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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE NOVEMBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

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ONS NT-163-207-2014

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE NOVEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

15/11/2014 A 21/11/2014

ONS NT-163-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 3 / 38

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 9

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 10

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 11

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 12

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 13

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 13

3.6.2 Região Sul 13

3.6.3 Região Nordeste 14

3.6.4 Região Norte 14

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 14

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 20

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

intercâmbio entre subsistemas 22

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga 22

5 Previsão de Carga 26

5.1 Carga de Energia 26

5.2 Carga de Demanda 28

Lista de figuras e tabelas 38


1 Introdução

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

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

de 15/11/2014 a 21/11/2014, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto

prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do

Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios

consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É

importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-

operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as

restrições relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de

Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

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

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

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

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

Chaves, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), Norte Fluminense

4, B. L. Sobrinho L13, G. L. Brizola L13, L. C. Prestes L13, E. Rocha L13, M. Lago, F.

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

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

legislação vigente), Viana, Igarapé, Termonorte 2, Palmeiras de Goiás, Daia, Goiania

2, Carioba (indisponível, conforme legislação vigente) e UTE Brasília (indisponível,

conforme legislação vigente). 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, S. Tiaraju, Uruguaiana

(indisponível, conforme declaração do agente) 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 Termopernambuco, P. Pecém I e

II, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida, C. Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3,

Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II,

Global I, Global II, Altos, Aracati, Baturite, Caucaia, Crato, Campo Maior, Iguatu,

Juazeiro do Norte, Marambaia, Nazária, Pecem, Camaçari G (indisponível, conforme

legislação vigente), Bahia 1, Arembepe, Camaçari MI, Camaçari, Potiguar 3, Potiguar

e somente nos patamares de carga pesada e média das UTEs Pau Ferro e

Termomanaus. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito

de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui,

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


II, Mauá B5B, Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4,

Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6, Mauá B7, São José 1, São José 2, Mauá B1 e

Aparecida B1TG6.

Além disso, está previsto para a semana de 15/11/2014 a 21/11/2014, o despacho

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

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

metodologia vigente de despacho GNL.

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

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

semana operativa de 17/01/2015 a 23/01/2015, benefício marginal de R$

1012,25/MWh, R$ 1012,24/MWh e R$ 1011,01/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 17/01/2015 a 23/01/2015.

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 Novembro/14.

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

partir do PMO de Dezembro de 2012:

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

limites entre submercados no calculo do PLD;


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

utilização do modelo DECOMP;

Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no

tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP.

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

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

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

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

programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado

anteriormente através do Sistema GIT-MAE.

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

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

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

3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

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

operação proporcionou um aumento da confiabilidade no atendimento às

cargas do Tramo Oeste.

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

interesse:

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

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

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


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

mesmo para valores elevados de Recebimento Sudeste.

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

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

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

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

Sistema de Suprimento à cidade de Manaus

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

Subsistemas, a saber:

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

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

kV Jorge Teixeira – Mauá 3 através da Transformação da SE Mauá III

230/138 kV – 3x150 MVA e 138 / 69 kV – 3x150 MVA, e:

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

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

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

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

Manaus:


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

UG34 75 MW da UHE Jirau

UG37 75 MW da UHE Jirau

UG58 183 MW UTE Maranhão III

UG01 123 MW UHE Santo Antônio do Jari

LT 230 kV Mossoró II - Quixerê

LT 230 kV Quixerê - Russas II

LT 525 kV Marmeleiro 2 - Povo Novo

LT 525 kV Marmeleiro 2 - Santa Vitória do Palmar 2

SE 525 kV Marmeleiro 2

SE 525/138 kV Santa Vitória do Palmar 2

SE 525/230 kV Povo Novo

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

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

Compensador Síncrono 1 da SE Tijuco Preto (até 29/11/2014)

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

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Novembro/14, para a semana de 15/11/2014

a 21/11/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 21/11

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

(%VU)

Valor Esperado 15,4 77,2 12,9 30,5 22,2

Limite Inferior 14,9 74,7 12,6 30,0 22,0

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/11

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

(%VU)

Valor Esperado 14,5 73,3 12,6 28,8 19,6

Limite Inferior 13,2 67,4 11,6 27,6 19,1


3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos

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

preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas

cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco.

Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de

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

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

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

definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo.

Assim sendo, apresentam-se também os armazenamentos esperados para as regiões

SE/CO e NE, obtidos com a aplicação dos ajustes nas políticas de operação, os quais

caracterizaremos como níveis de armazenamento operativos.

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

em informações adicionais àquelas já existentes no processo formal de elaboração

dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões.

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

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

SE/CO 14,9

NE 12,6

Subsistema 30-nov


3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Novembro/14 indicam as seguintes metas semanais de

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

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

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

ITAIP

50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE284 25

3516

4111

309554

5497

1386

R$ 1125,91/MWh R$ 1125,91/MWh

R$ 1125,91/MWh

R$ 1125,91/MWh

1365

N

S

SEMANA 3

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: NOV14_RV2_N-2_V

Caso 2

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 1133,35 1133,35 1133,35 1133,35

Média 1133,35 1133,35 1133,35 1133,35

Leve 1116,24 1116,24 1116,24 1116,24

Média Semanal 1125,91 1125,91 1125,91 1125,91


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 atuação de áreas de instabilidade associada a passagem de uma frente

fria ocasiona chuva fraca à moderada no trecho incremental a UHE Itaipu e nas

bacias dos rios Paranapanema, Paranaíba, Tietê e Grande, e chuva fraca isolada na

bacia do rio Paraíba do Sul. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a

próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 67% da MLT, sendo

armazenável 65% da MLT.

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

se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de uma

frente fria no fim da semana ocasiona chuva fraca à moderada nas bacias dos rios

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

valor de 92% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 85% 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

previsão é de chuva fraca à moderada na bacia do rio São Francisco deviso a

atuação de uma frente fria. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de

39% MLT, sendo totalmente armazenável.

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

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

de pancadas de chuva na bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo,

a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 75% MLT, sendo

totalmente armazenável.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 18.197 8.606 2.201 2.244

% MLT 67 92 39 75

% MLT Armazenável 65 85 39 75

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 14.259 5.447 1.598 1.885

% MLT 52 58 29 63



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 Novembro é de

uma média de 66% da MLT, sendo armazenável 64% da MLT, o que representa um

cenário hidrológico semelhante 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 57% da MLT, sendo armazenável 55% 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 31 33 26 28

Bacia do Rio Paranaíba 67 63 50 52

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 61 61 49 54

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 80 80 67 73

Paraíba do Sul 51 48 35 38

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Novembro é de 98% da

MLT, sendo armazenável 88% 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 79% da MLT, sendo armazenável 71% 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 90 92 68 80

Bacia do Rio Jacuí 130 129 68 100

Bacia do Rio Uruguai 85 99 42 75

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Novembro é de 43%, sendo

totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao

observado no mês anterior.

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

totalmente armazenável.

3.6.4 Região Norte

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

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

representa um cenário hidrológico ligeiramente inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 65% da MLT, sendo totalmente

armazenável.

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da

previsão de ENA mensal por cada subsistema.

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

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 17.874 9.179 2.378 2.179

% MLT 66 98 43 73


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 15.489 7.453 1.901 1.947

% MLT 57 79 34 65



Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 15 a 21/11

rio Pb. Sul

P.Real

rio Jacuí

rio Paraná

Itá

rio Uruguai

rio Cuiabá

rio Paraguai

OC

EA

NO

AT

LÂ

NT

IC

O

rio Doce

S.Osório F.Areia

rio Iguaçu

Funil I.Pombos

Mascarenhas

Capivara

Itaipu

Jupiá

Jurumirim

rio Paranapanema

Promissão B.Bonita

rio Tietê

rio S. Francisco

Três Marias Sobradinho

rio Tocantins

rio S

ão L

oure

nço

rio G

rande

rio M

anso

S.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio P

ara

naíb

a

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


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 1.604, de 30 de outubro de 2014, prorroga até o dia 30 de

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

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

1.100 m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013.

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

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

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

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

energético da região NE.

Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis,

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

dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 120 m³/s.

Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua

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

assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante.

