PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA …6A82BC39-1E2C-49E9-A2B5-1F9F… · 17/03/2012 A 23/03/2012. ONS NT-3-044-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

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ONS NT-3-044-2012

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

17/03/2012 A 23/03/2012

ONS NT-3-044-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 3 / 41

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 5

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 6

3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 9

3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 9

3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9

3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 10

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 10

3.5 Relacionados com a Otimização Energética 10

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11

3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 12

3.7.2 Região Sul 13

3.7.3 Região Nordeste 14

3.7.4 Região Norte 14

3.8 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. 25

4.5 Previsão de Carga 28

4.5.1 Carga de Energia 28

4.5.2 Carga de Demanda 30

Lista de figuras e tabelas 41


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da

Operação Eletroenergética do mês de Março/2012, para a semana operativa de 17/03/2012 a

23/03/2012, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar

a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN,

segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede,

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

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

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

ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados da Revisão 2 do PMO de Março/12 indicaram, para a semana de 17/03/2012 a

23/03/2012, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares

de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 (indisponível, devido à parada para recarga de

combustível, conforme declaração do Agente) e das UTEs M. Covas (indisponível, conforme

Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009), Norte Fluminense 1, 2 e 3, L. C. Prestes,

Atlântico, G. L. Brizola e, somente no patamar de carga pesada, da UTE Norte Fluminense 4

(indisponível, devido à manutenção declarada pelo agente); Na região Sul, houve indicação

de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota III, P.

Médici A e B, J. Lacerda C (indisponível, devido à manutenção declarada pelo agente) e

Uruguaiana (indisponível conforme REN ANEEL nº 340, de 25/11/2008); Na região Nordeste,

houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das

UTEs Termopernambuco e Fortaleza.

Houve também, na região Sudeste/C.Oeste, a indicação de despacho por ordem de mérito,

em todos os patamares de carga, das UTEs Linhares e Santa Cruz, utilizando GNL. Tendo por

base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho

nas suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de

custo, na semana operativa de 19/05 a 25/05/2012.

Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo nas demais Regiões

do SIN.

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

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

custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida

em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico –

CMSE.


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

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

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

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

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica

A integração ao SIN do aproveitamento hidrelétrico do Rio Madeira, formado pelas usinas de

Santo Antônio (3150 MW) e Jirau (3300 MW), será feita através de um sistema de

transmissão em CCAT composto de 2 bipolos (3150 MW ± 600kV), entre as SE Coletora Porto

Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km, e um Back-to-

Back com tecnologia CCC (Capacitor Commutated Converter) composto de 2 blocos de 400

MW ± 51 kV, conectado através de duas linhas de transmissão em 230 kV à SE Porto Velho,

conforme apresentado na Figura 3-1.

Figura 3-1: Integração das usinas do Madeira


Esta integração terá início com a entrada em operação comercial das duas primeiras unidades

geradoras da usina de Santo Antônio a partir do dia 15 de março de 2012.

Estas unidades geradoras da UHE Santo Antônio serão conectadas, provisoriamente, ao

sistema Acre/Rondônia através de transformador 525/230 kV – 465 MVA, dois circuitos

simples em 230 kV entre as subestações de Porto Velho e Coletora Porto Velho (17,3 km) e

um circuito simples em 500 kV entre a usina e a SE 500 kV Coletora Porto Velho (12,5 km),

conforme apresentado na Figura 3-1.

Figura 3-2: Configuração Provisória de Conexão da UHE Sto Antônio

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o

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

de Rivera, no montante de até 72 MW.

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

1 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kV a

ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em

cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N-2) para o

tronco 765kV, nos processos supracitados.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a

partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo DECOMP.

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

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

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

Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em


complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema

GIT-MAE.

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

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

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

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

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

informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.

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

operativa de 17/03/2012 a 23/03/2012, encontram-se na tabela a seguir:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do Modelo

DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês de Março/12,

considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE,

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

utilizando as mesmas.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Março/12 foi elaborado tendo como

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

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

412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/06, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-

DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos está estabelecido que:

• “Art.1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar na base de dados

do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados –

Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas

Individualizadas – Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o

valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução

Normativa nº 231, de 19 de setembro de 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

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado 903 903 903

Peixe Angical 416 416 338

Limite de Intercâmbio

FCOMC 2.681 2.681 2.759


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 31/12/2011, para todos os

empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0167/400/2012,

emitida em 13/02/2012.


