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PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO OPERAÇÃO OPERAÇÃO OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARELETROENERGÉTICA PARELETROENERGÉTICA PARELETROENERGÉTICA PARMÊS DE MARÇOMÊS DE MARÇOMÊS DE MARÇOMÊS DE MARÇO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua da Quitanda, 196 - Centro

20091-005 Rio de Janeiro RJ

Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444

PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE

ELETROENERGÉTICA PARELETROENERGÉTICA PARELETROENERGÉTICA PARELETROENERGÉTICA PARA O A O A O A O

NT 3-29-2010 (PMO - Semana Operativa 27-02 a 05-03-2010)2.docx

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ONS NT-3/29/2010

PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO OPERAÇÃO OPERAÇÃO OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O ELETROENERGÉTICA PARA O ELETROENERGÉTICA PARA O ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇOMÊS DE MARÇOMÊS DE MARÇOMÊS DE MARÇO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA

OPERATIVA DE 27/02/2010 A 05/03/2010

ONS NT-3/29/2010 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE MARÇO 3 / 46

Sumário

1 Introdução 5

2 Conclusões 5

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 5

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 6

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 6

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 6

3.3 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 10

3.3.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 10

3.3.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 10

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 12

3.5 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações 13

3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos 13

3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 14

3.8 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 15

3.8.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 15

3.8.2 Região Sul 15

3.8.3 Região Nordeste 16

3.8.4 Região Norte 16

3.9 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 16

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 18

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 18

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 19

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 20

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 23

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas 27

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga 28


5 Previsão de Carga 33

5.1 Carga de Energia 33

5.2 Carga de Demanda 35

Anexos 36

Lista de figuras e tabelas 46


1111 IntroduçãoIntroduçãoIntroduçãoIntrodução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal de Operação Eletroenergética do mês de Março/2010, para a semana operativa de

27/02 a 05/03/2010, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios

consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as

restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidos pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2222 ConclusõesConclusõesConclusõesConclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Os resultados do PMO de Março/10 indicaram, para a semana de 27/02 a 05/03/2010, despacho por ordem de mérito de custo na região Sudeste/C.Oeste, nos patamares de carga pesada e média, as UNEs Angra 1 e Angra 2 e a UTE M.

Covas (indisponível, conforme declaração do Agente). 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

À exceção das instalações relacionadas no relatório ONS-RE-3-016/2010-Mensal de Fevereiro de 2010, item 5.3.4, a Rede Básica, com todos os elementos em operação, estará atendendo aos parâmetros de avaliação: freqüência,

estabilidade, controle de tensão e carregamentos, conforme padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para

atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão

destacadas no item 4.4.1.


3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica

Às 00h00min do dia 21/02/2010 terminou o horário brasileiro de verão 2009/2010 para os estados das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. O horário de verão

iniciou-se em 18/10/2009, regulamentado pelo decreto nº 6558 de 08 de Setembro de 2008, tendo sido objeto da MOP 150/2009 do ONS.

Em função da contingência ocorrida no dia 10/11/2009 foram adotados, por

decisão do CMSE, medidas adicionais de segurança para operação no tronco de 765kV, até que sejam concluídas por FURNAS as ações que visam ampliar a segurança da SE Itaberá, conforme estabelecido no Relatório de análise da

referida contingência.

Assim, desde o dia 10/11/2009, por deliberação do CMSE (77º Reunião), a operação do tronco de 765kV vem sendo realizada segundo critério de segurança

(N-3) – o SIN tem capacidade de suportar a perda tripla em qualquer trecho do tronco de 765kV, entre as SE’s Foz do Iguaçu e Tijuco Preto.

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 190/2010, de 29 de janeiro de 2010, está sendo utilizada, a partir do PMO de Março/2010, a versão 16 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 27/02 a 05/03/2010, 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 do Programa Mensal de Operação do mês

de Março/10, 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/10 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

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado 902 902 902

Peixe Angical 442 436 92

Limite de Intercâmbio

FCOMC 2746 2762 3527


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 31/01/2010, para

todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0018/400/2010, emitida em 09/02/2010.