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

respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas

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

Na região Sul, tendo em vista as elevadas afluências nas bacias dos rios Iguaçu, Jacuí

e Uruguai, a geração das usinas destas bacias deverá ser explorada ao máximo, em

todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Esta operação

visa minimizar e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de

armazenamento de seus reservatórios, bem como reduzir a utilização dos estoques

armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN,. Nos períodos de carga

leve, após as operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de

jusante e/ou minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, N e

SE/CO, caso ainda existam excedentes energéticos nas usinas da região Sul, a

geração das usinas térmicas do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar

a alocação destes excedentes energéticos na curva de carga.

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

explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, sendo que nos

períodos de carga leve sua geração deverá ser minimizada. Esta operação será

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

vigentes na interligação Sul-SE/CO.


4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

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

fechamento do balanço energético após a exploração dos recursos energéticos das

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

dimensionada para fechamento do balanço energético.

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

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

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

em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades

energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

todos os períodos. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada

prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

dimensionada visando a manutenção de suas defluências em seus mínimos operativos

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

Irmãos será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá

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

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente

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

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

vigentes na interligação Sul-SE/CO.

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

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

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

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

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

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

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

hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.

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

períodos de carga. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões

SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra

da Mesa será maximizada em todos os períodos de carga, visando a disponibilização

de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical,

Lajeado, Estreito e Tucuruí.


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

indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 120 m³/s), respeitando-se

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

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

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

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

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

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

média e pesada.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

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

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

deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. Usinas térmicas;

3. Usinas da região Sul;

4. UHE Tucuruí;

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

usina;

6. UHEs Batalha e Serra do Facão;

7. UHE Emborcação;

8. UHE Itumbiara;

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 Chavantes;

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

12. UHE Água Vermelha;

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

vigentes;

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

situadas a jusante na cascata;

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

situadas a jusante na cascata;

16. UHE Marimbondo;

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

coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

18. 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;


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

rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

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

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

na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHE Salto Santiago;

3. Usinas da bacia do rio Jacuí;

4. UHE Passo Fundo;

5. UHE Ney Braga;

6. UHEs Itá e Foz do Chapecó

7. UHE Barra Grande;

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

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

usinas de jusante;

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

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

12. UHE G.B.Munhoz;

13. UHE GPS;

14. Explorar disponibilidade da Região SE.

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

Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos,

variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no

Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

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

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

regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e

elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:

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

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

elétricos vigentes;

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


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

usina e os limites elétricos vigentes;

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


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


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

operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas

UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração

na seguinte ordem de prioridade:

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

2. UHE Sobradinho;

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

usina e os limites elétricos vigentes;

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


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

respeitando-se as restrições operativas das usinas;

6. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste.

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN,

bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real,

durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em

consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções

mais relevantes estão indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações

envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm

rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e

Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes,

estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança

de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como

os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem

resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples;

embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN,

somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a

ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de

carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e

Norte/Nordeste.


As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e

Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde:

FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste.

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

RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE.

RSUL – Recebimento pela Região Sul.

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para

SE Ibiúna.

FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE

Bateias.


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

intercâmbio entre subsistemas

LT 500 kV Colinas – Miracema C1 das 08h00min às 17h00min do dia 15/11

(sábado).

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

medição de capacitância das buchas do reator de 136 MVAr/500 kV associado à LT

500kV Colinas – Miracema C1 na SE Miracema.

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla dos circuitos C2 e C3

da LT 500 kV Colinas – Miracema, recomenda-se atender a seguinte restrição

energética:

F (Co – Mr) < 1.700 MW

LT 500 kV Imperatriz – Colinas C2 das 08h00min às 17h00min do dia 16/11

(domingo).

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

provisória envolvendo o reator CORE7-06 de 136 MVAr/500 kV associado à LT 500

kV Imperatriz – Colinas C2, na SE Colinas.

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

Imperatriz – Colinas C1 e da LT 500 kV Colinas – Itacaiúnas, recomenda-se atender

as seguintes restrições energéticas:

RNE < 2.500 MW

[F (Co – Mc) + F (Co – Rg)] < 1.000 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em

perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

LT 345 kV Norte – Guarulhos C1 das 07h30min às 16h30min do dia 15/11

(sábado).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção

corretiva em disjuntores e chaves seccionadoras do Circuito 1 da LT 345 kV Norte –

Guarulhos C1.


Durante esta intervenção, a perda da LT 345 kV Norte – Guarulhos C2 ocasionará a

interrupção das cargas supridas pelas SE Norte e SE Miguel Reale, em um montante

de até 800 MW.

