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PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

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ONS NT-3/079/2011

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

11/06/2011 A 17/06/2011

ONS NT-3/079/2011 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 3 / 44

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 4

3 Pontos de Destaque 4

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica 4

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 9

3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade 9

3.2.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 9

3.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 11

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 11

3.5 Relacionados com a Otimização Energética 12

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 13

3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 14

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 14

3.7.2 Região Sul 14

3.7.3 Região Nordeste 15

3.7.4 Região Norte 15

3.8 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 15

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 17

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 17

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 18

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 19

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 22

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas 24

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga. 25

4.5 Previsão de Carga 28

4.5.1 Carga de Energia 28

4.5.2 Carga de Demanda 30

Lista de figuras e tabelas 44


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da

Operação Eletroenergética do mês de Junho/2011, para a semana operativa de 11/06/2011

a 17/06/2011, 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, estabelecidas pela Agência Nacional de

Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados da Revisão 2 do PMO de Junho/11 indicaram, para a semana de 11/06/2011 a

17/06/2011, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos os

patamares de carga, da UTE M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332,

de 20/11/2009) e das UNES Angra 1 e 2. A aplicação dos Procedimentos Operativos de

Curto Prazo – POCP para a Revisão 2 do PMO de Junho/2011 não indicou despacho térmico

adicional para se atingir os Níveis de Segurança ao final do mês de Junho/2011.

Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser

efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de

mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE

nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor

Elétrico – CMSE.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos

critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas

situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de

ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 4.4.1.

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Elétrica Durante a indisponibilidade do TR-54 500/138 kV SE Grajaú, com previsão de retorno em

agosto de 2011, está sendo necessário para o controle do carregamento desta

transformação, em regime normal de operação, o despacho de geração térmica da UTE

Barbosa Lima Sobrinho nos períodos de carga média e pesada. Cabe ressaltar que, está

sendo monitorada uma inequação para o controle de carregamento dos transformadores

remanescentes em caso de contingência de mais um transformador, que poderá resultar

na necessidade de despacho de geração térmica complementar.


A SE Campos encontra-se desde 27 de setembro de 2010 com o transformador trifásico

AT02 impedido. O seu retorno à operação está previsto para após o verão de 2012.

Em decorrência, da necessidade de adequação do cronograma de obras para a

implantação, de um banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas de

Moraes conforme recomendação do PAR/PET e com a autorização da ANEEL, este

equipamento não terá autorização de operação, antes do final do mês de fevereiro de

2012.

Considerando-se que este banco de autotransformadores de 400MVA na SE Mascarenhas

de Moraes já se encontra disponível na fábrica, está sob avaliação a possibilidade de se

operar com este equipamento, em caráter provisório, em paralelo com os transformadores

de 225 MVA na SE Campos, dotando a SE Campos de maior confiabilidade.

O desligamento do circuito 1 da LT 345 kV Interlagos – Xavantes é a primeira de uma série

de intervenções que serão alocadas em finais de semana e feriado, com vistas a mudar o

traçado desta linha para possibilitar as obras de instalação da SE Piratininga 2. De forma a

evitar corte de carga para a perda dupla da LT 345 kV Ibiúna – Guarulhos, a CTEEP

flexibilizou um limite de curta duração por 1 hora e a ELETROPAULO se comprometeu em

realizar, dentro das limitações da rede de 88 kV e das transformações de fronteira,

remanejamentos de carga das SE Bandeirantes, Milton Fornasaro, Anhanguera, Norte e

Miguel Real.

3.2 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 2 de 12 de janeiro 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.

Com base na Portaria de nº 307, de 12 de maio de 2011, do Ministério de Minas e Energia,

poderá ser programado o fornecimento de energia para a Argentina, através da Conversora

de Garabi, no montante de até 2.100 MW, tendo este suprimento caráter interruptível e

sendo efetuado através da utilização de energia não utilizada para atendimento do SIN.

O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da

Revisão 1 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco

765 kV a ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no

POCP. Em cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança

(N-2) para o tronco 765kV, nos processos supracitados.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 176/2011, de 25 de janeiro de 2011, está sendo

utilizada, desde o PMO de Fevereiro/2011, a versão 16hq do Modelo DECOMP.

Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução

ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no

planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema


Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa

DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através

do Sistema GIT-MAE.

Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL

023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado,

necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema

(sentido Colinas - Miracema) – FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo

DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às

informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões.

Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana

operativa de 11/06/2011 a 17/06/2011, encontram-se na tabela a seguir:

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.207/2008, o ONS procedeu à execução do

Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação do mês de Junho/11,

considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE,

autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não

utilizando as mesmas.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Junho/11 foi elaborado tendo

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

28/11/2006 e nos Ofícios nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 26/12/2006, nº

412/2006-SRG/SFG/ANEEL, emitido em 27/12/06, nº 311/2006-DR/ANEEL e nº 313/2006-

DR/ANEEL, emitidos em 28/12/2006. Nos referidos documentos está estabelecido que:

• “Art.1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar na base de

dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados

– Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas

Individualizadas – Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o

valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução

Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006.

