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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JUNHO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

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ONS NT-0089-207-2014

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JUNHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

31/05/2014 A 06/06/2014

ONS NT-0089-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 3 / 45

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

3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 15

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 15

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

15

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 16

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 16

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 16

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 17

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 18

3.6 Análise Previsão Mensal de Vazões 19

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 19

3.6.2 Região Sul 19

3.6.3 Região Nordeste 20

3.6.4 Região Norte 20

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 20

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 22

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 22

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 22

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 24

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 26

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

intercâmbio entre subsistemas 28

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga 29

5 Previsão de Carga 32

5.1 Carga de Energia 32

5.2 Carga de Demanda 34

Lista de figuras e tabelas 45


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação

Eletroenergética do mês de Junho/2014, para a semana operativa de 31/05/2014 a

06/06/2014, 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 e 4, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes, Gov.

Leonel Brizola, Cocal, PIE-RP (indisponível, conforme legislação vigente), Juiz de

Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, E. Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34 (indisponível,

conforme legislação vigente), F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá (indisponível, conforme

declaração do agente), Piratininga (indisponível, conforme legislação vigente), R.

Silveira (indisponível, conforme legislação vigente) e, somente nos patamares de

carga pesada e média, das UTEs Termonorte 2 e Viana. Na região Sul, houve

indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das

UTEs Candiota 3, P. Médici A (indisponível, conforme declaração do Agente), P.

Médici B, J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jeronimo (indisponível,

conforme declaração do Agente) e Figueira. 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, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J.

S. Pereira, Pernambuco 3 e, somente nos patamares de carga pesada e média, das

UTEs Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaíba e Campina Grande. 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, Maua B3, Maua B4 e, somente nos patamares de carga

pesada e média, das UTEs Maua B5B, Geramar 1 e Geramar 2.

Além disso, está previsto para a semana de 31/05/2014 a 06/06/2014, 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 02/08/2014 a 08/08/2014, benefício marginal de R$


882,90/MWh, em todos os patamares de carga. 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 02/08/2014 a

08/08/2014.

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 Junho/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 Junho/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:

• “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).


A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/04/2014, para

todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na

Carta ONS-0054/400/2014, emitida em 21/05/2014.


3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

Estão previstos testes e intervenções no Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira para a liberação do Sistema de Corrente Contínua, a saber:

Testes de alta potência (high power) dos Polos 1 e 2 do Bipolo 1, operando na configuração monopolar com retorno metálico, sendo o início previsto para o dia 25/05/2014 e término no dia 29/05/2014. Após a conclusão destes testes, será liberada a operação do Polo com até 1.575 MW;

Testes para a operação do Bipolo 1, com potência inferior a nominal, sendo o início previsto para o dia 30/05/2014 e término no dia 07/06/2014. Após a conclusão destes testes, será liberada a operação do Bipolo 1 com até 2.200 MW.

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

Em julho/2013 foi disponibilizado para a operação o Sistema de Transmissão

Associado à Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus envolvendo os equipamentos

de 500 kV dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos

três transformadores 500/230 kV – 3x600 MVA da SE Lechuga, o que permitiu a

integração do sistema de Manaus ao Sistema Interligado Nacional – SIN.


O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação

Tucuruí - Macapá – Manaus:

Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as

contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kV Lechuga – Manaus e Balbina –

Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kV Tucuruí – Xingu,

estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de

100 MW na Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230

kV que chegam a Manaus.

Destaca-se aqui a energização do novo transformador AT6-01 230/138 kV – 150 MVA

na SE Manaus, associado ao Sistema de 138 kV de Cachoeira Grande, permitindo

remanejamento de cargas da rede de 69 kV para este ponto de suprimento, aliviando

desta forma, o carregamento dos transformadores 230/69 kV – 3 x 150 MVA.

