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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE SETEMBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

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

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ONS NT-0103-207-2016

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE SETEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

27/08/2016 A 02/09/2016

ONS NT-0103-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE SETEMBRO 3 / 38

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de

Segurança Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 5

3.3 Relacionados com a Otimização Energética 10

3.4 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 12

3.5 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 13

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões 16

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 16

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em

Tempo Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 21

5 Previsão de Carga 26

5.1 Carga de Energia 26

5.2 Carga de Demanda 28


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da

Operação Eletroenergética do mês de Setembro/2016, para a semana

operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016, 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

Na região Sudeste/Centro-Oeste, houve indicação de despacho por ordem

de mérito, em todos os patamares de carga, das UNE Angra I e Angra II,

das UTEs Norte Fluminense I, II e III, Santa Vitória e Baixada Fluminense.

Na região Sul houve indicação de despacho por ordem de mérito, nos

patamares de carga pesada e média, das UTEs Candiota III, P. Médici A e

P. Médici B. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem

de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco,

ERB Candeias e P. Pecém I e, somente nos patamares de carga pesada e

média, da UTE P. Pecém II. Na região Norte, houve indicação de despacho

por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Maranhão

III, IV e V e Parnaíba IV e, somente nos patamares de carga pesada e

média, da UTE P. Itaqui.

Para a semana de 27/08/2016 a 02/09/2016, não está previsto o despacho

das UTE Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por razão elétrica ou por

garantia energética, 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 29/10/2016 a 04/11/2016,

benefício marginal de R$ 117,39/MWh em todos os patamares de carga.

Assim sendo, há previsão de despacho, por ordem de mérito somente para

a UTE Santa Cruz Nova. Porém, visando a segurança elétrica da área ES, a

UTE Linhares deverá ser despachada em 154 MWmed na referida semana.


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.

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 cálculo do PLD;

Não seja mais efetuado o cálculo 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.

3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

Foi elaborado relatório apresentando um conjunto de ações a

serem realizadas nas etapas de programação e operação do SIN no

atendimento à região metropolitana do Rio de Janeiro, bem como às

demais cidades-sede de jogos de futebol durante o período das

Olimpíadas e Paralímpíadas Rio 2016, objetivando garantir um

suprimento de energia com padrões diferenciados de segurança


durante a realização destes eventos, em conformidade com a

resolução n° 01/2005 do CMSE.

Em Maio de 2015 foram iniciados testes e intervenções no

Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira, visando a

entrada em operação do Bipolo 02 do Sistema de Corrente Contínua.

Após um período de interrupção, as atividades foram retomadas em

Fevereiro de 2016, prosseguindo até a atualidade.

Até o mês de Novembro de 2016 está prevista a entrada em

operação das três primeiras unidades, do total de seis máquinas

adicionais (6x69,59 MW), da UHE Santo Antônio, na subestação de

230 kV de Porto Velho, através de dois circuitos. A energia dessas

máquinas adicionais foi vendida no leilão de energia nova da Aneel

LEN A-3 de 2014.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área

de interesse, já considerando a conexão das máquinas adicionais:

A UHE Teles Pires possui capacidade instalada de geração de

1.820 MW e está conectada a SE 500 kV Paranaíta. Devido ao atraso

da entrada em operação do tronco de 500 kV Ribeirãozinho –

Paranatinga – Cláudia, as duas primeiras unidades geradoras da UHE

Teles Pires se conectaram, de forma provisória, através de uma

derivação na LT 500 kV Cláudia – Paranatinga C2 e da instalação de


um transformador 500/230 kV – 400 MVA na subestação de Sinop.

Essa conexão provisória ficou em operação de Novembro de 2015 até

o final de Maio de 2016, quando ocorreu a entrada em operação do

restante do tronco de 500 kV, partindo da SE 500 kV Ribeirãozinho,

integrando as subestações Paranatinga, Cláudia e Paranaíta através

das LT 500 kV Ribeirãozinho – Paranatinga C1 e C2 e Cláudia –

Paranatinga C1.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área

de interesse:

No dia 17 de Agosto de 2016 foram concluídos os testes de

energização do quarto transformador TR-4 230/138 kV, 150 MVA, da

SE Joinville Norte, localizada no estado de Santa Catarina. A inserção

deste equipamento evita sobrecarga na transformação de Joinville

Norte e Joinville, quando da contingência simples em seus respectivos

transformadores.

Jauru


3.2.1 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 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

A fim de manter a estabilidade entre as regiões Norte e Nordeste, foram

estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), em

função da carga da região Nordeste (Carga NE), da Exportação pelo Norte

(Exp_N) ou do Recebimento da região Norte (RN) e a geração das eólicas

Igaporã II e III.

