min às 17h30min do dia 19/06. O desligamento está sendo realizado para manutenção em seccionadoras, páraraios e DCPs. Para garantir a segurança do SIN, a geração e os fluxos no sistema de transmissão deverão ser iguais ou inferiores aos valores indicados a seguir: Nº Máquinas em Itaipu 60Hz Geração Itaipu 60Hz FSE MW 4500 MW MW 4900 MW MW 4900 MW Barra 2A da SE Assis 440kV das 06h30min às 16h30min do dia 19/06 O desligamento visa a realização de obras para entrada em operação da LT 500kV Londrina Assis Araraquara. Para garantir a segurança do SIN, a geração deverá ser igual ou inferior aos valores indicados a seguir: Taquaruçu + Porto Primavera Capivara 1500 MW 400 MW NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 22 / 59

23 LT 440kV Assis - Bauru das 06h45min às 16h30min no dia 19/06 e das 00h00min às 07h00min do dia 24/06 O desligamento está sendo realizado para eliminar vazamento de óleo e sobreaquecimento no TP de uma das fases. Para garantir a segurança do SIN, a geração deverá ser igual ou inferior aos valores indicados a seguir: Água Vermelha Três Irmãos + Jupiá + Ilha Solteira + Taquaruçu + Porto Primavera Taquaruçu + Porto Primavera +Capivara 1000 MW 4900 MW 1500 MW Disjuntor 2214 da SE Foz do Iguaçu 765kV das 07h45min do dia 20/06 às 16h15min do dia 23/06 O desligamento está sendo realizado para manutenção em disjuntor. Para garantir a segurança do SIN, a geração deverá ser igual ou inferior aos valores indicados a seguir: Itaipu 60 Hz - 7 máquinas Itaipu 60 Hz - 8 máquinas Itaipu 60 Hz - 9 máquinas 3600 MW 3900 MW 4100 MW Esquema de Controle de Emergência em Tucuruí das 09h00min às 11h00min do dia 18/06 O desligamento será realizado para mudança de fibra óptica em Tucuruí. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão deverá ser igual ou inferior ao valor indicado a seguir: Fluxo Norte -> Sudeste (FNS) 1300 MW LT 500kV Fortaleza Sobral Teresina das 08h00min às 16h00min do dia 19/06 O desligamento será realizado para corrigir mecanismo de abertura de chave seccionadora na SE Sobral. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão deverá ser igual ou inferior ao valor indicado a seguir: Fluxo Norte -> Nordeste (FNE) 600 MW Disjuntor kv da SE Marabá das 08h30min às 16h00min do dia 20/06 NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 23 / 59

24 O desligamento será realizado para sanar vazamento de óleo hidráulico nas tubulações do cubículo da fase B. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão deverá ser igual ou inferior ao valor indicado a seguir: Exportação Norte (FNE + FCOMC) 2500 MW Capacitor Série 2 da SE Gurupi 500kV das 07h00min às 17h00min do dia 19/06 O desligamento será realizado para troca de cabos de controle. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão deverá ser igual ou inferior ao valor indicado a seguir: Fluxo Norte -> Sudeste (FNS) 1800 MW Capacitor Série 4 da SE Açailândia 500kV das 08h00min às 17h00min dos dias 20, 21, 22, 23, 24/06 O desligamento será realizado para retirar pendências de comunicação no sistema de supervisão, comando e controle da compensação série. Para garantir a segurança do SIN, o fluxo no sistema de transmissão deverá ser igual ou inferior ao valor indicado a seguir: Fluxo Norte -> Nordeste (FNE) 1300 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que implicam em perdas de grandes blocos de carga Transformador TR7 750 MVA da SE Cabreúva 440/230kV das 05h30minh às 16h30min do dia 19/06/2005 e da 00h00min às 06h30min dos dias 22, 23 e 24/06/2005 O desligamento será realizado para testes, ensaios e comissionamento no sistema de proteção contra incêndio. Na perda de outra unidade poderá ocorrer a atuação do ECE que comanda o corte de cargas na CBA: Por esse motivo o desligamento está programado para esse período por ser carga mais favorável. LT 138 kv Vitória - Pitanga C4 e Transformadores 345/138 kv TR4 e TR41 2 x 225 MVA da SE Vitória de 01h00min às 16h00min do dia 19/06/2005 O desligamento será realizado para substituição de chaves seccionadoras na SE Pitanga. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 24 / 59

