PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE ABRIL

Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova 20211-160 Rio de Janeiro RJ

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NT 0057-207-2015 (PMO - Semana Operativa 11-04-2015 a 17-04-2015).docx

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-0057-207-2015

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE ABRIL

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 11/04/2015 A 17/04/2015

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ONS NT-0057-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 3 / 36

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de

Segurança Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação

de Novas Instalações 8

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração

de equipamentos 9

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 12

3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 13

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada

subsistema 14

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 16

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 16

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 17

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em

Tempo Real 18

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 21

5 Previsão de Carga 25

5.1 Carga de Energia 25

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 2 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Abril/2015, para a semana operativa de 11/04/2015 a 17/04/2015, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov. Leonel Brizola L1, Cocal (indisponível, conforme declaração do Agente), W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L13, E. Rocha L1, L. C. Prestes L13, A. Chaves, G. L. Brizola L13, B. L. Sobrinho L13 (indisponível, conforme declaração do Agente), Norte Fluminense 4 (indisponível, conforme declaração do Agente), Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), F. Gasparian, M. Lago, Campos, Viana, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível, conforme legislação vigente), Igarapé (indisponível, conforme declaração do Agente), Termonorte II, Palmeiras do Goiás, Daia, Goiânia 2 e, nos patamares de carga pesada e média, da UTE Carioba (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota 3, P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo (indisponível, conforme legislação vigente), Figueira, Araucária, Sepé Tiaraju, Uruguaiana e Nutepa (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs ERB Candeias, Termopernambuco, P. Pecém I e II, Fortaleza, R. Almeida, Termoceará, C. Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Suape II, Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Global I, Global II, Bahia I, Camaçari G (indisponível, de acordo com legislação vigente), Altos, Aracati, Baturité, C. Maior, Caucaia,

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Crato, Iguatu, Juazeiro, Marambaia, Nazária, Pecém, Arembepe, Muricy e, nos patamares de carga pesada e média, da UTE Petrolina. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga da UTE Parnaíba IV, Maranhão V, Maranhão IV, Porto Itaqui, Nova Venécia 2 e, somente no patamar de carga pesada, das UTEs Aparecida, Maua B3 e Geramar 1 e 2.

Além disso, está previsto para a semana de 11/04/2015 a 17/04/2015, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 13/06/2015 a 19/06/2015, benefício marginal de R$ 942,77 /MWh para os patamares de carga pesada e média e de R$ 940,20/MWh para o patamar de carga leve. 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 13/06/2015 a 19/06/2015.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item 4.4.1.

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013, está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo NEWAVE.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Abril/15.

Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a partir do PMO de Dezembro de 2012:

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 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.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Abril/15 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:

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3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

 Sistema de Suprimento à cidade de Manaus

Está previsto para o dia 19/04/2015 a conclusão dos serviços de seccionamento da LT 230 kV UHE Balbina – Manaus na SE Lechuga. Com a conclusão dos serviços, o atendimento à Área Manaus passa a ser realizado conforme o diagrama unifilar a seguir, destacando o atendimento às cargas da cidade de Manaus através do Subsistema 01 – SE Mauá III e pelo Subsistema 02 – SE Manaus:

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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

 LT 230 kV Balbina – Lechuga, resultado do seccionamento da LT 230 kV UHE Balbina – Manaus na SE Lechuga

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3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos

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

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

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Abril/15, para a semana de 11/04/2015 a 17/04/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/04

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

(%VU)

Valor Esperado

31,9

38,9

26,4

78,5

100,0

Limite Inferior

31,2

37,3

25,9

78,2

100,0

Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/04

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

(%VU)

Valor Esperado

33,6

40,7

27,8

79,4

100,0

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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.

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

SUDESTE 34.142 82 32.697 78 35.664 85 38.615 92

SUL 7.061 107 5.482 83 7.691 117 9.970 151

NORDESTE 6.916 57 6.075 50 6.947 58 7.815 65

NORTE 13.237 85 12.176 78 13.160 84 14.144 91

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS VE LI VE LS SUDESTE _33,6 _31,1 _33,2 _34,4 SUL 40,7 31,0 44,8 54,7 NORDESTE _27,8 _26,0 _27,9 _29,0 NORTE 79,4 79,4 80,2 79,9 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 30/4 NÍVEL PMO Subsistema

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3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 2 do PMO de Abril/15 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