O fator limitante para o dimensionamento desses limites é o desempenho

dinâmico do sistema na perda da maior máquina da região Nordeste (1 UG

da UHE Xingó), nos cenários em que a região Nordeste é recebedora

predominantemente da região Sudeste. Para os cenários em que a região

Nordeste é recebedora predominantemente da região Norte, o fator

limitante é a abertura da SENE ou perda simples do circuito de 500 kV entre

Colinas e São João do Piauí. Os limites de RNE podem ser observados

conforme as duas tabelas a seguir:

Tabela 3.2.1-1 (Exportação do Norte de até 2000 MW)

Limite de RNE (MW)

Faixa do RN / Exp_N Carga NE > 10.500 8.500 < Carga NE ≤ 10.500 Carga NE ≤ 8.500

Fluxo LT 230 kV Igaporã II

/ B. J. da Lapa

350 < Fluxo ≤

600

Fluxo ≤

350

350 < Fluxo ≤

600

Fluxo ≤

350

350 < Fluxo ≤

600

Fluxo ≤

350

1600 ≥ RN > 1350 2600 2800 2800 2900 (2)

1350 ≥ RN > 1000 2800 3000 3000 3000 3000 (1) 3000 (1)

1000 ≥ RN > 600 3200 3400 3300 3400

Limite = 40% da carga

600 ≥ RN > 300 3400 3500 3500 (1) 3600 (1)

300 ≥ RN > 0 3650 3750 3800 (1) 3900 (1)

0 < Exp_N ≤ 1000 3900 4000 4000 (1) 4100 (1)

1000 < Exp_N ≤ 2000 4300 (1) 4600 (1) Limite = 40% da carga

Notas:

(1) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE

verificada e o da tabela acima.


(2) Limitar o RN em 1350 MW

Tabela 3.2.1-2 (Exportação do Norte superior a 2000 MW)

Limite de RNE (MW)

Faixa do RN / Exp_N Carga NE > 10.500 8.500 < Carga NE ≤ 10.500 Carga NE ≤ 8.500

Fluxo LT 230 kV

Igaporã II / B. J. da

Lapa

Fluxo < 440 Fluxo < 330 Fluxo < 90

2000 < Exp_N ≤ 3000 4900

Limite = 40% da carga Limite = 40% da carga

3000 < Exp_N ≤ 4000 5100

4000 < Exp_N ≤ 5000 5000

5000 < Exp_N ≤ 6000 5000

Exp_N > 6000 4800

(*) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o das duas tabelas acima.

Os limites das tabelas acima são válidos considerando:

UHE Serra da Mesa - 3 UGs (Gerador ou Síncrono).

UHE Canabrava – No mínimo 1 UG.

Não sendo possível manter esta configuração, reduzir 100 MW nos referidos limites.

3.2.2 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.

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 utilizada antes da adoção de

medidas de aberturas de circuitos.

3.2.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações

Não há.


3.2.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos

TR-1 500/230 kV – 450 MVA da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016);

RUAT6-01 230/138 kV da SE Rurópolis (Retorno em 31/10/2016);

LDAT7-01 500/230 kV da SE São Luís II (Retorno em 30/08/2016);

TR3 345/138 kV da SE Campos (Retorno em 30/11/2016);

Compensador Síncrono 01 da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016);

Compensador Síncrono 01 da SE Mesquita (Retorno em 30/11/2016);

Compensador Síncrono da SE Embu-Guaçu (Retorno em 31/08/2016);

Compensador Estático 01 da SE Sinop (Retorno em 31/08/2016);

Filtro ZRJ da SE Ibiúna (Retorno em 28/08/2016)

3.3 Relacionados com a Otimização Energética

3.3.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Setembro/16, para a semana de 27/08/2016 a

02/09/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.3.1-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 02/09/2016

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

(%VU)

Valor Esperado 45,5 91,0 18,8 46,8 73,7

Limite Inferior 44,7 88,8 18,7 46,8 73,7

Tabela 3.3.1-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/09/2016

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

(%VU)

Valor Esperado 40,0 96,5 14,7 40,1 66,0

Limite Inferior 36,4 76,1 14,4 40,0 66,0


3.3.2 Níveis de Armazenamento Operativos

Os resultados do PMO/Revisão contemplam cenários de afluências visando

melhor representar a incerteza na ocorrência de precipitação e,

consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos,

principalmente das regiões SE/CO e NE.

Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das

previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas

com os limites superior e inferior das previsões de afluências.

3.3.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados do PMO do mês de Setembro/2016 indicam, para a semana

operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016, os seguintes custos marginas de

operação, em R$/MWh:

Tabela 3.3.3-1: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 136,79 136,79 136,79 136,79

Média 135,06 135,06 135,06 135,06

Leve 115,15 59,65 115,15 115,15

Média Semanal 128,02 107,86 128,02 128,02

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

SUDESTE 22.216 111 16.992 87 21.576 111 26.215 135

SUL 15.563 144 7.561 63 14.858 124 22.073 184

NORDESTE 1.176 35 1.062 34 1.191 39 1.320 43

NORTE 1.033 43 779 40 903 46 1.027 53

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS

VE LI VE LS

SUDESTE 40,0 36,4 40,0 41,7

SUL 96,5 76,1 96,5 98,0

NORDESTE 14,7 14,4 14,7 15,0

NORTE 40,1 40,0 40,1 40,2

NÍVEL OPERATIVO

% EARmáx - 30/9

NÍVEL PMOSubsistema


3.4 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 recessão em relação às verificadas

na semana em curso. O avanço de uma frente fria sobre o Paraná, São

Paulo e sul do Mato Grosso do Sul ocasiona chuva fraca a moderada no

trecho incremental a UHE Itaipu, e fraca na bacia do rio Paranapanema. O

valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana em

relação à média de longo termo é de 111% da MLT, sendo armazenável

101% da MLT.

