PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA … A UHE Santo Antônio do Jari e a UHE Ferreira Gomes ambas localizadas ... com dois subsistemas, onde o subsistema 1 será atendido

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE OUTUBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ

Tel (+21) 2203-9400Fax (+21) 2203-9444

NT 0149-207-2015 (PMO - Semana Operativa 10-10-2015 a 16-10-2015).docx

© 2015/ONS

Todos os direitos reservados.

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-0149-207-2015

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE OUTUBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

10/10/2015 A 16/10/2015

ONS NT-0149-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 3 / 41

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de

Segurança Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação

de Novas Instalações 11

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração

de equipamentos 12

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 12

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 14

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 15

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada

subsistema 17

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 19

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 19

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 19

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em

Tempo Real 21

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 23

5 Previsão de Carga 30

5.1 Carga de Energia 30

5.2 Carga de Demanda 32


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do

Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Outubro/2015,

para a semana operativa de 10/10/2015 a 16/10/2015, estabelecendo as

diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização

dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional –

SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos

Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda

registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de

cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições

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

Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

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

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

e das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3, Santa Vitória, Baixada Fluminense,

Atlântico, L. C Prestes L1 e somente nos patamares de carga pesada e

média das UTEs G. L. Brizola L1 e Cocal. Na região Sul, houve indicação

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

UTEs Candiota 3, P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente) e

B, J. Lacerda C, somente nos patamares de carga pesada e média da UTE

J. Lacerda B e, somente no patamar de carga pesada da UTE J. Lacerda

A2. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito,

em todos os patamares de carga, das UTEs ERB Candeias,

Termopernambuco, P. Pecém I e II e Fortaleza. Na região Norte, houve

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

patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, Maranhão V, Maranhão IV,

Porto Itaqui e N. Venécia 2.

Além disso, está previsto para a semana de 10/10/2015 a 16/10/2015, o

despacho, em todos os patamares de carga, das UTEs Santa Cruz Nova e

Luiz O. R. Melo por garantia energética, 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 12/12/2015 a 18/12/2015,

benefício marginal de R$ 168,11/MWh para todos os patamares de carga.

Assim sendo, foi comandado o despacho por ordem de mérito das UTEs

Santa Cruz, por ordem de mérito, e Luiz O. R. Melo, por garantia


energética, em suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de

carga para a semana operativa de 12/12/2015 a 18/12/2015.

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 2.406/2015, de 28 de julho de

2015, está sendo utilizada, desde o PMO de Agosto/2015, a versão 20 do

Modelo NEWAVE.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.018/2015, de 19 de junho de

2015, está sendo utilizada, desde o PMO Julho/2015, a versão 22 do

modelo DECOMP.

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 cálculo do PLD;

Não seja mais efetuado o cálculo 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.


3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

Foram iniciados em 05/05/2015 testes e intervenções no Sistema

de Transmissão do Complexo do Rio Madeira visando a entrada em

operação do Bipolo 02 do Sistema de Corrente Contínua.

Destaca-se aqui as condições previstas para a operação do Sistema

Acre/Rondônia durante a realização desses serviços:

Bipolo 01 em operação bipolar, com fluxo de potência ativa de:

F (Bipolo 01) ≤ 2.000 MW

BtB operando com um Bloco e o outro Bloco em stand by, com

fluxo de potência ativa de:

F (BtB) ≤ 390 MW

E ainda, deverá ser adotada a seguinte restrição de fluxo de

potência ativa:

[ F (BtB) + F (Tr provisório) ] ≤ 520 MW

É importante destacar aqui que estes testes e intervenções foram

suspensos temporariamente, em função da indisponibilidade do Bipolo

02 devido à atos de vandalismo com derrubada de torres do respectivo

Bipolo. A continuidade destes testes está prevista para o dia 23/10/2015

com o retorno à operação do Bipolo 02.


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

interesse:


Evolução do Sistema Elétrico do Amapá Integrado ao SIN

Destaca-se que a SE Santa Rita está sendo atendida radialmente pelo

SIN através da energização em tape da LT 69 kV Macapá (Isolux) –

Santana, na LT 69 kV Santana – Santa Rita.