§ 1º "Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá

considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução Normativa ANEEL nº

237/2006)

Usina Geração por Patamar de Carga(MW)

Pesada Média Leve

Lajeado 443 443 386

Peixe Angical 222 222 222

Limite de Intercâmbio

FCOMC 2.935 2.801 2.312


• “(...) de acordo com o estabelecido na Resolução Normativa nº 237, de 28 de novembro de

2006 e na Resolução Autorizativa nº 755, de 30 de novembro de 2006, os valores finais

resultantes do teste de disponibilidade devem ser usados na elaboração do Programa

Mensal de operação para o mês de janeiro 2007.” (Ofício nº 411/2006 – SRG/SFG/ANEEL);

• “Em complemento ao nosso ofício nº 411/2006-SRG/SFG/ANEEL, de 26 de dezembro

de 2006, esclarecemos que para as térmicas que não participaram do referido teste,

permanecem válidos os valores de disponibilidade observada calculados de acordo com a

resolução Normativa nº 231, de 16 de setembro de 2006, apurados até 30 de novembro de

2006” (Ofício nº 412/SRG/SFG/ANEEL).


A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/04/2011, para todos os

empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-

0057/400/2011, emitida em 06/05/2011.


3.2.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

3.2.2 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 quando indicado nas

análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que

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

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas

Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário

utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.

3.2.3 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; no entanto, ocorrendo elevação da temperatura para valores

superiores aos previstos, poderá ser necessária a programação de geração térmica,

principalmente aquelas localizadas no Rio Grande do Sul e Santa Catarina, superiores aos

valores definidos nos estudos. No estado de São Paulo, poderá ser necessária a redução de

geração nas usinas localizadas na malha de 440 kV e/ou a elevação da usina de Henry

Borden para reduzir o carregamento do tronco de transmissão.

Deve ser destacado que o recurso de se operarem geradores como compensadores

síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado

antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

Os circuitos da Rede Básica que poderão ser utilizados para o controle da tensão estão

indicados na relação a seguir. A prioridade de abertura dos circuitos bem como o número de

circuitos a serem desligados depende das condições de intercâmbio entre as regiões, bem

como do valor da carga, conforme diretrizes definidas em Instruções de Operação,

preservando a segurança do SIN.


Região SE/CO: LT 765 kV Foz – Ivaiporã

LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto

LT 525 kV Ibiúna – Bateias

LT 440 kV Araraquara - Santo Ângelo

LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara

LT 440 kV Ilha Solteira - Bauru

LT 440 kV Jupiá - Bauru

LT 440 kV Bauru - Cabreúva

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Tijuco Preto

LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1

LT 500 kV Samambaia – Emborcação

LT 500 kV Samambaia – Itumbiara

LT 500 kV Neves – Bom Despacho 3 C1

LT 500 kV Nova Ponte – Estreito

LT 500 kV Emborcação – Nova Ponte C1 ou C2

LT 500 kV São Simão – Marimbondo

LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2

LT 500 kV Nova Ponte – São Gortardo 2

LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gortardo 2 C1 ou C2

LT 500 kV Neves - Mesquita

Região S: LT 500 kV Itá - Caxias

LT 500 kV Itá – Garabi II

LT 500 kV Areia – Curitiba

LT 500 kV Campos Novos – Blumenau C1

LT 500 kV Ivaiporã – Londrina C1 ou C2

LT 230 kV Alegrete 2 – Uruguaiana

Região NE: LT 500 kV Milagres – Quixadá - Fortaleza

LT 500 kV Sobral - Fortaleza C2

LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II – C1

LT 500 kV Angelim II / Recife II – C2

LT 500 kV Olindina / Camaçari II – C2

LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina – C1

Região N: LT 500 kV Marabá – Açailândia C1 ou C2

LT 500 kV Tucuruí - Marabá C3 e/ou C4

LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 ou C2

LT 500 kV Marabá – Imperatriz C2


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

Nenhum teste com repercussão Sistêmica.

3.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

• Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 29/12/2011)

• TR-54 500/138 kV – 600MVA da SE Grajaú (até 31/07/2011)

• TR-2 345/138 kV da SE Campos (até 31/12/2011)

• TR-1 500/230 kV – 400 MVA da SE Mesquita (até 21/07/2011)

• TR-1 345/138 kV da SE Itutinga (até 31/12/2011)


3.5 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados da Revisão 2 do PMO de Junho/11, para a semana de 11/06/2011 a

17/06/2011, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/06

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

Valor Esperado 86,4 64,3 86,6 99,1 99,2

Limite Inferior 85,7 61,5 86,4 97,6 97,2

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06

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

Valor Esperado 85,1 61,0 82,7 99,6 99,7

Limite Inferior 82,8 51,4 82,0 97,0 96,5

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Junho/11 indicam as seguintes metas semanais de

transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

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

N NE

SE/CO

S

68 962

894

4.147

4.502 5.586

IT 50

60 906

1.084

227


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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 32,88 32,88 32,88 32,88

Média 32,22 32,22 32,22 32,22

Leve 31,74 31,74 31,74 31,74

(*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/2010.

3.6 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima

semana apresentam-se no mesmo patamar em relação às verificadas na semana em

curso. A previsão é predomínio de uma massa de ar seco e frio, e ausência de

precipitação. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana,

em relação à média de longo termo, é de 110% da MLT, sendo armazenável 108% da

MLT.

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

em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é predomínio de

uma massa de ar seco e frio, e ausência de precipitação. Em termos de Energia Natural

Afluente, a previsão é de um valor de 61% da MLT para a próxima semana, sendo

armazenável 60% da MLT.

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

apresentam-se em recessão em relação à semana corrente. A previsão é de permanência

da estiagem, típica desta época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana

é de 74% MLT, sendo totalmente armazenável.

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

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

permanência da estiagem, típica desta época do ano. Em relação à média de longo termo,

a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 89% MLT, sendo armazenável

88% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 27.550 5.643 3.606 3.659

% MLT 110 61 74 89

% MLT Armazenável 108 60 74 88

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 22.307 1.795 3.025 3.331

% MLT 89 19 62 81



3.7 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.7.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

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

média de 106% da MLT, sendo armazenável 104% da MLT, o que representa um cenário

hidrológico inferior ao que se verificou no último mês.