LT 345 kV Mogi das Cruzes – Nordeste das 22h00min do dia 16/11 (domingo)

às 06h00min do dia 17/11 (segunda – feira).

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

da proteção diferencial de barras na SE Mogi das Cruzes.

Durante esta intervenção, contingências que levem à perda da LT 345 kV Guarulhos –

Nordeste ocasionam o desligamento das cargas supridas pela SE Nordeste, em um

montante de até 500 MW.

SE São José dos Campos – Disjuntor 37024-1 de 230 kV das 07h00min às

17h00min do dia 16/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar

vazamento de óleo em TP associado ao Disjuntor 37024-1 de 230 kV da SE São José

dos Campos.

Durante esta intervenção, caso ocorra defeitos em barras de 230 kV, poderá ocorrer

um corte das cargas supridas pela SE São José dos Campos, em um montante de até

300 MW.

LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho C2 das 00h00min às 06h30min do dia

18/11 (terça – feira).

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

ponto quente em chave seccionadora associada ao Circuito 2 da LT 345 kV Leste –

Ramon Reberte Filho, da SE Leste.

Durante esta intervenção, a SE Ramon Reberte Filho ficará suprida apenas pelo

circuito 1 da LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho e contingências que ocasionem

o desligamento deste circuito acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE

Ramon Reberte Filho, em um montante de até 300 MW.

SE Baixada Santista – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do

Setor de 88 kV das 00h00min às 07h00min do dia 18/11 (terça – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar pontos

quentes em equipamentos associados à Barra 6 de 88 kV da SE Baixada Santista.

Durante esta intervenção, contingências que levem ao desligamento de Barra de 88

kV da SE Baixada Santista acarretarão a interrupção das cargas atendidas por aquela


subestação e pelo tronco 88 kV Baixada Santista - Henry Borden, em um montante de

até 500 MW.

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

das 06h30min às 07h00min do dia 19/11 (quarta – feira).


corretiva em chave seccionadora de 345 kV da SE Sul.

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

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

haverá interrupção das cargas supridas pela SE Sul, em um montante de até 500

MW.

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

LT 345 kV Campos – Viana das 00h00min às 05h00min do dia 21/11 (quinta –

feira).

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

disjuntor e chave seccionadora associados à LT 345 kV Campos – Viana, na SE

Viana.

Durante esta intervenção, a perda da LT 345 kV Campos - Vitória resulta na atuação

do ECE de perda dupla cortando carga na Escelsa em um montante de até 400 MW.

LT 500 kV Mesquita – Viana 2 das 07h30min do dia 15/11 (sábado) até às

07h30min do dia 17/11 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para eliminar ponto quente em reator e testes de

religamento automático da LT 500 kV Mesquita – Viana 2.

Durante esta intervenção, a perda dupla da LT 345 kV Viana – Vitória e da LT 345 kV

Campos – Vitória poderá implicar em corte de carga no estado do Espírito Santo, em

um montante de até 400MW.

c) Área Goiás/Brasília

SE Samambaia – Barra A de 345 kV e Transformador AT04 de 345/138 kV –

225 MVA das 06h20min às 17h00min do dia 16/11 (domingo).


corretiva em chave seccionadora e no Transformador AT04 de 345 kV – 225 MVA da

SE Samambaia.


Durante esta intervenção, a perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou

de proteção ou contingência em barramento conduz ao corte de 30% das cargas da

cidade de Brasília (Taguatinga e Ceilândia Sul).

d) Área Norte/Nordeste

SE Vila do Conde – Disjuntor VCDJ7-05 de 500 kV das 09h00min do dia 15/11

(sábado) até às 18h00min do dia 18/11 (terça – feira).


corretiva em equipamentos associados ao Disjuntor VCDJ7 – 05.

Durante esta intervenção a perda de uma das LT 500kV Tucuruí - Vila do Conde C1

ou C3 com falha de disjuntor ou proteção, acarretará o desligamento da LT 500kV

Tucuruí - Vila do Conde C2. É esperada variação de tensão nas SE Vila do Conde,

Guamá, Utinga e Santa Maria de até 15%, com risco de rejeição natural de carga

nestes regionais (Risco para até 35% de Belém).

SE Teresina – Disjuntor 14T3 de 230 kV das 08h30min do dia 15/11 (sábado)

até às 16h30min do dia 17/11 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar

vazamento de gás SF6 do Disjuntor 14T3 de 230 kV da SE Teresina.

Durante esta intervenção, a SE Teresina estará operando em barra única no 230kV.

Em caso de contingência com falha de disjuntor ou contingência no barramento,

haverá interrupção total das cargas da capital Teresina.

SE Miracema – Transformador MCTF7-01 de 500/138 kV – 180 MVA das

08h00min às 17h00min do dia 16/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para a instalação de medição de capacitância das

buchas do Transformador MCTF7-01 de 500/138 kV – 180 MVA da SE Miracema.

Durante esta intervenção, a perda do transformador MCTF7-02 500/138 kV – 180

MVA em operação, implicará na perda total das cargas da cidade de Palmas.

e) Áreas do Sistema de Transmissão Associado à UHE Itaipu, Sul,

Acre/Rondônia, Mato Grosso e Amazonas/Amapá

No período de 15/11/2014 à 21/11/2014 não estão previstas intervenções de

porte nestas áreas.


5 Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

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

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

semanas e a revisão da 3ª a 5ª semana, bem como os novos valores previstos de

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

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

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

Tabela 5.2-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 38.872 MW médios no

subsistema SE/CO e 11.502 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

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

para o subsistema SE/CO e 1,0% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da

3ª a 5ª semana de novembro (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma

carga de 39.740 MW médios para o SE/CO e de 11.548 MW médios para o Sul. Estes

valores, se comparados à carga verificada em outubro, sinalizam acréscimos de 0,4%

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

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

10.504 MW médios e no Norte de 5.265 MW médios. Estas previsões, quando

comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimos de

1,1% para o subsistema Nordeste e 0,5% para o subsistema Norte. Com a revisão

das projeções da 3ª a 5ª semana de novembro (revisão 2), está sendo estimado para

o fechamento do mês uma carga de 10.514 MW médios para o Nordeste e

de 5.263 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada

em outubro, sinalizam acréscimos de 2,6% para o subsistema Nordeste e 2,7% para o

subsistema Norte.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed


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


5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por

subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores

previstos e verificados para a semana de 08 a 14/11/2014 e as previsões para a

semana de 15 a 21/11/2014.

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

ocorrer na quarta-feira, dia 19/11, com valor em torno de 42.800 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 12.900 MW,

devendo ocorrer também na quarta-feira, dia 19/11. Para o Sistema Interligado

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

ordem de 55.200 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min da

mesma quarta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer na sexta-feira,

dia 21/11, com valor em torno de 11.400 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

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

19/11. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

prevista para ocorrer também na sexta-feira, entre 21h00min e 22h00min, e deverá

atingir valores da ordem de 17.000 MW. Estes resultados podem ser verificados na

Tabela 5.2-1 a seguir.

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


Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

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

Energéticas.

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

de Novembro.

Anexo IV Limites de Transmissão


ANEXO I – Controle de Tensão

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

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

IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

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

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

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

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

IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,

Razões Elétricas e Energéticas

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica


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


Jorge Lacerda:

O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi

dimensionado para evitar/minimizar corte de carga quando da

ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de

operação na região, como segue:

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

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

Usina Térmica

Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

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

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

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

J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 180 -

Total 66 246 - Notas: 1. Conforme informações da Tractebel, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são: - UG 6: 27/06/2014 a 15/12/2014. 2. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 2: limitada em 35 MW entre 25/04/2014 e 31/12/2014. - UG1: limitada em 25 MW entre 30/10/2014 a 31/12/2014.

P. Médici (A e B) e Candiota III:

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

Novo – Camaquã 3 e Nova Santa Rita – Camaquã 3, que estão

aguardando a emissão da licença de operação, o despacho mínimo na

UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar/minimizar

corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de

equipamentos da rede de operação na região, como segue:

Patamar de carga pesada e média: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da maior unidade geradora (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

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

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

Total 265 265 - Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014. 2. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração desta fase está limitada em 120 MW até 15/11/2014.