A SE Macapá II está sendo atenda radialmente pelo SIN com a

energização da LT 69 kV Macapá (Isolux) – Macapá II, usando na SE

Macapá II o bay da LT 69 kV Santana – Macapá II que ficará aberta

em Macapá II e energizada em vazio sobre Santana.

A UHE Santo Antônio do Jari e a UHE Ferreira Gomes ambas

localizadas no estado do Amapá, já estão operando com três unidades

geradoras.


interesse:

Evolução do Sistema Elétrico de Manaus Integrado ao SIN

Em virtude do atraso no cronograma de obras o Sistema Receptor de

Manaus foi integrado ao SIN em 2014 em configuração provisória.

Como evolução do Sistema Elétrico de Manaus, no mês de outubro/2015

está prevista a operação da rede de distribuição de 69 kV de Manaus

com dois subsistemas, onde o subsistema 1 será atendido a partir da

subestação de Mauá 3 (subsistema Mauá) e o subsistema 2 será

atendido a partir da subestação de Manaus (subsistema Manaus).



interesse:

Evolução do Sistema para a conexão da UHE Teles Pires ao SIN

Neste mês de outubro/2015 foram encerrados os testes de

energização do Sistema de Transmissão Provisório Associado à

Entrada em Operação da UHE Teles Pires com conexão ao SIN

através da SE Sinop. Desta forma está prevista para este mês a

operação de até duas unidades geradoras da UHE Teles Pires

conectadas ao SIN com um despacho máximo de 400 MW.

A figura a seguir mostra o diagrama unifilar simplificado da solução

provisória que se inicia no trecho em construção, desde a SE

Paranaíta até a torre 79/1 da LT 500 kV Cláudia / Paranatinga, ao sul

da SE Cláudia, em circuito simples, e deste ponto se conectando à SE

Sinop:

(

C. EspG

G

G

G

G

G

G

G

G

(

G

G

UTE-Jaraqui Jaraqui Sto. Antônio

CEs

Cachoeirinha

Seringal

MirimAparecida Shopping Manauara

Manacapuru IrandubaPonta do

Ismael

Ponta NegraUTE Ponta Negra Flores

Redenção

UTE Aparecida BL 1

UTE Aparecida BL 2

Manaus B1

Manaus B2

Manaus

Mauá B1

UTE Mauá BL 3

Marapatá

Distrito

Dois

UTE Tambaqui

CEs

UT

E M

au

á B

L 4

Distrito

Industrial

São José Placibrás

V-Oito

Mauá 3

Mauá 3

Mauá 3

Mauá B2

UTE ManauaraSta. Etelvina

Cidade

Nova

Mauá G

Jorge

Teixeira

UTE C.

Rocha

P. Figueiredo

Balbina UHE Balbina

LechugaLechuga

2x15MVar

2x15MVar

5x17MW

5x50MW

5x17MW

6x15MW

4x15MW

2x60MW

23x3,28MW

23x3,28MW

NA

16/19

2x35MW

2x40MW

5x17MW

4x26,6MVA 3x26,6MVA

4x26,6MVA

2x26,6MVA 2x13,3MVA1x26,6MVA

5MVA

2x26,6MVA(2

0+

30

) M

VA

r

2x26,6MVA

26,6MVA

2x13,3MVA

4x26,6MVA

2x26,6MVA

2x26,6MVA

2x26,6MVA

4x26,6MVA

4x26,6MVA

30MVA26,6MVA

4x26,6MVA 9,4MVA

7MVA3x26,6MVA

Manaus

Mutirão

Jorge

Teixeira

Cachoeira

Grande Compensa

3x40MVA 3x40MVA 2x40MVA

150MVA

150MVA

150MVA

150MVA

150MVA

150MVA

150MVA

NA

9/10

NA

01

NA

04/07

CEs

1x26,6MVA

G

G

G

G

G

G

4x26,6MVA

-------- 500kV

-------- 230 kV

-------- 138 kV

-------- 69 kV

-------- 13.8 kV

G ALUGADAS a serem desligadas

G AME (Óleo)

G EMAE (Gás)

G PIES

ILHA 2

ILHA 1

SIN

G BL 6

BL 1

Electron

G BL 5

G BL 7

G

G

CEs

Lechuga



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 3800 MW

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de

suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer

contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J.