3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

3.2.2 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.

3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

Deve-se mencionar que, em função da ocorrência de temperaturas elevadas, em períodos de

carga média tem-se verificado dificuldades de controle de tensão na rede 440 kV da área São

Paulo. Caso as temperaturas se mantenham elevadas 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, em períodos de carga leve, 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.


3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações

• 1º unidade geradora da usina de Santo Antônio – 70MW (início dos testes 18/03/2012)

• 2º unidade geradora da usina de Santo Antônio – 70MW (início dos testes 22/03/2012)

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 26/12/2012)

• TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Ouro Preto (até 30/03/2012)

• TR-7 765/345 kV da SE Tijuco Preto (até 30/10/2012)

• TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 30/06/2012)

• TR-13 500/345 kV da SE Jaguara (até 31/12/2012)

• TR-3 345/230 kV da SE Bandeirantes (até 30/07/2012)

• TR-8 230/88 kV da SE Piratininga (até 26/06/2012)

3.5 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Março/12, para a semana de 17/03/2012 a

23/03/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 23/03

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

Valor Esperado 78,6 36,9 83,1 99,5 100,0

Limite Inferior 76,7 34,1 82,0 92,8 91,4

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

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

Valor Esperado 78,7 35,8 85,0 91,1 89,1

Limite Inferior 76,1 31,7 82,3 87,7 85,2


Os resultados da Revisão 2 do PMO de Março/12 indicam as seguintes metas semanais de

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

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

N NE

SE/CO

S

1.520 4.229

2.709

3.837

2.510 4.828

IT 50

60 987

2.317

0

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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 149,48 149,48 120,55 120,55

Média 148,17 148,17 120,23 120,23

Leve 145,20 145,20 119,43 119,43

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

3.6 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 elevação em relação às verificadas na semana em curso. O

avanço de uma frente fria no início da próxima semana pelo Espírito Santo e Minas Gerais

ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias deste subsistema. O valor previsto de Energia

Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 66%

da MLT, sendo armazenável 64% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se sem

variação significativa em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de

predomínio de estiagem nas bacias deste subsistema. Em termos de Energia Natural


Afluente, a previsão é de um valor de 45% da MLT para a próxima semana, sendo

armazenável 44% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se

em recessão em relação à semana corrente. A atuação da frente fria ocasiona chuva fraca a

moderada na bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é

de 33% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se

sem variação significativa em relação ao observado nesta semana. No decorrer da próxima

semana ocorrem pancadas de chuva na bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo

termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 103% MLT, sendo

armazenável 55% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 35.882 2.953 4.925 13.569

% MLT 66 45 33 103

% MLT Armazenável 64 44 33 55 ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 28.110 1.564 3.921 12.362

% MLT 52 24 26 94

% MLT Armazenável 52 24 26 50

3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de março é de uma média

de 66% da MLT, sendo armazenável 63% 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 59% da MLT, sendo armazenável 56% 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 58 56 46 50

Bacia do Rio Paranaíba 70 65 57 57

Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) 76 71 54 63

Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) 62 70 51 64

Paraíba do Sul 75 68 57 60

3.7.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de março é de 67% da MLT, sendo

armazenável 66% da MLT, o que revela uma condição hidrológica aproximadamente igual ao

que se verificou no último mês.

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

situar-se-á no patamar de 55% da MLT, sendo armazenável 54% 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 50 73 24 61

Bacia do Rio Jacuí 18 49 10 41

Bacia do Rio Uruguai 42 63 24 48


3.7.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de março é de 47%, sendo totalmente

armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 42% da MLT para a ENA mensal, sendo

totalmente armazenável.

3.7.4 Região Norte

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

uma média de 106% da MLT, sendo armazenável 55% da MLT, valor este que representa um

cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 102% da MLT%, sendo armazenável 53% da

MLT.

3.8 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de

ENA mensal por cada subsistema.

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

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 36.161 4.379 7.019 14.011

% MLT 66 67 47 106


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 32.328 3.564 6.412 13.426

% MLT 59 55 42 102



Figura 3-2: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 17/03 a 23/03

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 Loure

nço

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:

A geração da UHE Tucuruí deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, transferindo

os seus excedentes energéticos para a região SE/CO.