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

apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em

curso. A passagem de duas frentes frias, uma no começo e outra no final da

semana, ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai,

Jacuí e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um

valor de 144% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 129%

da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima

semana apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A

condição de estiagem permanece na bacia do rio São Francisco, típica

dessa época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de

35% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima

semana apresentam-se estáveis em relação ao observado da semana

corrente. A condição de estiagem permanece na bacia do rio Tocantins,

típica dessa época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão

para a próxima semana é de um valor de ENA de 43% MLT, sendo

armazenável 42% da MLT.

Tabela 3.4-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 22.216 15.563 1.176 1.033

% MLT 111 144 35 43

% MLT Armazenável 101 129 35 42

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 17.556 8.640 1.089 910

% MLT 88 80 33 38



3.5 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.5.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

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

setembro é de uma média de 111% da MLT, sendo armazenável 107% da

MLT, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT

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 87% da MLT, sendo


Na Tabela 3.5.1-1 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite

inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.5.1-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 80 79 67 68

Bacia do Rio Paranaíba 59 62 53 55

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 91 91 82 80

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 162 153 121 115

Paraíba do Sul 80 78 65 64

3.5.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de setembro é

de 124% da MLT, sendo armazenável 116% da MLT, o que revela uma

condição hidrológica superior em termos de MLT 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 63% da MLT, sendo


Na Tabela 3.5.2-1 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite

inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.


Tabela 3.5.2-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 193 139 135 88

Bacia do Rio Jacuí 91 100 27 33

Bacia do Rio Uruguai 103 109 39 44

3.5.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de setembro é de 39%

da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário

hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 34% da MLT para a ENA

mensal, sendo totalmente armazenável.

3.5.4 Região Norte

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

setembro apresente uma média de 46% da MLT, sendo armazenável 44%

da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT

ao observado no mês anterior.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 40% da MLT, sendo


3.5.5 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.5.5-1 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite

inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3.5.5-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 21.576 14.858 1.191 903

% MLT 111 124 39 46


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 16.992 7.561 1.062 779

% MLT 87 63 34 40



Figura 3.5.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

27/08 a 02/09/2016.


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões

A Resolução ANA/MMA nº 642, de 27 de junho de 2016, autoriza a redução,

até 30 de setembro de 2016, da descarga mínima instantânea dos

reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s

para 800 m³/s.

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, nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o

intercâmbio de energia e a geração térmica local responsáveis pelo

fechamento do balanço energético da região NE.

Em função das condições hidroenergéticas, a geração da UHE Tucuruí

deverá ser minimizada em todos os patamares de carga. Assim sendo,

operar com o bypass do reator de curto circuito da subestação seccionadora

de Tucuruí, o que possibilita a usina manter um número inferior a 8 UGs em

operação.

Este procedimento se traduz no benefício de se poder praticar geração

reduzida na UHE Tucuruí, possibilitando minimizar a utilização dos estoques

armazenados em seu reservatório.

Nos períodos de carga leve, após as operações hidráulicas para atendimento

dos requisitos das usinas de jusante, minimização da geração das usinas

hidrelétricas das regiões NE, N e SE/CO, caso ocorram excedentes

energéticos nas usinas da região Sul e de Itaipu, a geração das usinas

térmicas do SIN despachadas por Ordem de mérito deverá ser dimensionada

de forma a possibilitar a alocação destes excedentes energéticos,

respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Em função da permanência do cenário hidrológico extremamente

desfavorável nas regiões N e NE, poderá ser necessário manter-se o

despacho térmico por garantia de suprimento energético nessas regiões,

cujo montante será definido em função da produção eólica na região

Nordeste e da evolução do armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí

na região Norte.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

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

Água Vermelha e Marimbondo, será utilizada prioritariamente para o

fechamento do balanço energético da região. As disponibilidades energéticas


das demais usinas da bacia será explorada prioritariamente nos períodos de

carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração da UHE São Simão será explorada

prioritariamente. As gerações das UHEs Itumbiara, Emborcação, Nova Ponte,

Miranda, Batalha e Serra do Facão, serão utilizadas para fechamento do

balanço energético nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Tietê: As gerações das UHEs Barra Bonita e Promissão serão

maximizadas nos períodos de carga média e pesada, face as condições

hidroenegéticas favoráveis na bacia.

Bacia do Rio Paranapanema: As gerações das UHEs Capivara, Taquaruçu e

Rosana serão maximizadas em todos os períodos de carga, face as

condições hidroenegéticas favoráveis na bacia.

Bacia do Rio Paraná: As gerações das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá

e Porto Primavera serão dimensionadas visando a regularização da afluência

a UHE Itaipu bem como o atendimento à demanda horária.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas

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

restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação

Sul-SE/CO.

