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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE DEZEMBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

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ONS NT-182-207-2014

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE DEZEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

06/12/2014 A 12/12/2014

ONS NT-182-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE DEZEMBRO 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

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 9

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 9

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 10

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

3.7 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 12

3.8 Região Sul 13

3.9 Região Nordeste 13

3.10 Região Norte 13

3.11 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas 22

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga 22

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 da Revisão 1 do Programa Mensal

da Operação Eletroenergética do mês de Dezembro/2014, para a semana operativa

de 06/12/2014 a 12/12/2014, 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, 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), Viana, R. Silveira (indisponível, conforme

legislação vigente) e Igarapé. 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 ERB Candeias, 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, Geramar II, Mauá B5B,

Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba,

Cidade Nova e somente nos patamares de carga pesada e media das UTEs Mauá

B6, Mauá B7, São José 1 e São José 2

Além disso, está previsto para a semana de 06/12/2014 a 12/12/2014, 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 07/02/2015 a 13/02/2015, benefício marginal de R$

609,27/MWh, R$ 609,26/MWh e R$ 608,57/MWh para os patamares de carga

pesada, média e leve, respectivamente. 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 07/02/2015 a 13/02/2015.

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 Dezembro/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 Dezembro/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

Foi liberada a operação do TR-1 500/230 kV da SE Xingu. Sua entrada em

operação proporcionou um aumento da confiabilidade no atendimento às cargas do

Tramo Oeste.

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

No dia 29/10/2014 retornou à operação o AT07 765/345 kV – 1500 MVA da

SE Tijuco Preto, que se encontrava indisponível desde novembro de 2010. Com

isso, a SE Tijuco Preto passou a operar com quatro transformadores 765/345 kV

– 1500 MVA, eliminando o risco de sobrecarga nesses transformadores mesmo

para valores elevados de Recebimento Sudeste.

Com a entrada deste 4º transformador de 765/345 kV – 1500 MVA, um dos

reatores limitadores de curto-circuito da SE Tijuco Preto será energizado e estarão

ligados os 04 circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti, permitindo o

desligamento do esquema de separação de barras de 345 kV da SE Itapeti.

Sistema de Suprimento à cidade de Manaus

Está previsto o atendimento às cargas da cidade de Manaus através de dois

Subsistemas, a saber:

Subsistema 01 – SE Mauá III: é formado por carga e geração que será

suprida pelo circuito duplo da LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira e da LT 230 kV


Jorge Teixeira – Mauá 3 através da Transformação da SE Mauá III 230/138 kV –

3x150 MVA e 138 / 69 kV – 3x150 MVA, e:

Subsistema 02 – SE Manaus: é formado por carga e geração que será

suprida pelo circuito duplo da LT 230 kV Lechuga – Manaus através da

Transformação 230/69 kV – 3x150 MVA da SE Manaus.

O diagrama unifilar a seguir mostra este Sistema de Suprimento à cidade de

Manaus:

Sistema de Suprimento ao Estado do Amapá

As Usinas Hidroelétricas de Santo Antônio do Jari e Ferreira Gomes estão conectadas

ao SIN através das Subestações de 230 kV de Laranjal e Macapá, respectivamente,

do Sistema de Suprimento Tucuruí – Macapá – Manaus.

O diagrama unifilar a seguir mostra o sistema de suprimento na área de interesse:


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 I II.

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

UG34 75 MW da UHE Jirau

UG37 75 MW da UHE Jirau

UG58 183 MW UTE Maranhão III

UG01 123 MW UHE Santo Antônio do Jari

LT 230 kV Mossoró II - Quixerê

LT 230 kV Quixerê - Russas II


LT 525 kV Marmeleiro 2 - Povo Novo

LT 525 kV Marmeleiro 2 - Santa Vitória do Palmar 2

SE 525 kV Marmeleiro 2

SE 525/138 kV Santa Vitória do Palmar 2

SE 525/230 kV Povo Novo

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

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

Compensador Síncrono 1 da SE Tijuco Preto (até 09/12/2014)

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

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Dezembro/14, para a semana de 06/12/2014

a 12/12/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

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

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

(%VU)

Valor Esperado 16,6 60,2 14,8 29,0 22,0

Limite Inferior 15,6 58,6 13,4 28,5 21,6

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12

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

(%VU)

Valor Esperado 20,5 60,9 22,3 30,7 26,0

Limite Inferior 16,9 53,0 16,7 27,9 22,4

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.

