PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA A O MÊS DE OUTUBRO

Transcrição

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

2 2009/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT-3/179/2009 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 10/10/2009 A 16/10/2009 NT (PMO - Semana Operativa a ).doc

3 Sumário 1 Introdução 5 2 Conclusões Relacionadas ao atendimento Energético Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 6 3 Pontos de Destaque Relacionados com a Operação Elétrica Relacionados com a Operação Hidroenergética Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão Relacionados com a Otimização Energética Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Nordeste Região Norte Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 19 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. 28 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 3 / 50

4 4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que implicam em perda de grandes blocos de carga Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 37 Anexos 38 Lista de figuras e tabelas 50 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 4 / 50

5 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal de Operação Eletroenergética para o mês de Outubro/2009, para a semana operativa de 10 a 16/10/2009, 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, estabelecidos pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados da Revisão 2 do PMO de Outubro/09 não indicaram, para a semana de 10 a 16/10/2009, despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo em nenhuma região do SIN. Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 5 / 50

6 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica À exceção das instalações relacionadas no relatório ONS-RE-3-199/2009-Mensal de Outubro de 2009, item 5.3.4, a Rede Básica, com todos os elementos em operação, estará atendendo aos parâmetros de avaliação: freqüência, estabilidade, controle de tensão e carregamentos, conforme padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item No período de 16/05/09 a 25/10/09 a SE Jaguara irá operar com as barras de 345 kv separadas, para permitir a substituição simultânea de dois disjuntores por vez. Serão substituídos todos os disjuntores de 345 kv da SE Jaguara. 3 Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Elétrica A LT 230 kv Jauru Vilhena C1 e C2 permanece aguardando a emissão de licença ambiental para a sua entrada em operação. Entraram em operação as linhas em 345 kv Furnas Estreito e Luiz Carlos Barreto Estreito C2, restando ainda o seccionamento da LT 345 kv Luis Carlos Barreto Mascarenhas de Moraes. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 6 / 50

7 3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética Os resultados da Revisão 2 do PMO de Outubro/09 não indicaram, para a semana de 10 a 16/10/2009, despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo em nenhuma região do SIN. Na aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP para o PMO de Outubro/2009, as simulações com as séries de afluências geradas a partir dos ruídos históricos, não indicaram despacho térmico adicional para se atingir os Níveis Meta ao final do mês de novembro/2009. Desta forma, para o mês de outubro, não há Série de Referência e conseqüentemente Níveis de Segurança para os subsistemas SE/CO e NE. A Resolução Autorizativa ANEEL nº 1812, de 17 de fevereiro de 2009, autoriza a exportação de energia do Sistema Elétrico Brasileiro para a Argentina e Uruguai, através da Conversora de Garabi. Tendo como referência a Resolução MME nº 1 de 20/03/2009 e a Resolução Normativa ANEEL nº 369, de 16/06/2009, teve início em 21/07/2009 a exportação, em caráter excepcional, de energia de origem hidrelétrica do subsistema SE/CO para o sistema elétrico argentino. Para o sistema elétrico uruguaio a exportação com energia de origem hidrelétrica, iniciou-se em 30/07/2009, tendo como referência o Ofício nº 197/2009-SRG/ANEEL. O suprimento de energia nesta modalidade estará limitado a 500 MWmed, sendo efetivado no período de maio a agosto/2009, e compensado obrigatoriamente no período de setembro a novembro/2009. A Resolução Normativa ANEEL nº 369, de 16/06/2009, que estabelece critérios a serem observados pelo ONS no suprimento de energia elétrica à República Argentina no ano de 2009, determina que a redução dos volumes armazenados nos reservatórios, conseqüente do suprimento de energia de origem hidráulica à Argentina, não seja considerada pelo ONS nos modelos de otimização eletroenergética de curto e de médio prazo. Assim sendo, e considerando que até o dia 07/10/2009 o montante de energia a ser devolvido pela Argentina era de MWh, na Revisão 2 do Programa Mensal de Operação do mês de outubro/09 foram considerados os seguintes adicionais de armazenamento nos reservatórios da região SE/CO: ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 7 / 50

8 Outrossim, permanecem em vigor os procedimentos já definidos para exportação de energia de origem termelétrica que não esteja despachada para atendimento aos requisitos eletroenergéticos do SIN. Com base na Resolução Autorizativa ANEEL nº de 09 de dezembro de 2008, poderá ser programado o fornecimento de energia ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW, tendo este suprimento caráter interruptível e sendo efetuado através da utilização de energia de origem termoelétrica não utilizada para atendimento do SIN. Os montantes de energia de exportação, bem como as usinas térmicas que estarão participando do processo, serão ajustados na fase de programação diária e operação em tempo real. 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 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 8 / 50

