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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

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20091-005 Rio de Janeiro RJ

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ONS NT-3/033/2011

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

05/03/2011 A 11/03/2011

ONS NT-3/033/2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 3 / 38

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 4

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 5

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 6

3.3 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 9

3.3.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 9

3.3.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9

3.4 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 10

3.5 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 10

3.6 Relacionados com a Otimização Energética 11

3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 12

3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 13

3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 13

3.8.2 Região Sul 13

3.8.3 Região Nordeste 14

3.8.4 Região Norte 14

3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas 22

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga 23

4.5 Previsão de Carga 24

4.5.1 Carga de Energia 24

4.5.2 Carga de Demanda 26

Lista de figuras e tabelas 38


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 1 do Programa Mensal da

Operação Eletroenergética do mês de Março/2011, para a semana operativa de 05/03 a

11/03/2011, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a

otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional

– SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede,

homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as

restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como

as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de

Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados da Revisão 1 do PMO de Março/11 não indicaram, para a semana de 05/03 a

11/03/2011, despacho por ordem de mérito de custo no SIN.

Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser

efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de

mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE

nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor

Elétrico – CMSE.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos

critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas

situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de

ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 4.4.1.


3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica Em consonância com a Resolução nº. 001/2005 do CMSE, que determina que o ONS

deverá propor medidas especiais de segurança a fim de garantir o suprimento de energia

elétrica em situações decorrentes de eventos de grande relevância, foi elaborada a Nota

Técnica - ONS NT 032/2011 que apresenta medidas complementares para assegurar a

operação do Sistema Interligado Nacional - SIN com grau adicional de segurança, durante

o período do Carnaval 2011.

Durante a indisponibilidade do TR-54 500/138 kV SE Grajaú, com previsão de retorno em

agosto de 2011, está sendo necessário para o controle do carregamento desta

transformação, em regime normal de operação, o despacho de geração térmica da UTE

Barbosa Lima Sobrinho nos períodos de carga média e pesada. Cabe ressaltar que, está

sendo monitorada uma inequação para o controle de carregamento dos transformadores

remanescentes em caso de contingência de mais um transformador, que poderá resultar

na necessidade de despacho de geração térmica complementar.

Conforme consta no Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico (PMIS

2005), Relatório ONS 3/403/2005, aprovado pela Resolução Autorizativa da ANEEL 758 de

07/12/2006, no período de 05 a 21 de março de 2011, FURNAS irá proceder a substituição

da proteção do circuito 1 da LT 765kV Ivaiporã / Itaberá. A substituição da proteção será

executada em três etapas:

• De 05 a 07/03/11 – Permanecerá desligado o circuito 1 a LT 765kV Ivaiporã / Itaberá

para permitir a instalação da proteção no painel provisório;

• De 08 a 18/03/11 – O circuito 1 LT 765kV Ivaiporã / Itaberá estará operando com a

proteção provisória, permanecendo isolados os disjuntores 765kV 2916 Ivaiporã e 2918 de

Itaberá;

• De 19 a 21/03/11 – Permanecer á desligado o circuito 1 a LT 765kV Ivaiporã / Itaberá

para permitir a instalação da nova proteção definitiva.

Para possibilitar o enchimento da UHE Mauá, conforme Leilão de Energia 004/2006, será

necessário executar a realocação de torres dos circuitos 1 e 2 da LT 765 kV Ivaiporã /

Itaberá.

Neste sentido, no período de 00:00 do dia 05/03 às 22:30 do dia 07/03 está programada a

execução de serviços referentes ao circuito 1 da LT 765 kV Ivaiporã / Itaberá.


3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética Com base na Portaria MME nº 2 de 12 de janeiro de 2011, poderá ser programado o

fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora

de Rivera, no montante de até 72 MW.

O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da

Revisão 1 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco

765 kV a ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no

POCP. Em cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança

(N-2) para o tronco 765kV, nos processos supracitados.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 176/2011, de 25 de janeiro de 2011, está sendo

utilizada, desde o PMO de Fevereiro/2011, a versão 16hq do Modelo DECOMP.

Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução

ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no

planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema

Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa

DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através

do Sistema GIT-MAE.

Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL

023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado,

necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema

(sentido Colinas - Miracema) – FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo

DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às

informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.

Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana

operativa de 05/03 a 11/03/2011, encontram-se na tabela a seguir:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº2.207/2008, o ONS procedeu à execução do

Modelo DECOMP, para elaboração da Revisão 1 do Programa Mensal de Operação do mês

de Março/11, considerando duas Funções de Custo Futuro elaboradas a partir do modelo

NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e

outra não utilizando as mesmas.

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado 902 857 722

Peixe Angical 452 317 242

Limite de Intercâmbio

FCOMC 1.486 1.387 985


O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Março/11 foi elaborado tendo

como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em

28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº

412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/2006, 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 2006.

§ 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 2007.” (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).


A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/01/2011, para todos os

empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-

0017/400/2011, emitida em 11/02/2011.

Usina

Disponibilidade Observada

(MWmed)

M. Covas (Cuiabá) 55,78

G. L. Brizola (Termorio) 961,72

M. Lago (Termomacaé) 885,30

L. C. Prestes (Três Lagoas) 241,00

Norte Fluminense 785,30

B. L.Sobrinho (Eletrobolt) 348,60

A. Chaves (Ibirité) 212,20

R. Almeida (FAFEN) 116,30

S. Tiaraju (Canoas) 147,10

Uruguaiana 0,00

Termopernambuco 531,73

P. Médici 446,00

J. Lacerda C 363,00

Angra 1 657,00

Angra 2 1.350,00

Araucária 460,83

F. Gasparian (Nova Piratininga) 357,20

Juiz de Fora 79,38

Willian Arjona 206,35

Piratininga 343,30

R. Silveira (Campos) 0,00

Termofortaleza 344,73

C. Furtado (Termobahia) 150,00

C. Jereissati (Termoceará) 217,93

Daia 44,30

Petrolina 136,20

Termocabo 49,73

Jaguarari 101,54

J. Lacerda A 232,00

J. Lacerda B 262,00

Jesus Soares Pereira 285,10

TOTAL 10.721,63


3.3 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

3.3.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios

estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para

suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas

análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que

deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas

Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário

utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.

3.3.2 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; 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.

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

3.4 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações

Nenhum equipamento.

3.5 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 29/12/2011)

• Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 12/03/2011)

• TR-54 500/138 kV – 600MVA da SE Grajaú (até 31/07/2011)

• TR-2 345/138 kV da SE Campos (até 09/03/2011)

• TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 31/03/2011)

• TR-3 500/138 kV São Gonçalo do Pará (até 30/04/2011)

• TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 31/12/2011)


3.6 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 1 do PMO de Março/11, para a semana de 05/03 a 11/03/2011,

indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 11/03

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado 73,5 93,4 63,3 100,0 100,0

Limite Inferior 72,0 88,2 61,1 98,8 98,9

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado 79,8 83,8 70,0 99,9 100,0

Limite Inferior 75,2 68,9 58,6 99,5 100,0

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Março/11 indicam as seguintes metas semanais de

transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)

N NE

SE/CO

S

3.246 3.246

0

4.055

4.708 4.525

IT 50

60 944

183

53


Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*)

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 0,00 0,00 0,00 0,00

Média 0,00 0,00 0,00 0,00

Leve 0,00 0,00 0,00 0,00

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/2010.

3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema SE/CO, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em elevação em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de precipitação nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba devido a atuação de um sistema de baixa pressão. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 128% da MLT, sendo armazenável 113% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A região Sul apresentará um período de ausência de precipitação, e ocorrência de chuva fraca no fim da semana operativa. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 189% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 119% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se estáveis em relação à semana corrente. A previsão é de ocorrência de precipitação na bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 39% MLT, sendo armazenável 38% da MLT.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. Na próxima semana ocorre chuva fraca a moderada na bacia do rio Tocantins-Araguaia. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 81% MLT, sendo armazenável 70% da MLT.

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 68.826 12.238 5.997 10.712

% MLT 128 189 39 81

% MLT Armazenável 113 119 38 70

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 45.802 6.983 3.844 9.203

% MLT 85 108 25 70



3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de março é de uma

média de 113% da MLT, sendo armazenável 101% da MLT, o que representa um cenário

hidrológico superior 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 81% da MLT, sendo armazenável 72% 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 136 109 90 75

Bacia do Rio Paranaíba 110 100 70 69

Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá)

131 117 92 87

Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu)

144 128 105 100

Paraíba do Sul 111 108 80 83

3.8.2 Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de março é de 150% da MLT,

sendo armazenável 120% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior à

verificada no mês anterior.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o

mês situar-se-á no patamar de 102% da MLT, sendo armazenável 82% da MLT.

Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 208 149 114 99

Bacia do Rio Jacuí 117 135 75 92

Bacia do Rio Uruguai 185 159 112 114


3.8.3 Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de março é de 59%, sendo

armazenável 58% da MLT o que representa um cenário hidrológico semelhante ao

observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 35% da MLT para a ENA mensal, sendo

armazenável 34% da MLT.

3.8.4 Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de março apresente

uma média de 95% da MLT, sendo armazenável 74% da MLT, valor este que representa

um cenário hidrológico próximo ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 80% da MLT, sendo armazenável 62% da

MLT.

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 60.640 9.694 8.969 12.516

% MLT 113 150 59 95


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 43.714 6.602 5.340 10.521

% MLT 81 102 35 80



Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 05/03 a 11/03

rio Pb. Sul

P.Real

rio Jacuí

rio Paraná

Itá

rio Uruguai

rio Cuiabá

rio Paraguai

OC

EA

NO

AT

LÂ

NT

IC

O

rio Doce

S.Osório F.Areia

rio Iguaçu

Funil I.Pombos

Mascarenhas

Capivara

Itaipu

Jupiá

Jurumirim

rio Paranapanema

Promissão B.Bonita

rio Tietê

rio S. Francisco

Três Marias Sobradinho

rio Tocantins

rio São

Lourenço

rio G

rande

rio M

anso

S.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio Paranaíba

1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Na bacia do rio Tocantins observa-se vazões afluentes elevadas aos aproveitamentos desta

bacia, característica desta época do ano. Desta forma, a política de operação energética

indica a minimização da geração da UHE Serra da Mesa em todos os períodos de carga,

visando possibilitar o máximo replecionamento de seu reservatório durante o período úmido,

bem como a exploração máxima das disponibilidades energéticas dos demais

aproveitamentos da bacia. A geração da UHE Tucuruí deverá ser maximizada em todos os

patamares de carga.

A geração da UHE Itaipu usina deverá ser explorada ao máximo em todos os patamares de

carga de modo a evitar/minimzar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de

armazenamento de seu reservatório, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Em função dos reduzidos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas da bacia

do rio Paranaíba, a política de operação energética indica a necessidade de minimização da

utilização da geração destas usinas, pricipalmente das UHES Emborcação e Itumbiara. Nas

demais bacias da região, a exploração dos seus recursos energéticos será dimensionado

em função das perspectivas de evolução de suas condições hidroenergéticas e do

atendimento de suas restrições (controle de cheias, operativas, uso múltiplo e ambientais)

existentes, alocando prioritariamente suas disponibilidades energéticas nos períodos de

carga média e pesada.

Na região Sul, ass disponibilidades energeticas das usinas das bacias dos rios Iguaçu,

Uruguai, Capivari e Jacuí, deverão ser exploradas nesta ordem de prioridade.

Sendo assim, os excedentes energéticos das usinas da região Sul, de Tucuruí e de Itaipu

deverão ser transferidos prioritariamente para as bacias dos rios Paranaíba e São

Francisco, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o

despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais

definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:

1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo

ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões

Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando

esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou;

2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira

das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes

reservatórios.

Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da

operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores

contratuais.


4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das usinas da bacia deverá ser dimensionada de modo a

evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento

de seus reservatórios, devido às altas afluências e o atendimento aos requisitos de volumes

de espera nas usinas.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração da UHE S. Simão será despachada de modo a atender

as restrições operativas da usina (ambientais). A geração dass UHEs Nova Ponte,

Emborcação e Itumbiara deverá ser minimizada.

Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em

função do comportamento das afluências para atendimento aos requisitos de controle de

cheias. A geração da UHE Henry Borden será dimensionada em função da necessidade de

bombeamento para controle de cheias na cidade de São Paulo e do volume de espera de

seu reservatório.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser maximizada devido a

ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seu reservatório. A

geração das UHEs Jurumirim e chavantes deverá ser utilizada nos períodos de carga média

e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera

deverá ser dimensionada visando o controle do nível de armazenamento de seu reservatório

para controle de cheias, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A geração da UHE Jaguari deverá ser maximizada. A geração

das UHEs Funil e Paraibuna deverá ser dimensionada visando o controle do nível de

armazenamento de seu reservatório para controle de cheias.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo em todos

os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser maximizada em todos os

períodos de carga.

Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias deverá ser dimensionada em

função do comportamento das afluências e dos requisitos para controle de cheias ao seu

reservatório. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada para

fechamento do balanço energético da região, após o recebimento dos excedentes

energéticos das demais regiões do SIN, respeitando-se as restrições operativas das usinas,

de coordenação hidráulica da cascata e de volume de espera.

Bacias da Região Sul: A geração das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai, Capivari e

Jacuí deverá ser explorada, nesta ordem de prioridade.


4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de

recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser

despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da região SE/CO que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento;

2. Usinas da região Sul que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento,

respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

3. UHE Tucuruí;

4. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da usina;

5. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas dos

reservatórios;

6. UHE Capivara;

7. UHE Furnas;

8. UHE Mascarenhas de Moraes;

9. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos, mantendo-se a coordenação hidráulica da

cascata;

10. UHE Marimbondo, respeitando-se as restrições operativas do reservatório;

11. UHE Água Vermelha;

12. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina;

13. UHEs Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata

e as restrições operativas das usinas ;

14. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar

vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos

reservatórios das usinas a fio d’água de jusante);

15. UHE Serra da Mesa, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata e

respeitando-se limites elétricos vigentes;

16. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São

Francisco e os limites elétricos vigentes;

17. UHE Itumbiara;

18. UHE Emborcação;

Na região Sul, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de

geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na

seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da região que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento;

2. Usinas do rio Iguaçu;

3. Usinas do rio Uruguai,

4. UHE GPS;

5. UHE Passo Fundo;

6. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das

usinas;

7. Explorar disponibilidade da Região SE;


Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de

Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da

potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de

Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de

recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação

alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração

na seguinte ordem de prioridade:

1. 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.


4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do

tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da

UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir:

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV

FLUXO PES MED L/Min.

Geração Itaipu 60Hz 5.700 5.700 5.600

RSE 9.000 9.000 9.200

FSM 4.500 4.500 3.200

FNS 3.900 3.600 2.900

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem

como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a

execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os

critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão

indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações

envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos

nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse

processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades

para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas

energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho

estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar

em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses

eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados

em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual

contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas

das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.


As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste –

Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde:

FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste. FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul. FSUL – Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.


4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas

LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1 de 00h00min do dia 05/03 às 23h59min do dia 07/03

A intervenção está programada faz parte das intervenções necessárias para a substituição

da proteção do circuito 1 da LT 765 kV Ivaiporã / Itaberá e também para permitir a

realocação de torres deste circuito para o reservatório da UHE Mauá. Para garantir a

segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

RSE 4000 MW

FSE 3600 MW

FIPU 3000 MW

LT 440 kV Jupiá – Bauru C2 das 04h30min do dia 05/03 às 06h00min do dia 10/03

O desligamento está programado para possibilitar a entrada em operação da SE Getulina.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se respeitar as seguintes restrições de

geração nas usinas da rede de 440 kV:

Carga Pesada / Média Carga Leve / Mínima

Ilha Solteira 2600 MW 2200 MW

Jupiá 440 kV + Três Irmãos 1600 MW 1200 MW

Capivara + Taquaruçu + P. Primavera 2200 MW 2000 MW

LT 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança de 06h30min às 12h30min no dia 06/03

O desligamento será realizado para permitir serviços de correção de vazamento de óleo

isolante no reator da linha na SE 500kV Presidente Dutra. Para garantir a segurança do

sistema recomenda-se controlar o fluxo abaixo do valor indicado:

RNE 1800 MW

DJ 500 kV S. J. Piauí D2 de 08h00min do dia 11/03 às 17h00min do dia 13/03

O desligamento será realizado para permitir a execução de serviços de manutenção

preventiva. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo

dos valores indicados:

RNE 2500 MW

Somatório LT 500 kV Sobradinho – S.J.Piauí C1 e C2 600 MW


4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga

Barra 2 de 88 kV da SE Pirituba das 00h00min às 07h00min dos dias 10 e 11/03

As intervenções estão programadas para eliminação de pendências relativas à substituição

de chaves seccionadoras. No período, a perda da outra barra de 88 kV da SE Pirituba

acarreta a interrupção das cargas supridas por aquela subestação.