25 Durante o desligamento, a perda de um banco de transformadores pode implicar em sobrecarga acima de 20 % nos remanescentes, sensibilizando a proteção de sobrecarga dos transformadores, levando a operação do esquema de sobrecarga o que causará do corte de carga na área. Por esse motivo o desligamento está programado para esse período por ser carga mais favorável. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 25 / 59

26 4 (-&" (*2* 6.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de junho, onde é visualizado o valor verificado nas três primeiras semanas e a revisão das previsões da 4ª e 5ª semanas, bem como os novos valores previstos de carga mensal, calculados a partir destes dados. Além disso, os novos totais de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão em curso, são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são apresentados, por subsistema, na Tabela 6-1 e na Tabela 6-2. Para a semana a previsão de carga de energia é de MW médios no subsistema SE/CO e MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 0,1% para o SE/CO e 0,6% para o Sul. Com a revisão das projeções da 4ª e 5ª semanas de junho (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 maio indicam acréscimos de 0,7% no SE/CO e 2,4% no Sul. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte MW médios. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam decréscimos de 1,4% para o Nordeste e 0,3% para o Norte. Com a revisão da 4ª e 5ª semanas de junho 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 maio indicam decréscimo de 2,4% no Nordeste e acréscimo de 1,7% no Norte. Tabela 6-1: Carga de Energia por Região MWmed NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 26 / 59

27 Tabela 6-2: Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região Mwmed NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 27 / 59

28 6.2 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 11 a 17/06 e as previsões para a semana de 18 a 24/06. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quarta-feira, 22/06, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na quinta-feira, dia 23/06. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min da mesma quinta-feira conforme apresentado na Tabela 6-3 seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer na quartafeira, 22/06, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer no dia 21/06, terça-feira. Para o Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer na quarta-feira, 22/06, entre 18h00min e 19h00min e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 6-3 a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela 6-3: Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 28 / 59

29 (5& Anexo I Controle de Tensão. Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas. Anexo III Desligamentos na Malha de Transmissão Anexo IV Limites de Transmissão Anexo V Contingências Simples que podem Conduzir a Cortes de Carga NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 29 / 59

30 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-OC.NSE Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro IO-ON.NNE - Operação Normal da Região Norte/Nordeste IOS Controle de Tensão na Rede de Operação Sul/Sudeste/Centro Oeste IO-ON.S.5SU - Procedimento para Operação do Sistema de Suprimento aos Estados da Região Sul Regime Normal IO-ON.SE.5RJ Operação Normal da Área 500/345 kv Rio de Janeiro e Espírito Santo IO-ON.SE.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília em Regime Normal IO-ON.SE.2GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso em Regime Normal IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kv de São Paulo; IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kv de São Paulo; IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kv da Região do Paranaíba IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kv da Região do Rio Grande IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kv da Área Minas Gerais IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kv do Tramo Oeste NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 30 / 59