9 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 10 a 16/10/09, encontram-se na tabela a seguir, em MW: Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio Usina Geração por Patamar de Carga Pesada Média Leve Lajeado Peixe Angical Limite de Intercâmbio FCOMC Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Outubro/2009, 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 Outubro/09 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº 412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/2006, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos está estabelecido que: 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 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 9 / 50

10 1º 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-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 10 / 50

11 A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/08/2009, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0166/400/2009, emitida em 21/09/2009. Usina Disponibilidade Observada (MWmed) M. Covas (Cuiabá) 79,96 G. L. Brizola (Termorio) 951,35 M. Lago (Termomacaé) 885,30 L. C. Prestes (Três Lagoas) 213,64 Norte Fluminense 785,30 B. L.Sobrinho (Eletrobolt) 325,00 A. Chaves (Ibirité) 226,00 R. Almeida (FAFEN) 115,21 S. Tiaraju (Canoas) 153,00 Uruguaiana 0,00 Termopernambuco 164,00 P. Médici 446,00 J. Lacerda C 363,00 Angra 1 657,00 Angra ,00 Araucária 232,63 F. Gasparian (Nova Piratininga) 260,90 Juiz de Fora 79,45 Willian Arjona 56,27 Piratininga 260,00 R. Silveira (Campos) 0,00 Termofortaleza 114,16 C. Furtado (Termobahia) 150,00 C. Jereissati (Termoceará) 220,00 Daia 44,30 Petrolina 136,20 Termocabo 49,73 Jaguarari 101,54 J. Lacerda A 232,00 J. Lacerda B 262,00 TOTAL 8.913,96 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 11 / 50

12 3.3 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas estão indicados no Anexo IV. Cabe registrar que para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda e P. Médici Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão No que se refere ao controle de tensão, nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e, deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I. No entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores superiores aos previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica, principalmente aquelas localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos valores definidos nos estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de geração nas usinas localizadas na malha de 440 kv e/ou a elevação da usina de Henry Borden para reduzir o carregamento do tronco de transmissão. Deve ser destacado que o recurso de se operarem geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos. Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação, preservando a segurança do SIN. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 12 / 50

13 Região SE/CO: LT 765 kv Foz Ivaiporã LT 765 kv Itaberá Tijuco Preto LT 525 kv Ibiúna Bateias LT 440 kv Araraquara - Santo Ângelo LT 440 kv Ilha Solteira - Araraquara LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru LT 440 kv Jupiá - Bauru LT 440 kv Bauru - Cabreúva LT 500 kv Cachoeira Paulista Adrianópolis LT 500 kv Cachoeira Paulista Tijuco Preto LT 500 kv Serra da Mesa Samambaia C1 LT 500 kv Samambaia Emborcação LT 500 kv Samambaia Itumbiara LT 500 kv Neves Bom Despacho 3 C1 LT 500 kv Nova Ponte Estreito LT 500 kv Emborcação Nova Ponte C1 ou C2 LT 500 kv São Simão Marimbondo LT 500 kv Paracatu 4 Pirapora 2 LT 500 kv Nova Ponte São Gortardo 2 LT 500 kv Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2 LT 500 kv Neves - Mesquita Região S: LT 500 kv Itá - Caxias LT 500 kv Itá Garabi II LT 500 kv Areia Curitiba LT 500 kv Campos Novos Blumenau C1 LT 500 kv Ivaiporã Londrina C1 ou C2 LT 230 kv Alegrete 2 Uruguaiana Região NE: LT 500 kv Milagres Quixadá - Fortaleza LT 500 kv Sobral - Fortaleza C2 LT 500 kv Paulo Afonso IV/Angelim II C1 LT 500 kv Angelim II / Recife II C2 LT 500 kv Olindina / Camaçari II C2 LT 500 kv Luiz Gonzaga / Olindina C1 Região N: LT 500 kv Marabá Açailândia C1 ou C2 LT 500 kv Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4 LT 500 kv Imperatriz Colinas C1 ou C2 LT 500 kv Marabá Imperatriz C2 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 13 / 50