A figura a seguir indica as condições operativas supracitadas:


Atendimento ao Estado do Amapá Integrado ao SIN

Em 21 de janeiro de 2014 foram disponibilizados para a operação os seguintes

equipamentos de propriedade da Linhas Macapá Transmissora de Energia S.A:

- LT 230 kV Jurupari – Laranjal, Circuitos 1 e 2;

- LT 230 kV Laranjal – Macapá, Circuitos 1 e 2;

- SE Laranjal – 2 Transformadores de 230/69 kV – 2x 100 MVA;

- SE Macapá – 3 Transformadores de 230/69 kV – 3x 100 MVA.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema Amapá, onde as linhas

de transmissão cheias, em 69 kV, representam o sistema atualmente em operação e as

linhas de transmissão tracejadas, em 69 kV, representam o conjunto mínimo de obras a

serem executadas pala CEA para viabilizar a integração ao SIN desse Sistema.

4 x 17 MW

300 MW

100 MW

5 x 50 MW


Atendimento às regiões da grande Goiânia, Oeste do estado de Goiás e Anápolis

Para comportar o crescimento do mercado das referidas regiões, foi planejada a

integração de um novo ponto de suprimento pela Rede Básica, que consiste na nova

SE Trindade 500/230 kV - 3x400 MVA, conectada à SE Rio Verde Norte em 500 kV,

através de um circuito duplo e com derivação para o sistema de 230 kV da CELG,

através da LT 230 kV Trindade - Xavantes, circuito duplo e da LT 230 kV Trindade -

Carajás. O diagrama abaixo ilustra a solução estrutural para a região.

Com a entrada das obras associadas a SE Trindade 500/230 kV, concluídas em

07/12/2013, observa-se substancialmente redução no carregamento da transformação

345-230kV de Bandeirantes e da LT 230kV Anhanguera – Goiânia Leste, que têm

apresentado em períodos de carga média carregamentos elevados e até sobrecargas e

com isto implicando em despacho de geração térmica na região. Estas obras

inicialmente estavam previstas para entrada em operação até o dia 12 de julho de

2012. No entanto, em vista de embargos ambientais do trecho em 500 kV, não foi

possível cumprir este prazo.


Cabe ressaltar que os seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás

Transmissão S.A estão em operação, que contemplam os empreendimentos deste

Consórcio previstos para a região:

− LT 500 kV Rio Verde Norte – Trindade C1 e C2;

− LT 230 kV Trindade – Xavantes C1 e C2;

− LT 230 kV Trindade – Carajás C1;

− SE Trindade – 3 Transformadores 500/230 kV – 3x400MVA.

A entrada em operação desses equipamentos melhoram as condições de carregamento

e tensão no sistema de atendimento a Goiânia e vizinhança e contribuindo ainda para

evitar despacho de geração térmica por razões de segurança elétrica na região.

Condições Hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional – SIN

Considerando as atuais condições hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional –

SIN e visando viabilizar a máxima utilização do potencial hidráulico da Região Norte e

térmico da Região Nordeste, está sendo implementada a abertura da LT 500 kV Serra

da Mesa II – Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa.

Essa ação permitirá que as transferências de energia para a região Nordeste,

provenientes da Interligação Norte-Sul, através da Interligação Sudeste-Nordeste,

possam ser compensadas pela geração térmica local na Região Nordeste e a absorção

integral, pelas regiões Sudeste e Centro Oeste, da energia proveniente da Região

Norte.


Assim, recursos energéticos adicionais serão disponibilizados para a recuperação dos

armazenamentos dos reservatórios das regiões Sudeste e Centro Oeste.

A figura a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse:

Ações para eliminar fatores limitantes à transferência de energia entre os Sistemas Sul e Sudeste

Considerando o cenário hidroenergético atual de reduzidos níveis de armazenamento

dos reservatórios das usinas hidrelétricas da região Sudeste, e visando um maior

aproveitamento dos excedentes energéticos do Sul e da geração da UHE Itaipu para

atendimento às cargas do Sudeste foram tomadas as seguintes ações: que possibilitam

efetivar um aumento do RSE:

a) Análises conduzidas com Furnas resultaram na flexibilização do limite de carregamento do ATR-5 765/345 kV – 1.500 MVA da SE Tijuco Preto para 10% de sobrecarga por um período de 15 minutos, tempo suficiente para a adoção de medidas operativas de controle de carregamento na condição de pós – contingência; b) Realização de estudos para aumento dos valores praticados de Recebimento pela região Sudeste (RSE) recomendou a implementação do by-pass do RLCC – Reator Limitador de Curto Circuito da SE Tijuco Preto e o desligamento dos circuitos 3 e 4 da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti.