A geração das usinas do rio Tocantins (UHEs Serra da Mesa, Cana Brava, São Salvador, Peixe

Angical, Lajeado e Estreito) e da região Nordeste deverá ser dimensionada visando a

maximização do fornecimento de energia das regiões N e NE para a região SE/CO, em todos

os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Face as condições hidroeneergéticas desfavoráveis na bacias da região Sul, o fornecimento de

energia para esta região deverá ser priorizado, respeitando-se os limites elétricos vigentes na

interligação Sul-SE/CO. Neste contexto, a geração das usinas hidráulicas da região SE/CO,

bem como a transferência de energia das regiões N e NE para a região SE/CO deverá ser

explorada ao máximo em todos os períodos de carga.

A geração da UHE Itaipu deverá ser dimensionada em função das afluências e do nível de

armazenamento de seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas da usina. Suas

disponibilidades energéticas deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga

média e pesada.

Na região Sul, a geração das usinas da bacia do rio Uruguai deverá ser minimizada em função

das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis nesta bacia, respeitando-se as restrições

operativas de seus aproveitamentos, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após

a exploração das disponibilidades energéticas das demais usinas hidráulicas do SIN. A geração

das demais usinas da região será utilizada nos períodos de carga média e pesada, para

fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

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

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

pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:

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

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

Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites

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

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

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

reservatórios.

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

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


4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Marimbondo e Água Vermelha

deverá ser maximizada, em função das condições hidroenergéticas favoráveis.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Emborcação, Nova Ponte e Itumbiara

deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade.

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

função das condições hidroenergética da bacia, visando o atendimento dos requisitos de uso

múltiplo da água ao longo do ano.

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

todos os períodos de carga. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser explorada

prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

deverá ser utilizada de modo a prover a vazão regularizada necessária a UHE Itaipu, de modo a

não restringir a exploração da geração desta usina face as suas restrições operativas.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo

prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas

da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: Face ao nível de armazenamento do reservatório da UHE Funil, a

política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari,

Paraibuna e Santa Branca será dimensionada em função dos requisitos hidráulicos da UHE

Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da

vazão objetivo em Santa Cecília.

Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua

geração deverá ser maximizada visando explorar as disponibilidades energéticas da usina em

função das afluências ao seu reservatório.

A geração das UHE Serra da Mesa deverá ser dimensionada visando a maximização do

fornecimento de energia das regiões N e NE para a região SE/CO, em todos os períodos de

carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Para as demais usinas da cascata, a

geração será dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas restrições

operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos de carga

média e pesada.

Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos

os patamares de carga para controle do nível de armazenamento de seu reservatório face às

suas condições hidroenergéticas. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser

dimensionada visando o atendimento da política de transferência de energia para a região

SE/CO e a coordenação hidráulica da cascata.


Bacias da Região Sul: a geração das UHE’s GPS, do Rio Iguaçu e Passo Fundo deverá ser

utilizadas prioritariamente em todos os períodos de carga. A geração das usinas da bacia do rio

Uruguai deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis

na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após explorada a geração das

demais usinas hidráulicas do SIN.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de

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

na seguinte ordem de prioridade:

1. UHEs que apresentarem vertimentos;

2. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina;

3. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

4. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando-se as restrições

operativas das usinas;

5. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina;

6. UHE Capivara;

7. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e

os limites elétricos vigentes;

8. UHE Água Vermelha;

9. UHE Marimbondo, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina;

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

restrições operativas das usinas;

11. UHE Serra da Mesa, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições

operativas das usinas a jusante;

12. 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);

13. UHE Emborcação;

14. UHE Itumbiara;

15. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação

hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

16. Usinas da região Sul, exceto da bacia do rio Uruguai;

17. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

18. Usinas da bacia do rio Uruguai.


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

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

ordem de prioridade:

1. Explorar disponibilidade da Região SE;

2. UHE GPS;

3. Salto Santiago, Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se a coordenação hidráulica da

cascata e as restrições operativas das usinas;

4. UHEs G. Ney Braga e GBM;

5. UHE Passo Fundo;

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

7. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas.

8. UHE Machadinho;

9. UHE Itá, respeitando-se as restrições operativas da usina;

10. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas.

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

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

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

Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

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

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

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

ordem de prioridade:

1. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes;

2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por

conveniência operativa;

3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência

operativa;

4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes;

6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes;

7. Região SE/CO;


Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em

tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG,

respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de

prioridade:

1. UHE´sL.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e

folga de regulação;

2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas

da usina e folga de regulação;

3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições

operativas da usina e folga de regulação;

4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da

usina e os limites elétricos vigentes;

6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da

usina e os limites elétricos vigentes;

7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se

as restrições operativas destas usinas. 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do

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

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

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

FLUXO PES MED L/Min.