14 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 2 do PMO de Outubro/2009, para a semana de 10 a 16/10/2009, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-2: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 16/10 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 68,8 97,8 63,9 49,3 32,6 Limite Inferior 67,8 94,7 61,9 49,3 32,6 Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 67,6 95,9 61,9 45,0 26,1 Limite Inferior 64,9 88,2 55,0 44,5 26,1 Os resultados da Revisão 2 do PMO de Outubro/09 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) N NE SE/CO IT S ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 14 / 50

15 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 3,21 3,21 3,21 3,21 Média 3,13 3,13 3,13 3,13 Leve 2,94 0,00 3,08 3,08 (*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 15), com base no Despacho ANEEL nº 2.207/2008. Desta forma, a Revisão 2 do PMO de Outubro/09 não indicou despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo em nenhuma região do SIN, para a semana de 10 a 16/10/2009. 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. 3.5 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações UEE Icaraizinho; LT 230 kv UEE Icaraizinho Massape II C-1; 3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos TR-7 765/345 kv 1500 MVA de Tijuco Preto (até 30/12/2009) Compensador Síncrono CS-2 de Brasília Geral (sem previsão) TR-1 500/230 kv Mesquita (até 30/09/2010) Reator RE kv Assis (até 31/01/2010) ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 15 / 50

16 3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em pequena elevação em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de valores significativos de precipitação em todas as bacias hidrográficas deste subsistema. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 130% da MLT, sendo armazenável 127% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A previsão é de ocorrência de precipitação em todas as bacias deste subsistema. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 154% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 113% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão em relação à semana corrente. A previsão é de ocorrência de precipitação no alto e médio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 84% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em aumento suave em relação ao observado nesta semana. A previsão é de ocorrência de pancadas de chuva. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 100% MLT, sendo totalmente armazenável. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 16 / 50

17 3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de outubro é de uma média de 134 % da MLT, sendo armazenável 130% 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 101% da MLT, sendo armazenável 96% da MLT. Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Grande Bacia do Rio Paranaíba Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) Paraíba do Sul Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de outubro é de 165% da MLT, sendo armazenável 105% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior ao verificado 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 113% 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. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 17 / 50

18 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de outubro é de 92%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 70% MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de outubro apresente uma média de 106% da MLT%, sendo totalmente armazenável, que representa cenário hidrológico semelhante ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 93% da MLT%, sendo totalmente armazenável. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 18 / 50

19 3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema. Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região ENA Mensal Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 19 / 50

20 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 10/10 a 16/10 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 20 / 50

21 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A geração da UHE Itaipu e das usinas localizadas principalmente nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu continuará sendo explorada ao máximo, de modo a minimizar o risco e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios. Os excedentes energéticos da região Sul, bem como as disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão transferidos para as regiões SE/CO, respeitando-se as restrições elétricas e operativas das usinas, bem como os limites do sistema de transmissão. A geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada nos períodos de carga leve e média, visando o atendimento da curva referencial de deplecionamento de seu reservatório face às reduzidas afluências a usinas. Nos períodos de carga média e pesada, a transferência de energia para as regiões N e NE deverá ser maximizada, respeitando-se os limites elétricos vigentes. A transferência de energia para a região N será prioritária, sendo os montantes de energia não alocáveis na região N transferidos para a região NE. Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações: 1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou; 2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios. Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 21 / 50

22 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão e Nova Ponte deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHE Itumbiara e Emborcação será utilizada, nesta ordem de prioridade, para fechamento do balanço energético da região SE/CO. Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, Mascarenhas de Moraes e Água Vermelha e Marimbondo deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das afluências à bacia, visando o atendimento aos requisitos de uso múltiplo ao longo do ano e de Volume de Espera a ser alocado no período úmido. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHE Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser maximizada em todos os períodos de carga em função das elevadas afluências e da ocorrência de vertimento para controle do nível de armazenamento de seu reservatório. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. O recebimento de energia da região Sudeste deverá ser explorado ao máximo, utilizando-se prioritariamente os excedentes energéticos da região Sul, sendo a geração da UHE Itaipu explorada de forma complementar, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será minimizada nos períodos de carga leve e média, em função das reduzidas afluências e do atendimento da curva referencial de deplecionamento de seu reservatório. Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, face o elevado nível de armazenamento de seu reservatório para esta época do ano. A transferência de energia para as regiões N e NE deverá ser maximizada, respeitando-se os limites elétricos vigentes. A transferência de energia para a região N será prioritária, sendo os montantes de energia não alocáveis na região N transferidos para a região NE. Desta forma, a geração das UHEs Sobradinho e Itaparica será dimensionada para fechamento do balanço energético da região, após o recebimento dos montantes de energia não alocáveis na região N. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 22 / 50

