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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE OUTUBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

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NT 0143-207-2014 (PMO - Semana Operativa 27-09-2014 a 03-10-2014)

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ONS NT-143-207-2014

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE OUTUBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

27/09/2014 A 03/10/2014

ONS NT-143-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 3 / 43

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 Hidroenergética 5

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 15

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 15

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 15

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 16

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 17

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 18

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 18

3.6.2 Região Sul 19

3.6.3 Região Nordeste 19

3.6.4 Região Norte 19

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 19

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 22

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 22

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 23

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 24

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 26

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

intercâmbio entre subsistemas 28

5 Previsão de Carga 31

5.1 Carga de Energia 31

5.2 Carga de Demanda 33

Lista de figuras e tabelas 43


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação

Eletroenergética do mês de Outubro/2014, para a semana operativa de 27/09/2014 a

03/10/2014, 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,

estabelecida pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região

Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das

UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov.

Leonel Brizola L1, Cocal, W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L1, A.

Chaves (indisponível, conforme informação do Agente), Santa Cruz 34 (indisponível,

conforme legislação vigente), Norte Fluminense 4, B. L. Sobrinho L13, G. L. Brizola

L13, L. C. Prestes L13, E. Rocha L13, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá (indisponível,

conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível, conforme legislação

vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação vigente) e Viana, somente nos

patamares de carga pesada e média, da UTE Igarapé e, somente no patamar de

carga pesada, da UTE Termonorte 2. Na região Sul, houve indicação de despacho

por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota 3, P. Medici

A (indisponível, conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B,

J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo (indisponível,

conforme legislação vigente), Figueira e Araucária. Na região Nordeste, houve

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

UTEs Termopernambuco, P. Pecém I e II, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida, C.

Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste,

Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I e Global II. Na região Norte,

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

de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2,

Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Geramar I e II, Mauá B5B, Distrito A, Mauá B5A,

Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4 e, somente nos patamares de carga

pesada e média, das UTEs Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6, Mauá B7, São José 1 e

São José 2.

Além disso, está previsto para a semana de 27/09/2014 a 03/10/2014, o despacho

das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos


os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme

metodologia vigente de despacho GNL.

A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de

mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a

semana operativa de 29/11/2014 a 05/12/2014, benefício marginal de

R$ 655,70/MWh, para os patamares de carga pesada e média, e R$ 652,82/MWh

para o patamar de carga leve. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de

custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo, em suas disponibilidades

máximas, para a semana operativa de 29/11/2014 a 05/12/2014.

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 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.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013,

está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo

NEWAVE.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o

ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal

de Operação para o mês de Outubro/14.

Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a

partir do PMO de Dezembro de 2012:

A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os

limites entre submercados no calculo do PLD;

Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da

utilização do modelo DECOMP;

Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no

tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e 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.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Outubro/14 foi elaborado

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

emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:


3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

Está liberada a operação do Bipolo 1 do Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira com até 3.150 MW com 1 Bloco do BtB ou com o transformador provisório de 500/230 kV – 400 MVA na SE Coletora Porto Velho.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse:

Em julho/2013 foi disponibilizado para a operação o Sistema de Transmissão

Associado à Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus envolvendo os equipamentos

de 500 kV dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos

três transformadores 500/230 kV – 3x600 MVA da SE Lechuga, o que permitiu a

integração do sistema de Manaus ao Sistema Interligado Nacional – SIN.


O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação

Tucuruí – Macapá – Manaus:

Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as

contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kV Lechuga – Manaus e Balbina –

Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kV Tucuruí – Xingu,

estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de

100 MW na Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230

kV que chegam a Manaus.

Destaca-se aqui a entrada em operação dos dois circuitos da LT 230 kV Lechuga –

Jorge Texeira e dos circuitos da LT 230 kV Jorge Texeira – Mauá, associados ao

Sistema de 138 kV de Cachoeira Grande, permitindo remanejamento de cargas da rede

de 69 kV da SE Manaus.