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

situar-se-á no patamar de 92% da MLT, sendo armazenável 90% 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 112 106 92 94

Bacia do Rio Paranaíba 111 110 101 103

Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá)

125 120 106 110

Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu)

115 110 90 91

Paraíba do Sul 109 106 76 88

3.7.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de junho é de 67% da MLT,

sendo armazenável 66% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior à

verificada no mês anterior.

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

mês situar-se-á no patamar de 33% da MLT, sendo armazenável 32% 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 31 44 9 17

Bacia do Rio Jacuí 116 107 54 64

Bacia do Rio Uruguai 80 82 21 42

3.7.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 75%, sendo totalmente

armazenável, valor este que representa um cenário hidrológico um pouco inferior ao

verificado no último mês.

O limite inferior da previsão indica o valor de 65% da MLT para a ENA mensal, sendo

totalmente armazenável.

3.7.4 Região Norte

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

uma média de 94% da MLT, sendo armazenável 93% da MLT, valor este que representa

um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 89% da MLT%, sendo armazenável 88% da

MLT.

3.8 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 26.645 6.203 3.662 3.847

% MLT 106 67 75 94


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 23.041 3.079 3.191 3.663

% MLT 92 33 65 89



Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/06 a 17/06

rio Pb. Sul

P.Real

rio Jacuí

rio Paraná

Itá

rio Uruguai

rio Cuiabá

rio Paraguai

OC

EA

NO

AT

LÂ

NT

IC

O

rio Doce

S.Osório F.Areia

rio Iguaçu

Funil I.Pombos

Mascarenhas

Capivara

Itaipu

Jupiá

Jurumirim

rio Paranapanema

Promissão B.Bonita

rio Tietê

rio S. Francisco

Três Marias Sobradinho

rio Tocantins

rio São

Lourenço

rio G

rande

rio M

anso

S.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio Paranaíba

1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A política de operação energética indica que a exploração das disponibilidades energéticas

da UHE Tucuruí será dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu

reservatório ao longo do ano. Desta forma, sua geração será explorada prioritariamente nos

períodos de carga média e pesada.

Em atendimento a Resolução ANA nº 376, de 6 de junho de 2011, a vazão defluente do

aproveitamento hidroelétrico de Serra da Mesa deverá ser mantida constante, bem como a

operação dos aproveitamentos hidrelétrico de Peixe Angical e Lajeado deverá ocorrer de

forma a minimizar as flutuações provocadas por eventuais vazões incrementais entre os

aproveitamentos de Serra da Mesa / Peixe Angical e Peixe Angical / Lajeado,

respectivamente, durante a temporada de praias no período de 10 de junho a 20

agosto/2011 .

Considerando o exposto, a programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe

Angical e Lajeado não deverá ser alterada em tempo real devido à necessidade de

estabilização do nível do rio, tendo em vista a demarcação das áreas para ocupação nas

praias fluviais localizadas a jusante destas usinas.

Na região Sul, a geração das usinas deverá ser minimizada nos períodos de carga leve e

utilizada para atendimento das necessidades energéticas das demais regiões, somente nos

períodos de carga média e pesada.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverá ser explorada prioritariamente nos

períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Na região SE/CO, a geração das usinas será dimensionado para atendimento das políticas

de transferência de energia entre as regiões do SIN, respeitando-se as restrições (controle

de cheias, operativas, uso múltiplo e ambientais) existentes, bem como os limites elétricos

existentes.


Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o

despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais

definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:

1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo

ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões

Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando

esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou;

2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira

das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes

reservatórios.

Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da

operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores

contratuais.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Água Vermelha e

Marimbondo, deverá utilizada nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Nova Ponte, Itumbiara e

Emborcação deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade para fechamento do balanço

energético da região.

Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada

visando o atendimento da curva referencial de deplecionamento de seus reservatórios, a

qual objetiva garantir as condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná.

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

os períodos de carga de modo a garantir a regularização necessária da vazão a UHE Itaipu.

A geração das UHEs Chavantes e Jurumirim deverá ser maximizada nos períodos de carga

média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera

deverá ser dimensionada de modo a garantir o atendimento dos requisitos de uso múltiplo ao

longo do ano, bem como a regularização necessária da vazão a UHE Itaipu.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A geração da UHE Jaguari deverá ser maximizada. A geração

da UHE Funil deverá ser dimensionada visando o atendimento da vazão objetivo em Santa

Cecília, cabendo as UHEs Paraibuna e Santa Branca o atendimento das necessidades

hidráulicas da UHE Funil.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos

períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.


Bacia do Rio Tocantins: A exploração das disponibilidades energéticas da UHE Tucuruí

deverá ser dimensionada visando o deplecionamento controlado de seu reservatório ao

longo do ano. Desta forma, sua geração será explorada prioritariamente nos períodos de

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

vigentes.

A programação de geração das UHEs Serra da Mesa, Peixe Angical e Lajeado não deverá

ser alterada em tempo real devido à necessidade de estabilização do nível do rio, tendo em

vista a demarcação das áreas para ocupação nas praias fluviais localizadas a jusante destas

usinas.

Bacia do Rio São Francisco: A defluência da UHE Três Marias deverá ser maximizada. A

geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga será dimensionada para fechamento do

balanço energético da região, após o recebimento dos excedentes energéticos das demais

regiões do SIN, respeitando-se as restrições operativas das usinas e de coordenação

hidráulica da cascata.