Usina Disponibilidade Observada (MWmed)

M. Covas (Cuiabá) 77,38

G. L. Brizola (Termorio) 951,35

M. Lago (Termomacaé) 885,30

L. C. Prestes (Três Lagoas) 213,64

Norte Fluminense 785,30

B. L.Sobrinho (Eletrobolt) 325,00

A. Chaves (Ibirité) 212,20

R. Almeida (FAFEN) 115,21

S. Tiaraju (Canoas) 153,00

Uruguaiana 0,00

Termopernambuco 164,00

P. Médici 446,00

J. Lacerda C 363,00

Angra 1 657,00

Angra 2 1.350,00

Araucária 232,63

F. Gasparian (Nova Piratininga) 260,90

Juiz de Fora 79,45

Willian Arjona 56,27

Piratininga 260,00

R. Silveira (Campos) 0,00

Termofortaleza 114,16

C. Furtado (Termobahia) 150,00

C. Jereissati (Termoceará) 220,00

Daia 44,30

Petrolina 136,20

Termocabo 49,73

Jaguarari 101,54

J. Lacerda A 232,00

J. Lacerda B 262,00

TOTAL 8.897,58


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 estão indicados no Anexo IV.

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples

é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda e P. Médici.

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 a Otimização Energética

Os resultados do PMO de Março/10, para a semana de 27/02 a 05/03/2010, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 05/03

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

Valor Esperado 77,7 97,7 68,1 99,8 100,0

Limite Inferior 76,3 94,2 66,3 99,4 100,0

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 82,9 90,1 69,8 99,9 100,0

Limite Inferior 76,3 76,8 61,0 99,9 100,0

Os resultados do PMO de Março/10 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

3.358 3.680

322

6.034

6.802 5.390

IT 50

60 966

1.412

0


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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 33,22 33,22 33,22 33,22

Média 32,34 32,34 32,99 32,34

Leve 0,00 0,00 32,99 0,00

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 15), com base no Despacho ANEEL nº 2.207/2008.

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

• Central Eólica Enacel

3.6 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• TR-7 765/345 kV – 1500 MVA de Tijuco Preto (até 30/06/2010)

• Compensador Síncrono 2 de Brasília Geral (sem previsão)

• Compensador Síncrono 1 de Imperatriz (até 31/03/2010)

• TR-1 500/230 kV Mesquita (até 30/09/2010)

• Capacitor Série 1 de Miracema (sem previsão)

• LT 345 kV Itapeti – Santo Ângelo C1 (até 20/03/2010)


3.7 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às vazões verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de precipitação nas bacias dos

rios Grande, Paranaíba e Doce. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 93% da MLT, sendo armazenável 71% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão em relação à semana corrente. A previsão é de ausência de precipitação. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é

de um valor de 189% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 134% da MLT.

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

apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A previsão é de ocorrência de precipitação no trecho médio da bacia do rio São Francisco . O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 26% MLT, sendo totalmente

armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve ascensão em relação ao observado nesta semana. Na

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 85% MLT, sendo armazenável 64% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 50.669 12.176 3.976 10.802

% MLT 93 189 26 85

% MLT Armazenável 71 134 26 64

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 33.478 6.513 2.423 9.137

% MLT 62 101 16 72



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 91% da MLT, sendo armazenável 60% 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 61% da MLT, sendo armazenável 40% 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 82 76 47 49

Bacia do Rio Paranaíba 67 72 38 43

Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) 93 95 61 64

Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) 118 110 89 83

Paraíba do Sul 93 92 65 69

3.8.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de março é de 142%

da MLT, sendo armazenável 99% 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 79% da MLT, sendo armazenável 55% 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 188 144 94 79

Bacia do Rio Jacuí 168 125 92 68

Bacia do Rio Uruguai 207 144 123 83

3.8.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de março é de 33%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 20% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.8.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de março apresente uma média de 92% da MLT, sendo armazenável 68% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 75% da MLT%, sendo armazenável 56% 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 48.375 8.729 4.986 12.174

% MLT 91 142 33 92


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 32.546 4.825 3.082 9.974

% MLT 61 79 20 75



Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 27/02 a 05/03


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

Em função do critério de segurança (N-3) na operação do tronco 765kV, o atendimento energético da região SE/CO nos períodos de carga média e pesada

será realizado através da maximização do recebimento de energia das demais regiões do SIN, da exploração dos recursos de suas usinas hidrelétricas, cabendo as usinas térmicas da região o fechamento do seu balanço energético,

nesta ordem de prioridade.

Os excedentes energéticos remanescentes na UHE Tucuruí não alocados na região SE/CO deverão ser transferidos para a região NE, respeitando-se as

restrições elétricas e operativas das usinas da região NE, bem como os limites do sistema de transmissão.

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 Paranaíba: A geração da UHE São Simão deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, face à ocorrência de vertimentos para alocação de volume de espera em seu reservatório. A geração das UHE Itumbiara, Nova

Ponte e Emborcação será utilizada, nesta ordem de prioridade, para fechamento do balanço energético da região SE/CO.

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, Mascarenhas de Moraes,

Marimbondo e Água Vermelha deverá ser dimensionada de modo a evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos para alocação de volume de espera em seus reservatórios.

Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser maximizada de modo a evitar e/ou minimizar a ocorrência de vertimentos para alocação de volume de espera em seus reservatórios.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHE Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser maximizada de modo a minimizar a ocorrência de vertimentos para alocação de volume de espera em seus reservatórios.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera para fechamento do balanço energético da região SE/CO.

A geração da UHE Itaipu será dimensionada de modo a atender os limites

elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser explorada ao máximo, sendo seus recursos energéticos transferidos para as regiões SE/CO e

NE, nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias deverá ser minimizada. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada

para fechamento do balanço energético da região, após a exploração dos excedentes energéticos remanescentes na UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas das usinas e de coordenação hidráulica da cascata.

Bacias da Região Sul: A geração das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí deverá ser dimensionada de modo a minimizar/evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios.

As disponibilidades energéticas da região deverão ser transferidas para a região SE/CO, respeitanmdo-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.


4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Cabe destacar que, face a ocorrência de vazões elevadas na bacia hidrográfica do rio Parana associada a necessidade de alocação de volume de espera nos

reservatórios utilizados para controle de cheias nesta bacia, a operação destes reservatórios passam a priorizar o atendimento de suas restrições operativas, bem como as diretrizes e metas definidas para o controle de cheias.

Sendo assim, na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da Região Sul, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

2. UHE Tucuruí, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

3. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da

usina;

4. UHE São Simão;

5. Usinas da Região SE que apresentarem vertimento ou iminência de

vertimento;

6. Usinas das bacias dos rios Paranapanema, respeitando-se as restrições operativas dos reservatórios;

7. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas dos reservatórios;

8. UHE Água Vermelha;

9. UHE Marimbondo;

10. Furnas e Mascarenhas de Moraes;

11. UHE Três Irmãos,

12. UHE Ilha Solteira;

13. UHE Itumbiara;

14. UHE Serra da Mesa.

15. 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);

16. UHE Emborcação;

17. UHEs UHE Henry Borden;

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

São Francisco e os limites elétricos vigentes;


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 Sul que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento;

2. UHE S.Santiago;

3. UHE G. Ney Braga;

4. UHE GBM;

5. UHE Machadinho;

6. UHE Barra Grande;

7. UHE Passo Real;

8. UHE GPS.

9. UHE Passo Fundo;

10. 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 deliberação do CMSE em sua 77º Reunião, desde o dia 10/11/2009, a operação do tronco de 765kV vem sendo realizada segundo critério de segurança

(N-3) – o SIN tem capacidade de suportar a perda tripla em qualquer trecho do tronco de 765kV, entre as SE’s Foz do Iguaçu e Tijuco Preto.

Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de RSE, FNS e FSM,

segundo o especificado na tabela a seguir.

Tabela 4-1: Limites para Perda Tripla no Sistema 765kV em função da carga do SIN

Com isso, durante a etapa de Programação Diária da Operação e Operação em

Tempo Real, o despacho de geração térmica complementar na Região SE/CO (UTEs Norte Fluminense, Juiz de Fora, Três Lagoas, Gov. L. Brizola, Mário Lago, F. Gasparian, B.L.Sobrinho, A. Chaves e W. Arjona) será dimensionado para

atendimento dos seus requisitos de demanda horária, notadamente nos períodos de carga média e pesada, principalmente nos dias em que a temperatura na região apresenta-se elevada.

Assim, a atual política de Operação Eletroenergética tem por objetivo maximizar o suprimento de energia à região SE/CO, através da exploração dos limites vigentes de RSE, FNS e FSM, visando reduzir o despacho térmico complementar para o

atendimento aos requisitos de demanda horária da Região SE/CO e, conseqüente, seus custos associados.

Patamar de Carga

FluxoP/M L/Mín. P/M L/Mín.

Elo CC

Geração Itaipu 60 Hz

RSE 3.300 4.000 3.500 4.000

FSM 3.100 2.600 3.600 2.600

FNS 2.700 2.500 2.900 2.500

Geração Mínima H. Borden 500 0 700 0

5.300

3.000

Carga do SIN

< 63.000 MW

Carga do SIN

≥ 63.000 MW


O diagrama apresentado a seguir ilustra esta política de Operação

Eletroenergética:

Figura 4-1: Política de Intercâmbio entre regiões

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.

SE / CO

S

~60 Hz

NEN

UHE P. Angical + UHE Lajeado

FNE

FSM – (MAXIMIZADO)

FSENE

FSE

FSUL

GPA + GLAJ

FIPUIvaiporã

Imperatriz

ANDE

UHE S. Mesa + UHE C. Brava + UHE S. Salvador

FNS

GSM + GCB+ GSS

RNE

RSE – (MAXIMIZADO)

50 Hz

( 3.000 MW )


Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede,

podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples. Embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou

seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:


Figura 4-2: 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.