A figura a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse:


Atendimento ao Estado do Amapá Integrado ao SIN

Em 21 de janeiro de 2014 foram disponibilizados para a operação os seguintes

equipamentos de propriedade da Linhas Macapá Transmissora de Energia S.A:

- LT 230 kV Jurupari – Laranjal, Circuitos 1 e 2;

- LT 230 kV Laranjal – Macapá, Circuitos 1 e 2;

- SE Laranjal – 2 Transformadores de 230/69 kV – 2x 100 MVA;

- SE Macapá – 3 Transformadores de 230/69 kV – 3x 100 MVA.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema Amapá, onde as linhas

de transmissão cheias, em 69 kV, representam o sistema atualmente em operação e as

linhas de transmissão tracejadas, em 69 kV, representam o conjunto mínimo de obras a

serem executadas pala CEA para viabilizar a integração ao SIN desse Sistema.

4 x 17 MW

5 x 50 MW

100 MW

300 MW


Cabe ressaltar ainda que foi liberada para operação comercial integrada ao SIN a

Unidade Geradora G1 de 123,33 MW da UHE Santo Antônio do Jari.

O diagrama unifilar a seguir mostra o ponto de conexão da UHE Santo Antônio do Jari

no Sistema da Área do Amapá:


Atendimento às regiões da grande Goiânia, Oeste do estado de Goiás e Anápolis

Para comportar o crescimento do mercado das referidas regiões, foi planejada a

integração de um novo ponto de suprimento pela Rede Básica, que consiste na nova

SE Trindade 500/230 kV - 3x400 MVA, conectada à SE Rio Verde Norte em 500 kV,

através de um circuito duplo e com derivação para o sistema de 230 kV da CELG,

através da LT 230 kV Trindade - Xavantes, circuito duplo e da LT 230 kV Trindade -

Carajás. O diagrama abaixo ilustra a solução estrutural para a região.

Com a entrada das obras associadas a SE Trindade 500/230 kV, concluídas em

07/12/2013, observa-se substancialmente redução no carregamento da transformação

345-230kV de Bandeirantes e da LT 230kV Anhanguera – Goiânia Leste, que têm

apresentado em períodos de carga média carregamentos elevados e até sobrecargas e

com isto implicando em despacho de geração térmica na região. Estas obras

inicialmente estavam previstas para entrada em operação até o dia 12 de julho de

2012. No entanto, em vista de embargos ambientais do trecho em 500 kV, não foi

possível cumprir este prazo.

Cabe ressaltar que os seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás

Transmissão S.A estão em operação, que contemplam os empreendimentos deste

Consórcio previstos para a região:

− LT 500 kV Rio Verde Norte – Trindade C1 e C2;

− LT 230 kV Trindade – Xavantes C1 e C2;

− LT 230 kV Trindade – Carajás C1;

− SE Trindade – 3 Transformadores 500/230 kV – 3x400MVA.


A entrada em operação desses equipamentos melhora as condições de carregamento e

tensão no sistema de atendimento a Goiânia e vizinhança e contribuindo ainda para

evitar despacho de geração térmica por razões de segurança elétrica na região.

Condições Hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional – SIN

Considerando as atuais condições hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional –

SIN e visando viabilizar a máxima utilização do potencial hidráulico da Região Norte e

térmico da Região Nordeste, está sendo implementada a abertura da LT 500 kV Serra

da Mesa II – Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa.

Essa ação permitirá que as transferências de energia para a região Nordeste,

provenientes da Interligação Norte-Sul, através da Interligação Sudeste-Nordeste,

possam ser compensadas pela geração térmica local na Região Nordeste e a absorção

integral, pelas regiões Sudeste e Centro Oeste, da energia proveniente da Região

Norte.

Assim, recursos energéticos adicionais serão disponibilizados para a recuperação dos

armazenamentos dos reservatórios das regiões Sudeste e Centro Oeste.

A figura a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse:


Ações para eliminar fatores limitantes à transferência de energia entre os Sistemas Sul e Sudeste

Considerando o cenário hidroenergético atual de reduzidos níveis de armazenamento

dos reservatórios das usinas hidrelétricas da região Sudeste, e visando um maior

aproveitamento dos excedentes energéticos do Sul e da geração da UHE Itaipu para

atendimento às cargas do Sudeste foram tomadas as seguintes ações: que possibilitam

efetivar um aumento do RSE:

a) Análises conduzidas com Furnas resultaram na flexibilização do limite de carregamento do ATR-5 765/345 kV – 1.500 MVA da SE Tijuco Preto para 10% de sobrecarga por um período de 15 minutos, tempo suficiente para a adoção de medidas operativas de controle de carregamento na condição de pós – contingência; b) Realização de estudos para aumento dos valores praticados de Recebimento pela região Sudeste (RSE) recomendou a implementação do by-pass do RLCC – Reator Limitador de Curto Circuito da SE Tijuco Preto e o desligamento dos circuitos 3 e 4 da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti.