Bacias da Região Sul: a geração das usinas deverá ser dimensionada para atendimento das

necessidades energéticas das regiões SE/CO e NE, principalmente nos períodos de carga

média e pesada. As disponibilidades energéticas das usinas da região deverão ser

exploradas prioritariamente nas usinas que apresentarem maior nível de armazenamento

em seus reservatórios. 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. UHE São Simão;

2. UHEs Capivara;

3. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as

restrições operativas das usinas;

4. Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as


5. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da

cascata e as restrições operativas das usinas;

6. UHE Água Vermelha;

7. UHE Marimbondo;

8. UHE Itumbiara;

9. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar

vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos

reservatórios das usinas a fio d’água de jusante);

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

Francisco e os limites elétricos vigentes;


11. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e

as restrições operativas das usinas;

12. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições elétricas do SIN e operativas da usina;

13. UHE Emborcação.

14. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina;

15. Usinas da região Sul;

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

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

seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da região que apresentarem vertimento ou iminência de vertimento;

2. UHE Salto Santiago, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as


3. Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e

as restrições operativas das usinas;

4. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das

usinas;

5. UHE Passo Fundo;

6. UHE GPS;

7. UHE Barra Grande;

8. Explorar disponibilidade da Região SE.

9. UHE Machadinho, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as


10. UHE Itá;

11. UHE Gov. Ney Braga;

12. UHE G. B. Munhoz;

13. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina.

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de

Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da

potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de

Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.


Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de

recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação

alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração

na seguinte ordem de prioridade:

1. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da

usina e os limites elétricos vigentes;

2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por

conveniência operativa;

3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por

conveniência operativa;

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

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

elétricos vigentes;

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

elétricos vigentes;

7. Procurar explorar os recursos energéticos da região SE/CO.

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação

em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG,

respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de

prioridade:

1. UHE´s L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da

usina e folga de regulação;

2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições

operativas da usina e folga de regulação;

3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as

restrições operativas da usina e folga de regulação;

4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina;

5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições

operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições

operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales,

respeitando-se as restrições operativas destas usinas.


4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do

tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da

UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir:

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV

FLUXO PES MED L/Min.

Geração Itaipu 60Hz 5.700 5.700 5.600

RSE 9.000 9.000 9.200

FSM 4.500 4.500 3.200

FNS 3.900 3.600 2.900

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. FIPU – É o somatório do fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/ Foz do Iguaçu, chegando em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração de Itaipu 60 Hz. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul. FSUL – Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.


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

LT 765 kV Itaberá / Tijuco Preto C1 de 07h10min às 16h30min do dia 12/06/11

A intervenção está programada para realização de manutenção em seccionadoras na SE

Tijuco Preto e implementação de lógica de transferência de disparo. Para garantir a

segurança do sistema recomenda-se manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

RSE 3650 MW

FSE 3600 MW

FIPU 3000 MW

LT 765 kV Foz Iguaçu 60Hz / Ivaiporã C1 de 06h45min às 16h45min do dia 12/06/11

A intervenção está programada para sanar vazamento de óleo do TC do reator e sanar

ponto quente em secionadoras. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se

manter os fluxos abaixo dos valores indicados:

RSE 3650 MW

FSE 3600 MW

FIPU 3000 MW

LT 500 kV Teresina II – P. Dutra de 07h55min às 13h05min do dia 12/06/2011

O desligamento será realizado para permitir serviços de manutenção corretiva em ponto

quente. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo do valor

indicado:

RNE 1800 MW

LT 500 kV Ribeiro Gonçalves - S. J. Piauí C2 de 00h00min às 17h00min nos dias

11/06/2011, 13/06/2011 e 17/06/2011

O desligamento será realizado para permitir serviços de manutenção preventiva em chaves

seccionadoras. Para garantir a segurança do sistema recomenda-se manter o fluxo abaixo

do valor indicado:

RNE 2300 MW


ATR 500/230 kV Recife II 05T2 e DJ 500 kV 15D2 e 15T2 das 07:00 às 16:30 do dia

12/06

A intervenção está programada para a Chesf efetuar inspecionar nível de óleo, substituir

perfis metálicos e pintar cabeçotes das buchas do autotransformador 05T2.

Visando evitar contingências múltiplas no sistema em caso de perda de barramento de 230

kV da SE Recife II, com consequências severas para área Leste da Região Nordeste, será

necessária geração térmica de 400 MW na UTE Termopernambuco.

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

LT 230 kV Vila do Conde - Guama C-1 PA das 08:00 às 16:00 do dia 12/06/2011

A intervenção está programada para a Eletronorte modernizar a teleproteção da LT VILA

DO CONDE/GUAMA -LT6.01 na SE/GUAMÁ. Em caso de contingência no circuito

remanescente 230 kV Vila do Conde/Guama haverá atuação do esquema de corte de carga

para perda dos circuitos duplos, cortando todas as cargas da SE Guamá e parte das cargas da

SE Utinga (até 61% das cargas da SE Utinga). Em nota do dia 03/06/2011 a Celpa informou

que está ciente e de acordo com a intervenção.

Testes ECS área RJ/ES 00h00min às 07h00min do dia 14/06.

A intervenção será realizada para os testes de implantação do ECS da área RJ/ES.

Durante a intervenção há risco de corte de carga, embora os bornes de trip das cargas

selecionadas para corte automático pelo ECC-Rio estejam abertos para evitar o corte

efetivo. Poderá ser necessário o despacho de geração térmica durante esta intervenção.


TR-56 500/138kV SE Grajaú – desde 01/05/10 com previsão de retorno em julho de

2011.