Geração Itaipu 60Hz 5.800 5.800 5.800

RSE 9.000 9.000 9.200

FSM 5.100 5.100 4.500

FNS 4.000 4.000 4.000

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 500 kV Itaipu 60 Hz – Foz do Iguaçu C4 e AT4 765/525 kV Foz do Iguaçu das

06h45min do dia 17/03 às 17h00min do dia 18/03

A intervenção está programada para execução de serviços preparativos visando a conexão do

circuito e AT aos barramentos de 500 kV da SE Foz do Iguaçu. A conexão definitiva desses

equipamentos está prevista para 02/05/2012. Para garantir a segurança do sistema

recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

GIPU 4000 MW

RSUL 6000 MW

RSE 8000 MW

LT 765 kV Itaberá / Tijuco Preto C2 das 05h40min às 17h00min do dia 18/03

A intervenção está programada para instalação retirada do filtro de ondas das fases B e C e

também para realização de manutenções corretivas e preventivas em outros equipamentos

dão circuito. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos

valores indicados:

RSE 4000 MW

FSE 3600 MW

GIPU 5000 MW

LT 765 kV Itaberá / Ivaiporã C3 das 07h30min às 17h00min do dia 18/03

A intervenção está programada para restabelecer a proteção primária do circuito. Para

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

RSE 4000 MW

FSE 3600 MW

GIPU 5000 MW

SB A 765 kV SE Foz do Iguaçu 60 Hz diariamente das 00h15min às 07h00min dos dias

22, 23 e 24/03

A intervenção está programada para instalação de “booster shed” na SE Foz do Iguaçu. Para

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

RSUL 2800 MW

GIPU 3000 MW


SB 1 500 kV SE Miracema das 08h15min às 17h00min do dia 18/03

A intervenção está programada para substituição de conjunto rotativo de chave seccionadora.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores

indicados:

FMCGU 3300 MW.

LT 440 kV Jupiá - Taquaruçu das 01h00min às 07h00min do dia 17/03

A intervenção está programada para correção de anormalidade no circuito de transferência de

proteção entre os disjuntores 52-31 e 24-1 e manutenção corretiva em chaves seccionadoras.

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

geração:

Ilha Solteira 2000 MW

Jupiá 800 MW

Três Irmãos 200 MW

Capivara + Taquaruçu + P.Primavera 1400 MW

LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru C.1 das 00h00min às 06h00min do dia 18/03

A intervenção está programada para sanar ponto de sobreaquecimento em chave

seccionadora. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se respeitar as seguintes

restrições de geração:

Água Vermelha 1000 MW

Ilha Solteira 1400 MW

Jupiá + Três Irmãos 1100 MW

Capivara + Taquaruçu + P.Primavera 1800 MW


LT 230 kV Camaçari II - Cotegipe 04M6 diariamente das 05h30min às 17h00min dos dias

17 e 18/03.

A intervenção está programada para a Chesf realizar o lançamento de pára-raios das

estruturas 51 a 62. Para evitar que ocorra perda de carga nas subestações supridas por

Camaçari, em caso de perda do barramento 04B2-2 de 230 kV da SE Camaçari II, será

necessária a seguinte geração térmica nas UTE Celso Furtado e/ou Global.

DEMANDA NA ÁREA SUL GERAÇÃO

Demanda < 2.800 MW 100 MW

2.800 MW < Demanda < 3.000 MW 200 MW

3.000 MW < Demanda < 3.200 MW 300 MW

3.200 MW < Demanda < 3.400 MW 400 MW

TR 230/69 kV 04T2 SE Pirapama - das 07h40min do dia 17/03 às 16h20min do dia 19/03.

Esta intervenção está programada para a Chesf implementar circuitos de teleassistência e

ensaios funcionais de MPCCSR e telecomandos. Em caso de contingência em um dos

transformadores em operação na SE Pirapama, o carregamento nos remanescentes podem

ser de até:

Sábado carga média: carregamento de até 120% nos TR remanescentes desta subestação.