A implantação destas ações possibilita ganhos de aproximadamente 1.000 MW a 1.200

MW nos valores de RSE.

A configuração do sistema na área de interesse é mostrada a seguir:


3.1.2 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 nas

situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que

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

Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), objetivando

assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das

interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na

tabela a seguir:

Carga da Região Nordeste

(MW) Limites de RNE (MW)

Carga < 8.750 3000 MW

8.750 < Carga < 10.250 3500 MW

Carga > 10.250 4100 MW

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.

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-

se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a

rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de

Operação conforme indicado no Anexo I.

Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de 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.

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

Não há.


3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/10/2014)

Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014)

TR-1 500/230 kV Imperatriz (05/01/2015)

Compensador Síncrono 4 da SE Ibiúna (02/10/2014)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Outubro/14, para a semana de 27/09/2014 a 03/10/2014,

indicam os seguintes níveis de armazenamento:

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

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

(%VU)

Valor Esperado 24,5 73,5 20,8 42,5 34,2

Limite Inferior 24,0 68,2 20,7 42,4 34,2

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10

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

(%VU)

Valor Esperado 22,4 88,5 17,2 36,5 26,9

Limite Inferior 18,8 72,8 15,0 33,9 25,2

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos

O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a

preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas

cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco.

Para tal, vem explorando, prioritariamente, os recursos energéticos existentes nas

regiões Norte e Sul, além daqueles disponíveis na UHE Itaipu.

Estes recursos energéticos vêm sendo complementados pelo despacho pleno do

parque gerador térmico existente no SIN.

Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de

Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha

de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais.


Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação

definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo.

Assim sendo, a partir desse relatório, iremos apresentar também os armazenamentos

esperados para as regiões SE/CO e NE, obtidos com a aplicação dos ajustes nas

políticas de operação, os quais caracterizaremos como níveis de armazenamento

operativos.

Outrossim, ressaltamos que os níveis de armazenamento operativos, constituem-se

em informações adicionais àquelas já existentes no processo formal de elaboração

dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões.

Desta forma, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados,

para o fim do mês de Outubro, para as regiões SE/CO e NE:

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Outubro/14 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)

ITAIP

50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE460 716

5010

4391

256907

7268

2877

R$ 664,12/MWh R$ 664,12/MWh

R$ 664,12/MWh

R$ 664,12/MWh

1146

N

S

SEMANA 1

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: OUT14_RV0_N-2_V

Caso 2


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

3.5 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 verificadas na semana

em curso. A previsão é de ocorrência de chuva fraca à moderada no trecho

incremental a UHE Itaipu e nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê, e de chuva

fraca nas bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraíba do Sul, devido a passagem de

uma frente fria. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima

semana, em relação à média de longo termo, é de 90% da MLT, sendo armazenável

88% da MLT.

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

se em leve ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de

uma frente fria ocasiona chuva fraca à moderada na bacia do rio Iguaçu, e chuva

fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a

previsão é de um valor de 156% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável

145% da MLT.

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

apresentam-se em recessão em relação ao observado da semana corrente. A

previsão é de permanência da estiagem, típica desta época do ano. O valor esperado

da ENA para a próxima semana é de 44% 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. A previsão

é de chuva fraca isolada no final da semana, devido a atuação da frente fria. Em

relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de

ENA de 76% MLT, sendo armazenável 75% da MLT.

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 683,69 683,69 683,69 683,69

Média 676,33 676,33 676,33 676,33

Leve 640,55 640,55 640,55 640,55

Média Semanal 664,12 664,12 664,12 664,12


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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 17.245 19.464 1.439 1.289

% MLT 90 156 44 76

% MLT Armazenável 88 145 44 75

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 13.818 10.000 1.233 1.137

% MLT 72 80 38 67


3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Outubro é de

uma média de 89% da MLT, sendo armazenável 88% da MLT, o que representa um

cenário hidrológico superior ao que se verificou no último mês.