Durante esta indisponibilidade está sendo monitorada uma inequação para o controle de

carregamento dos transformadores remanescentes em caso de contingência de mais um

transformador, que poderá resultar na necessidade de despacho de geração térmica

complementar.

TR-3 440/88 kV e Barra 1 de 440 kV da SE Oeste das 06h30min às 16h30min do dia

12/06

Barra 1 de 440 kV da SE Oeste das 00h00min às 06h30min do dia 16/06

As intervenções estão programadas para manutenção no transformador e em chaves

seccionadoras. Nos períodos, o setor de 440 kV da SE Oeste irá operar em barra única e a

perda desta acarretará interrupção das cargas atendidas por aquela subestação. Além

disso, na perda de um dos outros dois transformadores, o remanescente poderá ser

submetido à sobrecarga, ocasionando a atuação do esquema de alívio de carga da

transformação da SE Oeste, que efetua corte de cargas da CPFL.

Barra 5 de 88 kV da SE Baixada Santista das 00h00min às 06h00min do dia 17/06.

A intervenção está programada para a energização dos novos TR-AT-01 e TR-SA-01, após

a sua substituição. No período, o setor de 88 kV da SE Baixada Santista irá operar em

barra única e a perda desta acarretará ilhamento da rede de 88 kV entre as SE Baixada

Santista e a UHE Henry Borden 88 kV, interrompendo o suprimento das cargas atendidas

pelo setor de 88 kV da SE Baixada Santista (Capuava), pelo tronco de transmissão 88 kV

Baixada Santista - Henry Borden (Petrobrás, Ultrafértil, AGA) e das cargas atendidas pela

UHE Henry Borden 88 kV (Jabaquara, Pedro Taques, Imigrantes, Varginha e Rio Bonito),

num montante de cerca de 600 MW.

LT 345 kV Guarulhos – Norte C.2 das 00h30min às 16h30min do dia 12/06

Disjuntor P1 de 345 kV da SE Norte das 00h30min às 07h00min dos dias 16 e 17/06

A intervenção está programada para a substituição dos TC´s das Fases Azul, Branca e

Vermelha do C.2 da LT 345 kV Norte – Guarulhos, da bobina de bloqueio das fases branca e

azul, realização de medições nos circuitos dos TC’s e manutenção corretiva em chaves

seccionadoras.

Durante o impedimento do C.2 da LT 345 kV Norte – Guarulhos o desligamento do C.1 da

referida linha de transmissão acarretará a interrupção do suprimento às cargas das SE’s

Norte e Miguel Reale, num montante de cerca de 590 MW.


Durante o impedimento do disjuntor P1 da SE Norte 345 kV implicará na operação

daquela SE em uma configuração de barra única, fazendo com que contingências simples

na seção de barra remanescente ou contingência em algum equipamento seguida de falha

de disjuntor também interrompam o suprimento às cargas das SE’s Norte e Miguel Reale,

num montante também de cerca de 590 MW.


4.5 Previsão de Carga

4.5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante

o mês de junho, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras

semanas e a revisão das previsões da 3ª a 5ª, bem como os novos valores previstos

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

de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão em curso são

comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por

subsistema, na Tabela 4.5-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 34.662 MW médios no

subsistema SE/CO e 9.723 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam variação nula para o

subsistema SE/CO e acréscimo de 0,2% para o subsistema Sul. Com a revisão das

projeções da 3ª a 5ª semana de junho (revisão 2), estima-se para o fechamento do

mês uma carga de 34.475 MW médios para o SE/CO e de 9.646 MW médios para o

Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em maio indicam decréscimo de

1,6% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 1,0% para o subsistema Sul.

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

8.236 MW médios e no Norte 4.114 MW médios. Estas previsões quando comparadas

aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 1,3% para o

subsistema Nordeste e 1,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções

da 3ª a 5ª semana de junho (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do

mês uma carga de 8.167 MW médios para o Nordeste e

4.097 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em

maio sinalizam variação nula para o subsistema Nordeste e decréscimo de 1,5% para

o subsistema Norte.

Tabela 4.5-1 Carga de Energia por Região – MWmed


Figura 4.5-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região – MW med


4.5.2 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 04 a 10/06/2011 e as previsões para a

semana de 11 a 17/06/2011.

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

ocorrer na quinta-feira, dia 16/06, com valor em torno de 41.800 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 11.800 MW,

devendo ocorrer na quinta-feira, dia 16/06. Para o Sistema Interligado

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

ordem de 53.100 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min de

quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 4.5-2 a seguir.

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

11/06, com valor em torno de 9.800 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 4.550 MW, devendo ocorrer na segunda-feira,

dia 13/06. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

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

valores da ordem de 14.200 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela

4.5-2 a seguir.

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

Tabela 4.5-2 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 do

mês de Junho.

Anexo IV Limites de Transmissão


ANEXO I – Controle de Tensão

As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema

Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.

• IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

• IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste

• IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

• IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste

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

• IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Rio de Janeiro e Espírito Santo

• IO-ON.SE.5MT - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Mato Grosso

• IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo

• IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo

• IO-ON.SE.5PB - Operação Normal da Área de 500 kV da Região do Paranaíba

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

• IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais

• IO-ON.CO.5GB - Operação Normal do Sistema de Suprimento à Área Goiás/Brasília

• IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste

• IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre - Rondônia


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões

Elétricas e Energéticas

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica

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

Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL

(Capacidade Instalada) P M L (Média) P M L

NUCLEAR Angra 1 (1 x 657 MW) --- --- --- 520 635 635 635

Angra 2 (1 x 1350 MW) --- --- --- 1080 1350 1350 1350

CA

RV

ÃO

J. Lacerda A1 (2 x 50 MW) --- (3) --- 25 25 25 25

J. Lacerda A2 (2 x 66 MW) (1) (3) (3) --- 66 66 66 66

J. Lacerda B (2 x 131 MW) (1) --- --- --- 0 --- --- ---

J. Lacerda C (1 x 363 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

Charqueadas (4 x 18 MW) (2) --- --- --- 9 9 9 9

P. Médici A (2 x 63 MW) (1) --- --- --- 45 45 45 45

P. Médici B (2 x 160 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---

S. Jerônimo (2 x 5 MW + 1 x 10 MW) (2) --- --- --- 5 5 5 5

Figueira (2 x 10 MW) --- --- --- 13 13 13 13

Candiota III (1 x 350 MW) (1) (3) (3) --- 210 210 210 210

GÁ

S

F. Gasparian (3 x 96 MW + 1 x 97 MW)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

B. L. Sobrinho_Leilão (8 x 48,24 MW) (5) (3) (3) --- 0 302,8 302,8 0

B. L. Sobrinho_TC (8 x 48,24 MW) (5) (3) (3) --- 0 45,8 45,8 0

B. L. Sobrinho_Teste (8 x 48,24 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

M. Lago Leilão (20 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

M. Lago TC (20 x 46,13 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Juiz de Fora (1 x 43,6 MW + 1 x 43,4 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

Uruguaiana (2 x 187,65 + 1 x 264,6 MW) (2) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

A. Chaves (1 x 150 MW + 1 x 76 MW) (2) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Termoceará_Leilão (4 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Termoceará_TC (4 x 55 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

R. Almeida (3 x 27,3 MW + 1 x 56MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Araucária (3 x 161,5 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- ---

C. Furtado (1 x 186 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

Fortaleza (2 x 111,9 + 1 x 122,9 MW) (5) (6) --- --- --- 159 159 159 159

L. C. Prestes_TC (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- ---- --- 0 --- --- ---

L. C. Prestes_Teste (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

L. C. Prestes_Leilão (3 x 64 + 1 x 66 MW) (5) --- --- --- 0 --- --- ---

M. Covas (2 x 167,4 + 1 x 194,4 MW) (4) --- --- --- 0 --- --- ---

N. Fluminense 1 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 300 300 300 300

N. Fluminense 2 (3 x 188 MW + 1 x 304 MW) --- --- --- 0 --- --- ---



Termopernambuco (2 x 162,5 + 1 x 207,8 MW) --- --- (3) 493,5 493,5 493,5 493,5

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

Brizola – Leilão (8 x 110,6 MW + 1 x 173,8 MW) --- --- --- 71,7 71,7 71,7 71,7

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

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

Euzébio Rocha_L (1 x 249,90MW) --- --- --- 59,3 59,3 59,3 59,3

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

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

Linhares (1 x 204 MW) (7) --- --- --- 0 --- --- ---


Usina Térmica RAZÃO ELÉTRICA

INFLEXIBILIDADE (Média)

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

Ó

LE

O

S. Cruz 3 e 4 (2 x 220 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- R. Silveira (2 x 15 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Piratininga 1 e 2 (2 x 100 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Igarapé (1 x 131MW) --- --- --- 0 --- --- --- Nutepa (3 x 8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Alegrete (2 x 33 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Carioba (2 x 18 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Petrolina (1 x 136 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari Muricy I (8 x 19,0 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termonorte I (4 x 17 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termonorte II (3 x 98,3 MW + 1 x 131,8 MW) (2) (3) (3) (3) 0 300 250 180 Termocabo (1 x 49,7 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Tocantinópolis (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Viana (1 x 174,6 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Nova Olinda (1 x 165,9 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari Polo de Apoio I (2 x 75,0 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Global I (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW)

--- --- --- 0 --- --- --- Global II (3 x 39,7 MW + 1 x 29,8 MW)

--- --- --- 0 --- --- --- Maracanaú I (8 x 21 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termonordeste (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termoparaíba (1 x 170,85 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Bahia I (1 x 31,6 MW) (2)(5) --- --- --- 0 --- --- --- Campina Grande (1 x 169,08 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

DIE

SE

L

S. Cruz Diesel (2 x 166 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- S. Tiaraju (1x 160 MW) (4) (5) --- --- --- 0 --- --- --- Brasília (2 x 5 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- --- W. Arjona (2 x 50,5 MW + 3 x 35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 --- --- --- Altos (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Aracati (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Baturité (1 x 11,5 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Camaçari (5 x 69 MW) (4) --- --- --- 0 --- --- --- Campo Maior (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Caucaia (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Crato (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Pecém (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Iguatu (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Juazeiro do Norte (1 x 14,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Marambaia (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Nazária (1 x 13,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Daia (1 x 44,4 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Xavantes (1 x 53,7 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Goiânia II (2 x 72,6 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Potiguar (1 x 53,1 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Potiguar III (1 x 66,4 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Termomanaus (1 x 156,16 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Pau Ferro I (1 x 102,6 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

BIOMASSA Cocal (1 x 28,2 MW) --- --- --- 0 --- --- --- PIE-RP (1 x 27,8 MW) --- --- --- 0 --- --- --- Madeira (1 x 3,3 MW) --- --- --- 0 --- --- ---

RESÍDUOS Sol (2 x 98,26 MW) --- --- --- 113,2 116 108 120 Atlântico (2 x 90MW + 1 x 310MW) --- --- --- 235,2 235,2 235,2 235,2

VAPOR Piratininga 3 e 4 (2 x 93 MW) (2) --- --- --- 0 --- --- ---


Jorge Lacerda: O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas sincronizadas são os

necessários para evitar violações de tensões nos barramentos de 69 kV da área Sul e extremo Sul de Santa Catarina, quando da perda / indisponibilidade da LT 230 kV

Lageado Grande – Siderópolis (até a entrada da SE Forquilhinha 230/69 kV) ou da LT 230kV Lageado Grande – Forquilhinha, após a entrada da SE Forquilhinha 230/69 kV e ainda, para o atendimento aos requisitos elétricos da indisponibilidade da maior unidade geradora.