23 Bacias da Região Sul: A geração das usinas das bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu deverá ser maximizada de modo a minimizar/evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios. 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas da Região SE e Sul que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento; 2. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas e operativas da usina; 3. UHE GPS; 4. UHE São Simão; 5. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas dos reservatórios; 6. UHE Nova Ponte, sem provocar vertimentos nas usinas de jusante; 7. UHEs Furnas e Mascarenhas de Moraes; 8. UHE Água Vermelha; 9. UHE Marimbondo; 10. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos. 11. UHE Itumbiara; 12. UHE Emborcação; 13. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes; 14. UHE Tucuruí, respeitando-se os limites elétricos vigentes. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 23 / 50

24 Teve início no dia 01/09/2009 as obras da segunda fase do desvio do rio Tocantins na UHE Estreito, com previsão de término do dia 15/10/2009. Durante este período, a vazão afluente à usina deverá ser inferior a 2000 m³/s. De modo a reduzir os riscos de não atendimento a esta restrição durante este período, o ONS em conjunto com os Agentes estará implementado medidas operativas especiais nas usinas situadas a montante da UHE Estreito, conforme descritas a seguir: Programar a geração da UHE Serra da Mesa em seu valor mínimo operativo (290 MW); Operar o reservatório da UHE Peixe Angical para 30 % Volume Útil, visando alocação de um volume de espera; Operar o reservatório da UHE Lajeado em torno de 50 % Volume Útil, visando alocação de um volume de espera. Desta forma, durante a operação em tempo real, a geração das UHE Serra da Mesa, Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical e Lajeado, não deverá ser alterada em relação aos valores programados para otimização energética. Cabe destacar que, caso se verifiquem desvios em relação ao nível meta de armazenamento dos reservatórios das UHE Peixe Angical e Lajeado durante a operação em tempo real, a geração destas usinas não deverá ser alterada, tendo em vista que os ajustes necessários para manutenção dos níveis meta serão implementados na etapa de programação diária da operação. 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 que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento; 2. UHE GPS; 3. Explorar disponibilidade da Região 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. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 24 / 50

25 Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa; 3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa; 4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Procurar explorar os recursos energéticos da região SE/CO. Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE s L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas destas usinas. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 25 / 50

26 4.4 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. 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. Condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 26 / 50

27 Figura 4-1: Interligações entre regiões Norte SE Imperatriz Nordeste Lajeado SE Colinas FCOMC R. Gonçalves FNE SE Miracema SE Gurupi Peixe Angical RNE Anel 230kV FNS SE Serra da Mesa FSENE Sudeste IPU 50Hz IPU 60Hz Elo CC FIPU FSE RSE SE Ivaiporã FBA-IN (FIN-BA) LT 500kV Ibiúna - Bateias - LT 500 kv Interligação S/SE 230kV Assis - Londrina RSUL ANDE Sul FSUL Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIPU É o somatório do fluxo das LT 500 kv Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 27 / 50

28 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas. DJ 2856 de 765 kv da SE Ivaiporã de 07h00min do dia 10/10 às 17h00min do dia 12/10 A intervenção está sendo realizada para manutenção preventiva. Durante esta intervenção, para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos conforme indicado: FIPU FSE < 4000 MW < 4950 MW LT 500 kv Sobral III Fortaleza II C1 das 09h30min às 11h30min do dia 10/10 O desligamento será realizado para permitir coleta de amostra de óleo em transformadores de corrente. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado: RNE 2900 MW LT 500 kv Quixadá Fortaleza II C1 das 07h40min às 09h20min do dia 10/10 O desligamento será realizado para permitir coleta de amostra de óleo em transformadores de corrente. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado: RNE 2900 MW UTE P. Médici (UG1, UG2, UG3 E UG4), das 00h00min do dia 11 às 23h59min do dia 17 Limpeza do circuito de água de circulação da usina. A contingência da LT 230 kv Cidade Industrial Porto Alegre 9 circuito 1 e circuito 2 (CEEE-GT circuito duplo 14,8 KM) implicará nas seguintes conseqüências nos períodos de carga média e pesada: ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 28 / 50