Haverá necessidade de transferência de cargas da ordem de 28MW para que o carregamento

nestes TR seja reduzido para 100%

Sábado carga pesada: será necessário um despacho de 32MW das 18:00h do dia 17/03 à

01:00h do dia 18/03 na UTE Termocabo.

Nesta condição espera-se um carregamento de 118% nos TR remanescentes desta

subestação. Haverá necessidade de transferência de cargas da ordem de 25MW para que o

carregamento nestes TR seja reduzido para 100%

Domingo carga média: carregamento de até 109% nos TR remanescentes desta subestação.


nestes TR seja reduzido para 100%.

Domingo carga pesada: carregamento de até 120% nos TR remanescentes desta subestação.


nestes TR seja reduzido para 100%

Segunda-feira carga média: será necessário um despacho de 22MW das 08:00h às 16:20h

na UTE Termocabo.

Nesta condição espera-se um carregamento de 118% nos TR remanescentes desta

subestação. Haverá necessidade de transferência de cargas da ordem de 25MW para que o

carregamento nestes TR seja reduzido para 100%


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

SE Cidade Industrial, Barras A1, A2, B1 e B2 – 230 kV, das 04h00min às 06h00min do dia

20/03 (domingo) – Sem desligamento

Medições e verificações das alterações resultantes das trocas dos TCs do módulo da LT 230

kV C. Industrial - Gravataí 2 C.4.

Durante o período desta intervenção, a proteção diferencial de barras da SE 230 kV C.

Industrial estará fora de operação. Neste caso, em caso de falha em barramento, ocorrerá a

perda total do setor 230 kV da SE Cidade Industrial pelas proteções de retaguarda dos

equipamentos a ela conectada:

- corte das cargas atendidas a partir da transformação 230/23 kV de C. Industrial, em um

montante máximo de 30MW (atendimento radial).

- corte das cargas atendidas a partir do 230 kV de Siderúrgica, em um montante máximo de

50MW, que já ocorre para a perda simples da LT 230 kV Cidade Industrial – Siderúrgica.

- corte das cargas atendidas a partir do 230 kV de Canoas 1, em um montante máximo de

30MW, (atendida a partir de uma derivação da LT 230 kV Cidade Industrial – P. Alegre 9 C.1).

- possível corte de carga por subtensão na região de Porto Alegre 9, Eldorado do Sul, Guaíba

2, Camaquã, com montantes de até 240 MW, considerando a configuração nas UTE

Presidente Médici e Candiota.

CORTE DE CARGA TOTAL: 350 MW

Barras 5 de 88 kV da SE Baixada Santista das 05h00min às 16h00min do dia 18/03

A intervenção está programada para montagem de chaves seccionadoras e TC’s, devido à

substituição do disjuntor 24-4, bem como ao tratamento anticorrosivo em estruturas. No

período, o setor de 88 kV da SE Baixada Santista irá operar em configuração de barra simples

e contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas

supridas pelo setor de 88 kV da SE Baixada Santista, pelo tronco de transmissão 88 kV

Baixada Santista - Henry Borden e das cargas atendidas pela UHE Henry Borden 88 kV.

Barra 5 de 88 kV da SE Baixada Santista diariamente das 00h00min às 07h00min entre

os dias 20 e 22/03

A Barra 5 será mantida desligada durante os serviços de desmontagem do disjuntor 24-4 em

atendimento às distâncias de segurança estabelecidas na Norma IO/OP 104. No período, o

setor de 88 kV da SE Baixada Santista irá operar em configuração de barra simples e

contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas


supridas pelo setor de 88 kV da SE Baixada Santista, pelo tronco de transmissão 88 kV

Baixada Santista - Henry Borden e das cargas atendidas pela UHE Henry Borden 88 kV.

Barra 4 de 88 kV da SE Oeste das 04h00min às 16h00min do dia 18/03

A intervenção está programada para substituição de cabos aéreos de vão, conexão de cabos

a disjuntor, TP de sincronismo e chave seccionadora. No período, o setor de 88 kV da SE

Oeste irá operar em configuração de barra simples e contingências que levem ao

desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas supridas pelo setor de 88 kV

da SE Oeste.

Transformador de aterramento TR-AT-1 88/ 13,8 kV SE Milton Fornasaro das 06h00min

às 16h00min do dia 18/03

A intervenção será realizada para substituição de seu relé de gás e eliminação de vazamento

de óleo. Será necessário operar em configuração de barra simples o setor de 88 kV da SE

Milton Fornasaro. A perda desta barra implica na interrupção de até 300 MW de carga na SE

Milton Fornasaro.