A implantação destas ações possibilita ganhos de aproximadamente 1.000 MW a 1.200

MW nos valores de RSE.

A configuração do sistema na área de interesse é mostrada a seguir:

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

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/06/2014)

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

TR-2 500/345 kV Samambaia (31/05/2014)

TR-1 500/230 kV Imperatriz (30/08/2014)

Compensador Síncrono 4 da SE Ibiúna (até 31/05/2014)


3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Junho/14, para a semana de 31/05/2014 a 06/06/2014,

indicam os seguintes níveis de armazenamento:

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

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

(%VU)

Valor Esperado 37,0 59,2 40,0 93,1 100,0

Limite Inferior 36,6 55,7 39,9 93,0 100,0

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06

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

(%VU)

Valor Esperado 35,0 77,1 37,4 92,8 100,0

Limite Inferior 33,6 58,7 37,0 92,4 99,9

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.

Para tal, vem explorando, prioritariamente, os recursos energéticos existentes nas

regiões Norte e Sul, além daqueles disponíveis na UHE Itaipu.

Estes recursos energéticos vêm sendo complementados pelo despacho pleno do

parque gerador térmico existente no SIN.

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, a partir desse relatório, iremos apresentar 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 maio, para as regiões SE/CO e NE:

SE/CO 36,1

NE 37,1

%EARmáx

(30/jun)Subsistema

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Junho/14 indicam as seguintes metas semanais de transferência de

energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

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

ITAIP

50 Hz

60 Hz

SE/CO

FICT. SUL

FICT. NORTE

NE3694 2413

5165

5184

12810

4206

978

R$ 578,45/MWh R$ 578,45/MWh

R$ 578,98/MWh

R$ 578,98/MWh

1029

N

S

SEMANA 1

MÉDIA DO ESTÁGIO

Caso 1: JUN14_RV0_N-2_V

Caso 2

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


3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

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

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

em curso. A previsão é de ocorrência de chuva fraca na bacia do rio Paranapanema e

no trecho incremental a UHE Itaipu, e em pontos isolados na bacia do rio Tietê,

devido a passagem de duas frentes frias. O valor previsto de Energia Natural Afluente

(ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 91% da

MLT, sendo armazenável 89% da MLT.

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

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

frentes frias ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e

Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 164% da

MLT para a próxima semana, sendo armazenável 155% da MLT.

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

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

previsão é de permanência da estiagem, típica dessa época do ano. O valor esperado

da ENA para a próxima semana é de 44% 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 dessa época do ano. Em relação à média de longo

termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 114% MLT, sendo

armazenável 107% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 23.766 15.804 2.292 6.183

% MLT 91 164 44 114

% MLT Armazenável 89 155 44 107

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 20.425 8.643 2.110 5.803

% MLT 78 90 41 107



3.6 Análise Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

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

média de 83% da MLT, sendo armazenável 82% 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 73% da MLT, sendo armazenável 72% 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 39 43 35 39

Bacia do Rio Paranaíba 70 67 63 63

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 69 68 63 63

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 118 102 101 88

Paraíba do Sul 53 54 46 47

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Junho é de 149% da

MLT, sendo armazenável 139% da MLT, o que revela uma condição hidrológica

superior 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 75% da MLT, sendo armazenável 70% 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 118 121 73 70

Bacia do Rio Jacuí 151 141 74 65

Bacia do Rio Uruguai 222 184 112 82


3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Junho é de 48%, sendo

totalmente armazenável o que representa um cenário hidrológico inferior ao

observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 43% 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 Junho

apresente uma média de 98% da MLT, sendo armazenável 81% da MLT, valor este

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

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 92% da MLT%, sendo armazenável

76% da MLT.