Lacerda, P. Médici e Candiota III.

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

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

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

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

constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I.

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

geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de

máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de

medidas de aberturas de circuitos.

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações

Não há destaques.


3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos

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

TR-1 500/230 kV Imperatriz (31/10/2015)

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 Outubro/15, para a semana de

10/10/2015 a 16/10/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 16/10

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

(%VU)

Valor Esperado 29,3 81,2 10,9 30,7 33,7

Limite Inferior 28,8 79,2 10,8 30,5 33,7

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10

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

(%VU)

Valor Esperado 26,4 91,7 8,9 25,8 30,4

Limite Inferior 24,6 82,2 8,5 25,1 30,4


3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos

Os resultados do PMO/Revisão contemplam cenários de afluências visando

melhor representar a incerteza na ocorrência de precipitação e,

consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos,

principalmente das regiões SE/CO e NE.

Logo, além dos resultados sistemáticos associados ao valor esperado das

previsões de afluências, as simulações operativas também serão realizadas

com os limites superior e inferior das previsões de afluências.

3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Outubro/15 indicam as seguintes

metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos

marginais de operação associados:

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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 199,36 199,36 199,36 199,36

Média 195,15 195,15 195,15 195,15

Leve 181,27 181,27 181,27 181,27

Média Semanal 189,49 189,49 189,49 189,49


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 bacia do rio Paranapanema apresenta chuva

moderada e as bacias dos rios Tietê, Grande e Paraíba do Sul apresentam

chuva fraca isolada no início da semana devido ao avanço de uma frente

fria pela região Sudeste e à atuação de áreas de instabilidade. O valor

previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em

relação à média de longo termo, é de 92% da MLT, sendo armazenável

91% da MLT.

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

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

curso. O avanço de uma frente fria pelos estados da região Sul e a atuação

de áreas de instabilidade no início da semana ocasionam chuva moderada

nas bacias dos rios Uruguai e Iguaçu e fraca no Jacuí. No final da semana,

o avanço de uma nova frente fria provoca chuva moderada nas bacias dos

rios Jacuí e Uruguai e precipitação de intensidade fraca no Iguaçu. Em

termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 163% da

MLT para a próxima semana, sendo armazenável 106% 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 bacia do rio São Francisco não apresenta precipitação

significativa durante a próxima semana operativa. O valor esperado da ENA

para a próxima semana é de 31% MLT, sendo totalmente armazenável.

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

semana apresentam-se no mesmo patamar em relação ao observado da

semana corrente. No início da semana, a bacia do rio Tocantins apresenta

pancadas de chuva. Em relação à média de longo termo, a previsão para a

próxima semana é de um valor de ENA de 61% MLT, sendo armazenável

60% da MLT.


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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 19405 21659 1038 1178

% MLT 92 163 31 61

% MLT Armazenável 91 106 31 60

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 15078 12057 882 1037

% MLT 71 91 26 54


3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.1.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

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

outubro é de uma média de 94% da MLT, sendo armazenável 93% da MLT,

o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT 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 80% da MLT, sendo

armazenável 79% 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 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 35 43 27 36

Bacia do Rio Paranaíba 49 55 36 44

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá)

66 71 52 61

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu)

129 128 104 112

Paraíba do Sul 74 75 53 61


3.1.2 Região Sul

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

152% da MLT, sendo armazenável 102% da MLT, o que revela uma

condição hidrológica superior em termos de MLT 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 108% da MLT, sendo


Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior

da previsão para as principais bacias deste subsistema.