ANDE

Sudeste

Sul

IPU 60Hz

IPU 50Hz

SE Ivaiporã

FSE

Interligação S/SE 230kV

FBA-IN

(FIN-BA) FIPU LT 500kV Ibiúna - Bateias

-

Elo CC RSE

RSUL

FSUL

Norte

SE Miracema

FCOMC

FSENE

Lajeado

FNS

Nordeste

SE Colinas

FNE

RNE

Anel 230kV

SE Serra da Mesa

R. Gonçalves

Peixe Angical SE Gurupi

LT 500 kV

Assis - Londrina

B.J.Lapa

SE Imperatriz


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

LT 500 kV Imperatriz – Pres. Dutra C2 das 07h00min às 10h30min do dia

27/02

A intervenção está programada para substituição de uma das fases do reator da linha, em Imperatriz. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado:

Recebimento pela região Nordeste (RNE) 0 MW

LT 500 kV Teresina II – Sobral III C1 das 08h40min às 12h20min no dia 28/02

LT 500 kV Sobral III – Fortaleza II C1 das 13h20min às 14h50min no dia 28/02

As intervenções estão programadas para permitir a realização de serviços de

coleta de óleo e manutenção corretiva em chaves seccionadoras. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado:

Recebimento pela região Nordeste (RNE) 2900 MW

Disjuntor D1 de 500 kV da SE Olindina das 09h15min às 17h00min do dia

28/02

A intervenção está programada para realizar manutenção corretiva no contador de operação da válvula de re-enchimento 20R e substituição das tampas de

acrílico dos relés de controle e comando. Durante a intervenção será necessário praticar um FSENE superior a 300 MW.

Disjuntor 1090 de 525 kV da SE Campos Novos das 08h30min do dia 27 às

17h00min ao dia 28/02

A intervenção está programada para realização de ensaios funcionais elétricos e

mecânicos. A fim de evitar a atuação da Lógica 1 do ECE do Rio Grande do Sul, recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor indicado:

Período de carga Fluxo Rio Grande do Sul (FRS)

PESADA 3050 MW

MÉDIA 2900 MW

LEVE 2500 MW


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

TR-2B 345/138 kV e Barra B de 345 kV da SE Adrianópolis das 00h00min às

07h00min do dia 01/03

O desligamento está previsto para realizar manutenção corretiva em seccionadora. Durante esta intervenção o setor de 345 kV irá operar em configuração de barra simples e, em caso de falta nas barras de 345 kV haverá afundamento de tensão

com provável perda de carga na região metropolitana de Niterói e São Gonçalo.

TR-2A 345/138 kV e Barra A de 345 kV da SE Adrianópolis das 00h00min às


O desligamento está previsto para realizar manutenção corretiva em seccionadora.

Durante esta intervenção o setor de 345 kV irá operar em configuração de barra simples e, em caso de falta nas barras de 345 kV haverá afundamento de tensão com provável perda de carga na região metropolitana de Niterói e São Gonçalo.

TR-1B 345/138 kV e Barra B de 345 kV da SE Adrianópolis das 00h00min às


O desligamento está previsto para realizar manutenção corretiva em seccionadora. Durante esta intervenção o setor de 345 kV irá operar em configuração de barra

simples e, em caso de falta nas barras de 345 kV haverá afundamento de tensão com provável perda de carga na região metropolitana de Niterói e São Gonçalo.

Barra 6 de 88 kV da SE Baixada Santista das 04h30min às 11h30min do dia

28/02

A intervenção está programada para manutenção preventiva em chaves

seccionadoras. No período, contingências que levem ao desligamento da Barra 5 de 88 kV da SE Baixada Santista acarretarão perda das cargas supridas por aquela subestação.

Barras 1A, 1B de 345 kV e TR-4 345/88 kV – 400MVA SE Leste das 00h00min

às 06h30min do dia 27/02

Durante esta intervenção o setor de 345 kV da SE Leste irá operar em barra

única. Em caso de falta na SB-2 345 kV da SE Leste haverá a perda das cargas atendidas por esta SE e pela SE Ramon Reberte Filho.


Barra 2 230 kV, Disjuntores P1 e 4 de 230 kV e TR-4 230/88kV – 150MVA da

SE Edgard Souza das 04h00min às 11h00min do dia 28/02.

Barra 1 230 kV da SE Edgard Souza das 11h00min às 17h00min do dia

28/02.