29 - Desligamento total da SE Canoas 1 (da ordem de 35 MW e 45 MW, nos períodos de carga média e pesada, respectivamente), visto que esta SE está conectada em derivação na LT 230 kv Cidade Industrial Porto Alegre 9 C1. - Rejeição total de carga por subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul, em montantes da ordem de 600 MW, nos períodos de carga média e pesada. - Rejeição da C. F. de Rivera, se estiver em operação, transferindo potência para o Brasil. LT 440 kv Ilha Solteira Bauru C.1 das 00h30min às 03h30min do dia 15/10 LT 440 kv Ilha Solteira Bauru C.2 das 00h30min às 03h30min do dia 16/10 Os desligamentos estão programados para realização de manutenção centrada em confiabilidade nas teleproteções via Oplat e Microondas. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender as restrições de geração abaixo: Água Vermelha Ilha Solteira Jupiá + Três Irmãos Capivara + Porto Primavera + Taquaruçu 1000 MW 1800 MW 1100 MW 1700 MW LT 440 kv Água Vermelha Araraquara + LT 440 kv Água Vermelha Ribeirão Preto + LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha das 00h00min às 16h30min do dia 11/10 Os desligamentos estão programados para possibilitar realização de obras para conexão do futuro TR-9 500/440 kv da SE Água Vermelha. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender as restrições de geração abaixo: Água Vermelha Ilha Solteira Jupiá + Três Irmãos Capivara + Porto Primavera + Taquaruçu 600 MW 1800 MW 1000 MW 2000 MW Adicionalmente, deverá ser adotada a seguinte limitação para o fluxo na interligação Norte/Sudeste: FNS (sentido Sudeste Norte) 2000 MW ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 29 / 50

30 TR-4 500/440 kv Água Vermelha das 00h00min às 17h00min do dia 12/10 e das 00h00min às 07h00min di dia 14/10 Os desligamentos estão programados para serviços relacionados ao futuro TR-9 500/440 kv da SE Água Vermelha. No período, o fluxo no TR-8 500/440 kv remanescente deverá ser controlado abaixo de seu valor nominal: Fluxo no TR-8 500/440 kv Água Vermelha 750 MW Barra 3C do setor de 440 kv e do TR kv da SE Bauru, diariamente, no período das 07h00min às 17h00min dos dias 11 e 12/10/2009 A intervenção tem por finalidade possibilitar serviços de manutenção centrada em confiabilidade parcial em chaves seccionadoras e disjuntor do bay do TR kv da SE Bauru. Para garantir a segurança operacional do sistema, frente a contingências de perdas duplas no sistema de transmissão em 440 kv, recomenda-se respeitar a seguinte restrição: Água Vermelha 1150 MW Ilha Solteira 2100 MW Jupiá 440 kv + Três Irmãos 1200 MW P. Primavera + Taquaruçu + Capivara 2100 MW Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que implicam em perda de grandes blocos de carga. TR-2 440/88 kv da SE Oeste das 00h00min às 08h30min do dia 11/10 O desligamento está programado para possibilitar instalação do relé de falha do disjuntor e ensaios no esquema. No período, a perda de mais um TR 440/88 kv poderá acarretar sobrecarga no transformador remanescente, levando à atuação do esquema de alívio de carga naquela transformação, que efetua corte de cargas da SE Oeste. SB-41 e kv + TR-6 230/88 kv SE Piratininga das 00h30min às 17h00min do dia 11/10 Manutenção para substituição dos TC e eliminar vazamento de óleo do TR kv. Durante a realização desta intervenção, o setor de 230 kv irá operar em barra única e, assim sendo, caso haja falta na SB kv, haverá corte das cargas atendidas por esta SE. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 30 / 50

31 DJ-800 e kv + TR kv da SE Sul das 05h00min às 17h00min do dia 11/10 Intervenção para entrada em operação do novo DJ kv da SE Sul. Durante sua realização o setor de 345 kv da SE Sul irá operar em barra única e caso ocorra falta na SB 345 kv em operação haverá interrupção do atendimento às cargas da SE Sul. DJ-800 e kv + TR kv SE Sul das 05h00min às 17h00min do dia 12/10 e DJ kv SE Sul das 17h00min do dia 12/10 às 05h00min do dia 01/11 A intervenção do dia 12/10 é para a retirada do DJ kv que ficará fora de operação até 01/11. Durante a realização destas intervenções o setor de 345 kv irá operar em barra única e caso ocorra falta na SB 345 kv em operação, haverá corte de carga atendida pela SE Sul. Totalização da proteção diferencial de barras 345 kv SE Norte das 06h30min às 16h30min do dia 11/10 A finalidade desta intervenção é a retirada da CH kv para reparos, sendo que esta ficará indisponível até 15/11. Durante o período em que a proteção estiver totalizada, caso ocorra falta no barramento de 345 kv, haverá perda das cargas atendidas pelas SE Norte e Miguel Reale. Durante o período de indisponibilidade da CH kv, não será possível desligar o DJ-1 345kV sem desligar simultaneamente o C1 da LT 345kV Norte Guarulhos. Bloqueio da proteção diferencial de barras 345 kv da SE Norte das 15h30min às 16h30min do dia 11/10 Esta intervenção é para medições e testes no TC da fase branca do TR-2 345/88 kv que apresentou vazamento de óleo sujeito à explosão. Durante este período caso ocorra falta no barramento de 345 kv da SE Norte, haverá atuação da proteção somente em segunda zona e conseqüente interrupção das cargas atendidas pelas SE Norte e Miguel Reale. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 31 / 50