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

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 161 132 102 97

Bacia do Rio Jacuí 189 186 80 120

Bacia do Rio Uruguai 166 170 85 120

3.1.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de outubro é de 37%,

sendo armazenável 36% da MLT, o que representa um cenário hidrológico

inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 32% da MLT para a ENA

mensal, sendo armazenável 31% da MLT.

3.1.4 Região Norte

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

outubro apresente uma média de 65% da MLT, sendo armazenável 64% da

MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao

observado no mês anterior.

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



3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.7-1 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite

inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 19823 20143 1245 1257

% MLT 94 152 37 65


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 16892 14267 1091 1138

% MLT 80 108 32 59



Figura 3.7-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

10/10/15 a 16/10/15


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 852, de 27 de julho de 2015, autoriza a redução, até 31

de outubro de 2015, da descarga mínima instantânea dos reservatórios de

Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 900 m³/s.

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, nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a

geração térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo

fechamento do balanço energético da região NE.

A geração da UHE Tucuruí, será minimizada nos períodos de carga leve,

sendo dimensionada nos períodos de carga média e pesada para

fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se a ordem de

prioridade definida para a geração das usinas hidrelétricas do SIN.

Nos períodos de carga leve, após as operações hidráulicas para atendimento

dos requisitos das usinas de jusante, minimização da geração das usinas

hidrelétricas das regiões NE, SE/CO, N e Itaipu, caso ocorram excedentes

energéticos nas usinas da região Sul, a geração das usinas térmicas do SIN

despachadas por Garantia Energética (GE) e por Ordem de mérito deverá

ser dimensionada de forma a possibilitar a alocação destes excedentes

energéticos, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: As gerações das UHEs desta bacia serão

dimensionadas para o fechamento do balanço energético, sendo as

disponibilidades destas UHEs exploradas prioritariamente nos períodos de

carga média e pesada.

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

Simão e Itumbiara deverá ser exploradas nesta ordem de prioridade.

Bacia do Rio Tietê: As UHEs Barra Bonita e Promissão terão 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 de carga, face as elevadas afluências e ao

nível elevado de seu reservatório. A geração das UHEs Jurumirim e

Chavantes deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga

média e pesada.


Bacia do Rio Paraná: As gerações das UHEs Três Irmãos, Ilha Solteira,

Jupiá, e Porto Primavera terão suas disponibilidades energéticas exploradas

prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, sendo os recursos

energéticos da UHE Três Irmãos utilizados prioritariamente.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas em

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

restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação

Sul-SE/CO (RSE).

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

indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca serão

definidas em função do controle do deplecionamento do reservatório da UHE

Funil, respeitando-se as restrições operativas destas usinas. A geração da UHE

Funil será dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília,

ou seja, a vazão que é vertida no curso do rio Paraíba do Sul e a vazão que é

bombeada para o Complexo de Lajes. Cabe destacar que a vazão objetivo em

Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, o seu bombeamento está

reduzido de 160 m³/s para cerca de 80 m³/s, em média, e o seu vertimento de 71

m³/s para 35 m³/s, face as condições hidrológicas desfavoráveis na bacia e a

preservação de água para atendimento aos usos múltiplos.

Bacia do Rio Tocantins: A politica de operação energética visa a maximização

da geração da UHE Serra da Mesa de forma a prover a máxima

disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São

Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito além da minimização da geração

da UHE Tucurui.

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

Três Marias, indica uma defluência de 500 m³/s a partir das 07:00 horas do

dia 29/09/2015, visando atenuar o deplecionamento do nível de

armazenamento do reservatório da UHE Sobradinho. A coordenação

hidráulica da cascata do rio São Francisco será realizada com as vazões

mínimas nos trechos médio e baixo do rio São Francisco no valor vigente de

900 m³/s, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro

hidrológico na bacia do rio São Francisco.

Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas, as

gerações das usinas serão maximizadas em todos os períodos de carga,

sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região SE/CO,

respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos

vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO.


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 do SIN que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHE Capivara, Taquaruçu e Rosana;

3. Usinas da região Sul;

4. Usinas térmicas;

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

elétricos vigentes;

6. 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;

7. UHEs Batalha e Serra do Facão;

8. UHE Serra da Mesa respeitando-se as restrições operativas das usinas e

a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na

cascata.