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, apresentam-se 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 Dezembro, para as regiões SE/CO e NE:

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 1 do PMO de Dezembro/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

NE236 163

3518

4744

3991058

3582

1162

R$ 659,76/MWh R$ 659,76/MWh

R$ 659,76/MWh

R$ 659,76/MWh

1442

N

S

SEMANA 2

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: DEZ14_RV1_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 passagem de áreas de instabilidade e uma frente fria ocasiona chuva

fraca nas bacias dos rios Paranapanema e Tietê e fraca com períodos de moderada

nas bacias dos rios Paranaíba e Grande. O valor previsto de Energia Natural Afluente

(ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 86% da

MLT, sendo armazenável 85% 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

áreas de instabilidade e uma frente fria ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios

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

valor de 84% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 75% da MLT.

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

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

passagem de áreas de instabilidade e uma frente fria ocasiona chuva fraca com

períodos de moderada na bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para

a próxima semana é de 63% MLT, sendo totalmente armazenável.

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

apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A previsão é

de que na bacia do rio Tocantins predomine pancadas de chuva. Em relação à média

de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de

61% MLT, sendo armazenável 60% da MLT.

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 661,82 661,82 661,82 661,82

Média 661,82 661,82 661,82 661,82

Leve 656,16 656,16 656,16 656,16

Média Semanal 659,76 659,76 659,76 659,76


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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 35.649 6.187 6.431 3.534

% MLT 86 84 63 61

% MLT Armazenável 85 75 63 60

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 26.763 3.691 4.475 2.931

% MLT 65 50 44 50


3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.7 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

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

uma média de 94% da MLT, sendo armazenável 93% 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 75% da MLT, sendo armazenável 74% 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 48 58 35 45

Bacia do Rio Paranaíba 113 119 81 90

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 104 108 87 92

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 94 102 75 87

Paraíba do Sul 71 80 47 60


3.8 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Outubro é de 84% da

MLT, sendo armazenável 76% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior

ao que se verificou no último mês.

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

o mês situar-se-á no patamar de 55% da MLT, sendo armazenável 49% 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 75 79 51 56

Bacia do Rio Jacuí 96 85 51 53

Bacia do Rio Uruguai 94 91 48 52

3.9 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Outubro é de 83%, sendo

totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao

observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 61% da MLT para a ENA mensal, sendo

totalmente armazenável.

3.10 Região Norte

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

apresente uma média de 73% da MLT, sendo armazenável 72% da MLT, valor este

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

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 60% da MLT, sendo armazenável 59%

da MLT.


3.11 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 38.915 6.240 8.454 4.241

% MLT 94 84 83 73


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 30.759 4.052 6.289 3.519

% MLT 75 55 61 60



Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 06/12 a 12/12


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 1.778, de 26 de novembro de 2014, prorroga até o dia 31 de

Dezembro 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 120 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 maximizada em todos os períodos de carga,

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 dos rios Iguaçu, Jacuí e

Uruguai, a geração das usinas destas bacias deverá ser explorada prioritariamente,

respeitando-se os limites elétricos vigentes. Esta operação visa minimizar e/ou evitar a

ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus

reservatórios, bem como reduzir a utilização dos estoques armazenados nos

reservatórios das demais regiões do SIN. Nos períodos de carga leve, após as

operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de jusante e/ou

minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, N e SE/CO, caso

ainda existam excedentes energéticos nas usinas da região Sul, a geração das usinas

térmicas do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar a alocação destes

excedentes energéticos na curva de carga.

Em função das condições hidroenergéticas da UHE Itaipu, sua geração deverá ser

explorada 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 para

fechamento do balanço energético após a exploração dos recursos energéticos das

demais usinas do SIN. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser

dimensionada para fechamento do balanço energético.

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

Emborcação 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

todos os períodos. 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 maximizada em todos os

períodos de carga. 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 120 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 e Uruguai, deverão ser utilizadas em todos os períodos de carga média e

pesada. A geração da UHE Capivari será utilizada somente nos períodos de carga

média e pesada.