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

mês situar-se-á no patamar de 71% da MLT, sendo armazenável 70% 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 33 36 29 30

Bacia do Rio Paranaíba 50 54 43 42

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 59 68 54 58

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 128 123 103 100

Paraíba do Sul 50 67 39 49


3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Outubro é de 129% da

MLT, sendo armazenável 118% da MLT, o que revela uma condição hidrológica

superior 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 69% da MLT, sendo armazenável 63% 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 233 172 144 109

Bacia do Rio Jacuí 75 81 41 39

Bacia do Rio Uruguai 108 97 31 33

3.6.3 Região Nordeste

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

armazenável 46% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao

observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 39% da MLT para a ENA mensal, sendo

armazenável 38% da MLT.

3.6.4 Região Norte

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

apresente uma média de 83% da MLT, sendo armazenável 82% da MLT, valor este

que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 74% da MLT%, sendo armazenável

73% da MLT.

3.7 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 18.950 17.136 1.604 1.494

% MLT 89 129 47 83


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 15.068 9.143 1.328 1.337

% MLT 71 69 39 74



Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 27/09 a 03/10

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 S

ão L

oure

nço

rio G

rande

rio M

anso

S.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio P

ara

naíb

a

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 Resolução ANA nº 1258, de 26 de agosto de 2014, prorroga até o dia 30 de setembro

de 2014, a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de

Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s autorizada

por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013.

Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na

região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência

mínima de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a geração

térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço

energético da região NE.

Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis,

a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização

dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 160 m³/s.

Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua

defluência, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que

assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante.

A geração da UHE Tucuruí será dimensionada nos períodos de carga média e pesada

para fechamento do balanço energético do SIN, sendo minimizada nos períodos de

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

vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE.

Na região Sul, tendo em vista as condições hidroenergéticas das usinas das bacias

dos rios Jacuí, Iguaçu, Uruguai e Capivari, as disponibilidades energéticas de suas

usinas serão exploradas ao máximo, em todos os períodos de carga, visando reduzir a

utilização dos estoques armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN,

respeitando-se os limites elétricos vigentes. Nos períodos de carga leve, a geração das

usinas da região será utilizada para fechamento do balanço energético do SIN, após a

minimização da geração hidráulica das demais regiões.

A geração da UHE Itaipu serão será dimensionada em função da evolução das

condições hidroenergéticas de seu reservatório, onde suas disponibilidades

energéticas deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e

pesada, sendo que nos períodos de carga leve sua geração deverá ser minimizada.

Esta operação será efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.


4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e M.Moraes será dimensionada

visando o atendimento dos requisitos hidráulicos das usinas de jusante. A Geração das

UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser minimizada.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Serra do Facão, Emborcação, São

Simão, Itumbiara e Nova Ponte, deverá ser explorada nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada

em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades

energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes

deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser

dimensionada visando a manutenção de suas defluências em seus mínimos operativos

de 3700 m³/s e 4300 m³/s, respectivamente. A geração das UHEs Ilha Solteira e Três

Irmãos será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá

e Porto Primavera, respeitando-se as restrições operativas existentes.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente

nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da

região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica

que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser dimensionada

para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil e da controlabilidade do

nível de armazenamento de seu reservatório, sendo sua geração dimensionada para

atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Cabe destacar que a vazão objetivo

em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, bombeamento da LIGHT reduzido

de 160 m³/s para 108 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 52 m³/s, face as condições

hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será minimizada nos períodos de

carga leve, sendo dimensionada nos períodos de carga média e pesada, para

fechamento do balanço energético do SIN, após explorados as disponibilidades

energéticas das regiões SE/CO e Sul. Os seus excedentes energéticos serão

transferidos para as regiões SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da

usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE.

A geração da UHE Serra da Mesa será maximizada em todos os períodos de carga,

visando a disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São

Salvador, Peixe Angical, Lajeado, Estreito e Tucuruí.


Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias

indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 160 m³/s), respeitando-se

a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da

bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da

política de defluência mínima de 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios

Iguaçu, Jacuí, Uruguai e Capivari, deverão ser utilizadas prioritariamente em todos os

períodos de carga.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

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

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

deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. Usinas térmicas;

3. Usinas da região Sul;

4. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da

usina;

5. UHE Serra do Facão;

6. UHE Emborcação;

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

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

vigentes;

9. UHE Chavantes;

10. UHE Mascarenhas de Moraes, respeitando-se as restrições operativas da usina e a

coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata.

11. UHE Furnas, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação

hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata.

12. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a

coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata.

13. UHE Itumbiara;

14. UHE Jurumirim;

15. UHE Marimbondo;

16. UHE Água Vermelha;

17. UHE Nova Ponte;

18. UHE Tucuruí;

19. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a

coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do

rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.


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

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

na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHE Ney Braga, Salto Santiago, Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as

restrições operativas das usinas de jusante;

3. UHE Passo Fundo;

4. Usinas da bacia do rio Jacuí;

5. UHE Barra Grande;

6. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

7. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

8. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina.

9. UHE G.B.Munhoz.

10. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina;

11. UHE GPS;

12. 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 potência 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. Geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito;

2. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites

elétricos vigentes;

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


4. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da

usina e os limites elétricos vigentes;

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


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


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 Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina;

2. UHE Sobradinho;

3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da

usina e os limites elétricos vigentes;

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


5. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito,

respeitando-se as restrições operativas das usinas;

6. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste.

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

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.

FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu.

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

SE Gurupi – Disjuntor DJ9474 de 500 kV das 01h00min às 05h00min do dia

01/10 (terça-feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção

preventiva em disjuntores e testes do novo Sistema de Supervisão e Controle da

TAESA na SE Gurupi.

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda da LT 500 kV Gurupi –

Serra da Mesa e da LT 500 kV Gurupi – Peixe II, recomenda-se atender a seguinte

restrição energética:

FNS < 2.050 MW

F (Mc–Gu) < 1.700 MW

SE Serra da Mesa – Disjuntor DJ9222 de 500 kV das 07h30min às 10h30min e

das 12h30min às 15h30min do dia 01/10 (quarta – feira). Das 07h30min às

10h30min do dia 02/10 (quinta – feira).

Estas intervenções estão programadas para realização de serviços de manutenção

preventiva nos TCs dos Disjuntores. Para garantir a segurança do sistema, em caso

da perda dupla da LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia, recomenda-se atender a

seguinte restrição energética:

FSM < 3.200 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em

perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

SE Sul – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 345 kV

das 05h00min às 05h30min do dia 27/09 (sábado).

Esta intervenção está programada para a realização de manobras para o retorno do

TR-2 345/88 kV à operação após intervenção..

Durante a realização desta intervenção, a eventual falta no barramento de 345 kV

acarretará a perda de todo o setor de 345 kV da SE Sul, levando à interrupção das

cargas supridas por aquela SE, em um montante da ordem 600 MW.


SE Sul – Disjuntor P1 de 345 kV das 07h30min às 15h30min do dia 28/09

(domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de troca das membranas de

compensação de óleo dos TCs das fases azul, branca e vermelha, devido a histórico

de ocorrências com TCs da mesma família.

Durante a realização desta intervenção, a eventual falta no barramento de 345 kV

acarretará a perda de todo o setor de 345 kV da SE Sul, levando à interrupção das

cargas supridas por aquela SE, em um montante da ordem 600 MW.

b) Área Norte/Nordeste

LT 230 kV Tucuruí – Altamira das 03h00min às 06h00min do dia 01/10

(quarta-feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de ajustes de

proteção da linha para entrada de tape para conexão do novo TR 500/230 kV da SE

Xingú.

Durante a realização desta intervenção, 85% das cargas do Tramo-Oeste

permanecerão deligadas. Os outros 15% das cargas (ou 40% do município de

Santarém) ficarão ilhados com as UHE Curuá-Uma (20 MW) e UTE Santarém (10

MW).