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

10. UHE Itumbiara;

11. UHE Água Vermelha;

12. UHE Marimbondo;

13. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio

d'água situadas a jusante na cascata;

14. UHE Chavantes;

15. 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;

16. UHE Emborcação;

17. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a

fio d'água situadas a jusante na cascata;

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

a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das

usinas;

19. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os

limites elétricos vigentes;

20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da

cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.


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

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

deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHEs Garibaldi, Foz do Chapecó e Campos Novos;

3. UHE Itá,

4. UHEs Machadinho;

5. UHE Barra Grande;

6. UHE Mauá;

7. UHE Passo Fundo;

8. UHE Ney Braga;

9. UHE Salto Santiago;

10. UHE Salto Caxias;

11. UHE Salto Osório;

12. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Dona Francisca, Itauba, Jacuí e

Passo Real);

13. UHE G. B. Munhoz;

14. UHE GPS;

15. Explorar disponibilidade da Região SE.

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em

filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de

abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua,

fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser

utilizados como último recurso.

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

perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas

as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os

limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de

prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

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

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


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

os limites elétricos vigentes;

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

operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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


7. 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. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste, visando manter a

coordenação hidráulica da cascata entre as usinas de L.Gonzaga e Xingó;

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

bem como a coordenação hidráulica da cascata;

3. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da

usina, bem como a coordenação hidráulica da cascata;

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

operativas da usina e os limites elétricos vigentes, bem como a

coordenação hidráulica da cascata;

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

os limites elétricos vigentes;

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

mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas, somente em

caso de vertimento turbinável no SIN.

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas

do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em

Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de

Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de

Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.

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

solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de

intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de

Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os

pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução

dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas

energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de

desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede,

podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de

contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem

reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais

favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual

contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são

condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e

Norte/Nordeste.


As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e

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

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões

Onde:

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

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

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

RSUL – Recebimento pela Região Sul.

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

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

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


4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas

SE Serra da Mesa – Disjuntor DJ9722 de 500 kV das 08h00min do

dia 10/10 (sábado) até às 17h00min do dia 12/10 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de

manutenção preventiva no Disjuntor DJ9722 de 500 kV da SE Serra da

Mesa.

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

kV Serra da Mesa – Gurupi, por falha de disjuntor, recomenda-se atender

as seguintes restrições energéticas:

FNS < 2.000 MW

F (Gu – Mc) < 2.000 MW

LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C2 das 06h30min às

17h00min do dia 11/10 (domingo).


manutenção corretiva em reator de 136MVAr/500 kV associado ao Circuito

2 da LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C2, na SE Serra da Mesa.

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

kV Serra da Mesa – Samambaia, recomenda-se atender a seguinte

restrição energética:

FSM < 2.700 MW

SE US Luíz Gonzaga – Barras 05B1 e 05B2 de 500 kV das 07h30min

às 16h30min dos dias 10/10 (sábado) e 11/10 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços nas

Barras 05B1 e 05B2 da SE US Luíz Gonzaga visando a entrada em

operação da nova LT 500 kV US Luíz Gonzaga – Garanhuns.

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 < 2.000 MW


4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

SE Sul – Barra 1 de 345 kV e TR3 345/88 kV – 400 MVA das

05h00min às 16h00min do dia do dia 11/10 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de

manutenção preventiva e corretiva no TR3 345/88 kV – 400 MVA e

equipamentos associados à Barra 1 de 345 kV da SE Sul.

Durante a realização desta intervenção, contingências que levem ao

desligamento da Barra 2 de 345 kV acarreta a interrupção de cargas

supridas pela SE Sul, em um montante de até 600 MW.

LT 345 kV Tijuco Preto – Leste C3 das 07h45min às 17h00min do

dia 12/10 (segunda – feira).


manutenção corretiva em chave seccionadora associada ao Circuito 3 da

LT 345 kV Tijuco Preto – Leste, na SE Tijuco Preto.