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 21.256 14.599 2.308 4.623

% MLT 83 149 48 98


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 18.646 7.367 2.090 4.360

% MLT 73 75 43 92



Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 31/05 a 06/06

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 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 680, de 30 de abril de 2014, prorroga até o dia 31 de julho 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 o

intercâmbio de energia e a geração térmica local responsável pelo fechamento do

balanço energético da região NE.

Em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis, a geração da UHE Três

Marias deverá ser dimensionada para uma defluência de cerca de 250 m³/s, visando

minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório.

Em função da redução da vazão afluente e do término dos vertimentos, a geração da

UHE Tucuruí será maximizada nos períodos de carga média e pesada, sendo

dimensionada nos períodos de carga leve, de modo a manter o armazenamento

máximo de seu reservatório, sem a ocorrência de vertimento para controle do seu nível

de armazenamento. 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.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas prior itariamente nos

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

os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Na região Sul, as disponibilidades energéticas de suas usinas serão exploradas ao

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

limites elétricos vigentes.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração da UHE Jaguara será minimizada, visando

preservar/replecionar o armazenamento da UHE Furnas. Neste sentido, a defluência

das UHEs Furnas, M. Moraes e L. C. Barreto será dimensionada para atendimento do

requisito hidráulico da UHE Jaguara. A Geração das UHEs Marimbondo e Água

Vermelha deverá ser utilizada para fechamento do balanço energético após esgotadas

as disponibilidades energéticas das demais usinas das regiões Sul e SE/CO.

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

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


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

em função das condições hidroenergéticas da bacia, visando à manutenção da

navegabilidade da hidrovia ao longo do ano, sendo suas disponibilidades energéticas

exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara

deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

Primavera deverá ser minimizada, respeitando-se as restrições operativas existentes.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamante

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

usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

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

que a geração das 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 119 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 71 m³/s, face as condições

hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.

Bacia do Rio Tocantins: Em função da redução das afluências e do término dos

vertimentos, a geração da UHE Tucuruí será maximizada em nos períodos de carga

média e pesada, sendo dimensionada nos períodos de carga leve, de modo a manter o

armazenamento máximo de seu reservatório, sem a ocorrência de vertimento para

controle do seu nível de armazenamento. 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 deverá ser nula em todos os patamares de carga, no

período de 31/05 a 01/06/14, sendo o seu requisito de defluência mínima (66 m³/s)

atendido através de seu vertedouro. Entretanto, a partir do dia 02/06, a UHE Serra da

Mesa retornará a operação, evoluindo sua defluência para 600 m³/s através de suas

unidades geradoras, visando a disponibilização de recursos energéticos nas usinas de

Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, bem como o atendimento

as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins.

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 250 m³/s), respeitando-se

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

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

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

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

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

períodos de carga.


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. UHE Tucuruí;

3. Usinas térmicas;

4. Usinas da região Sul;

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

vigentes;

6. UHE Serra do Facão;

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

8. UHE Capivara;

9. UHEs Jurumirim e Chavantes;

10. UHE Itumbiara;

11. UHE Emborcação;

12. UHE Marimbondo;

13. UHE Água Vermelha;

14. UHE Nova Ponte;

15. 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.

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

coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

17. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a

coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata.

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

rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

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

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

na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

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

4. UHE Passo Fundo;

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

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

operativas das usinas de jusante;

7. UHE GPS;

8. Usinas da bacia do rio Jacuí;

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


10. UHE Barra Grande;

11. UHEs Ney Braga, respeitando-se as restrições operativas da usina;

12. UHE G.B.Munhoz.

13. 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. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, sem comprometer a

maximização do fornecimento de energia para a região SE/CO, respeitando-se os

limites elétricos vigentes;

2. Geração das usinas Términas não despachadas por ordem de mérito;

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

elétricos vigentes;

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

Conversor 1 do Bipolo 1 do Elo CC em Foz do Iguaçu das 00h00min do dia

31/05 (sábado) até às 17h00min do dia 31/05 (sábado) # Em Andamento.