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. UHE Tucuruí;

5. 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;

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

usina;

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

8. UHEs Batalha e Serra do Facão;

9. UHE Emborcação;

10. UHE Itumbiara;

11. 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;

12. UHE Chavantes;

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

vigentes;

14. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água

situadas a jusante na cascata;

15. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água

situadas a jusante na cascata;

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

coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

17. 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;


18. UHE Marimbondo;

19. UHE Água Vermelha;

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 Passo Fundo;

3. UHE Salto Santiago;

4. UHE Barra Grande;

5. Usinas da bacia do rio Jacuí;

6. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das

usinas de jusante;

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

8. UHE G.B.Munhoz;

9. UHE Ney Braga;

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

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

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

13. UHE GPS;

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

elétricos vigentes;

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

usina e os limites elétricos vigentes;

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


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


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


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 o recebimento de energia da região Nordeste;

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

respeitando-se as restrições operativas das usinas.

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

LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C2 das 00h40min às 17h00min do dia 07/12

(domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de ações para melhoria do

desempenho da SE Foz do Iguaçu frente a descargas atmosféricas sob condições

de chuva intensa (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas – SPDA).

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos da LT

765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã em operação, recomenda-se atender as seguintes

restrições energéticas:

GIPU 60 Hz < 3.800 MW

RSUL < 2.800 MW

FNS < 3.500 MW

FSM < 4.100 MW

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

a) Área São Paulo

SE Guarulhos – Barra A de 345 kV das 06h00min às 16h30min do dia 07/12

(domingo).

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

– raios associados à Barra A da SE Guarulhos 345 kV.

Durante esta intervenção, em caso de perda da Barra B de 345 kV da SE Guarulhos,

haverá a interrupção do suprimento das cargas atendidas pelas SE Norte e Miguel

Reale, em um montante de até 800 MW.

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

03h00min às 06h00min do dia 08/12 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção

corretiva em chave seccionadora de 345 kV da SE Sul.

Durante esta intervenção, em caso de ocorrência de defeitos em Barras de 345 kV ou

em algum equipamento a ela conectado seguido da falha de seu respectivo disjuntor,

haverá interrupção das cargas supridas pela SE Sul, em um montante de até 600

MW.


SE Nordeste – Barras 1 e 2 de 345 kV das 00h00min às 06h00min dos dias

10/12 (quarta – feira), 11/12 (quinta – feira) e 12/12 (sexta – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços em painéis de

proteção da SE Nordeste para viabilizar a entrada em operação da LT 345 kV Itapeti

– Nordeste.

Durante esta intervenção, a eventual falta no barramento de 345 kV acarretará a

perda de todo o setor de 345 kV da SE Nordeste, levando à interrupção das cargas

alimentadas pelo setor de 88 kV em um montante de até 500 MW.

b) Áreas Rio de Janeiro/Espírito Santo e Minas Gerais

SE Adrianópolis – Barra A de 345kV das 02h00min às 24h00min dos dias

07/12 (domingo) e 08/12 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de seccionamento da

Barra A de 345 kV da SE Adrianópolis.

Durante esta intervenção, o setor de 345kV irá operar em barra simples. Em caso de

perda da Barra B, em operação, poderá ocorrer perda de cargas nas cidades de

Niterói e São Gonçalo, em um montante de até 250 MW.

c) Área Goiás/Brasília

LT 138 kV Brasília Sul – Brasília Norte C1 e Barra A de 138 kV da SE Brasília

Sul das 07h00min às 17h00min do dia 07/12 (domingo).


preventiva no sistema de proteção do Circuito 1 da LT 138 kV Brasília Sul – Brasília

Norte C1.

Durante esta intervenção, a SE Brasília Sul 138 kV será operada em barra única.

Nessa configuração, contingências simples na seção de barra remanescente ou

contingências em algum equipamento seguidas de falha de disjuntor conduzem ao

desligamento do montante de 30% das cargas da cidade de Brasília.

d) Área Acre/Rondônia

SE Abunã – Transformador ATR02 de 230/138 kV – 55 MVA das 02h00min às

08h00min dos dias 07/12 (domingo) e 08/12 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para implementação

do novo sistema de proteção de barras dos setores de 230 kV e 138 kV da SE Abunã.

Durante esta intervenção, em caso de perda da de Barra de 230 kV da SE Abunã

haverá o desligamento das cargas das cidades de Abunã e Rio Branco em um

montante de até 150 MW.


LT 230kV Abunã – Rio Branco C2 e C1 # Circuito 2: das 02h00min às

08h00min dos dias 09/12 (terça – feira) e 10/12 (quarta – feira) e Circuito 1: das

02h00min às 08h00min dos dias 11/12 (quinta – feira) e 12/12 (sexta – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para implementação

do novo sistema de proteção de barras dos setores de 230 kV e 138 kV da SE Abunã.