Antes da entrada em operação da SE Forquilhinha

230/69 kV prevista para 13/06/2011

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW) Pesada Média Leve

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

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

J. Lacerda B (unids. 5 e 6) - - -

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

Total 66 91 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no

processo de Programação Diária, em função da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades

geradoras sincronizadas com o menor custo operacional.

Após a entrada em operação da SE Forquilhinha 230/69

kV prevista para 13/06/2011


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

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

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


Total 66 80 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados no

processo de Programação Diária, em função da carga prevista. 2. Correspondem ainda, à configuração mínima de unidades

geradoras sincronizadas com o menor custo operacional.


Contudo, considerando a configuração de máquinas declarada

como inflexibilidade pelo agente e a existência de restrições para unidades térmicas efetuarem alterações na configuração de

máquinas ao longo do dia, o despacho programado está indicado na

tabela a seguir:


J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) 1 x 25 1 x 25 1 x 25

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



Total 91 91 91

Adicionalmente, em caso de aumento de temperatura e/ou

indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser

necessário despacho adicional nas unidades do Complexo Termelétrico de Jorge Lacerda, visando o atendimento aos critérios

de desempenho elétrico, conforme indicado na tabela a seguir:


J. Lacerda A1 (unids. 1 e 2) 1 x 46 1 x 46 1 x 46 J. Lacerda A2 (unids. 3 e 4) 2 x 55 2 x 55 2 x 55



Total 156 156 156

Estes valores poderão ser ajustados, em base diária, em função das

necessidades do sistema.

P. Médici (A e B) e Candiota 3 (C):

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota 3 foi

dimensionado para evitar corte de carga quando da ocorrência de

contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, notadamente da perda da LT 230 kV Porto Alegre 9 –

Eldorado – Guaíba 2 (tensão em Camaquã e Guaíba 2), nos

patamares de carga pesada e média.



P. Médici A (unids. 1 e 2) 2 x 25 2 x 25 - P. Médici B (unids. 3 e 4) - - - Candiota 3 (unidade 5) - - -

Total 50 50 - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da

carga prevista no processo de Programação Diária e para controle do fluxo para o RS.

2. O valor da geração térmica mínima na UTE P. Médici não é alterado mesmo havendo exportação de energia para o Uruguai/Argentina via C.F. de Rivera e/ou C.F. Uruguaiana.

Considerando as indisponibilidades previstas na UTE P. Médici, o despacho programado para a UTE P. Médici e Candiota 3 corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

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

Candiota 3 (unidade 5) 1 x 175 1 x 175 - Total 175 175 -

Obs.: 1. A unidade geradora nº 03 da UTE P. Médici está indisponível a operação no período de 22/03/2011 até 26/09/2011, a unidade geradora nº 02 de 09/05/2011 até 10/06/2011 e a unidade geradora nº 04 de 02/08/2011 até 05/06/2011.

Contudo, considerando a inflexibilidade declarada pelo agente, as

máquinas disponíveis e a impossibilidade desta usina térmica efetuar alterações de configuração de máquinas ao longo do dia e modulação de carga, o despacho programado para a UTE P. Médici

e UTE Candiota 3 corresponderá ao apresentado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 45 1 x 45 1 x 45 P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -

Candiota 3 (unidade 5) 1 x 210 1 x 210 1 x 210 Total 255 255 255

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional

nas unidades de P. Médici e Candiota 3, visando o atendimento aos critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a seguir:



Pesada Média Leve P. Médici A (unids. 1 e 2) 1 x 45 1 x 45 1 x 45 P. Médici B (unids. 3 e 4) - - -

Cadiota 3 (unidade 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350 Total 395 395 395

Obs.: 1. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici limitados, por restrições operacionais: UG 1 = 45 MW, UG 2 = indisponível UG 3 = indisponível e UG 4 = 100 MW.

Uruguaiana:

O despacho mínimo por restrições elétricas definido para a UTE

Uruguaiana visa evitar corte de carga na perda da LT 230 kV Dona

Francisca – Santa Maria 3.


Pesada Média Leve

Uruguaiana 150 (1G) 150 (1G) - Obs.: 1. Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados em função da

carga prevista no processo de Programação Diária - (G = unidade a gás / V = unidade à vapor).

2. Considerando o intercâmbio de 70 MW do Brasil para o Uruguai, via Conversora de Freqüência de Rivera e/ou 50 MW do Brasil para a Argentina, via conversora de Uruguaiana a geração da UTE Uruguaiana corresponde a 224 MW (1G+1V) no patamar de carga pesada. No patamar de carga média, o despacho mínimo na UTE Uruguaiana não é alterado.

Destaque-se que devido à indisponibilidade de gás na UTE

Uruguaiana, não será possível a sincronização de máquinas nesta

usina, não sendo possível o atendimento aos requisitos mínimos de

geração térmica desta UTE.

As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas.

Termonorte II:

Valores necessários para atendimento à carga do sistema Acre-

Rondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel

e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.