CH-72 e 74 de 230 kV da SE Edgard Souza das 17h00min do dia 28/02 às


No período das 04h00min às 17h00min do dia 28/02 o setor de 230 kV da SE

Edgard Souza irá operar em barra única. Em caso de falta no barrammento de 230 kV em operação, haverá a perda das cargas atendidas pelas SEs Edgard Souza e Pirituba.

Barra 3A 88 kV da SE Sul das 00h00min às 06h00min do dia 02/03

A intervenção está programada para eliminar sobreaquecimento em

seccionadora. Durante o período de realização desta intervenção o setor compreendido pelas SBs 3A e 4A de 88 kV irá operar em barra única através da SB-4A. Eventual falta na SB-4A 88 kV acarretará interrupção do atendimento às

cargas deste setor.

Barra 2 e Disjuntor P1 345 kV SE Sul das 00h00min às 06h30min do dia

03/03

Manutenção corretiva para sanar sobreaquecimento e durante sua realização o setor de 345 kV da SE Sul irá operar em barra única. Caso ocorra falta na SB-1

345 kV haverá interrupção do atendimento às cargas da SE Sul.

Barra 3 de 88 kV da SE Leste das 00h00min às 07h00min nos dias 04 e 05/03

Durante esta intervenção o setor de 88 kV da SE Leste irá operar em barra única. Em caso de falta na SB-4 88 kV da SE Leste haverá a perda das cargas atendidas por esta SE.

Proteção diferencial das barras de 88 kV da SE Pirituba das 00h00min às


A intervenção está programada para colocação em serviço do sistema de desligamento e bloqueio da Proteção de Barras Digital da SE Pirituba e entrega

em operação definitiva. No período, contingências que levem ao desligamento de barra de 88 kV da SE Pirituba acarretarão a interrupção das cargas supridas por aquela subestação.


Proteção diferencial das barras de 138 kV da SE Santa Bárbara D’Oeste das

00h00min do dia 27/02 às 07h00min do dia 01/03

As intervenções estão programadas para mudança na relação dos TCs e ajuste

do relé diferencial de barras, de modo a possibilitar o início dos serviços de substituição dos disjuntores de 138 kV da SE Santa Bárbara D’Oeste. No período, na ocorrência de falta em barra de 138 kV da SE Santa Bárbara poderá

ocorrer interrupção de consumidores de CPFL e da Elektro atendidos por subestações ao longo de linhas de transmissão que se conectam a SE Santa Bárbara.

Barras 3B e 4B de 138 kV e proteção diferencial das barras de 138 kV da SE

Santa Bárbara D’Oeste das 00h00min às 06h30min dos dias 02/03 e 03/03

As intervenções estão programadas para conexão da LT 138 kV Santa Bárbara D’Oeste – Carioba C3 ao barramento provisório e transferência dos cabos de

controle, proteção e supervisão para o disjuntor 52 provisório, de modo a possibilitar a substituição do disjuntor 23 de 138 kV da SE Santa Bárbara D’Oeste. No período, na ocorrência de falta em barra de 138 kV da SE Santa

Bárbara poderá ocorrer interrupção de consumidores de CPFL e da Elektro atendidos por subestações ao longo de linhas de transmissão que se conectam à SE Santa Bárbara.

Disjuntor 323 de 88 kV da SE Bandeirantes das 06h30min do dia 22/02 às


A intervenção está programada para manutenção geral no disjuntor. No período, a perda da LT 345 kV Xavantes – Bandeirantes C3 seguida de falha de disjuntor

poderá ocasionar sobrecarga acima da admissível na LT 345 kV Xavantes – Bandeirantes C1, levando a atuação do ECE instalado na SE Bandeirantes, que efetua corte de cargas da Eletropaulo.

SB-1 230 kV SE Bandeirantes das 06h15min às 17h00min do dia 28/02

Durante estas intervenções o setor de 230 kV da SE Bandeirantes irá operar em

configuração de barra simples. Em caso de falta na SB 230 kV em operação, haverá a perda das cargas atendidas pelas SE’s Anhanguera, Xavantes e Goiânia Leste.


Disjuntores 01, 02, 03 e 04 de 230 kV da SE Nova Mutum das 00h00min às


A intervenção está programada para testes do intertravamento de controle dos vãos BRASNORTE C1 E C2 com os demais vãos da SE Nova Mutum. Durante

os testes, cada disjuntor deverá estar by-passado, e todos os outros bays operando pela barra 01 de 230 kV. Em caso de falta na barra 01 de 230 kV em operação, haverá a perda das cargas atendidas pela SE Nova Mutum.