Barra 3B – 88 kV da SE Sul das 01h30min às 05h30min do dia 10/03.

A intervenção está programada para manutenção corretiva em chave seccionadora. No

período, o setor de 88 kV da SE Sul 2 irá operar em barra simples e a perda desta barra

acarreta a interrupção das cargas supridas por aquela subestação.

Transformadores de aterramento 88/13,8 kV da SE Leste das 00h00min às 06h00min

do dia 11/03

A intervenção está programada para desconexão de TPs do secundário dos

transformadores de aterramento da SE Leste. No período, a SE Leste irá operar com a

proteção diferencial de barras de 88 kV totalizada e contingências que levem ao

desligamento destas barras acarretarão a interrupção das cargas supridas por aquela

subestação.


4.5 Previsão de Carga

4.5.1 Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante

o mês de março, onde são visualizados os valores verificados na primeira semana e a

revisão das previsões da 2ª e 5ª 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 4.5-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 35.742 MW médios no

subsistema SE/CO e 9.778 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de 4,0%

para o subsistema SE/CO e 3,5% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções

da 2ª e 5ª semana de março (revisão 1), estima-se para o fechamento do mês uma

carga de 36.991 MW médios para o SE/CO e de 10.184 MW médios para o Sul. Estes

valores se comparados à carga verificada em fevereiro indicam decréscimos de 3,9%

para o subsistema SE/CO e 3,0% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de

8.133 MW médios e no Norte 3.823 MW médios. Estas previsões quando comparadas

aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 2,8% para o

subsistema Nordeste e 1,7% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções

da 2ª e 5ª semana de março (revisão 1), está sendo estimado para o fechamento do

mês uma carga de 8.468 MW médios para o Nordeste e 3.921 MW médios para o

Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em fevereiro sinalizam

acréscimo de 2,0% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 0,2% para o

subsistema Norte.

Os decréscimos de carga previstos para a próxima semana estão associados à

ocorrência do feriado do Carnaval, dia 08/03.

Tabela 4.5-1 Carga de Energia por Região – MWmed


Figura 4.5-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MW med


4.5.2 Carga de Demanda A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por

subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores

previstos e verificados para a semana de 26/02 a 04/03/2011 e as previsões para a

semana de 05 a 11/03/2011.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para

ocorrer na quinta-feira, dia 10/03, com valor em torno de 40.850 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 11.000 MW,

devendo ocorrer na sexta-feira, dia 11/03. Para o Sistema Interligado

Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da

ordem de 51.600 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min de

quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.5-2 a seguir. Os acréscimos previstos

estão associados ao término do Horário de Verão no dia 20/02.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia

05/03, com valor em torno de 9.550 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 4.210 MW, devendo ocorrer também no sábado,

dia 05/03. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

prevista para no mesmo sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores

da ordem de 13.690 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 4.5-2 a

seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.

Tabela 4.5-2 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW


Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e

Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração da Revisão 1

do PMO mês de Março.

Anexo IV Limites de Transmissão


ANEXO I – Controle de Tensão

As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema

Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.

• IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

• IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste

• IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

• IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste

• IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e Espírito Santo

• IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso

• IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo

• IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo

• IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba

• IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área de 345 kV da Região do Rio Grande

• IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais

• IO-ON.CO.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília

• IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste

• IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre - Rondônia


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões

Elétricas e Energéticas

Tabela 4-3: Despachos de Geração Térmica

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Segurança Energética comandado na elaboração do PMO de Novembro/10 devido a logística do GNL (60 dias de antecipação)

Usina Térmica R AZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO

D ESPACHO FINAL

(Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L

N UC L EA R Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 520 520 520

Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1080 1080 1080 1080

CA

RV

ÃO

J . Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 33 33 33 33 J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) (3) (3) --- 160 160 160 160

J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9

P. Médici A (2 x 63 MW) (1) (3) (3) (3) 50 50 50 50

P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 100 100 100 100 S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 7 7 7 7

Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 13 13 13 13

Candiota III (1 x 350 MW ) (1) (3) (3) --- 210 210 210 210

GÁ

S

F . Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW ) (5) (3) (3) (3) 0 302,8 302,8 127 B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (5) (3) (3) --- 0 45,8 45,8 ---