Barra 1 de 230 kV da SE Coxipó das 07h30min às 11h15min do dia 18/03

Barra 2 de 230 kV da SE Coxipó das 11h15min às 15h00min do dia 18/03

As intervenções estão programadas para manutenção preventiva em chaves seccionadoras.

No período, o setor de 230 kV da SE Coxipó irá operar em configuração de barra simples e

contingências que levem ao desligamento dessa barra resultarão na interrupção das cargas

da Cemat na região de Cuiabá no Estado do Mato Grosso.

TR 230/11,9 kV 04T5 SE Matatu das 07h40min às 11h20min do dia 18/03

Esta intervenção está programada para a Chesf substituir o pára-raio 74T5, fase A.

Em caso de contingência do TR 04T4 desta subestação, haverá perda de todas as cargas

derivadas do barramento de 11,9kV.

LT 230 kV Cotegipe - Jacaracanga 04L3 das 05h30min às 08h20min do dia 17/03

Esta intervenção está programada para a Chesf realizar correção da NCT no conector do

contato fixo, fase B, lado da LT 04L3.

Em caso de contingência no circuito duplo Camaçari II - Jacaracanga 04C3 e 04C4 (que

compartilham a mesma estrutura), haverá interrupção de todas as cargas derivadas da SE

Jacaracanga e desenergização da UTE CelsoFurtado.


DJ 500 kV VCDJ7-08 SE Vila do Conde – das 08h00min do dia 10/03 às 16h00min do dia

18/03/2012 (contínuo)

Esta intervenção está programada para a Eletronorte realizar a revitalização do disjuntor de

500 kV VCDJ7-08. Inspeção geral e ensaios no VCDJ7-08 e em TC 500KV.

Na perda de um dos autotransformadores VCAT7-01, VCAT7-02 ou VCAT7-04, com falha de

disjuntor, haverá o desligamento do autotransformador VCAT7-03, implicando em possível

atuação do esquema de corte de carga por sobrecarga no autotransformador remanescente,

desligando os consumidores Alunorte e Albrás.

Em caso de desligamento de uma das LT 500 kV Tucuruí - Vila do Conde C1 ou C2, com

falha dos disjuntores VCDJ7-01 ou VCDJ7-04, respectivamente, haverá desligamento da LT

Tucuruí-Vila do Conde 500kV - C3 com afundamento de tensão nas SE Vila do Conde,

Guamá, Utinga e Sta Maria, provocando rejeição natural de carga nestes regionais.

LT 500 kV Miranda II / São Luís II C2 MRLT7-02 das 07h00min às 17h00min do dia 18/03

Esta intervenção está programada para a Eletronorte instalar 03 postes na parte nova da linha

que interliga na SE Miranda, para elevar a altura da linha MRLD-LT7-02 em atendimento à

recomendação da ANEEL para segurança na circulação de pessoas. Em aproveitamento será

realizada inspeção nos equipamentos dos bays da referida linha em ambas as extremidades.

Durante o período da intervenção, o desligamento da linha 500 kV Miranda II /SaoLuis II C1

provoca a atuação do SEP para perda dupla de circuitos 500 kV P.Dutra / MirandaII / São Luís

II, com corte de carga nas SEs São Luis III e Miranda e nos consumidores industriais Alumar e

CVRD.


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 nas duas primeiras semanas

e a revisão das previsões da 3ª a 5ª semana, bem como os novos valores previstos de

carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de

carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos

respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela

4.5-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 39.328 MW médios no subsistema

SE/CO e 11.065 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na

semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de 3,0% para o subsistema

SE/CO e 1,1% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de

março (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 39.562 MW médios

para o SE/CO e de 11.148 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga

verificada em fevereiro sinalizam acréscimo de 2,1% para o subsistema SE/CO e

decréscimo de 0,8% para o subsistema Sul.

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

11.065 MW médios e no Norte 4.213 MW médios. Estas previsões quando comparadas

aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 1,4% para o

subsistema Nordeste e 0,5% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª

a 5ª semana de março (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma

carga de 9.064 MW médios para o Nordeste e 4.224 MW médios para o Norte. Estes

valores se comparados à carga verificada em fevereiro sinalizam acréscimos de 2,4%

para o subsistema Nordeste e 1,6% para o subsistema Norte.