Proteção diferencial das barras de 230 kV da SE Nova Mutum das 09h00min

às 12h00min do dia 28/02

A intervenção está programada para realização de testes no relé diferencial de barras. No período, contingências que levem ao desligamento de barra de 230

kV da SE Nova Mutum acarretarão a interrupção das cargas supridas por aquela subestação.

Disjuntor 19 de 230 kV SE SAO LUIS II das 06h30min às 16h45min do dia

27/02

A intervenção está programada para efetuar inspeção geral e ensaio quinquenal no disjuntor e equipamentos associados. As LT 230 kV São Luis II-São Luis C1 e

C2 estarão operando em um mesmo barramento. Durante a intervenção, em caso de contingência no barramento em operação ou contingência em algum equipamento derivado desse, seguida de falha de disjuntor, haverá desligamento

de todas as cargas da SE São Luís I.

Disjuntor DB01 de 230 kV SE GUAMA das 08h00min do dia 27 às 6h00min

do dia 28/02

A intervenção está programada para montagem de base de concreto para instalação de TC. Durante a intervenção a SE Guamá irá operar em barra única.

Em caso de contingência no barramento em operação ou em equipamentos com falha de proteção ou disjuntor, haverá perda temporária de toda carga derivada da SE Guamá, com atuação do esquema de corte de carga para perda dos

circuitos duplos, desligando também parte das cargas da SE Utinga (até 61% das cargas da SE Utinga). Os serviços serão suspensos no período das 17h00min às 22h00min do dia 27/02.

Barra 21 de 230 kV da SE Recife II das 07h10min às 16h20min do dia 28/02

A intervenção está programada para realizar manutenção preventiva geral no

barramento. Devido à configuração prevista para a realização da intervenção, em caso de contingência do barramento 04B1 de 230 kV da SE Recife II haverá desligamento das SE SE Joairam e Bongi.


Disjuntor 05 de 230 kV SE São Luís I das 07h30min às 12h00min do dia

28/02

Disjuntor 06 de 230 kV SE São Luís I das 07h30min às 12h00min do dia

28/02

As intervenções estão programadas para efetuar avaliação de performance deste disjuntor após modernização do sistema de proteção e controle. Durante a

intervenção a SE São Luís I ficará operando em barra única. Em caso de contingência no barramento em operação ou contingência em algum equipamento derivado desse, seguida de falha de disjuntor, haverá desligamento

de todas as cargas da SE São Luís I.

TR 2 230/69 kV da SE Guamá das 7h45min às 13h15min do dia 28/02

A intervenção está programada para sanar pontos quentes em conexões de 69 kV. Em caso de perda do TR 230/69 kV remanescente, haverá a interrupção total da carga suprida pelo setor de 69 kV da SE Guamá.


5 Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de fevereiro, onde são visualizados os valores verificados na

quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 25. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de março, sendo esses valores exibidos por subsistema, na Tabela

5.1-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 36.879 MW médios no

subsistema SE/CO e 10.132 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior as previsões de carga indicam decréscimo de 0,3%

para o SE/CO e acréscimo de 0,8% para o Sul. A carga estimada para o mês de

fevereiro de 34.064 MW médios para o SE/CO e de 10.203 MW médios para o Sul,

significam respectivamente, acréscimos de 5,2% e 7,8% em relação a janeiro. As

cargas previstas para o PMO de março indicam acréscimo de 7,4% para o SE/CO e

decréscimo de 2,0% para o Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 8.405

MW médios e no Norte 3.870 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos

valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 4,1% e 2,0%

respectivamente, para os subsistemas Nordeste e Norte. A carga estimada para o

mês de fevereiro de 8.355 MW médios para o Nordeste e 3.814 MW médios para o

Norte, quando comparada à carga verificada em janeiro, indicam respectivamente,

acréscimos de 2,3% e 1,3%. As previsões de carga para o PMO de março sinalizam

acréscimos de 0,1% para o subsistema Nordeste e 1,4% para o subsistema Norte em

relação ao verificado no mês anterior.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed


Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MWmed


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 20 a 26/02 e as previsões para a semana

de 27/02 a 05/03/10.

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

ocorrer na quinta-feira, dia 04/03, com valor em torno de 42.000 MW. Para o

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

devendo ocorrer também na quinta-feira. Para o Sistema Interligado

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

ordem de 53.000 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min da

mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

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

dia 27/02 com valor em torno de 9.850 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 4.250 MW, devendo ocorrer no sábado. Para o

Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista

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

da ordem de 14.000 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a

seguir.