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

indica que a geração das UHE Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será

minimizada em todos os períodos de carga, em função do reduzido nível de

armazenamento de seus reservatórios e das condições hidroenergéticas

favoráveis na UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada para

atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília, ou seja, a vazão que é vertida

no curso do rio Paraíba do Sul e a vazão que é bombeada para o Complexo de

Lajes. Cabe destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra

minimizada, ou seja, o seu bombeamento está reduzido de 160 m³/s para cerca

de 85 m³/s em média, durante a realização dos jogos paraolímpicos, e o seu

vertimento de 71 m³/s para 35 m³/s, face as condições hidrológicas

desfavoráveis na bacia e a preservação de água para atendimento aos usos

múltiplos.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Serra da Mesa será

dimensionada, visando a estabilização das defluências das usinas de Cana

Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito de forma a atender a

vazão sanitária à jusante da UHE estreito, definida atualmente em 1000 m³/s.

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

Três Marias definiu elevação da defluência de 380 m³/s para 430 m³/s a partir

do dia 01/09/2016, visando o atendimento do uso múltiplo da água a jusante

de seu reservatório, conforme estratégia estabelecida do âmbito da gestão da

bacia sob a coordenação da ANA. A coordenação hidráulica da cascata do rio


São Francisco será realizada com as vazões mínimas nos trechos médio e

baixo do rio São Francisco no valor vigente, enquanto não houver uma

reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco.

Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas favoráveis,

as disponibilidades energéticas das usinas serão exploradas prioritariamente

em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos

transferidos para a região SE/CO, respeitando-se as restrições operativas

das usinas e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S

e SE/CO. Caso seja necessário, a geração das usinas a fio d’água será

dimensionada de forma a disponibilizar recursos energéticos prioritariamente

nos períodos de carga média e pesada dos dias úteis, sendo reduzida nos

períodos de carga leve e finais de semana.

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 do SIN que apresentarem vertimentos ou risco de vertimento;

2. Usinas da bacia do rio Paranapanema, respeitando-se as restrições

operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água

situadas a jusante na cascata;

3. Usinas da região Sul, respeitando-se as restrições operativas das usinas

e os limites elétricos vigentes;

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

elétricos vigentes;

5. 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;

6. UHE Furnas e 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;

7. UHE Água Vermelha;

8. UHE Marimbondo;

9. UHE Itumbiara;

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

11. UHEs Porto Primavera, Jupiá, Ilha Solteira e Três Irmãos, respeitando-se

a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das

usinas, bem como as restrições elétricas existentes em função das

quedas de torres no sistema de transmissão em 440 kV de São Paulo;

12. UHE Corumbá;


13. UHE Emborcação;

14. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a

fio d'água situadas a jusante na cascata;

15. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes;

16. UHE Serra da Mesa respeitando-se as restrições operativas das usinas e

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

cascata.

17. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas

das usinas,

18. 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 do SIN que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHE Mauá;

3. UHE Salto Santiago;

4. UHE Salto Osório;

5. UHE Salto Caxias;

6. UHE G. B. Munhoz;

7. UHE Ney Braga;

8. UHEs Garibaldi e Campos Novos;

9. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições da usina;;

10. UHE GPS;

11. UHE Passo Fundo;

12. UHE Barra Grande;

13. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições da usina;

14. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Jacuí, Dona Francisca, Itaúba, e

Passo Real);

15. Explorar disponibilidade da Região SE.

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. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. Usinas térmicas da região Nordeste despachadas por ordem de mérito e

Garantia Energética (GE);


3. Elevar o recebimento da região Nordeste, respeitando-se os limites

elétricos vigentes;

4. Usinas térmicas da região Nordeste, em ordem crescente de custo, não

despachadas por ordem de mérito;

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

os limites elétricos vigentes;

6. UHE Paulo Afonso IV / P. Afonso 123 / A. Sales, respeitando-se as

restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

7. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os


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

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


10. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as

restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes.

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. UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas

da usina e os limites elétricos vigentes;

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


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

4. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os


5. UHE Paulo Afonso IV / P.Afonso 123 / A. Sales, respeitando-se as

restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e

os limites elétricos vigentes;

7. Usinas térmicas da região Nordeste que não foram despachadas por

ordem de mérito;

8. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste, sem provocar

vertimento turbinável em usinas do SIN;

9. Usinas térmicas despachadas por ordem de mérito;

10. Usinas que apresentam vertimentos.


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 4.4-1: 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

LT S.J.Piauí – Sobradinho 500 kV e seção de barra B2 de 500 kV

Sobradinho das 22h30min do dia 27/08 (Sábado) às 06h00min do dia

28/08 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização do teste de

autorrestabelecimento UHE Sobradinho.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender a seguinte

condição:

RNE < 2700 MW

F (Sobradinho – Luís Gonzaga 500 kV) < 1200 MW

F (São João Piauí – Sobradinho 500 kV) < 1200 MW

UG-05 da UHE Itumbiara e DJs de 500 kV das 06h30min às

12h30min do dia 28/08 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de

preventiva e corretiva nos equipamentos do vão da UG-05, teste das

proteções da UG-05 atuando nos disjuntores do vão.

Para garantir a segurança do sistema recomenda-se atender a seguinte

condição:

(-) FSM < 1000 MW


LT 500 kV Lageado / Miracema C1 e Disjuntores MCDJ7-08 e 09

das 08h00min às 16h00min do dia 28/08 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de inspeção

geral e ensaios de 5 anos na seccionadora MCSD7-17 e no DCP da linha.