Pesada Média Leve Termonorte II 300 250 180

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


Barbosa Lima Sobrinho: Durante a indisponibilidade do TR54 500/138 kV da SE Grajaú, deverá ser programado, nos patamares de carga Pesada e Média, o

despacho de geração térmica na UTE Barbosa Lima Sobrinho em sua

disponibilidade máxima de modo a prover segurança adicional ao suprimento da área RJ/ES.

.

Termopernambuco: Durante a intervenção nos ATR 500/230 kV Recife II 05T2 e DJ 500

kV 15D2 e 15T2, prevista para o período das 07h às 16:30hs do dia

12/06, será necessária a geração de 400MW na UTE Termopernambuco, visando evitar contingências múltiplas no sistema

em caso de perda de barramento de 230 kV da SE Recife II, com

conseqüências severas para a área lesta da região Nordeste.

As demais usinas térmicas do SIN não precisam ser despachadas por restrições elétricas.


ANEXO II – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de

Junho/11, semana operativa de 11/06 a 17/06/2011.

Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

NUCLEAR

Angra 2 18,77

Angra 1 21,49

CARVÃO

Candiota III 51,84 P. Médici A e B 115,9 J. Lacerda C 123,8 J. Lacerda B 150,1 J. Lacerda A2 151,24 Charqueadas 164,18 J. Lacerda A1 199,79 S. Jerônimo 248,31 Figueira 315,22

GÁS

M. Covas 6,27 Norte Fluminense 1 37,80 Norte Fluminense 2 58,89 Termopernambuco 70,16 Fortaleza 82,34 Norte Fluminense 3 102,84 L. C. Prestes – Leilão 106,42 G. L. Brizola – Leilão 128,42 L. C. Prestes – Teste 140,34 Linhares 140,44 Uruguaiana 141,18 G. L. Brizola – Teste 147,56 Norte Fluminense 4 149,33 B. L. Sobrinho – Teste 149,67 Juiz de Fora 150,00 B. L. Sobrinho – Leilão 164,37 F. Gasparian 182,56 Termoceará – Leilão 185,73 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 William Arjona 197,85 Euzébio Rocha – L 200,07 C. Furtado 204,43 G. L. Brizola – TC 214,48 Jesus Soares Pereira 215,00 Araucária 215,00 Euzébio Rocha – TC 222,22 B. L. Sobrinho – TC 250,87 M. Lago –TC 253,83 M. Lago –L 291,46 L.C. Prestes – TC 292,49 Sepé Tiaraju 385,22 Camaçari 401,67 Termoceará – TC 492,29


USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

ÓLEO

S. Cruz 310,41 Maracanaú I 418,65 Termocabo 426,95 Termonordeste 429,72 Termoparaíba 429,72 Global I 429,89 Global II 429,89 Nova Olinda 432,17 Tocantinópolis 432,17 Viana 432,18 Campina Gande 432,19 Bahia I 456,06 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 487,56 Camaçari Muricy I 511,06 Camaçari Polo de Apoio I 511,06 R. Silveira 523,35 Petrolina 560,70 Alegrete 564,57 Termonorte I 610,33 Igarapé 645,30 Nutepa 780,00 Carioba 937,00

DIESEL

Altos 533,89 Aracati 533,89 Baturité 533,89 Campo Maior 533,89 Caucaia 533,89 Crato 533,89 Iguatu 533,89 Juazeiro do Norte 533,89 Marambaia 533,89 Nazária 533,89 Pecém 533,89 S. Tiaraju 541,93 Daia 581,32 Potiguar III 612,44 Potiguar 612,46 Goiânia II 632,80 M. Covas 634,03 Pau Ferro I 679,01 Termomanaus 679,01 S. Cruz Diesel 730,54 William Arjona 808,02 Camaçari 834,35 Xavantes 842,88 Brasília 1047,38


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

Compromisso - Semana operativa de 11/06 a 17/06/2011.

Tabela 0-5: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh)

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL ACIMA TC

(R$/MWh)

Termopernambuco 70,16 Fortaleza 82,34 Norte Fluminense 131,68 Juiz de Fora 150,00 R. Almeida 188,15 A. Chaves 188,89 C. Furtado 204,43 Araucária 219,00 Euzébio Rocha 222,22 G. L. Brizola 242,38 B. L. Sobrinho 271,18 M. Lago 278,32 Jesus Soares Pereira 287,83 L. C. Prestes 292,49

F. Gasparian 346,87 Sepé Tiaraju - Gás 385,22 Piratininga 1 e 2 470,34 Piratininga 3 e 4 470,34 Termoceará 492,29

USINA TÉRMICA

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

VAPOR

Piratininga 3 e 4 182,56

RESIDUOS INDUSTRIAIS

Atlântico 115,00

BIOMASSA

Cocal 144,38 PIE-RP 156,94 Madeira 185,72

INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (*)

CIEN I – 240,81 MW (Argentina 1A) 44,45 CIEN I – 14,9 MW (Argentina 1B) 206,11 CIEN II – 131,82 MW (Argentina 2A , 2B e 2C) 53,07 CIEN II – 13,18 MW (Argentina 2D) 205,99


ANEXO 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) 12

Figura 4-1: Interligações entre regiões 23

Tabelas

Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio 6

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/06 12

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06 12

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

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 13

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 15

Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/06 a 17/06 16

Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kV 22

Tabela 0-3: Despachos de Geração Térmica 33

Tabela 0-4: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 40

Tabela 0-5: Custo variável das usinas térmicas acima do TC (R$/MWh) 42

programa mensal de operaÇÃo eletroenergÉtica para …8a1c9837-683e-4e02... · 2019-06-03 ·...

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