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção

corretiva em tiristores do Conversor1 do Elo CC do Sistema de Itaipu, na SE Foz do

Iguaçu 50 Hz.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Polo 2 e operação em

MRT, face à limitação do eletrodo de terra, recomenda-se atender a seguinte

restrição energética:

Elo CC < 5.500 MW

LT 500 kV Açailândia – Imperatriz C1 das 08h00min às 17h00min do dia 01/06

(domingo).


preventiva em equipamentos associados ao circuito 1 da LT 500 kV Açailândia –

Imperatriz.

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

Presidente Dutra, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

RNE < 2.500 MW

[F (Mb – Aç) + F (Mb – Iz) + F (Mb – In)] < 4.000 MW

SE Milagres – Barras 2 de 500 kV das 07h30min às 16h30min do dia 01/06

(domingo).

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

disponibilização/energização do novo Disjuntor DJ15T1 de 500 kV e equipamentos

associados na SE Milagres.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no sistema de 500

kV de atendimento a região Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição

energética:

RNE < 2.500 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 Guarulhos – Nordeste das 05h30min às 16h50min do dia 01/06

(domingo).

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

para – raios danificados da LT 345 kV Guarulhos – Nordeste.

Durante a realização desta intervenção, em caso de contingências que levem à

perda da LT 345 kV Mogi das Cruzes – Nordeste, haverá o desligamento das cargas

supridas pela SE Nordeste, em um montante de até 450 MW.

b) Área Minas Gerais

LT 345 kV Neves 1 – Três Marias das 00h00min às 23h59min do dia 31/05

(sábado) # Em Andamento.

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

operação da SE Sete Lagoas 4 de 345/138 kV – 4 x 125 MVA (1º

autotransformador).

Durante a realização desta intervenção, em caso de perda da LT 500 kV Pirapora 2

– Paracatu 4 poderá implicar em um corte de carga na região oeste do Estado de

Minas Gerais, em um montante de até 100 MW.

SE Bom Despacho 3 – Disjuntores 15U4 e 16U4 de 500 kV das 05h00min do

dia 31/05 (sábado) até às 06h00min do dia 07/06 (sábado).

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

entrada em operação da LT 500 kV B. Despacho – Ouro Preto prevista para os dias

07/06 e 08/06/2014.

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

recomenda-se manter:

GT Aureliano Chaves > 200 MW


LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena das 05h30min do dia 03/06 (terça –

feira) às 22h30min do dia 06/06 (domingo).

Esta intervenção está programada para substituição de torres da LT 230 kV Aimorés

– Conselheiro Pena.

Durante a realização desta intervenção, deverá ser modulada a geração das UHEs

Aimorés e Mascarenhas para o atendimento adequado das cargas do sistema da

ESCELSA.

c) Área Goiás/Brasília

SE Brasília Geral – Disjuntores 7236 e 7636 de 230 kV das 06h30min do dia

31/05 (sábado) às 23h00min do dia 07/06 (sábado).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para modificações

de arranjo envolvendo a realocação do TR-02 de 230/34,5 kV – 60 MVA e entrada

em operação do novo TR-03 de 230/34,5 kV – 60 MVA da SE Brasília Geral.

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a perda do transformador TR-04

de 230 kV/34,5 – 60 MVA e consequente pera do TR-02 de 230/34,5 kV – 60 MVA,

haverá corte da ordem de 120 MW das cargas da cidade de Brasília (Guará, Asa

Sul, Setor Comercial, Setor Bancário e Setor Industrial).

d) Área Acre/Rondônia

LT 230kV Porto Velho – Abunã C1 das 04h00min do dia 31/05 (sábado) às

19h00min do dia 01/06 (domingo).