Durante a realização desta intervenção, no caso da perda dupla dos

circuitos C1 e C2 da LT 345 kV Tijuco Preto – Leste, haverá a interrupção

das cargas da SE Leste e da SE Ramon Reberte Filho, em um montante

de até 700 MW.

SE São José dos Campos – Barra 1 de 230 kV e Transformador TR-

4 de 230/88 kV – 150 MVA das 00h00min às 07h00min do dia 16/10

(sexta – feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços em

equipamentos da Barra 1 de 230 kV associada ao TR-4 de 230/88 kV –

150 MVA da SE São José dos Campos.

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra defeitos em Barra 2

de 230 kV, poderá ocorrer corte das cargas supridas pela SE São José dos

Campos, em um montante de até 300 MW.


b) Área Sul

SE Scharlau 2 – Barra B de 230 kV das 07h00min às 17h00min do

dia 11/10 (domingo) até o dia 15/10 (quinta – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços em

equipamentos associados à Barra B de 230 kV da SE Scharlau 2.

Durante a realização desta intervenção, a SE Scharlau 2 230 kV estará

operando em barra única. Assim, a ocorrência de falta na Barra de 230 kV

ou ainda falta em qualquer equipamento deste setor, seguida de falha de

disjuntor, poderá ocorrer a interrupção do suprimento de cargas atendidas

pela SE Scharlau 2, em um montante de até 400 MW.

c) Área Acre/Rondônia

2º Bipolo de Corrente Contínua em 600 kV de Escoamento de

Potência das Usinas do Rio Madeira das xx1hyy1min do dia dd1/mm1

(?) até às xx2hyy2min do dia dd2/mm2 (?) # Em Andamento.

Esta intervenção está programada para a realização de serviços referentes

a testes no 2º Bipolo de Corrente Contínua em 600 kV de Escoamento de

Potência das Usinas do Rio Madeira.

Destaca-se aqui as condições previstas para a operação do Sistema

Acre/Rondônia durante a realização desses serviços:

Bipolo 01 em operação bipolar, com fluxo de potência ativa de:

F (Bipolo 01) ≤ 2.000 MW

BtB operando com um Bloco e o outro Bloco em stand by, com

fluxo de potência ativa de:

F (BtB) ≤ 390 MW

E ainda, deverá ser adotada a seguinte restrição de fluxo de

potência ativa:

[ F (BtB) + F (Tr provisório) ] ≤ 520 MW

É importante destacar aqui que estes testes e intervenções foram

suspensos temporariamente, em função da indisponibilidade do Bipolo

02 devido à atos de vandalismo com derrubada de torres do respectivo

Bipolo. A continuidade destes testes está prevista para o dia 23/10/2015

com o retorno à operação do Bipolo 02.


d) Área Norte/Nordeste

SE São Luís I – Disjuntor LIDB6-01 de 230 kV das 07h30min às

17h00min do dia 12/10 (segunda – feira).


manutenção corretiva para eliminar vazamentos de gás SF6 no disjuntor

LIDB6-01.

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a contingência no

barramento de 230 kV em operação, ou contingência com falha de

disjuntor ou proteção, haverá o desligamento de total das cargas atendidas

pela SE São Luís I (60% da carga da capital de São Luís).

SE Fortaleza II – Barras B1 e B2 de 230 kV e LT 230 kV Fortaleza II –

Cauípe C1 das 08h30min às 16h00min do dia 12/10 (segunda – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para

substituição de polo de chave seccionadora associada ao Circuito 1 da LT

230 kV Fortaleza II – Cauípe, na SE Fortaleza II.

Durante a realização desta intervenção, a SE Fortaleza II irá operar em

barra única de 230 kV. Em caso de contingência no barramento em

operação, haverá o desligamento de 50% das cargas da cidade de

Fortaleza.

SE Recife II – Barras 04B2-1 e 04B2-3 de 230 kV das 06h30min às

16h00min do dia 11/10 (domingo).


manutenção corretiva em equipamentos associados às Barras 04B2-1 e

04B2-3 de 230 kV da SE Recife II.