Durante a intervenção, em caso de contingência no ATR MCTF7-02 com

falha do disjuntor MCDJ7-04, o ATR MCTF7-01 também será desligado

com interrupção de suprimento às cargas da SE Miracema pela Rede

Básica. (Equivalente a 90% da carga de Palmas).

A fim de evitar dificuldades no controle de tensão na interligação N/SE,

manter:

RNE < 3200 MW

-3500 < FNS < 3500 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga

a) Área Nordeste

LT 230 kV Piripiri – Sobral II das 06h45min do dia 27/08 (Sábado)

até as 17h00min do dia 28/08 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para o

seccionamento da LT 230 kV Piripiri / Sobral II, 04L1, na SE Ibiapina II.

Durante a intervenção, em caso de perda do circuito duplo de 230 kV

Teresina - Teresina II C1 e C2, é esperada uma variação de tensão da

ordem de até 26% nas SE Teresina e Piripiri levando ao colapso de tensão

nestas subestações. Em caso de perda da LT 230 kV Teresina - Piripiri,

ocorrerá a perda de toda a carga da SE Piripiri. (Equivalente a 100% da

carga de Teresina).

LT 230 kV Bongi – Joairam das 07h30min às 17h00min do dia 28/08

(Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para

substituir isoladores e ferragens oxidadas ao longo da LT.

Durante a intervenção, em caso de perda do circuito duplo entre Bongi -

Joairam haverá o desligamento de toda a SE Bongi e das respectivas

cargas (Equivalente a 25% da carga de Recife).


SE São Luis - SB-01 de 230 kV e TR 230/69 kV das 07h00min às

16h00min do dia 28/08 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para corrigir

anormalidade na seccionadora LISB6-03 que encontra-se emperrada e

desregulada e eliminar ponto quente na seccionadora LISD6-04 do bay do

transformador.

Durante a intervenção, a SE São Luís irá operar em barra única. Em caso

de contingência na barra em operação ou contingência com falha de

disjuntor ou proteção, haverá interrupção de suprimento pela SE São Luís I

(Equivalente a 60% da carga de São Luis).

b) Área São Paulo

SE Leste – Totalização da proteção de barras de 345 kV das

00h00min às 04h30min do dia 28/08 (Domingo).


manutenção corretiva em chave seccionadora.

Durante essa intervenção, falta na barra 1 ou 2 de 345 kV da SE Leste

ocasionará a interrupção das cargas supridas pelas SEs Leste e Ramon

Reberte Filho, em um montante de até 600 MW.

SE Oeste – Disjuntor P1 de 440 kV das 00h00min às 05h30min do

dia 30/08 (Terça).


verificação do comando elétrico remoto, via COT.

Durante esta intervenção, o setor de 440 kV da SE Oeste irá operar em

uma configuração de barra simples. O desligamento desta barra de 440 kV

ocasionará a interrupção das cargas atendidas por aquela subestação, em

um montante da ordem de 300 MW.

c) Área Minas Gerais

SE Montes Claros – TR-05 345/138 kV e Disjuntores das 00h00min

do dia 27/08 (Sábado) às 17h00min do dia 28/08 (Domingo).


ampliação e reforços envolvendo a proteção diferencial de barras de 138

kV.

Durante essa intervenção, uma perda simples do TR-03, TR-04 ou da LT

345 kV Montes Claros - Irapé ou Montes Claros - Várzea da Palma levam a

corte de carga por atuação do ECE com subtensão um montante da ordem

de 300 MW.


d) Área Goiás/Brasília

SE Barro Alto – Disjuntor 718 de 230 kV e das 07h30min do dia

27/08 (Sábado) às 17h00min do dia 28/08 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de pintura

dos polos do DJ 718.

Durante essa intervenção, a SE Barro Alto irá operar em barra simples.

Caso haja uma emergência na barra, linha ou transformador seguida de

falha de disjuntor acarretará em corte de carga nas SE B. Alto e SE

Itapaci, em um montante de ordem de 230 MW e 95 MW, respectivamente.


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 agosto onde são visualizados os valores

verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base

nos dados verificados até o dia 25/08. São apresentadas também as

previsões consideradas para o PMO de Setembro/2016, sendo esses

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

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 38.561 MW médios no

subsistema SE/CO e 10.942 MW médios no Sul. Quando comparadas aos

valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam

acréscimos de 3,1% para o SE/CO e 0,2% para o subsistema Sul. A carga

estimada para o mês de agosto, de 37.491 MW médios para o SE/CO e de

10.977 MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em

julho, sinalizam acréscimos de 0,6% para o subsistema SE/CO e 0,9% para

o subsistema Sul. A carga prevista para o PMO de setembro indica

acréscimo de 4,2% para o subsistema SE/CO e decréscimo de 0,2% para o

subsistema Sul, em relação ao verificado no mês anterior.

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

de 10.224 MW médios e no Norte de 5.693 MW médios. Estas previsões

quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam

acréscimos de 3,1% para o subsistema Nordeste e 1,9% para o subsistema

Norte. A carga estimada para o mês de agosto, de 10.033 MW médios para

o subsistema Nordeste e de 5.647 MW médios para o Norte, quando

comparada à carga verificada em julho, indica decréscimos de 1,4% para o

subsistema Nordeste e 0,1% para o Norte. As previsões de carga para o

mês de agosto sinalizam acréscimos de 1,7% para o subsistema Nordeste e

5,6% 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 26/08/2016 e as

previsões para a semana de 27/08 a 02/09/2016.