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

Disjuntor de 230 kV na SE Porto Velho.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do circuito remanescente da

LT 230kV Porto Velho – Abunã, recomenda-se atender a seguinte restrição

energética:

FSMAQ + FPVAN ≤ 340 MW

Durante a realização desta intervenção, a perda do circuito remanescente da LT

230kV Porto Velho – Abunã, provocará a interrupção de 100% das cargas do estado

do Acre num montante aproximado de 120 MW.


e) Área Norte/Nordeste

SE Messias – Disjuntor 14S3 de 230 kV das 07h30min do dia 31/05 (sábado)

às 16h30min do dia 01/06 (domingo).

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

não conformidade térmica do Disjuntor 14S3 de 230 kV da SE Messias.

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de contingências em

equipamento, seguida de falha de disjuntor ou proteção, bem como a perda do

barramento de 230 kV da SE Messias, conduzem ao desligamento total das cargas

da cidade de Maceió.

LT 230 kV Fortaleza II – Delmiro Gouveia C2 das 07h00min às 16h00min do

dia 01/06 (domingo).


corretiva em chaves seccionadoras associadas ao circuito 2 da LT 230 kV Fortaleza

II – Delmiro Gouveia, na SE Fortaleza II.

Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência da LT 230 kV

Fortaleza II – Delmiro Gouveia C1 haverá perda de suprimento de 20% das cargas

da cidade de Fortaleza.

f) Área Amazonas

SE Manaus – Disjuntor MNDJ6-05 de 230 kV das 07h30min às 15h00min do

dia 01/06 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para eliminar

vazamento do óleo no Disjuntor MNDJ6-05 de 230 kV da SE Manaus 230 kV.

Durante a realização desta intervenção, com o objetivo de evitar colapso na cidade

de Manaus em caso da perda da LT 230 kV Lechuga – Manaus e da LT 230 kV

Balbina – Manaus, recomenda-se manter:

-30 MW < F (Ba – Mn) + F (Lc – Mn) < +30 MW

-100 MW < F (Mn) < +100 MW

g) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo e Mato Grosso

No período de 31/05/2014 à 06/06/2014, 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 maio onde são visualizados os valores verificados na quinta semana, bem

como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 29. São

apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Junho, sendo esses

valores exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 37.274 MW médios no

subsistema SE/CO e 10.481 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimo de 2,4%

para o SE/CO e decréscimo de 0,5% para o subsistema Sul. A carga estimada para o

mês de maio de 37.278 MW médios para o SE/CO e de 10.396 MW médios para o

Sul, quando comparada à carga verificada em abril, sinalizam decréscimos de 3,6%

para o subsistema SE/CO e 2,4% para o subsistema Sul. As cargas previstas para o

PMO de junho indicam decréscimo de 0,4% para o subsistema SE/CO e acréscimo de

0,5% para o subsistema Sul.

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

9.685 MW médios e no Norte 5.184 MW médios. Estas previsões quando comparadas

aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 2,0% para o

subsistema Nordeste e 1,2% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês

de maio de 9.766 MW médios para o Nordeste e 5.214 MW médios para o Norte,

quando comparada à carga verificada em abril, indicam, decréscimos de 2,2% para o

subsistema Nordeste e 1,8% para o subsistema Norte. As previsões de carga para o

PMO de junho sinalizam decréscimos de 1,8% para o subsistema Nordeste e 0,6%

para o subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed


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


5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por

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

previstos e verificados para a semana de 24 a 30/05/2014 e as previsões para a

semana de 31/05 a 06/06/2014.

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

prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 05/06, com valor em torno de 45.000 MW.

Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.500 MW,

devendo ocorrer também na quinta-feira, 05/06. Para o Sistema Interligado

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

ordem de 58.000 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min da

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

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

31/05 com valor em torno de 11.300 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 5.800 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia

03/06. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

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

da ordem de 16.700 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a

seguir.

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

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


Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

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

Energéticas.

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

de 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.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) 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) 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 e média: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

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

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

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

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

Total 33 66 -

Notas: 1. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 1: limitada em 35 MW entre 14/04/2014 e 31/05/2014. - UG 2: limitada em 30 MW entre 25/04/2014 e 31/05/2014.