Seção de Barra 02 São Luís de 230 kV das 07h00min às 16h00min do dia

28/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de montagem e

regulagem de chave seccionadora bem como de eliminação de vazamento de óleo

em disjuntor

Durante a realização desta intervenção, a SE São Luís I 230kV estará operando em

barra única. Contingência em equipamento, seguida de falha de disjuntor ou

proteção, bem como a perda da barra remanescente conduzem ao desligamento de

60% das cargas da cidade de São Luís..

c) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Acre/Rondônia, Mato

Grosso, Goiás/Brasília e Amazonas/Amapá.

No período de 27/09/2014 à 03/10/2014, não estão previstas intervenções de

porte nestas áreas.


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 setembro 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 Outubro, sendo

esses valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 38.894 MW médios no

subsistema SE/CO e 10.850 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimos de 0,5%

para o SE/CO e 1,6% para o subsistema Sul. A carga estimada para o mês de

setembro de 38.723 MW médios para o SE/CO e de 10.843 MW médios para o Sul,

quando comparada à carga verificada em agosto, sinalizam acréscimo de 3,7% para o

subsistema SE/CO e decréscimo de 0,1% para o subsistema Sul. As cargas previstas

para o PMO de outubro indicam acréscimos de 0,3% para o subsistema SE/CO e

0,5% para o subsistema Sul.

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

10.121 MW médios e no Norte 5.305 MW médios. Estas previsões quando

comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de

2,0% para o subsistema Nordeste e 0,5% para o subsistema Norte. A carga estimada

para o mês de setembro de 10.185 MW médios para o Nordeste e 5.358 MW médios

para o Norte, quando comparada à carga verificada em agosto, indicam, acréscimos

de 4,5% para o subsistema Nordeste e 3,5% para o subsistema Norte. As previsões

de carga para o PMO de outubro sinalizam variação nula para o subsistema Nordeste

e decréscimo de 0,8% 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 26/09/2014 e as previsões para a

semana de 27/09 a 03/10/2014.

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

prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 02/10, com valor em torno de 45.000 MW.

Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.000 MW,

devendo ocorrer também na quinta-feira, 02/10. Para o Sistema Interligado

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

ordem de 57.800 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min 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

27/09 com valor em torno de 11.250 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 6.000 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia

30/09. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

prevista para ocorrer no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores

da ordem de 17.000 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


Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

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

Energéticas.

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

PMO de Outubro.

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.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

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.SE - Operação Normal da Região Sudeste

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

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.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais

IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo

IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste

IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília

IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso

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

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


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,

Razões Elétricas e Energéticas

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica


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


Região SUL Jorge Lacerda:

O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para

evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de

equipamentos da rede de operação na região, como segue:

Entre 27/09/2014 e 30/09/2014

Patamar de carga pesada: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Patamar de carga média: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha, LT 230 kV Forquilhinha – Siderópolis, LT 525 kV Biguaçu – Campos Novos e a perda da maior unidade sincronizada no Complexo Jorge Lacerda (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Entre 01/10/2014 e 03/10/2014

Patamar de carga pesada: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Patamar de carga média: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha e a perda da maior unidade sincronizada no Complexo Jorge Lacerda (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Usina Térmica

Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 -

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 1 x 80 -

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

Total 66 146 -

Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 30/10/2014. 2. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 1: limitada em 35 MW entre 02/09/2014 e 31/10/2014. - UG 2: limitada em 35 MW entre 25/04/2014 e 31/12/2014.

P. Médici (A e B) e Candiota III:

Até a entrada em operação das LT 230 kV Quinta – Povo Novo, Povo Novo –

Camaquã e Nova Santa Rita – Camaquã, prevista para 28/09/14, o despacho

mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar/minimizar 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: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve


P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 -

Candiota III (UG. 5) - - -

Total 90 90 -

Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014. 2. Valores de geração máxima nas UTE P. Médici e Candiota III definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 3: limitada em 100 MW até 31/12/2014.

Após a entrada em operação das LT 230 kV Quinta – Povo Novo, Povo

Novo – Camaquã e Nova Santa Rita – Camaquã 3, não será necessário

o despacho da UTE P. Médici para atendimento dos requisitos elétricos

da rede na condição (N-1).

Região SE/CO

Área Acre/Rondônia

Geração necessária de 120 MW na UTE Termonorte II, durante o patamar de carga leve, 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.