B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- --- M. Lago Leilão (20 x 46,13 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- --- M. Lago T C (20 x 46,13 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Juiz de F ora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW ) (5) (3) (3) --- 0 --- --- ---

A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Termoceará_Leilão (4 x 55 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Termoceará_TC (4 x 55 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (2) (5) (3) (3) --- 0 10 9 --- Araucária (3 x 161,5 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

C. Furtado (1 x 186 MW) (5) (3) (3) (3) 0 60 55 2 Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

L. C. Prestes_TC (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW ) (5) --- --- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Leilão (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (4) --- --- --- 0 --- --- --- N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 400 400 400 400

N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 100 100 100 100 N. Fluminense 3 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- --- N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Termopernam buco (2 x 162,5 + 1 x 207 ,8 M W ) (3) (3) (3) 0 128 138 47 Brizola – Teste (8 x 1 10, 6 M W + 1 x 1 73 ,8 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

Brizola – Leilão (8 x 110 ,6 MW + 1 x 17 3, 8 M W) (3) (3) (3) 71,7 200 230 276 Brizola – TC (8 x 1 10, 6 M W + 1 x 173 ,8 MW ) (2) --- --- --- 0 --- --- ---

Jesus Soares Pereira ( 2 x 183,96MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Euzébio Roc ha_L (1 x 249,90MW ) (2) --- --- --- 59,3 59,3 59,3 59,3 Euzébio Roc ha_TC (1 x 249,90MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---

Camaçari (5 x 69 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- Linhares (1 x 204 MW ) (7 ) --- --- --- 0 --- --- ---


Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA

INFLEXIBILIDADE (Média)

COMPOSIÇÃO DO DESPACHO FINAL (Capacidade Instalada) P M L P M L

Ó

LE

O

S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- R. Silveira (2 x 15 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Igarapé (1 x 131MW) --- --- --- 0 --- --- --- Nutepa (3 x 8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Alegrete (2 x 33 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Carioba (2 x 18 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Petrolina (1 x 136 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termonorte I (4 x 17 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2) (3) (3) (3) 0 180 180 180 Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Tocantinópolis (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Nova Olinda (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW)

(3) (3) (3) 0 90 77 3 Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW)

--- --- --- 0 --- --- --- Maracanaú I (8 x 21 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termonordeste (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termoparaíba (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- --- Campina Grande (1 x 169,08 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

DIE

SE

L

S. Cruz Diesel (2 x 166 MW) (3) (3) (3) 0 32 23 29 S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Brasília (2 x 5 MW) --- --- --- 0 --- --- --- W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 --- --- --- Altos (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Aracati (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Baturité (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari (5 x 69 MW) (4)(2) --- --- --- 0 --- --- --- Campo Maior (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Caucaia (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Crato (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Pecém (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Iguatu (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Marambaia (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Nazária (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Daia (1 x 44,4 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Xavantes (1 x 53,7 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Goiânia II (2 x 72,6 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Potiguar (1 x 53,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Potiguar III (1 x 66,4 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termomanaus (1 x 156,16 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Pau Ferro I (1 x 102,6 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

BIO MASSA

Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 --- --- --- PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

R E S ÍD U OS Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 108,9 110 104 114 Atlântico (2 x 90MW + 1 x 310MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2

V AP OR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) (2) (3) (3) (3) 0 24 26 26


Jorge Lacerda:

O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos barramentos de 69 kV da área Sul e extremo Sul de Santa Catarina, quando da perda / indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande – Siderópolis e ainda, para o atendimento aos requisitos elétricos da indisponibilidade da maior unidade geradora. Adicionalmente, a configuração mínima indicada é necessária para assegurar o limite mínimo de tensão na SE 230 kV Siderópolis, em regime normal, no período de carga média.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 33 1 x 33 - J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - 2 x 80 -

J. Lacerda C (unid. 7) - - - Total 66 193 -

Obs.:1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no processo de Programação Diária, em função da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com o menor custo operacional. 3. A unidade geradora nº 03 da UTE J. Lacerda está indisponível a operação no período de 27/02/2011 até 15/03/2011.