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

Tabela 5.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW


AnexosAnexosAnexosAnexos

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 para o 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.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília

• 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.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 0-1: Despachos de Geração Térmica

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRIC A INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL

(Capacidad e Instalada) P M L (Média) P M L

N UC L EA R Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 640 640 520 Angra 2 (1 x 1350 MW) (2) --- --- --- 1080 1350 1350 1080

CA

RV

ÃO

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

J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (4) --- --- 33 33 33 33 J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) (4) (4) --- 80 80 80 80 J. Lacerda C (1 x 363 MW) (1) --- (4) --- 180 180 180 180

Charqueadas (4 x 18 MW) (2) (3) --- --- --- 9 9 9 9 P. Médici A (2 x 63 MW) (1) (4) (4) (4) 50 50 50 50

P. Médici B (2 x 160 MW) (1) (2) (4) (4) --- 100 100 100 100 S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) (3) --- --- --- 8 8 8 8 Figueira (2 x 10 MW ) (3) --- --- --- 11,5 11,5 11,5 11,5

ÓLE

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 ) (4) (4) (4) 0 120 120 120

Termocabo (1 x 49,7 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Tocantinópolis (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Viana (1 x 174,6 MW ) (2) --- --- --- 0 --- --- --- Nova Olinda (1 x 165,9 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

DIE

SE

L

S. Cruz D iesel (2 x 166 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

S. T iaraju (1x 160 MW) (5) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Brasília (2 x 5 MW ) --- --- --- 0 --- --- --- W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (5) --- --- --- 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 ) (5) --- --- --- 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 --- --- ---

Jaguarari (1 x 101,5 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Juazeiro do N orte (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Maram baia (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 --- --- ---

Pot iguar (1 x 53,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Pot iguar III (1 x 66,4 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termomanaus (1 x 156,16 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---

Pau Ferro I (1 x 102,6 MW ) --- --- --- 0 --- --- ---


Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA

INFLEXIBILIDADE (Média)

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

GÁ

S

F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW) (2) (6) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- M. Lago (20 x 46,13 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (6) (4) --- --- 0 --- --- ---

A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

Termoceará_Leilão (4 x 55 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Termoceará_TC (4 x 55 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Araucária (3 x 161,5 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- C. Furtado (1 x 186 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (2) (6) (7) --- --- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- L. C. Prestes_Leilão (3 x 64 + 1 x 66 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- --- M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (5) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

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



N. Fluminense 4 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) (6) --- --- --- 0 --- --- ---

Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) (6) (7) --- --- --- 0 --- --- ---

Brizola – Teste (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Brizola – Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Brizola – TC (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---

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

Euzébio Rocha (1 x 249,90MW) --- --- --- 0 --- --- ---

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

BIOMASSA

Cocal (1 x 28,2 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---

PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

RESÍDUOS Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 160 160 160 160 VAPOR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção; (3) Valores de inflexibilidade associados ao consumo mínimo dos contratos de carvão; (4) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página); (5) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (6) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (7) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007.


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 contingência simples / indisponibilidade da LT 230 kV Lageado Grande – Siderópolis, assim como evitar subtensão na perda/indisponibilidade da maior unidade geradora deste Complexo.

Obs.:1. Os valores da tabela são referenciais , podendo ser alterados no processo de Programação Diária, em função dos valores programados de recebimento de energia pela região Sul e da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas com o menor consumo de combustível (carvão mineral), conforme determinação do Ofício 140/2008-SRG/ANEEL, de 19/06/2008.

Entretanto, considerando a inflexib ilidade declarada pelo agente, o despacho programado para o Complexo de Jorge Lacerda corresponderá ao apresentado 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) 1 x 33 1 x 33 1 x 33 J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 1 x 80

J. Lacerda C (unid. 7) 1 x 180 1 x 180 1 x 180 Total 293 293 293

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, v isando o atendimento aos critérios de desempenho elétr ico.

Nessa hipótese, a Programação Diár ia da Operação terá como referência inicial os despachos de geração térmica, conforme indicados nas tabelas a seguir:


Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) 2 x 25 - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) - 1 x 33 - J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - 2 x 80 -

J. Lacerda C (unid. 7) - - - Total 50 193 -


Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 50 1 x 50 - J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 125 1 x 125 -

J. Lacerda C (unid. 7) 1 x 330 1 x 330 - Total 505 505 -


Destaque-se que devido à existência de restrições para unidades térmicas efetuarem alterações na configuração de máquinas ao longo do dia e adicionalmente, devido à impossibilidade das unidades geradoras das UTE Jorge Lacerda A1 e A2 realizarem modulação de carga, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:

Estes valores poderão ser ajustados, em base diária, em função das necessidades do sistema.

P. Médici: O despacho mínimo na UTE P. Médici foi dimensionado para evitar corte de carga no Sul e na fronteira oeste do RS quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região. Na situação de exportação nula para o Uruguai via C.F. Rivera, da LT 230 kV Cidade Industrial – Pelotas 3 (tensão no sul do Rio Grande do Sul).