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

sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 01/09, com valor em torno

de 42.500 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se

em torno de 12.950 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 31/08. Para o

Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste, a demanda máxima

instantânea deverá atingir valores da ordem de 55.000 MW, devendo

ocorrer no período entre 21h00min e 22h00min também de quinta-feira, dia

01/09, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no

sábado, dia 27/08 com valor em torno de 11.250 MW. Para o Subsistema

Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 6.300 MW,

devendo ocorrer na quarta-feira-feira, dia 31/08. No Sistema Interligado

Norte/Nordeste, a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer

no sábado, dia 27/08, entre 22h00min e 23h00min, e deverá atingir valores

da ordem de 17.300 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

do PMO de Setembro.

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

INFLEXIBILIDADE

P M L (Média) P M L

Angra 2 (1350 MW) - - - 1350 1350 1350 1350

Angra 1 (640 MW) - - - 640 640 640 640

Candiota III (350 MW) - - - 210 270 270 210

P. Pecém I (720MW) - - - 0 360 360 82,5

P. Itaqui (360,14 MW) - - - 0 360,1 360,1 -

P. Médici A (126 MW) - - - 0 40 40 -

P. Médici B (320 MW) - - 90 0 120 120 90

P. Pecém II (365 MW) - - - 0 365 365 -

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

J. Lacerda B 262 MW) 80 80 80 0 80 80 80

J. Lacerda A2 (132 MW) 33 33 33 0 33 33 33

Charqueadas (36 MW) - - - 0 - - -

S. Jerônimo (20 MW) - - - 0 - - -

J. Lacerda A1 (100 MW) 25 25 25 0 25 25 25

Figueira (20 MW) - - - 13 13 13 13

Tambaqui (93 MW) - - - 63 63 63 63

Jaraqui (75,48 MW) - - - 54 54 54 54

Manaurara (67 MW) - - - 64,5 64,5 64,5 64,5

Ponta Negra (66 MW) - - - 64 64 64 64

C. Rocha (85,38 MW) - - - 65 65 65 65

N. Fluminense 1 (868,93 MW) - - - 400 400 400 400

N. Fluminense 2 (868,93 MW) - - - 0 100 100 100

Parnaíba IV (56,3 MW) - - - 0 56,3 56,3 56,3

Maranhão 3 (519 MW) - - - 241,6 518,8 518,8 518,8

Termopernambuco (532,76 MW) - - - 348,8 532 532 532

N. Fluminense 3 (868,93 MW) - - - 0 200 200 200

Baixada Fluminense (530 MW) - - - 0 530 530 530

Maranhão IV (337,6 MW) - - - 0 337,6 337,6 337,6

Maranhão V (337,6 MW) - - - 0 337,6 337,6 337,6

Santa Cruz Nova (500 MW) - - - 0 - - -

Fortaleza (327 MW) - - - 0 - - -

Nova Venécia 2 (178 MW) - - - 0 - - -

Luiz O R Melo (204 MW) - - - 0 - - -

L. C. Prestes_L1 (134,25 MW) - - - 0 - - -

Juiz de Fora (87,05 MW) - - - 0 - - -

N. Fluminense 4 (868,93 MW) - - - 0 - - -

Brizola_L1 (770,33 MW) - - - 0 - - -

Euzébio Rocha_L13 (58,83 MW) - - - 0 - - -

R. Almeida (138,02 MW) - - - 0 - - -

L. C. Prestes_L13 (215,75 MW) - - - 0 - - -

A. Chaves (226,0 MW) 25 24 42 0 25 24 42

Brizola_L13 (265,67 MW) - - - 26 26 26 26

B. L. Sobrinho_L13 (65,25 MW) - - - 0 - - -

Euzébio Rocha_L1 (157,17 MW) - - - 0 - - -

Brizola_L15 (30,45 MW) - - - 2 2 2 2

C. Furtado (185,89 MW) - - - 0 - - -

W. Arjona (206,35 MW) - - - 0 - - -

Termoceará (223 MW) - - - 0 - - -

Aparecida (166 MW) - - - 0 - - -

B. L. Sobrinho_L1 (320,65 MW) - - - 0 - - -

Jesus Soares Pereira (368 MW) - - - 0 - - -

F. Gasparian (572 MW) - - - 0 - - -

Mauá B3 (110 MW) 5 5 5 100 105 105 105

Piratininga 1 e 2 (200 MW) - - - 0 - - -

Uruguaiana (639,90 MW) - - - 0 - - -

Cuiabá (529,20 MW) - - - 0 - - -

M. Lago (922,62 MW) - - - 0 - - -

Araucária (4854,15 MW) - - - 0 - - -

Macaíba (6,0 MW) - - - 0 - - -

GÁ

S

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICACOMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL

(Capacidade Instalada)