Tabela 4.5-1 Carga de Energia por Região – MWmed


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


4.5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por

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

previstos e verificados para a semana de 10 a 16/03 e as previsões para a semana de 17

a 23/03/2012.

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

para ocorrer na quinta-feira, dia 22/03, com valor em torno de 44.700 MW. Para o

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

12.800 MW, devendo ocorrer também nessa quinta-feira. Para o Sistema Interligado

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

ordem de 56.800 MW, devendo ocorrer no período entre 21h00min e 22h00min da mesma

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

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

17/03, com valor em torno de 10.350 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima

deverá situar-se em torno de 4.600 MW, devendo ocorrer no sábado, dia 17/03. No

Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para

ocorrer no mesmo sábado, entre 20h00min e 21h00min, e deverá atingir valores da ordem

de 14.850 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 4.5-2 a seguir.

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 do PMO do 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) UTE com Logística do GNL (60 dias de antecipação).

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL

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

NUCLEAR Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 635 635 635

Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

CA

RV

ÃO

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

J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 96 96 96 96

J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- (3) --- 200 200 200 200

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) --- 25 25 25 25

P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 90 90 90 90

S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 5 5 5 5

Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 8,5 8,5 8,5 8,5

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

GÁ

S

F. Gasparian (2x93 MW + 3x96 MW + 1x97 MW)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

B. L. Sobrinho (24 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

M. Lago (40 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (2) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (2) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Termoceará (8 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Araucária (3 x 161,5 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

C. Furtado (1 x 186 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6) --- --- --- 0 339,7 339,7 339,7

L. C. Prestes_TC (9 x 64 + 3 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 241 241 241

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 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) --- --- --- 240 240 240 240

Brizola (24 x 110,6 MW + 3 x 173,8 MW) (2) --- --- --- 71,7 695 695 695

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

Euzébio Rocha (2 x 249,90MW) --- --- --- 45 45 45 45

Camaçari (5 x 69 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Linhares (1 x 204 MW) (7) --- --- --- 0 --- --- ---

Santa Cruz Nova (2 x 200 MW + 2 x 82 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) 0 140 140 120 Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Geramar I (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Geramar II (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)

--- --- --- 0 --- --- --- 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. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Brasília (2 x 5 MW) (2) --- --- --- 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) --- --- --- 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 --- --- --- Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

BIOMASSA PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 82 82 82 82

RESÍDUOS Atlântico (1 x 235,2 MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2 Atlântico CSA (1 X254,80 MW) --- --- --- 25 25 25 25


Jorge Lacerda:

O valor de despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge

Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas foi dimensionado para atender às seguintes

contingências/indisponibilidades:

- Patamar de carga pesada: LT 230 kV Lageado Grande -

Forquilhinha (tensão na região Sul de Santa Catarina).

- Patamar de carga média: maior unidade geradora sincronizada ou

da LT 230 kV Lageado Grande - Forquilhinha (tensão na região

Sul de Santa Catarina e na região continental de Florianópolis).

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 2 x 33 -

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

J. Lacerda C (unid. 7) - -

Total 66 226 - 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 7 do Complexo Jorge Lacerda estará em manutenção no período

de 13/01 a 25/04/2012.

Adicionalmente, considerando a configuração de máquinas

declarada como inflexibilidade pelo agente, as máquinas

disponíveis, a 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) 2 x 48 2 x 48 2 x 48

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 2 x 100 2 x 100 2 x 100

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

Total 296 296 296


No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional

no Complexo Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios de

desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:

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 62 2 x 62 2 x 62 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 2 x 125 2 x 125 2 x 125

J. Lacerda C (unid. 7) - - - Total 374 374 374

P. Médici (A e B) e Candiota III (C):

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi

dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na

região, como segue:

- Patamar de carga pesada e média: contingência da maior

unidade geradora sincronizada ou da LT 230 kV P. Médici - Quinta

(tensão no Sul do Rio Grande do Sul). - Patamar de carga leve: contingência da LT 230 kV Guaíba 2 –

Pelotas 3 (tensão no Sul do Rio Grande do Sul).


P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 - P. Médici B (unids. 3 e 4) - - - Candiota III (unidade 5) 1 x 175 1 x 175 -

Total 200 200 - Obs.: 1. Na carga pesada, caso ocorra exportação via de C.F. Rivera ou

exportação via C.F. Rivera e C.F. Uruguaiana, é necessária pelo menos a operação com a configuração “1B+1C = 265 MW”. 2. Na carga pesada de sábado será necessária a seguinte configuração mínima: “1B+1C = 265 MW”.