Durante esta intervenção, a perda do Circuito 1 ou do Circuito 2 da LT 230kV Porto

Velho – Abunã, provocará a interrupção das cargas da SE Abunã e 100% das cargas

do estado do Acre em um montante de até 150 MW.

e) Área Norte/Nordeste

LT 230 kV Utinga – Castanhal das 07h00min do dia 05/12 (sexta – feira) até

às 17h00min do dia 08/12 (segunda – feira).

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

vão definitivo da LT 230 kV Utinga - Castanhal.

Durante esta intervenção, a perda dupla da LT 230 kV Vila do Conde – Guamá

implicará na perda de 60% das cargas da cidade de Belém.

LT 230 kV Boa Esperança – Teresina C1 e C2 # Circuito 2 – das 08h00min às

12h30min do dia 07/12 (domingo) e Circuito 1 – das 14h30min às 18h00min do

dia 07/12 (domingo).

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

de TC e TCP que estão apresentando vazamento de óleo associados aos circuitos 2

e 1 da LT 230 kV Boa Esperança – Teresina, respectivamente, na SE Boa Esperança.

Durante esta intervenção, em caso de perda dupla dos circuitos da LT 230 kV

Teresina II – Teresina, haverá o desligamento de 30% da carga da cidade de

Teresina.

LT 230 kV Fortaleza II – Delmiro Gouveia C1 das 07h00min às 16h00min do

dia 07/12 (domingo).


corretiva em equipamentos associados ao circuito 1 da LT 230 kV Fortaleza II –

Delmiro Gouveia, ao longo da mesma.

Durante esta intervenção, em caso de contingência da LT 230 kV Fortaleza II –

Delmiro Gouveia C2 haverá perda de suprimento de 20% das cargas da cidade de

Fortaleza.


SE Natal III – Transformador 04T1 de 230/69 kV – 150 MVA e Barra 04B2 de

230 kV das 08h30min até às 17h30min do dia 07/12 (domingo).


corretiva em chaves seccionadoras da SE Natal III.

Durante esta intervenção, caso ocorra a perda do Transformador remanescente,

haverá perda de carga atendida pela SE Natal III em um montante de até 40% das

cargas da cidade de Natal.

f) Área Amazonas/Amapá

SE Lechuga – Disjuntores LEDJ7-02 e LEDJ7-05 de 500 kV das 09h00min às

18h00min dos dias 06/12 (sábado) e 07/12 (domingo).


corretiva para verificações de polaridade e relações de transformação de TCs

associados aos Disjuntores LEDJ7-02 e LEDJ7-05 de 500 kV.

Durante a realização desta intervenção, para garantir a segurança do sistema em

caso de perda dos Circuito 1 e 2 da LT 500 kV Lechuga – Silves, recomenda-se

manter:

-250 MW < F (Mn) < 50 MW

g) Áreas Sul, Minas Gerais e Mato Grosso

No período de 06/12/2014 à 12/12/2014 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 dezembro, onde são visualizados os valores verificados na primeira semana

e a revisão da 2ª a 5ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal

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

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

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

Tabela 5.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 40.270 MW médios no

subsistema SE/CO e 11.798 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimo de 2,1%

para o subsistema SE/CO e decréscimo de 4,2% no subsistema Sul. Com a revisão

das projeções da 2ª a 5ª semana de dezembro (revisão 1), estima-se para o

fechamento do mês uma carga de 38.969 MW médios para o SE/CO e de 11.721 MW

médios para o Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em novembro,

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

subsistema Sul.

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

10.643 MW médios e no Norte de 5.298 MW médios. Estas previsões, quando

comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimos de

0,3% para os dois subsistemas. Com a revisão das projeções da 2ª a 5ª semana de

dezembro (revisão 1), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de

10.469 MW médios para o Nordeste e de 5.210 MW médios para o Norte. Estes

valores, se comparados à carga verificada em novembro, sinalizam variação nula

para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,4% para o subsistema Norte.

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 29/11 a 05/12/2014 e as previsões para a

semana de 06 a 12/12/2014.

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

ocorrer na quinta-feira, dia 11/12, com valor em torno de 43.500 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.800 MW,

devendo ocorrer na quarta-feira, dia 10/12. Para o Sistema Interligado

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

ordem de 56.600 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min

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

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

06/12, com valor em torno de 11.450 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 5.900 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia

10/12. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

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

atingir valores da ordem de 17.200 MW. Estes resultados podem ser verificados na

Tabela 5.2-1 a seguir.

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 Dezembro.

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) 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)


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:

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

Patamar de carga média: LT 525 kV Campos Novos – Biguaçu ou maior unidade sincronizada no Complexo Jorge Lacerda.

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) - 1 x 180 -

Total 66 326 - Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 15/12/2014. 2. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 2: limitada em 35 MW entre 25/04/2014 e 31/12/2014. - UG 1: limitada em 25 MW entre 30/10/2014 a 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 3 e Nova Santa Rita – Camaquã 3, que estão

aguardando a emissão da licença de operação, 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 ou da maior unidade geradora (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) 1 x 175 1 x 175 -

Total 265 265 - 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. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração total desta fase está limitada em 120 MW.


3. No patamar de carga leve de domingo a geração térmica mínima necessária é 1B = 90 MW.

Após a emissão da licença de operação das LT 230 kV Quinta – Povo

Novo, Povo Novo – Camaquã 3 e Nova Santa Rita – Camaquã 3 e o

seccionamento da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 na SE Camaquã 3, 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 Quinta – Povo Novo ou da LT 230 kV Camaquã 3 – Povo Novo (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. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração total desta fase está limitada em 120 MW. 3. No patamar de carga leve de domingo a geração térmica mínima necessária é 1B = 90 MW.

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.

Região Sudeste/C.Oeste

Área RJ/ES: Geração necessária nas UTEs Mário Lago e Norte Fluminense durante

intervenção na barra A 345kV da SE Adrianópolis.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 1 do PMO do mês de Dezembro/14, para a semana operativa de 06/12/2014 a 12/12/2014.

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

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 20,12

Angra 1 23,21

Candiota III 64,08

P. Pecém I 112,68

P. Itaqui 115,97

P. Pecém II 121,47

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 127,82

Maranhão V 127,82

Santa Cruz Nova 138,24


Fortaleza 118,51

L. C. Prestes_L1 143,49

Linhares 209,70

G. L. Brizola_L1 168,44

N.Venecia 2 171,19

Juiz de Fora 213,84

William Arjona 197,85

B. L. Sobrinho _L1 220,92

C. Furtado 279,04

Termoceará 239,76

Euzébio Rocha_L1 247,30

R. Almeida 277,89

A. Chaves 278,98

Jesus Soares Pereira 314,63

Araucária 530,08


F. Gasparian 399,02

M. Lago 388,48

M. Covas 463,79

Uruguaiana 740,00

Camaçari 732,99

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

B. L. Sobrinho_L13 287,40

Brizola_L13 287,14

L. C. Prestes_L13 286,62

Euzébio Rocha_L13 286,36

Tambaqui 0,00

Jaraqui 0,00

Manaurara 0,00

Ponta Negra 0,00

C. Rocha 0,00

Atlântico 142,82

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Pernambuco 3 400,77

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 678,04

R. Silveira 523,35

Maracanaú I 455,02

Termocabo 465,72

Termonordeste 469,83

Termoparaíba 469,83

Global I 531,71

Global II 531,71

Geramar I 471,34

Geramar II 471,34

Viana 471,35

Campina Grande 471,36

Alegrete 471,36

Igarapé 645,30

Bahia I 681,59

Camaçari Muricy I 775,66

Camaçari Polo de Apoio I 775,66

Petrolina 851,01

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 473,58

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 727,61

Aracati 727,61

Baturité 727,61

Campo Maior 727,61

Caucaia 727,61

Crato 727,61

Iguatu 727,61

Juazeiro do Norte 727,61

Marambaia 727,61

Nazária 727,61

Pecém 727,61

Daia 822,15

M. Covas 688,64

Goiânia II 877,87

William Arjona 808,02

Camaçari 915,17

Potiguar III 959,23

Potiguar 959,24

Xavantes 1148,68

Pau Ferro I 1063,46

Termomanaus 1063,46

Palmeiras de Goias 730,20

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 178,43

PIE-RP 178,43

Madeira 229,17

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) 10

Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 06/12 a

12/12 15

Figura 4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 12/12 9

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/12 9

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

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

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12

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

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

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 31

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 35

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