N U C LEA R

CA

RV

ÃO


INFLEXIBILIDADE

P M L (Média) P M L

Pernambuco 3 (201 MW) - - - 0 - - -

S. Cruz 3 e 4 (436 MW) - - - 0 - - -

Maracanaú I (168 MW) - - - 0 - - -

Suape II (381,26 MW) - - - 0 - - -

Termocabo (49,73 MW) - - - 0 - - -

Geramar I (165,87 MW) - - - 0 - - -

Geramar II (165,87 MW) - - - 0 - - -

Viana (174,6 MW) - - - 0 - - -

Campina Grande (169,08 MW) - - - 0 - - -

Termonordeste (170,85 MW) - - - 0 - - -

Termoparaíba (170,85 MW) - - - 0 - - -

Global I (148,80 MW) - - - 0 - - -

Global II (148,80 MW) - - - 0 - - -

Bahia I (31,8 MW) - - - 0 - - -

Mauá B4 (150 MW) 14 14 14 0 14 14 14

Muricy I (147 MW) - - - 0 - - -

Arembepe (150 MW) - - - 0 - - -

Igarapé (131 MW) - - - 0 - - -

Petrolina (136,20 MW) - - - 0 - - -

Termonorte II (340,0 MW) - - - 0 - - -

Mauá B1 (20 MW) - - - 0 - - -

Iranduba (25 MW) - - - 0 - - -

Nutepa (24 MW) - - - 0 - - -

Electron (15 MW) - - - 0 - - -

Aparecida OC (36 MW) - - - 0 - - -

Carioba (36 MW) - - - 0 - - -

R. Silveira (25 MW) - - - 0 - - -

Santana I (58,12 MW) - - - 0 - - -

Altos (13,1 MW) - - - 0 - - -

Aracati (11,5 MW) - - - 0 - - -

Baturité (11,5 MW) - - - 0 - - -

Campo Maior (13,1 MW) - - - 0 - - -

Caucaia (14,8 MW) - - - 0 - - -

Crato (13,1 MW) - - - 0 - - -

Iguatu (14,8 MW) - - - 0 - - -

Juazeiro do Norte (14,8 MW) - - - 0 - - -

Marambaia (13,1 MW) - - - 0 - - -

Nazária (13,1 MW) - - - 0 - - -

Pecém (14,8 MW) - - - 0 - - -

S. Tiaraju (249 MW) - - - 0 - - -

Palmeiras de Goias (175,56 MW) - - - 0 - - -

Flores UG 01 (20 MW) 20 20 20 0 20 20 20

Flores UG 02 e UG 03 (40 MW) 40 40 40 0 40 40 40

Daia (44,44 MW) - - - 0 - - -

São José 1 (42 MW) - - - 0 - - -

Goiânia II (140,0 MW) - - - 0 - - -

Flores UG 04 (20 MW) - - - 0 - - -

Santana II (50,04 MW) - - - 0 - - -

Potiguar III (66,4 MW) - - - 0 - - -

Potiguar (53,12 MW) - - - 0 - - -

Camaçari (346,80 MW) - - - 0 - - -

Pau Ferro I (94 MW) - - - 0 - - -

Termomanaus (143 MW) - - - 0 - - -

Brasília (10 MW) - - - 0 - - -

Xavantes (53,58 MW) - - - 0 - - -

Erb. Candeias(17 MW) - - - 0 - - -

Sta Vitória (41,4 MW) - - - 0 20 20 20

Madeira (4,0 MW) - - - 0 - - -

Sykué I (30,0 MW) - - - 0 - - -

Atlântico CSA (254,80 MW) - - - 151,3 151,3 151,3 151,3

Suzano MA (254,84 MW) - - - 140 140 140 140

Atlântico (235,2 MW) - - - 218,7 218,7 218,7 218,7

B IOM A SSA

R ESÍ D UOS

RAZÃO ELÉTRICACOMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL

(Capacidade Instalada)

ÓL

EO

Usina TérmicaD

IES

EL


Região Sul:

Jorge Lacerda:

O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda

foi dimensionado para evitar corte de carga quando da

ocorrência de contingência simples/indisponibilidade de

equipamentos da rede de operação na região, como segue:

Patamar de carga pesada e média: contingência da LT

230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha ou da LT 230 kV

Caxias 5 – Lajeado Grande (subtensão na região Sul de

Santa Catarina) ou da maior máquina sincronizada.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

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

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

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

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

Total 113 146 -

Notas:

1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são:

- UG 2: Indisponível entre 01/03/2016 a 30/08/2016. - UG 4: Indisponível entre 07/08/2016 a 18/12/2016.

Contudo, considerando as unidades disponíveis no Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda, o despacho necessário para

atendimento aos requisitos de desempenho elétrico é

apresentado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - 1 x 25 -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 1 x 33 -

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

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

Total 113 138 -

Notas:

1. A geração térmica mínima da carga média, 1P (25 MW) + 1M (33 MW) + 1G (80 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.


P.Médici (A e B) e Candiota III:

Considerando a indisponibilidade das LT 230 kV Cidade

Industrial – Guaíba 2 e Porto Alegre 9 – Guaíba 2 (trecho

Porto Alegre 9 – Eldorado), se faz necessário o despacho

mínimo na UTE P. Médici e Candiota III de forma a

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 –

Camaquã 3 (subtensão nas SE Camaquã, Eldorado e

Guaíba 2).