Durante a realização desta intervenção, no caso da perda da Barra 04B1-1

de 230 kV da SE Recife II, em operação, haverá o desligamento de cerca

de 40% das cargas da capital Recife.

e) Área Amazonas/Amapá

SE Manaus– Disjuntor MNDJ6-02 de 230 kV das 00h00min do dia

10/10 (sábado) até às 17h00min do dia 12/10 (segunda – feira) # – Em

Andamento.


manutenção corretiva no Disjuntor MNDJ6-02 de 230 kV da SE Manaus.


Durante a realização da intervenção, a perda dupla da LT 230 kV Lechuga

– Manaus, por falha de disjuntor, acarretará a atuação de até 4 estágios do

Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) do Subsistema Manaus.

LT 138 kV Coaracy Nunes – Santana Circuitos 1 e 2 das 07h00min

às 15h00min dos dias 10/10 (sábado) e 11/10 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para

travessia da futura LT 230 kV Cachoeira Caldeirão – Ferreira Gomes da

conexão da UHE Cachoeira do Caldeirão (3 x 73 MW).

Durante a realização da intervenção, caso ocorra a perda dupla no trecho

de Linha de Transmissão de 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá poderá

ocorrer colapso no suprimento das cargas do estado do Amapá, mesmo

com a atuação do ERAC da área.

f) Áreas do Sistema de Transmissão Associado à UHE Itaipu, Rio de

Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Goiás/Brasília e Mato Grosso.

No período de 10/10/2015 à 16/10/2015 não estão previstas

intervenções de porte nestas áreas.


5 Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

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

durante o mês de outubro, onde são visualizados os valores verificados nas

duas primeiras semanas e a revisão das previsões da 3ª a 6ª 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 3.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 37.264 MW médios no

subsistema SE/CO e 10.210 MW médios no Sul. Quando comparadas aos

valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam

decréscimos de 1,4% para o subsistema SE/CO e 3,1% para o subsistema Sul.

Com a revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de outubro (revisão 2), estima-

se para o fechamento do mês uma carga de 38.054 MW médios para o SE/CO

e de 10.780 MW médios para o subsistema Sul. Estes valores, se comparados

à carga verificada em setembro, sinalizam acréscimos de 2,8% para o

subsistema SE/CO e 1,8% para o subsistema Sul.

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

10.250 MW médios e no Norte de 5.568 MW médios. Estas previsões, quando

comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimos

de 3,5% para o subsistema Nordeste e 2,4% para o subsistema Norte. Com a

revisão das projeções da 3ª a 6ª semana de outubro (revisão 2), está sendo

estimado para o fechamento do mês uma carga de 10.528 MW médios para o

Nordeste e de 5.628 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à

carga verificada em setembro, sinalizam acréscimos de 1,4% para o

subsistema Nordeste e 0,2% para o subsistema Norte.

Os decréscimos de carga previstos para a próxima semana estão associados à

ocorrência do feriado de Nossa Senhora Aparecida, dia 12/10.

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 03 a 09/10 e as previsões

para a semana de 10 a 16/10/2015.

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

para ocorrer na quinta-feira, dia 08/10, com valor em torno de 42.800 MW. Para

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

12.700 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 15/10. 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 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na

Tabela 3.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no

sábado, dia 10/10, com valor em torno de 11.400 MW. Para o Subsistema

Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 6.400 MW, devendo

ocorrer na quarta-feira, dia 14/10. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a

demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado,

entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.700 MW.

Estes resultados podem ser verificados na Erro! Autoreferência de indicador

não válida. a seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o

período 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 Outubro.

Anexo IV Limites de Transmissão


ANEXO I – Controle de Tensão

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

Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções

de Operação.