Adicionalmente, considerando a inflexibilidade declarada pelo

agente, as máquinas disponíveis e a impossibilidade destas usinas

térmicas efetuarem alterações de configuração de máquinas ao

longo do dia, o despacho programado para a UTE P. Médici e UTE

Candiota III corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unidades 3 e 4) - - -

Candiota III (unidade 5) 1 x 210 1 x 210 1 x 210 Total 235 235 235

Obs.: A seguir são apresentadas as indisponibilidades das unidades geradoras da UTE Presidente Médici, conforme informações da Eletrobrás CGTEE:

- UG 1: 01/01 a 31/12/2012. - UG 3: 22/03/2011 a 31/03/2012. - UG 4: 12/03 a 17/03/2012.

Após o retorno da unidade 4 da UTE P. Médici


Pesada Média Leve P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unidades 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 1 x 90


No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional

na UTE Candiota III, visando o atendimento aos critérios de

desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:


Até o retorno da unidade 4 da UTE P. Médici


Pesada Média Leve P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unidades 3 e 4) - - -


Após o retorno da unidade 4 da UTE P. Médici


Pesada Média Leve P. Médici A (unidades 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25 P. Médici B (unidades 3 e 4) 1 x 100 1 x 100 1 x 100


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.


Pesada Média Leve Termonorte II 140 140 120

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

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


ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Março/12, semana operativa de 17/03/2012 a 23/03/2012

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

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

NUCLEAR

Angra 2 18,77

Angra 1 24,27 CARVÃO

Candiota III 53,89 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 123,80 J. Lacerda B 150,10 J. Lacerda A2 151,24 Charqueadas 164,18 J. Lacerda A1 199,79 S. Jerônimo 248,31 Figueira 341,89

GÁS

M. Covas 6,27 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Santa Cruz Nova 57,15 Termopernambuco 70,16 Fortaleza 86,52 Linhares 82,12 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes 117,96 G. L. Brizola 139,53 Uruguaiana 141,18 Norte Fluminense 4 149,33 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho 179,57 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 Termoceará 189,67 William Arjona 197,85 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 208,00 Jesus Soares Pereira 287,83 Araucária 219,00 F. Gasparian 233,27 M. Lago 317,87 Camaçari 401,67 Sepé Tiaraju 541,93


USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

ÓLEO

S. Cruz 310,41 Piratininga 1 e 2 470,34 Maracanaú I 489,45 Termonorte II 487,56 Termocabo 498,26 Termonordeste 500,91 Termoparaíba 500,91 Global I 501,08 Global II 501,08 Geramar I 504,39 Geramar II 504,39 Viana 504,40 Campina Grande 504,41 R. Silveira 523,35 Alegrete 564,57 Termonorte I 610,33 Igarapé 645,30 Bahia I 647,20 Camaçari Muricy I 709,18 Camaçari Polo de Apoio I 709,18 Petrolina 778,06 Nutepa 780,00 Carioba 937,00

DIESEL

S. Tiaraju 541,93 Altos 578,57 Aracati 578,57 Baturité 578,57 Campo Maior 578,57 Caucaia 578,57 Crato 578,57 Iguatu 578,57 Juazeiro do Norte 578,57 Marambaia 578,57 Nazária 578,57 Pecém 578,57 Daia 629,97 M. Covas 634,03 Goiânia II 685,64 William Arjona 808,02 Camaçari 834,35 Potiguar III 835,64 Potiguar 835,65 Xavantes 913,38 Pau Ferro I 926,45 Termomanaus 926,45 Brasília 1047,38


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

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

RESIDUOS INDUSTRIAIS

Atlântico 120,07

BIOMASSA

Cocal 150,02 PIE-RP 163,06 Madeira 192,63


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-1: Integração das usinas do Madeira 5

Figura 3-2: Configuração Provisória de Conexão da UHE Sto Antônio 6

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

Figura 4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 7

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 23/03 10

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03 10

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 11

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 3-2: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 17/03 a 23/03 15

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

Tabela 4-3: Despachos de Geração Térmica 32

Tabela 4-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 38

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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA …6A82BC39-1E2C-49E9-A2B5-1F9F… · 17/03/2012 A 23/03/2012. ONS NT-3-044-2012 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA