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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE FEVEREIRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

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20211-160 Rio de Janeiro RJ

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ONS NT-0017-207-2015

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE FEVEREIRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

31/01/2015 A 06/02/2015

ONS NT-0017-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 3 / 37

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 Testes para a Entrada em Operação

de Novas Instalações 8

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração

de equipamentos 9

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

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

5 Previsão de Carga 25

5.1 Carga de Energia 25

5.2 Carga de Demanda 27


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da

Operação Eletroenergética do mês de Fevereiro/2015, para a semana

operativa de 31/01/2015 a 06/02/2015, 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 (indisponível, conforme

declaração do Agente), W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E.

Rocha L1, E. Rocha L13, L. C. Prestes L13, A. Chaves, G. L. Brizola L13, B.

L. Sobrinho L13, Norte Fluminense 4, Santa Cruz 34 (indisponível,

conforme legislação vigente), Viana, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá

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

conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação

vigente), Igarapé, Termonorte II, Palmeiras do Goiás, Daia, Goiânia 2,

Carioba (indisponível, conforme legislação vigente), UTE Brasil

(indisponível, conforme legislação vigente) e Xavantes. 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, Araucária, Sepé Tiaraju

(indisponível, conforme declaração do Agente), Uruguaiana (indisponível,

conforme legislação vigente) e Nutepa (indisponível, conforme legislação

vigente). 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, C. Furtado, R.

Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo,

Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global

II, Bahia I, Altos, Aracati, Baturité, C. Maior, Caucaia, Crato, Iguatu,


Juazeiro, Marambaia, Nazária, Pecém, Arembepe, Muricy, Camaçari G

(indisponível, de acordo com legislação vigente) e somente nos patamares

de carga pesada e média da UTE Petrolina. Na região Norte, houve

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

patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V,

Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Geramar I e II,

Mauá B5B (indisponível, de acordo com declaração do Agente), Distrito A

(indisponível, de acordo com declaração do Agente), Mauá B5A, Flores 1,

Distrito B (indisponível, de acordo com declaração do Agente), Flores 2, 3, e

4, Iranduba, Cidade Nova (indisponível, de acordo com declaração do

Agente), Mauá B6 (indisponível, de acordo com declaração do Agente),

Mauá B7 (indisponível, de acordo com declaração do Agente), São José 1,

São José 2 e somente no patamar de carga pesada da UTE Mauá B1.

Além disso, está previsto para a semana de 31/01/2015 a 06/02/2015, 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 04/04/2015 a 10/04/2015,

benefício marginal de R$ 1.808,38 /MWh, R$ 1.808,38 /MWh e

R$ 1.781,10 /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 04/04/2015 a

10/04/2015.

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 Janeiro/15.

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 Janeiro/15 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

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 III.

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e

média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição

de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes

constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I.

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

geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de

máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de

medidas de aberturas de circuitos.

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações

Não há testes na semana relacionada


3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos

Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 28/12/2015)

TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/07/2015)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Fevereiro/15, para a semana de 31/01/2015 a

06/02/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/02

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

(%VU)

Valor Esperado 16,4 62,0 15,8 35,9 35,1

Limite Inferior 15,8 59,5 15,5 35,6 34,6

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 28/02

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

(%VU)

Valor Esperado 20,1 62,7 14,8 45,6 50,5

Limite Inferior 16,7 54,7 13,2 42,5 46,2

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos

As regiões SE/CO e NE encontram-se em seus períodos úmidos históricos.

Todavia, no seu início, a análise das atuais condições hidrometereológicas

e climáticas ainda não caracterizam o seu efetivo estabelecimento.

Assim sendo, faz-se necessário uma abordagem que permita a avaliação de

diversos cenários hidrometereológicos, notadamente, aqueles de curto

prazo e suas influências nas previsões de vazões para essas regiões.

Neste contexto, os resultados desta revisão continuarão a contemplar

cenários de afluências visando melhor representar à 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.

Para pronta referência, apresentamos os resultados obtidos com a

aplicação dos referidos cenários de afluência.

Não obstante, observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO

contemplam a aplicação da metodologia vigente, que conduziu ao

atingimento de Custos Marginais superiores ao 1º patamar de déficit,

R$ 1.420,34/MWh, determinado pela Resolução Homologatória nº 1.837 da

ANEEL.

Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido,

o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico.

Assim sendo, os níveis de armazenamento esperados ao final de

Fevereiro/2015, apresentados neste documento, consideram o pleno

atendimento aos requisitos de carga.


3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Fevereiro/15 indicam as seguintes metas

semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos

marginais de operação associados:

Figura 3.4-1: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)

Tabela 3.4-3: 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 uma frente fria pelo litoral da região

Sudeste no início da semana ocasiona chuva fraca nas bacias dos rios

Tietê e Grande. No fim da semana o avanço de outra frente fria volta a

ocasionar chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema,

Tietê, Grande e fraca na bacia do rio Paranaíba. O valor previsto de Energia

Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de

longo termo, é de 39% da MLT, sendo totalmente armazenável.

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

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

curso. O avanço de uma frente fria pela região Sul no fim da semana

operativa deve ocasionar chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e

fraca a moderada na bacia do rio Iguaçu. Em termos de Energia Natural

Afluente, a previsão é de um valor de 133% da MLT para a próxima

semana, sendo armazenável 110% 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 bacia do rio São Francisco apresenta chuva fraca em pontos

isolados no fim da semana. O valor esperado da ENA para a próxima

semana é de 13% MLT, sendo totalmente armazenável.

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 1947,48 1947,48 851,02 851,02

Média 1947,48 1947,48 851,02 842,93

Leve 1863,32 1863,32 842,93 842,93

Média Semanal 1916,92 1916,92 848,08 843,80


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 permanência de pancadas de chuva em pontos

isolados da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a

previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 70% MLT, sendo

totalmente armazenável.

Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 22.851 10.869 1.993 9.024

% MLT 39 133 13 70

% MLT Armazenável 39 111 13 70

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 16.393 6.405 1.512 7.169

% MLT 28 78 10 55


3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

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

Fevereiro é de uma média de 52% da MLT, sendo totalmente armazenável,

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 38% da MLT, sendo

totalmente armazenável.

Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior

da previsão para as principais bacias deste subsistema.


Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 28 51 13 31

Bacia do Rio Paranaíba 25 34 17 25

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 36 52 27 38

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 47 60 37 48

Paraíba do Sul 44 65 25 43

3.6.2 Região Sul

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

de 126% da MLT, sendo armazenável 109% 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 77% da MLT, sendo

armazenável 67% 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 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 110 115 77 81

Bacia do Rio Jacuí 168 160 97 91

Bacia do Rio Uruguai 168 144 82 76

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Fevereiro é de 18%,

sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico

inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 14% da MLT para a ENA

mensal, sendo totalmente armazenável.


3.6.4 Região Norte

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

Fevereiro apresente uma média de 76% da MLT, sendo armazenável 75%

da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao

verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 64% da MLT, sendo

armazenável 63% da MLT.

3.6.5 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 4-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 30.814 10.512 2.656 10.229

% MLT 52 126 18 76


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 22.450 6.464 2.026 8.682

% MLT 38 77 14 64



Figura 4-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

31/01 a 06/02/15


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 85, de 29 de janeiro de 2015, prorroga até o dia 28 de

fevereiro de 2015, 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, 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,

face a elevação das afluências ao seu reservatório, 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, a geração das usinas deverá ser maximizada em todos os

períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a

região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes

na interligação Sul-SE/CO.

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 será

dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. Esta operação

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

elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

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, SE/CO, caso existam excedentes

energéticos nas usinas da região Norte e Sul, a geração das usinas térmicas

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

excedentes energéticos na curva de carga.


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 em função da

evolução de suas condições hidroenergéticas.

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

Facão, Itumbiara, Emborcação 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 para fechamento do balanço energético do SIN. A geração

das UHEs Ilha Solteira e Três Irmãos será dimensionada para atendimento

dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá, Porto Primavera e Itaipu,

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 105 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 42 m³/s, face as condições

hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será maximizada em

todos os peródos de carga, sendo suas disponibilidades energéticas

exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. 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, de

modo a garantir disponibilidade energética nas usinas situadas a jusante.

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 Uruguai, Iguaçu e Jacuí, deverão ser utilizadas em todos os períodos

de carga. A geração da UHE Capivari será utilizada prioritariamente 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. UHE Tucuruí, dimensionada em função das suas condições

hidroenergéticas;

4. Usinas da região Sul;

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

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

operativas da usina;

7. UHEs Batalha e Serra do Facão;

8. 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;

9. 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;

10. UHE Emborcação;

11. UHE Itumbiara;

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. UHE Água Vermelha;

17. UHE Marimbondo;

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

a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das

usinas;

19. 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;

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

usina;

3. UHE Mauá;

4. UHE Ney Braga;

5. UHE Salto Santiago;

6. UHE Passo Fundo;

7. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas

da usina;

8. Usinas da bacia do rio Jacuí;

9. UHEs Salto Osório, respeitando-se as restrições operativas das usinas

de jusante;

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

11. UHE Salto Caxias;

12. UHE GPS;

13. UHE Barra Grande;

14. UHE G.B.Munhoz;

15. 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 elétricos vigentes;

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

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

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

8. UHE Sobradinho;

9. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições

operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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

os limites elétricos vigentes;

11. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste;

12. 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 4.4-1: 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

Polo 04 do Elo CC – Sistema de Itaipu das 06h30min às 18h00min

do dia 01/02 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de

manutenção preventiva e corretiva em equipamentos associados ao Polo 4

do Elo CC do Sistema de Itaipu, na SE Ibiúna 50 Hz.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda de Bipolo do

Sistema de Transmissão da UHE Itaipu, recomenda-se atender a seguinte

restrição energética:

Elo CC < 3.800 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

SE Leste – Barra 1 de 345 kV e LT 345 kV Leste – Ramon Reberte

Filho C1 das 06h00min às 16h00min do dia 01/02 (domingo).


manutenção corretiva na chave seccionadora 29-38 de 345 kV associada a

Barra 1 da SE Leste e eliminação de vazamento de ar comprimido no

disjuntor 52-4 associado ao circuito 1 da LT 345 kV Leste – Ramon

Reberte Filho, na SE Leste.

Durante esta intervenção perda da Barra 2 da SE Leste ou do circuito 2 da

LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho acarretarão a interrupção das

cargas supridas pela SE Ramon Reberte Filho e/ou da SE Leste, em um

montante de até 900 MW.

b) Área Rio de Janeiro/Espírito Santo

LT 345 kV Adrianópolis – Itutinga C1 das 07h30min do dia 02/02

(segunda – feira) até às 24h00min do dia 06/02 (sexta – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para

modernização da proteção diferencial de barras da SE Itutinga.

Durante esta intervenção, contingências seguidas de falha de disjuntor na

SE Itutinga leva a corte de carga por subtensão nesta subestação em um

montante de até 200 MW.


c) Área Norte/Nordeste

SE Guamá – Disjuntor GMDJ6-03 de 230 kV das 09h00min às

17h30min dos dias 31/01 (sábado) e 01/02 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de manutenção

corretiva no disjuntor GMDJ6-03 de 230 kV da SE Guamá.

Durante esta intervenção, contingências em Barra de 230 kV em operação,

implicará na atuação do ECE para perda dupla do trecho da LT 230 kV Vila

do Conde – Guamá – Utinga, acarretando um corte de carga de 70% da

cidade de Belém.

SE São Luís II 230 kV – Barras LDBR6-02 e LDBR6-01 das 08h00min

às 12h00min e das 13h00min às 17h00min do dia 01/02 (domingo).


manutenção corretiva em chave seccionadora associada às Barras

LDBR6-02 e LDBR6-01 de 230 kV da SE São Luís II.

Durante esta intervenção, caso ocorra a contingência no barramento de

230 kV em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção,

haverá o desligamento de toda carga da CEMAR na capital de São Luís,

dos consumidores industriais VALE e ALUMAR.

SE Santa Rita II – Reator de Aterramento 02A1 das 08h30min às

13h30min do dia 01/02 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para

eliminar vazamento de óleo no reator de aterramento 02A1 da SE Santa

Rita II.

Durante esta intervenção, caso ocorra a perda de um dos alimentadores

de 69 kV associado à SE Santa Rita II, haverá perda de carga atendida

pela SE Santa Rita II correspondendo à um montante de até 30% das

cargas da cidade de João Pessoa.

SE Messias – Barra 04B1 de 230 kV das 06h30min às 18h00min do

dia 01/02 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para a

substituição de chaves seccionadoras de 230 kV da SE Messias.

Durante esta intervenção, a SE Messias 230 kV estará operando em barra

única. A contingência em equipamento, seguida de falha de disjuntor ou

proteção, bem como a perda da barra remanescente conduzem ao

desligamento total das cargas da cidade de Maceió.


d) Área Amazonas/Amapá

SE Lechuga – Proteção Diferencial de Barras de 230 kV das

09h00min do dia 02/02 (segunda – feira) até às 17h00min do dia 28/02

(sábado).


substituição da Proteção Diferencial de Barras de 230 kV da SE Lechuga

para possibilitar a sua parametrização visando a entrada em operação do

Circuito 3 da LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira.

Durante a realização desta intervenção, defeitos em Barra de 230 kV da

SE Lechuga acarretará corte de carga na cidade de Manaus em um

montante de até 400 MW (cargas atendidas pela Subestações de Mauá III,

Mutirão e Cachoeira Grande).

e) Áreas Sul, Minas Gerais, Goiás/Brasília, Acre/Rondônia e Mato

Grosso

No período de 31/01/2015 à 06/02/2015 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 janeiro onde são visualizados os valores verificados na quinta

semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados

até o dia 29. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO

de Fevereiro/2015, sendo esses valores exibidos por subsistema, na

.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 42.053 MW médios no

subsistema SE/CO e 12.900 MW médios no Sul. Quando comparadas aos

valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam

acréscimos de 2,8% para o SE/CO e 0,7% para o subsistema Sul. A carga

estimada para o mês de janeiro de 41.264 MW médios para o SE/CO e de

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

dezembro, sinalizam acréscimos de 7,1% para o subsistema SE/CO e 6,0%

para o subsistema Sul. As cargas previstas para o PMO de fevereiro indicam

acréscimos de 0,2% para o subsistema SE/CO e de 2,1% 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

10653 MW médios e no Norte de 5.054 MW médios. Estas previsões quando

comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos

de 0,9% para o subsistema Nordeste e 1,4% para o subsistema Norte. A carga

estimada para o mês de janeiro de 10.619 MW médios para o Nordeste e

de 4.994 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em

dezembro, indicam acréscimo de 1,8% para o subsistema Nordeste e

decréscimo de 1,8% para o Norte. As previsões de carga para o PMO de

fevereiro sinalizam decréscimos de 1,3% para o subsistema Nordeste e de

0,2% 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 24 a 30/01/2015 e as

previsões para a semana de 31/01 a 06/02/2015.

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

prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 05/02, com valor em torno de

46.200 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em

torno de 14.500 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, 04/02. Para o Sistema

Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá

atingir valores da ordem de 59.800 MW, devendo ocorrer no período entre

21h00min e 22h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na

Tabela 5.2- a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no

sábado, dia 31/01 com valor em torno de 11.700 MW. Para o Subsistema

Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.800 MW, devendo

ocorrer na quarta-feira, dia 04/02. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a

demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no sábado, entre

21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.500 MW. Estes

resultados podem ser verificados na Tabela 5.2- a seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o

período.

Tabela 5.2-2 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW


Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade,

Elétricas e Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração

do PMO de Janeiro.

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 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) - 2 x 25 -

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 66 376 -

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

- UG 1 (50 MW): limitada a 25 MW. - UG 2 (50 MW): limitada a 35 MW. - UG 6 (131 MW): indisponível de 27/06/2014 a 15/02/2015. - UG 7 (363 MW): indisponível de 30/01/2015 a 02/02/2015.

2. Na carga média, durante o período de indisponibilidade da UG 7 (GG), deve-se maximizar toda a geração disponível no Complexo Jorge Lacerda: 2P (60) + 2M (120) + 1G (120) = 310, uma vez que a configuração disponível não atende ao mínimo elétrico. 3. Mesmo após o retorno à operação da UG 7 (GG), as unidades geradoras disponíveis no Complexo Jorge Lacerda não possibilitam o atendimento ao mínimo elétrico estabelecido para o período: 1P (25) + 2M (66) + 2G (160) + 1GG (180) = 431 MW, devido à indisponibilidade da UG 6 (G). Portanto, devem ser despachadas todas as unidades disponíveis, conforme indicado na tabela.

P. Médici (A e B) e Candiota III:

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

dimensionado para:

Evitar corte de carga quando da ocorrência de

contingência simples de equipamentos da rede de

operação na região, notadamente da LT 230 kV Quinta –

Povo Novo ou da LT 230 kV Camaquã 3 – Povo Novo

(subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).


Atendimento aos limites de fornecimento para o estado

do Rio Grande do Sul (FRS).

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 -

Candiota III (UG. 5) - 1 x 175 -

Total - 265 -

Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade ou restrições 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. - UG 3 (160 MW): indisponível de 29/11/2014 a 28/02/2015. - UG 4 (160 MW): limitada a 120 MW. - UG 5 (350 MW): limitada a 300 MW.

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. O despacho mínimo indicado na tabela anterior para as UTE P. Médici e Candiota III considerou a UTE Sepé Tiaraju em operação. No patamar de carga média, caso a UTE Sepé Tiaraju não esteja em operação, o despacho das UTE P. Médici e Candiota III deve ser maximizado para atendimento de restrições sistêmicas: 1B (120) + 1C (300) = 420 MW. 4. No patamar de carga pesada de sábado 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.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas No PMO do mês de Fevereiro15, para a semana operativa de 31/01/2015 a 06/02/2015.

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

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 20,12

Angra 1 23,21

Candiota III 64,09

P. Pecém I 111,25

P. Itaqui 114,63

P. Pecém II 120,10

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 402,18

Norte Fluminense 1 37,80


Parnaíba IV 69,00

Termopernambuco 70,16

Maranhão IV 101,07

Maranhão V 101,07

Santa Cruz Nova 108,58


Fortaleza 118,51

L. C. Prestes_L1 154,06

Linhares 162,42

G. L. Brizola_L1 180,37

N.Venecia 2 171,19

Juiz de Fora 213,84

William Arjona 197,85

B. L. Sobrinho _L1 228,01

C. Furtado 279,04

Termoceará 247,42

Euzébio Rocha_L1 247,36

R. Almeida 236,48

A. Chaves 238,68

Jesus Soares Pereira 314,63

Araucária 765,86


F. Gasparian 399,02

M. Lago 418,01

M. Covas 463,79

Uruguaiana 740,00

Camaçari 732,99

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

B. L. Sobrinho_L13 240,43

Brizola_L13 239,20

L. C. Prestes_L13 236,79

Euzébio Rocha_L13 235,55

Tambaqui 0,00

Jaraqui 0,00

Manaurara 0,00

Ponta Negra 0,00

C. Rocha 0,00

Atlântico 142,83

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Pernambuco 3 321,61

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 678,04

R. Silveira 523,35

Maracanaú I 366,92

Termocabo 377,76

Termonordeste 382,53

Termoparaíba 382,53

Global I 431,78

Global II 431,78

Geramar I 382,24

Geramar II 382,24

Viana 382,24

Campina Grande 382,25

Alegrete 382,25

Igarapé 653,43

Bahia I 681,59

Camaçari Muricy I 775,68

Camaçari Polo de Apoio I 775,68

Petrolina 851,02

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 379,01

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 739,52

Aracati 739,52

Baturité 739,52

Campo Maior 739,52

Caucaia 739,52

Crato 739,52

Iguatu 739,52

Juazeiro do Norte 739,52

Marambaia 739,52

Nazária 739,52

Pecém 739,52

Daia 835,61

M. Covas 688,64

Goiânia II 892,24

William Arjona 808,02

Camaçari 943,88

Potiguar III 959,24

Potiguar 959,25

Xavantes 1167,47

Pau Ferro I 1063,47

Termomanaus 1063,47

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 178,47

PIE-RP 178,47

Madeira 229,23

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 3.4-1: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11

Figura 4-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

31/01 a 06/02/15 15

Figura 5.4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/02 9

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 28/02 9

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 11

Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12

Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 4-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 30

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 34

programa mensal de operaÇÃo ...c0451eb6-3cf4-49a4-9...2015/01/31 · metas e diretrizes para a...

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