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

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

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

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

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

IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à

Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica


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


Jorge Lacerda:

O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda

foi dimensionado para evitar corte de carga quando da

ocorrência de contingência simples/indisponibilidade de

equipamentos da rede de operação na região, como segue:

Patamar de carga pesada e média: contingência da LT

230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha ou da LT 230 kV

Caxias 5 – Lajeado Grande ou da maior máquina

sincronizada (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) - 1 x 80 -

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

Total 33 146 -

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

- UG 1: indisponível entre 22/04/2015 e 20/10/2015. - UG 2: Limitada em 37 MW entre 29/06/2015 a 08/11/2015. - UG 5: indisponível entre 04/10/2015 e 09/12/2015

2. A geração térmica mínima da carga média, 2M (66 MW) + 1G (80 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 2 do PMO do mês de Outubro/15, para a semana operativa de 10/10/2015 a 16/10/2015.

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

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 20,12

Angra 1 23,21

Candiota III 69,11

P. Pecém I 124,19

P. Itaqui 126,66

P. Pecém II 132,36

P. Médici A e B 115,90

J. Lacerda C 155,85

J. Lacerda B 186,33

J. Lacerda A2 195,49

Charqueadas 205,48

J. Lacerda A1 258,42

S. Jerônimo 248,31

Figueira 402,18

Norte Fluminense 1 37,80


Parnaíba IV 69,00

Termopernambuco 70,16

Maranhão IV 118,17

Maranhão V 118,17

Santa Cruz Nova 127,54


Fortaleza 139,88

L. C. Prestes_L1 156,05

Linhares 192,65

G. L. Brizola_L1 183,56

N.Venecia 2 171,19

Juiz de Fora 213,84

William Arjona 297,27

B. L. Sobrinho _L1 230,96

C. Furtado 279,04

Termoceará 251,97

Euzébio Rocha_L1 266,72

R. Almeida 265,59

A. Chaves 266,78

Jesus Soares Pereira 314,63

Araucária 595,11


F. Gasparian 399,02

M. Lago 421,88

M. Covas 511,77

Uruguaiana 486,20

Camaçari 486,20

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

B. L. Sobrinho_L13 267,75

Brizola_L13 267,08

L. C. Prestes_L13 265,77

Euzébio Rocha_L13 265,10

Tambaqui 0,00

Jaraqui 0,00

Manaurara 0,00

Ponta Negra 0,00

C. Rocha 0,00

Atlântico 153,60

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Pernambuco 3 312,34

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 678,04

R. Silveira 421,52

Maracanaú I 356,59

Termocabo 367,46

Termonordeste 372,30

Termoparaíba 372,30

Global I 422,56

Global II 422,56

Geramar I 371,80

Geramar II 371,80

Viana 371,80

Campina Grande 371,81

Alegrete 371,81

Igarapé 653,43

Bahia I 685,54

Camaçari Muricy I 779,99

Camaçari Polo de Apoio I 779,99

Petrolina 855,76

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 367,93

Aparecida B1TG6 905,99

Electron 872,84

Iranduba 867,33

Mauá B1 711,77

Mauá B4 575,00

Mauá B5 575,00

S. Tiaraju 698,14

Altos 742,73

Aracati 742,73

Baturité 742,73

Campo Maior 742,73

Caucaia 742,73

Crato 742,73

Iguatu 742,73

Juazeiro do Norte 742,73

Marambaia 742,73

Nazária 742,73

Pecém 742,73

Daia 838,86

M. Covas 688,64

Goiânia II 896,01

William Arjona 808,02

Camaçari 943,88

Potiguar III 962,43

Potiguar 962,44

Xavantes 1172,47

Pau Ferro I 1067,02

Termomanaus 1067,02

Palmeiras de Goias 752,33

Santana I 640,96

Santana II 898,56

Brasília 1047,38

Flores 841,64

São José 873,18

Cocal 192,52

PIE-RP 192,52

Madeira 248,09

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 3.7-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período

de 10/10/15 a 16/10/15 18

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 24

Tabelas

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 16/10 12

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10 12

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 13

Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 15

Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15

Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16

Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 17

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 35

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 38

Documents

PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA … A UHE Santo Antônio do Jari e a UHE Ferreira Gomes ambas localizadas ... com dois subsistemas, onde o subsistema 1 será atendido