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

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

despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para

evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência

simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

Patamar de carga pesada e média: LT 230 kV Quinta – Povo Novo ou da maior unidade geradora (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

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

Candiota III (UG. 5) - - -

Total 90 90 - Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são: - UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014 2. A Eletrobrás CGTEE informou que, devido ao incêndio na torre de resfriamento da Fase A e de parte da Fase B as unidades 3 e 4 não podem operar simultaneamente e a geração desta fase está limitada em 120 MW até 15/11/2014.

Região Norte

Área Manaus:

Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4,

B5A, B5B, B6, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na

área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT

230 kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais,

podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e

Operação em Tempo Real.

Região Nordeste

Área RJ/ES:

Geração necessária nas UTEs Luiz O. R. Melo e Viana durante

intervenção na LT 500kV Mesquita – Viana e na LT 345kV Campos -

Viana.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a Revisão 2 do PMO do mês de Novembro/14, para a semana operativa de 15/11/2014 a 21/11/2014.

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

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 20,12

Angra 1 23,21

Candiota III 64,04

P. Pecém I 106,95

P. Itaqui 110,61

P. Pecém II 115,98

P. Médici A e B 115,90

J. Lacerda C 145,71

J. Lacerda B 176,67

J. Lacerda A2 176,85

Charqueadas 196,16

J. Lacerda A1 234,31

S. Jerônimo 248,31

Figueira 373,45

Norte Fluminense 1 37,80


Parnaíba IV 69,00

Termopernambuco 70,16

Maranhão IV 108,64

Maranhão V 108,64

Santa Cruz Nova 116,98


Fortaleza 118,51

L. C. Prestes_L1 143,47

Linhares 175,87

G. L. Brizola_L1 168,41

N.Venecia 2 170,47

Juiz de Fora 213,84

William Arjona 197,85

B. L. Sobrinho _L1 220,89

C. Furtado 279,04

Termoceará 239,71

Euzébio Rocha_L1 247,14

R. Almeida 277,89

A. Chaves 278,98

Jesus Soares Pereira 314,63

Araucária 530,08


F. Gasparian 399,02

M. Lago 388,41

M. Covas 463,79

Uruguaiana 740,00

Camaçari 732,99

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

B. L. Sobrinho_L13 304,26

Brizola_L13 304,35

L. C. Prestes_L13 304,52

Euzébio Rocha_L13 304,61

Tambaqui 0,00

Jaraqui 0,00

Manaurara 0,00

Ponta Negra 0,00

C. Rocha 0,00

Atlântico 142,62

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Pernambuco 3 371,04

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 678,04

R. Silveira 523,35

Maracanaú I 489,03

Termocabo 499,63

Termonordeste 503,45

Termoparaíba 503,45

Global I 570,21

Global II 570,21

Geramar I 505,70

Geramar II 505,70

Viana 505,71

Campina Grande 505,71

Alegrete 505,71

Igarapé 645,30

Bahia I 746,64

Camaçari Muricy I 849,69

Camaçari Polo de Apoio I 849,69

Petrolina 932,23

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 510,15

Aparecida B1TG6 926,82

Distrito A 611,14

Distrito B 622,60

Electron 1165,12

Iranduba 654,56

Mauá B1 844,72

Mauá B4 449,98

Mauá B5 A 616,42

Mauá B5 B 590,42

Mauá B6 657,05

Mauá B7 659,10

S. Tiaraju 698,14

Altos 727,58

Aracati 727,58

Baturité 727,58

Campo Maior 727,58

Caucaia 727,58

Crato 727,58

Iguatu 727,58

Juazeiro do Norte 727,58

Marambaia 727,58

Nazária 727,58

Pecém 727,58

Daia 822,12

M. Covas 688,64

Goiânia II 862,24

William Arjona 808,02

Camaçari 915,17

Potiguar III 1006,91

Potiguar 1006,93

Xavantes 1148,63

Pau Ferro I 1116,35

Termomanaus 1116,35

Palmeiras de Goias 766,32

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 178,28

PIE-RP 178,28

Madeira 229,10

BIOMASSA

ÓLEO

DIESEL

USINA TÉRMICA


ANEXO IV – Limites de Transmissão

As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que

interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação

da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e

Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.

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

IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

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

IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.

IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste

IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11

Figura 3-8: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 15 a

21/11 15

Figura 4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 21/11 9

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/11 9

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

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

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14

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

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 31

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

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