Destaque-se que devido à existência de restrições para unidades térmicas efetuarem alterações na configuração de máquinas ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:


J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 33 1 x 33 1 x 33

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 2 x 80 2 x 80 2 x 80

J. Lacerda C (unid. 7) - - - Total 193 193 193

Adicionalmente, na hipótese da ocorrência de temperaturas elevadas no estado de Santa Catarina ou na indisponibilidade de equipamentos na região, poderá ser necessária a elevação dos despachos na UTE J. Lacerda, na etapa de Programação Diária da Operação, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétr ico. Nessa hipótese, a Programação Diária da Operação terá como referência inicial os despachos de geração térmica, conforme indicados nas tabelas a seguir:


J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 55 1 x 55 1 x 55 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 2 x 124 2 x 124 2 x 124

J. Lacerda C (unid. 7) - - - Total 303 303 303


P. Médici (A e B) e Candiota 3 (C): O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota 3 foi dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, notadamente da perda da LT 230 kV Porto Alegre 9 – Eldorado – Guaíba 2 (tensão em Camaquã e Guaíba 2), no patamar de leve, e da perda da LT 230 kV Presidente Médici – Quinta, no patamar de carga média e de carga pesada (tensão no Sul do Rio Grande do Sul).


P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unids. 3 e 4) - - - Candiota 3 (unidade 5) 1 x 200 1 x 200 -

Total 225 225 25 Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária e para controle do fluxo para o RS. 2. No patamar de carga leve, o valor da geração térmica mínima na UTE P. Médici não é alterado mesmo havendo exportação de energia para o Uruguai via C.F. de Rivera. 3. A unidade geradora nº 04 da UTE P. Médici está indisponível a operação no período de 02/08/2010 até 14/04/2011.

Considerando as máquinas disponíveis e devido à impossibilidade desta usina térmica efetuar alterações de configuração de máquinas ao longo do dia e modulação de carga, o despacho programado corresponderá aos valores indicados na tabela a seguir:


P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -

Candiota 3 (unidade 5) 1 x 200 1 x 200 1 x 200 Total 225 225 225

Obs.: 1. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições operacionais: UG 1 = 50 MW, UG 2 = 50 MW, UG 3 = 100 MW e UG 4 = 100 MW.

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional nas unidades de P. Médici, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétr ico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:

Obs.: Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições operacionais: UG 1 = 50 MW, UG 2 = 50 MW, UG 3 = 100 MW e UG 4 = 100MW.


P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 50 1 x 50 1 x 50 P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -

Cadiota 3 (unidade 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350 Total 400 400 400


Uruguaiana: O despacho mínimo por restrições elétricas definido para a UTE Uruguaiana visa evitar corte de carga na perda da LT 230 kV Dona Francisca – Santa Maria 3.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve Uruguaiana 462 (2G + 1V) 462 (2G + 1V) -

Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da carga prevista no processo de Programação Diária - (G = unidade a gás / V = unidade à vapor). 2. No período de carga pesada e no período de carga média, mesmo com o despacho máximo da UTE Uruguaiana, não é possível evitar a ocorrência de corte de carga em situações de contingência.

Destaque-se que devido à indisponibilidade de gás na UTE Uruguaiana, não será possível a sincronização de máquinas nesta usina, não sendo possível o atendimento aos requisitos mínimos de geração térmica desta UTE.

Termonorte II Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-Rondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve Termonorte II 180 180 180

Obs.: Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.

Barbosa Lima Sobrinho

Durante a indisponibilidade do TR54 500/138 kV da SE Grajaú, deverá ser programado, nos patamares de carga Pesada e Média, o despacho de geração térmica na UTE Barbosa Lima Sobrinho em sua disponibilidade máxima de modo a prover segurança adicional ao suprimento da área RJ/ES.

Diretrizes Operativas para o Atendimento ao SIN durante o Carnaval 2011 Em consonância com a Resolução nº 001/2005 do CMSE, que determina que o ONS deverá propor medidas especiais de segurança a fim de garantir o suprimento de energia elétrica em situações decorrentes de eventos de grande relevância, a Nota Técnica NT-3-032-2011 define o despacho de geração térmica adicional indicado para áreas específicas, que tem por objetivo prover um grau de segurança adicional às mesmas, durante o período de Carnaval (05 a 09/03/2011).

As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas.


ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração da Revisão 1 do

PMO de Março/11, semana operativa de 05 a 11/03/2011.