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. Valores de geração considerando intercâmbio nulo entre Brasil e Uruguai via CF de Rivera - condição prevista para o período.

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:

Obs.: Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici l imitados, por restrições operacionais: UG 1 = 43 MW, UG 2: 43 MW, UG 3: 100 MW e UG 4: 100MW.


Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 1 x 50 1 x 50 1 x 50

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) 1 x 125 1 x 125 1 x 110

J. Lacerda C (unid. 7) 1 x 330 1 x 330 1 x 300 Total 505 505 460


Pesada Média Leve P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 25 2 x 25 1 x 25 P. Médici B (unids. 3 e 4) 1 x 90 1 x 100 -

Total 115 150 25


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

Total 150 150 150


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 elétrico, 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 = 43 MW, UG 2: 43 MW, UG 3: 100 MW e UG 4: 100MW.

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.


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

Obs.: 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) corresponde à configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas.

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.

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


Pesada Média Leve P. Médici A (unids. 1 e 2) 2 x 43 2 x 43 2 x 43 P. Médici B (unids. 3 e 4) 1 x 100 1 x 100 1 x 100

Total 186 186 186


Pesada Média Leve Termonorte II 120 120 120


ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Março/10, semana operativa de 27/02 a 05/03/2010. Tabela 0-2: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh) NUCLEAR

Angra 1 23,28 Angra 2 18,96

CARVÃO

Charqueadas 155,98 Figueira 218,77 J. Lacerda A1 190,85 J. Lacerda A2 144,07 J. Lacerda B 143,92 J. Lacerda GG 117,78 P. Médici A e B 115,90 S. Jerônimo 248,31

ÓLEO Alegrete 564,57 Bahia I 430,19 Carioba 937,00 Camaçari Muricy I 484,45 Igarapé 645,30 Nova Olinda 349,27 Nutepa 780,00 Petrolina 531,51 Piratininga 1 e 2 470,34 R. Silveira 523,35 S. Cruz 310,41 Termocabo 345,11 Termonorte I 610,33 Termonorte II 487,56 Tocantinópolis 349,27 Viana 349,28

DIESEL

S. Tiaraju 541,93 Altos 463,20 Aracati 463,20 Baturité 463,20 Brasília 1047,38 Camaçari 834,35 Campo Maior 463,20 Caucaia 463,20 Crato 463,20 Daia 504,36 Goiânia II 548,93 Iguatu 463,20 Jaguarari 463,20 Juazeiro do Norte 463,20 Marambaia 463,20 M. Covas 634,03 Nazária 463,20 Pau Ferro I 607,38 Pecém 463,20 Potiguar 547,85 Potiguar III 547,84 S. Cruz Diesel 730,54 Termomanaus 607,38 William Arjona 808,02 Xavantes 731,25


USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh) GÁS

A. Chaves 188,89 Araucária 219,00 B. L. Sobrinho – TC 250,87 B. L. Sobrinho – Teste 149,67 B. L. Sobrinho – Leilão 158,60 Camaçari 360,81 C. Furtado 204,43 Euzébio Rocha 185,97 F. Gasparian 317,98 Fortaleza 102,72 G. L. Brizola – Leilão 121,20 G. L. Brizola – Teste 147,56 G. L. Brizola – TC 214,48 Jesus Soares Pereira 287,83 Juiz de Fora 150,00 L. C. Prestes – Teste 140,34 L. C. Prestes – Leilão 100,41 M. Covas 6,27 M. Lago 253,83 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 51,93 Norte Fluminense 3 90,69 Norte Fluminense 4 131,68 R. Almeida 188,15 Termoceará – TC 492,29 Termoceará – Leilão 182,98 Termopernambuco 70,16 Uruguaiana 141,18 William Arjona 197,85 Sepé Tiaraju 385,22

VAPOR Piratininga 3 e 4 470,34

BIOMASSA Cocal 134,11 PIE-RP 145,78 Madeira 172,21

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


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

Compromisso - Semana operativa de 27/02 a 05/03/2010.

Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh)

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 102,72 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 4 470,34


ANEXO IV – Limites de Transmissão

As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 750 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) 12

Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 27/02 a 05/03 17

Figura 4-1: Política de Intercâmbio entre regiões 24

Figura 4-2: Interligações entre regiões 26

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 7

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 05/03 12

Tabela 3-3: Tabela Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/03 12

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) 13

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 16

Tabela 4-1: Limites para Perda Tripla no Sistema 765kV em função da carga do SIN 23

Tabela 0-1: Despachos de Geração Térmica 37

Tabela 0-2: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 42

Tabela 0-3: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh) 44

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