Área RJ/ES

Geração necessária nas UTEs Norte Fluminense e Mário Lago, durante intervenção na Seção de Barra A 345kV da SE Adrianópolis e na LT 345kV Adrianópolis - Venda das Pedras C1.

Geração necessária nas UTEs Viana e Linhares, durante intervenção na LT 138kV Vitória - Pitanga C-2.

Região Norte

Área Manaus:

Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4, B5A, B5B, B6, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT 230 kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Outubro/14, para a semana operativa de 27/09/2014 a 03/10/2014.

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 19,59

Angra 1 23,21

Candiota III 63,68

P. Pecém I 104,63

P. Itaqui 107,79

P. Pecém II 112,93

P. Médici A e B 115,90

J. Lacerda C 145,71

J. Lacerda B 176,67

J. Lacerda A2 176,85

Charqueadas 196,16

J. Lacerda A1 234,31

S. Jerônimo 248,31

Figueira 373,45

Norte Fluminense 1 37,80


Parnaíba IV 69,00

Termopernambuco 70,16

Maranhão IV 106,38

Maranhão V 106,38

Santa Cruz Nova 114,68


Fortaleza 118,51

L. C. Prestes_L1 143,35

Linhares 172,81

G. L. Brizola_L1 168,19

N.Venecia 2 160,61

Juiz de Fora 213,84

William Arjona 197,85

B. L. Sobrinho _L1 220,71

C. Furtado 279,04

Termoceará 239,43

Euzébio Rocha_L1 245,77

R. Almeida 277,89

A. Chaves 278,98

Jesus Soares Pereira 314,63

Araucária 536,21


F. Gasparian 399,02

M. Lago 388,04

M. Covas 463,79

Uruguaiana 740,00

Camaçari 732,99

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

B. L. Sobrinho_L13 325,73

Brizola_L13 326,26

L. C. Prestes_L13 327,30

Euzébio Rocha_L13 327,83

Tambaqui 0,00

Jaraqui 0,00

Manaurara 0,00

Ponta Negra 0,00

C. Rocha 0,00

Atlântico 141,61

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Pernambuco 3 412,84

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 678,04

R. Silveira 523,35

Maracanaú I 543,06

Termocabo 552,90

Termonordeste 555,90

Termoparaíba 555,90

Global I 630,60

Global II 630,60

Geramar I 559,70

Geramar II 559,70

Viana 559,71

Campina Grande 559,72

Alegrete 559,72

Igarapé 645,30

Bahia I 745,42

Camaçari Muricy I 847,17

Camaçari Polo de Apoio I 847,17

Petrolina 929,47

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 568,99

Aparecida B1TG6 926,82

Distrito A 611,14

Distrito B 622,60

Electron 1165,12

Iranduba 654,56

Mauá B1 844,72

Mauá B4 449,98

Mauá B5 A 616,42

Mauá B5 B 590,42

Mauá B6 657,05

Mauá B7 659,10

S. Tiaraju 698,14

Altos 727,39

Aracati 727,39

Baturité 727,39

Campo Maior 727,39

Caucaia 727,39

Crato 727,39

Iguatu 727,39

Juazeiro do Norte 727,39

Marambaia 727,39

Nazária 727,39

Pecém 727,39

Daia 821,91

M. Covas 688,64

Goiânia II 862,01

William Arjona 808,02

Camaçari 915,17

Potiguar III 1023,85

Potiguar 1023,87

Xavantes 1148,32

Pau Ferro I 1135,12

Termomanaus 1135,12

Palmeiras de Goias 779,03

Brasília 1047,38

Cidade Nova 654,63

Flores 1 618,81

Flores 2 636,82

Flores 3 631,82

Flores 4 639,79

São José 1 660,35

São José 2 660,35

Cocal 177,41

PIE-RP 177,41

Madeira 228,24

BIOMASSA

ÓLEO

DIESEL

USINA TÉRMICA


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


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 16

Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

27/09 a 03/10 21

Figura 4-1: Interligações entre regiões 27

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 03/10 15

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10 15

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 17

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 18

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 18

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 19

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 20

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 36

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 40

programa mensal de operaÇÃo ... - abraceel.com.br 3.1.1 relacionados com a segurança operacional...

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