Tabela 4-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh) NUCLEAR

Angra 1 21,49 Angra 2 18,77

CARVÃO Candiota III 50,54 Charqueadas 154,10 Figueira 218,77 J. Lacerda A1 189,54 J. Lacerda A2 143,04 J. Lacerda B 142,86 J. Lacerda GG 116,90 P. Médici A e B 115,90 S. Jerônimo 248,31

GÁS

A. Chaves 188,89 Araucária 219,00 B. L. Sobrinho – TC 250,87 B. L. Sobrinho – Teste 149,67 B. L. Sobrinho – Leilão 163,53 Camaçari 401,67 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha – L 195,05 Euzébio Rocha – TC 222,22 F. Gasparian 317,98 Fortaleza 82,34 G. L. Brizola – Leilão 127,60 G. L. Brizola – Teste 147,56 G. L. Brizola – TC 214,48 Jesus Soares Pereira 287,83 Juiz de Fora 150,00 Linhares 139,29 L.C. Prestes – TC 292,49 L. C. Prestes – Teste 140,34 L. C. Prestes – Leilão 105,86 M. Covas 6,27 M. Lago –L M. Lago –TC

290,59 253,83

Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Norte Fluminense 3 102,84 Norte Fluminense 4 149,33 R. Almeida 188,15 Termoceará – TC 492,29 Termoceará – Leilão 184,53 Termopernambuco 70,16 Uruguaiana 141,18 William Arjona 197,85 Sepé Tiaraju 385,22


USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh) ÓLEO

Alegrete 564,57 Bahia I 455,17 Carioba 937,00 Camaçari Muricy I 509,89 Camaçari Polo de Apoio I 509,89 Campina Gande 360,67 Igarapé 645,30 Maracanaú I 347,94 Nova Olinda 360,66 Nutepa 780,00 Petrolina 559,42 Piratininga 1 e 2 470,34 R. Silveira 523,35 S. Cruz 310,41 Termocabo 356,36 Termonordeste 359,66 Termonorte I 610,33 Termonorte II 487,56 Termoparaíba 359,66 Tocantinópolis 360,66 Viana 360,66 Global I 359,83 Global II 359,83

DIESEL

S. Tiaraju 541,93 Altos 533,08 Aracati 533,08 Baturité 533,08 Brasília 1047,38 Camaçari 834,35 Campo Maior 533,08 Caucaia 533,08 Crato 533,08 Daia 580,44 Goiânia II 631,74 Iguatu 533,08 Juazeiro do Norte 533,08 Marambaia 533,08 M. Covas 634,03 Nazária 533,08 Pau Ferro I 678,05 Pecém 533,08 Potiguar 611,59 Potiguar III 611,58 S. Cruz Diesel 730,54 Termomanaus 678,05 William Arjona 808,02 Xavantes 841,57


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas para despachos acima do Termo de

Compromisso - Semana operativa de 05/03 a 11/03/2011.

Tabela 4-5: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh)

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

VAPOR

Piratininga 3 e 4 317,98

RESIDUOS INDUSTRIAIS

Atlântico 112,57

BIOMASSA

Cocal 140,71 PIE-RP 152,95 Madeira 180,64

INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (*)

CIEN I – 240,81 MW (Argentina 1A) 44,45 CIEN I – 14,9 MW (Argentina 1B) 206,11 CIEN II – 131,82 MW (Argentina 2A , 2B e 2C) 53,07 CIEN II – 13,18 MW (Argentina 2D) 205,99

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL ACIMA TC

(R$/MWh)

A. Chaves 188,89 Araucária 219,00 B. L. Sobrinho 271,18 C. Furtado 204,43 Termoceará 492,29 F. Gasparian 346,87 Fortaleza 82,34 G. L. Brizola 242,38 Jesus Soares Pereira 287,83 Juiz de Fora 150,00 L. C. Prestes 292,49 M. Lago 278,32 Norte Fluminense 131,68 R. Almeida 188,15 Termopernambuco 70,16 Sepé Tiaraju - Gás 385,22 Sepé Tiaraju - Óleo 541,93 Piratininga 1 e 2 470,34 Piratininga 3 e 4 Euzébio Rocha

470,34 222,22


ANEXO IV – Limites de Transmissão

As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que

interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da

malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro

Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.

• IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

• IO-OC.SSE – Operação em Contingências 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 Oeste.

• IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste

• IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

• IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste

• IO-OC.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11

Figura 4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 6

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 11/03 11

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03 11

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 12

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14

Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 05/03 a 11/03 15

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 20

Tabela 4-3: Despachos de Geração Térmica 29

Tabela 4-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 34

Tabela 4-5: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh) 36

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