31 ANEXO II Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica Usina Térmica RAZ ÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COM POSIÇ ÃO DO DESPAC HO (Capacidade Instalada) P M L (M édia) P M L Angra 1 (1 x 657 MW ) (9) Angra 2 (1 x 1350 MW ) (7) (9) J. Lacerda A1 (2 x 50 MW ) (1) (3) (5) (5) J. Lacerda A2 (2 x 66 MW ) (1) (3) (5) (5) J. Lacerda B (2 x 131 MW ) (1) (2) (3) J. Lacerda C (1 x 363 MW ) (1) (3) (5) (5) Charqueadas (4 x 18 MW ) (2) (3) P. Médici A (2 x 63 MW ) (3) (5) (5) P. Médici B (2 x 163 MW ) (1) (3) (5) (5) S. Jerônimo (2 x x 9 MW ) (2) (3) Figueira (2 x 10 MW ) (3) S. Cruz 1 e 2 (2 x 84 MW ) (2) S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW ) S. Cruz D iesel (1 x 166 MW ) Piratininga 3 (1 x 135 MW ) (6) C arioba (2 x 18 MW ) Igarapé (1 x 131MW ) Brasília (1 x 4 MW ) Nutepa (3 x 8 MW ) Alegrete (2 x 33 MW ) C amaçari (4 x 72 MW ) (4) Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW ) (2) (5) (5) Piratininga 4 (1 x 135 MW ) (6) N ova Piratininga (4 x 143 MW ) (2) C ampos (2 x 16 MW ) W illiam Arjona (3 x 40 MW + 2 x 31 MW ) (5) (5) Cuiabá (2 x x 184 MW ) (10) --- (5) Eletrobolt (8 x 47 MW ) M. Merchant (20 x 46,13 MW ) Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW ) Uruguaiana (2 x x 250 MW ) (2) Ibirité (1 x 150 MW + 1 x 85 MW ) (5) C. Jereissati (4 x 55 MW ) FAFEN (3 x 30 MW + 1 x 61) (2) C anoas (1x 160 MW ) Termobahia (1 x 190 MW ) Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW ) Três Lagoas (4 x 62 MW ) (2) N orte Fluminense (3 x 186,55 MW + 1 x 291,55 MW ) Termopernambuco (3 x 212,5 MW ) (8) Termorio (2 x x x x 108MW ) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; 2. Usina com unidade geradora em manutenção; 3. Valores associados ao consumo mínimo dos contratos de carvão; 4. Unidades em operação comercial, estando as demais unidades em processo de conversão para gás natural; 5. Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); 6. Usina impedida para interligação com usina Nova Piratininga preparação para início de operação em ciclo combinado; 7. Usina em testes em consonância com o Ofício SRG/ANEEL de 27/01/03; 8. Inflexibilidade declarada pelo Agente (92 MW) atende aos limites da Resolução ANEEL nº 040/2004 (294 MW); 9. Disponibilidades declaradas pelo Agente, UNEs Angra1 (620MW) e Angra 2 (1350MW), em função das necessidades do SIN, devido a indisponibilidade dos circuitos 1 e 2 da LT 765kV Foz Iguaçu-Ivaiporã; 10.Usina despachada na base. Disponibilidade declarada pelo Agente para a semana operativa MW. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 31 / 59

32 Para melhor entendimento, registram-se a seguir os motivos que determinaram os despachos em função de restrições elétricas: William Arjona: Valor necessário para eliminar cortes de carga, quando de contingências na malha de transmissão de suprimento ao Mato Grosso do Sul. Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica Pesada Média Leve William Arjona 5 x 30 MW 5 x 30 MW 1 x 30 MW Obs: Valores referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária. Jorge Lacerda: Valor necessário para evitar cortes de carga, quando de contingências simples, sendo a mais severa a LT 500 kv Campos Novos Blumenau. Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica Pesada Média Leve J.Lacerda A1 1 x 25 MW 1 x 25 MW 0 J.Lacerda A2 1 x 33 MW 1 x 33 MW 0 J.Lacerda B J.Lacerda C 1 x 180 MW 1 x 180 MW 0 Total 238 MW 238 MW 0 Obs: Corresponde à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas. Deverá ser mantida pelo menos duas unidades na fase A nos períodos de carga pesada e média. P. Médici: Valor necessário para evitar cortes de carga no sul do estado do Rio Grande do Sul (região de Quinta e de Pelotas), quando de contingências simples, sendo a mais severa a perda LT 230kV Cidade Industrial Pelotas 3. Para atender esses requisitos, é necessário que esteja sincronizada, gerando potência reativa, nos patamares de carga média e pesada uma unidade geradora da fase A e uma unidade geradora da fase B. Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica Pesada Média Leve P. Medici A 1 x 45 MW 1 x 25MW 0 P. Medici B Total 45 MW 25 MW 0 Obs: Corresponde à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas. As unidades da fase A poderão ser substituídas por unidades da fase B. Os valores de despacho de geração correspondem ao mínimo por NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 32 / 59

33 Mário Covas: A geração para atender as restrições elétricas é dimensionada de modo a evitar a violação das inequações de Recebimento do Mato Grosso e proceder ao controle do carregamento da transformação de Coxipó. Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica Pesada Média Leve Mário Covas 0 15 MW 0 Obs: Valores referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária. Ibirité: A geração para atender as restrições elétricas é dimensionada em 226 MW para controle de tensão em regime normal de operação para o período entre 17:30h e 19:00h. Obs: Valores referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária. Piratininga: A geração para atender as restrições elétricas é dimensionada de modo a controlar o carregamento da transformação desta subestação em caso de contingência em algum dos transformadores desta subestação ou em caso de contingência em algum dos transformadores da subestação de Baixada Santista ou Bandeirantes que impliquem na necessidade de remanejamento de carga das mesmas para a subestação de Piratininga. Despacho Mínimo Necessário Usina Térmica Pesada Média Leve Piratininga 60 MW 60 MW 0 Obs: Valores referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária. As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas. NT-3/073/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 33 / 59