32 TR-AT-3 88/13,8 kv SE Norte das 07h30min às 16h30min do dia 12/10 Manutenção corretiva para sanar vazamento de óleo no TR-AT-3 88/13,8 kv. Durante sua realização o setor de 88 kv da SE Norte irá operar com proteção diferencial de barras totalizada e, desta maneira, caso haja falta em quaisquer das barras de 88 kv, haverá a interrupção do atendimento às cargas da SE Norte. Seção de Barra A de 345 kv da SE Adrianópolis das 06h00min às 17h45min do dia 11/10. O desligamento será realizado para verificação de vazamento de óleo isolante em equipamento. Durante esta intervenção o setor de 345 kv da SE Adrianópolis irá operar em barra simples. A perda desta barra deverá resultar em corte de carga na região de Niterói e São Gonçalo. DJ 230 kv LIDB6-01 São Luís I (Disjuntor de interligação de barra) das 07h30min do dia 10/10/2009 às 12h00min do dia 12/10/2009 A intervenção está programada para a Eletronorte realizar trabalhos de modernização do sistema de comando, controle e proteção (retrofit) do bay de transferência 230 kv da SE São Luís I. Nesse período a SE São Luís I irá operar em barra única. Em caso de contingência em equipamentos derivados do barramento da SE São Luís I, seguida de falha de disjuntor, ou em caso de contingência nesse barramento, haverá interrupção de todas as cargas derivadas da SE São Luís I. SB 230 kv São Luís 1, das 12h15min às 16h30min do dia 12/10/2009 A intervenção está programada para a Eletronorte realizar trabalhos de modernização do sistema de comando, controle e proteção (retrofit) do bay de transferência 230 kv da SE São Luís I. Nesse período a SE São Luís I irá operar em barra única. Em caso de contingência em equipamentos derivados do barramento da SE São Luís I, seguida de falha de disjuntor, ou em caso de contingência nesse barramento, haverá interrupção de todas as cargas derivadas da SE São Luís I. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 32 / 50

33 ATR 500/230 kv São Luís II TR1 (LDAT7-01), das 06h00min às 08h00min do dia 13/10/2009 A intervenção está programada para a Eletronorte realizar inspeção no relé de gás do transformador LDAT7-01 a fim de afastar possível risco de trip do referido transformador quando da intervenção no LDAT7-03 para retrofit, prevista para o dia 24 e 25/10/2009. Em caso de contingência em outro autotransformador da SE São Luís II, haverá atuação do esquema para alívio de sobrecarga na transformação 500/230 kv nessa subestação, desligando 2 linhas de cubas na Alumar. ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 33 / 50

34 5 Previsão de Carga 5.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de outubro, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas e a revisão das previsões da 3ª a 6ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos totais de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão em curso 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 2,6% para o subsistema SE/CO e 2,9% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de outubro (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês, uma carga de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em setembro indicam acréscimos de 0,3% para o subsistema SE/CO e 1,9% 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 decréscimos de 2,6% para o subsistema Nordeste e de 1,0% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de outubro (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de MW médios para o Nordeste e MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em setembro sinalizam acréscimo de 2,6% para o subsistema Nordeste e decréscimo 0,5% para o subsistema Norte. Os decréscimos de carga previstos para a próxima semana em todos os subsistemas estão associados à ocorrência do feriado de Nossa Senhora Aparecida, dia 12/10. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 34 / 50

35 ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 35 / 50

36 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 36 / 50

37 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 03 a 09/10 e as previsões para a semana de 10 a 16/10. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quarta-feira, dia 14/10, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na mesma quarta-feira. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min também da quarta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 10/10, 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 no sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT-3/179/ PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 37 / 50