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 -

Notas:

1. Segundo informações da Eletrobras CGTEE, as indisponibilidades e as limitações das unidades geradoras da UTE P. Médici e Candiota III são:

- Candiota III: Geração máxima limitada em 270 MW. - P.Médici A – UG1: geração máxima limitada a 40 MW. - P.Médici A – UG2: operação comercial suspensa pela Aneel em

11/07/2014, conforme resolução n° 2426. - P.Médici B – UG3: geração máxima limitada a 80 MW. Indisponível entre

14/08/2016 a 31/08/2016 - P.Médici B – UG4: geração máxima limitada a 120 MW.

2. A UTE P. Médici B está limitada em 50% da sua potência nominal (223 MW) em função de restrições ambientais impostas pelo IBAMA, conforme o Termo de Ajustamento de Conduta –TAC/IBAMA, de 13/04/11.

Área RJ/ES

Durante intervenção na LT 500 kV Bom Despacho 3 – Ouro

Preto 2, será necessário despacho mínimo na UTE Aureliano

Chaves.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas no PMO do mês de

Setembro/16, para a semana operativa de 27/08/2016 a 02/09/2016

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 20,12

Angra 1 25,38

Candiota III 75,05

P. Pecém I 115,15

P. Itaqui 119,39

P. Médici A e B 115,90

P. Pecém II 125,27

J. Lacerda C 155,85

J. Lacerda B 186,33

J. Lacerda A2 195,49

Charqueadas 205,48

S. Jerônimo 248,31

J. Lacerda A1 258,42

Figueira 459,92

Tambaqui 0,00

Jaraqui 0,00

Manaurara 0,00

Ponta Negra 0,00

C. Rocha 0,00

Norte Fluminense 1 37,80


Parnaíba IV 82,47

Maranhão 3 69,45

Termopernambuco 70,16


Baixada Fluminense 100,37

Maranhão IV 105,75

Maranhão V 105,75

Santa Cruz Nova 113,42

Fortaleza 139,88

N.Venecia 2 188,18

Luiz O. R. Melo 169,07

L. C. Prestes_L1 195,51

Juiz de Fora 213,84


G. L. Brizola_L1 235,43

Euzébio Rocha_L13 211,54

R. Almeida 213,20

L. C. Prestes_L13 214,04

A. Chaves 217,28

Brizola_L13 218,93

B. L. Sobrinho_L13 221,43

Euzébio Rocha_L1 289,64

Brizola_L15 257,62

C. Furtado 259,14

William Arjona 297,27

Termoceará 299,77

Aparecida 302,19

B. L. Sobrinho _L1 309,06

Jesus Soares Pereira 314,63

F. Gasparian 399,02

Mauá B3 411,92

Piratininga 1 e 2 470,34

Uruguaiana 486,20

Cuiaba 511,77

M. Lago 532,78

Araucária 710,65

Macaiba 896,88

Atlântico_CSA 0,00

Suzano Maranhão 0,00

Atlântico 166,62

RESÍDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Pernambuco 3 287,63

S. Cruz 310,41

Maracanaú I 329,97

Suape II 337,89

Termocabo 342,03

Geramar I 345,99

Geramar II 345,99

Viana 345,99

Campina Grande 346,00

Termonordeste 347,81

Termoparaíba 347,81

Global I 393,70

Global II 393,70

Bahia I 560,32

Mauá B4 575,00

Muricy 608,66

Arembepe 608,66

Igarapé 653,43

Petrolina 667,79

Termonorte II 678,04

Mauá B1 711,77

Iranduba 836,40

Nutepa 780,00

Electron 872,84

Aparecida OC 905,99

Carioba 937,00

R. Silveira 498,54

Santana I 640,96

Altos 679,96

Aracati 679,96

Baturité 679,96

Campo Maior 679,96

Caucaia 679,96

Crato 679,96

Iguatu 679,96

Juazeiro do Norte 679,96

Marambaia 679,96

Nazária 679,96

Pecém 679,96

S. Tiaraju 698,14

Palmeiras de Goias 704,35

Flores UG1 788,28

Flores UG2 e UG3 788,28

Daia 794,39

São José 815,43

Goiânia II 820,01

Flores UG4 912,78

Santana II 898,56

Potiguar III 900,86

Potiguar 900,87

Camaçari 943,88

Pau Ferro I 998,77

Termomanaus 998,77

Brasília 1047,38

Xavantes 1073,24

Erb Candeias 71,14

Sta Vitória 90,00

Madeira 269,01

Sykué I 510,12

USINA TÉRMICA

ÓLEO

DIESEL

BIOMASSA


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 3.5.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período

de 27/08 a 02/09/2016. 15

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3.2.1-1 (Exportação do Norte de até 2000 MW) 8

Tabela 3.2.1-2 (Exportação do Norte superior a 2000 MW) 9

Tabela 3.3.1-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

02/09/2016 10

Tabela 3.3.1-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

30/09/2016 10

Tabela 3.3.3-1: Custo Marginal da Operação por patamar de carga

(R$/MWh) 11

Tabela 3.4-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12

Tabela 3.5.1-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3.5.2-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14

Tabela 3.5.5-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed 26

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

Região – MWmed 27

Tabela 5.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW 28

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 31

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