Adicionalmente, considerando a geração e a configuração de máquinas

declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para

modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do

dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve

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

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



Total 66 66 66

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de

equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no

Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, visando o atendimento aos

critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na

tabela a seguir:


Pesada Média Leve

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

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 60 2 x 60 2 x 60



Total 120 120 120


P. Médici (A e B) e Candiota III:

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: Maior unidade geradora sincronizada ou da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV Presidente Médici - Quinta (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Patamar de carga média: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).


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 x175 - -

Total 265 90 -

Considerando as unidades disponíveis, a geração e a configuração de

máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições

para modulação da geração e para alteração da configuração ao longo

do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 120 1 x 120 1 x 120

Candiota III (UG. 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350

Total 470 470 470

Notas: 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: sem previsão de retorno em 2014. - UG 3: 07/05/2014 a 31/05/2014. 2. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici B definidos por restrições operacionais dos equipamentos: - UG 3: 100 MW.

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de

equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional nas

UTE P. Médici e Candiota III, visando o atendimento aos critérios de

desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na tabela a

seguir:



Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 160 1 x 160 1 x 160

Candiota III (UG. 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350

Total 510 510 510

Região Norte

Área Manaus:

Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4, B5A, B5B, B6, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT 230 kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Junho/14, para a semana operativa de 31/05/2014 a 06/06/2014.

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

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 19,59

Angra 1 23,29

Candiota III 61,83

P. Pecém I 102,47

P. Itaqui 105,78

P. Pecém II 110,88

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 124,94

Maranhão V 124,94

Santa Cruz Nova 135,26


Fortaleza 111,28

L. C. Prestes_L1 142,66

Linhares 205,62

G. L. Brizola_L1 167,00

N.Venecia 2 160,61

Juiz de Fora 188,54

William Arjona 197,85

B. L. Sobrinho _L1 219,68

C. Furtado 205,25

Termoceará 237,76

Euzébio Rocha_L1 238,63

R. Almeida 258,85

A. Chaves 259,87

Jesus Soares Pereira 287,83

Araucária 695,81


F. Gasparian 320,92

M. Lago 386,46

M. Covas 463,79

Uruguaiana 740,00

Camaçari 732,99

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

B. L. Sobrinho_L13 338,59

Brizola_L13 339,38

L. C. Prestes_L13 340,94

Euzébio Rocha_L13 341,74

Tambaqui 0,01

Jaraqui 0,01

Manaurara 0,01

Ponta Negra 0,01

C. Rocha 0,01

Atlântico 137,19

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Pernambuco 3 437,22

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 551,09

R. Silveira 523,35

Maracanaú I 574,79

Termocabo 584,58

Termonordeste 587,33

Termoparaíba 587,33

Global I 666,59

Global II 666,59

Geramar I 591,79

Geramar II 591,79

Viana 591,80

Campina Grande 591,81

Alegrete 591,81

Igarapé 645,30

Bahia I 743,81

Camaçari Muricy I 845,64

Camaçari Polo de Apoio I 845,64

Petrolina 927,80

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 603,05

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 674,64

Altos 726,19

Aracati 726,19

Baturité 726,19

Campo Maior 726,19

Caucaia 726,19

Crato 726,19

Iguatu 726,19

Juazeiro do Norte 726,19

Marambaia 726,19

Nazária 726,19

Pecém 726,19

Daia 790,70

M. Covas 688,64

Goiânia II 860,71

William Arjona 808,02

Camaçari 915,17

Potiguar III 1022,71

Potiguar 1022,73

Xavantes 1146,47

Pau Ferro I 1133,86

Termomanaus 1133,86

Palmeiras de Goias 778,03

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 172,24

PIE-RP 177,58

Madeira 221,55

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) 17

Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

31/05 a 06/06 21

Figura 4-1: Interligações entre regiões 27

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 06/06 16

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06 16

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 17

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 18

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 19

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 19

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 20

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 37

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 42

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