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

Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) ITAIP 50Hz 60Hz

SE/CO

FICT. SUL FICT. NORTE

NE

5600 2632 2192 4247 2968 600 3643 605 R$ 218,47/MWh R$ 824,58/MWh R$ 949,64/MWh R$ 949,64/MWh 1245

N

S

SEMANA 3 MÉDIA DO ESTÁGIO Caso 1: ABR15_RV2_N-2_V Caso 2

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada

971,78

851,97

434,59

Média

966,65

851,97

207,16

Leve

918,29

776,54

171,19

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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 atuação de áreas de instabilidade e a passagem de uma frente fria pelo litoral da região Sudeste no fim da semana operativa devem ocasionar chuva fraca a moderada em pontos isolados da bacia do rio Paranapanema e fraca nas bacias dos rios Tietê e Grande. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 82% da MLT, sendo armazenável 81% 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. No fim da semana operativa a passagem de uma frente fria pela região Sul deve ocasionar chuva fraca a moderada em pontos isolados da bacia do rio Iguaçu e chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 107% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 104% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado da semana corrente. A bacia do rio São Francisco deve apresentar período de estiagem na próxima semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 57% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A bacia do rio Tocantins apresenta pancadas de chuva no início da semana. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 85% MLT, sendo armazenável 80% da MLT.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 34.142 7.061 6.916 13.237

% MLT 82 107 57 85

% MLT Armazenável 81 104 57 80

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 29.254 4.079 5.380 11.659

% MLT 70 62 45 75

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3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de abril é de uma média de 85% da MLT, sendo armazenável 83% 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 78% da MLT, sendo armazenável 77% 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 54 62 46 57

Bacia do Rio Paranaíba 93 93 77 85

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 82 87 73 81

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 89 97 79 90

Paraíba do Sul 58 61 49 55

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de abril é de 117% da MLT, sendo armazenável 109% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 83% da MLT, sendo armazenável 78% 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.

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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 112 124 78 97

Bacia do Rio Jacuí 131 132 67 89

Bacia do Rio Uruguai 95 103 38 62

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de abril é de 58%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 50% 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 abril apresente uma média de 84% da MLT, sendo armazenável 80% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 78% da MLT, sendo armazenável 75% 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 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 35.664 7.691 6.947 13.160

% MLT 85 117 58 84

% MLT Armazenável 83 109 58 80

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 32.697 5.482 6.075 12.176

% MLT 78 83 50 78

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Figura 4-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 11/04/15 a 17/04/15

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 206, de 23 de março de 2015, prorroga até o dia 30 de abril de 2015, a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013. Autoriza também que no período de carga leve, que compreende dias úteis e sábados entre 0h e 7h e durante todo o dia, nos domingos e feriados, a descarga mínima a jusante de Sobradinho e Xingó poderá ser reduzida para até 1.000 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 de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s e 1.000 m³/s conforme Resolução Ana, nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a geração térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE.

Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis, a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 80 m³/s, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante.

Em função da ocorrência de vertimento para controle do nível de armazenamento de seu reservatório, a geração da UHE Tucuruí será explorada ao máximo em todos os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE.

Na região Sul, a geração das usinas deverá ser explorada prioritariamante nos períodos de carga média e pesada, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Nos períodos de carga leve a geração da região será utilizada para fechamento do balanço energético do SIN. Em função das condições hidroenergéticas da UHE Itaipu, sua geração deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, sendo que nos períodos de carga leve sua geração será dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. Esta operação será efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

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Nos períodos de carga leve, após as operações hidráulicas para atendimento dos requisitos das usinas de jusante e/ou minimização da geração das usinas hidrelétricas das regiões NE, SE/CO e Sul, caso exista excedentes energéticos na UHE Tucuruí, 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 na curva de carga.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e M.Moraes deverá ser minimizada em todos os patamares de carga. A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser dimensionada para fechamento do balanço energético.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Batalha, Serra do Facão e Itumbiara deverá ser explorada nesta ordem de prioridade. A geração das UHEs Emborcação e Nova Ponte deverá ser minimizada em todos os patamares de carga.

Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração da UHE Capivara deverá ser maximizada em todos os períodos. A geração das UHEs Jurumirim e Chavantes deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. A geração das UHEs Ilha Solteira e Três Irmãos será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá, Porto Primavera e Itaipu, respeitando-se as restrições operativas existentes.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser minimizada. A geração da UHE Funil será 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

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LIGHT reduzido de 160 m³/s para 98 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 36 m³/s, face as condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será explorada em todos os períodos de carga face a ocorrência de vertimento para controle do nível de armazenamento de seu reservatório. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra da Mesa será minimizada. 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 80 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 e 1.000 m³/s, conforme Resolução Ana, nas UHEs Sobradinho e Xingó.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí, deverão ser utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

3. Usinas térmicas;

4. UHEs Capivara, Taquaruçu e Rosana, respeitando-se as restrições operativas da usina;

5. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 6. Usinas da região Sul;

7. UHEs Batalha e Serra do Facão;

8. 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;

9. UHEs Ilha Solteira / Três Irmãos / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

10. UHE Marimbondo; 11. UHE Água Vermelha;

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12. UHE Chavantes;

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

14. UHE Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

15. UHE Itumbiara;

16. 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;

17. UHE Emborcação;

18. UHE Nova Ponte, respeitando-se a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

19. UHE Furnas e Mascarenhas de Moraes, respeitando-se as restrições operativas da usina e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

20. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. UHE Passo Fundo;

3. UHE Salto Santiago;

4. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. UHE Ney Braga;

6. UHE Mauá;

7. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante;

8. Usinas da bacia do rio Jacuí; 9. UHE GPS;

10. UHE G.B.Munhoz;

11. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 12. UHE Barra Grande;

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

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

(20)

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

limites elétricos vigentes;

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 limites elétricos vigentes;

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.

(21)

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.

(22)

ONS NT-0057-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 22 / 36 FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da

SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2.

FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema.

FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa.

FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste.

FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul.

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

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

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas

 LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C. 3 das 06h30min às 16h30min do dia 12/04 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de instalação de nova fase de reator de linha, substituindo a unidade reser va atualmente em uso. Adicionalmente, executar corte de eucaliptos na lateral da faixa de passagem entre as torres 205 e 208.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perda dupla dos circuitos da LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto, em operação, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

GIPU 60 Hz < 5.000 MW RSE < 4.000 MW FSE < 3.600 MW Elo CC < 5.300 MW

 LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina II C.1 das 22h00min do dia 10/04 (sexta-feira) às 23h59min do dia 12/04 (domingo).

Esta intervenção está programada para realizar transferência do vão na SE Teresina.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas de circuitos de 500 kV da Interligação N-NE, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

RNE < 3.500 MW EXP N < 5.600 MW

(23)

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga a) Área Norte/Nordeste

 SE Messias 230 kV – Barra 04B1 das 07h00min às 13h00min do dia 12/04 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chave seccionadora associadas à Barra 04B1 de 230 kV da SE Messias.

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 toda carga da CEAL na capital de Maceió.

 LT 230 kV Castanhal - Utinga das 07h00min às 16h00min do dia

12/04 (domingo).

Esta intervenção está programada para retirada de jumpers provisórios e instalação de novos pingados para energizar a LT pelo novo vão.

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a contingência dupla na LT 230 kV Vila do Conde - Guamá (C.1 e C.2 que compartilham a mesma estrutura), haverá a interrupção de todas as cargas atendidas pelas SEs Guamá e Utinga (totalidade das cargas da capital Belém).

b) Área Acre/Rondônia

 LT 230 kV Abunã – Porto Velho C.1 das 00h00min às 06h00min do dia 11/04 (sábado).

Esta intervenção está programada para a conclusão dos serviços de adequação de painéis existentes e de novos painéis com vistas à implementação de barramento de transferência e de proteção diferencial de barras da SE 230 kV Abunã.

Durante a realização desta intervenção, no caso da perda do circuito 2 L T 230kV Abunã - Porto Velho haverá o desligamento das cargas da ELETROACRE atendidas pela SE Rio Branco (totalidade das cargas da capital Rio Branco) e pela SE Abunã.

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 SE Abunã 138 kV – Barra 1 das 08h00min às 12h00min do dia 12/04 (domingo).

Esta intervenção está programada para a conclusão dos serviços de adequação de painéis existentes e de novos painéis com vistas à implementação de barramento de transferência e de proteção diferencial de barras da SE 138 kV Abunã.

Durante a realização desta intervenção haverá a interrupção das cargas de Guajará Mirim.

c) Área Rio de Janeiro

 LT 500 kV Grajaú – Zona Oeste das 06h30min às 17h00min do dia 12/04 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de manutenção corretiva visando a substituição de cadeia de isoladores, reposição de gás SF6 e sanar ponto de sobreaquecimento.

Durante a realização desta intervenção a perda da LT 500kV Adrianópolis – Grajaú provocará sobrecargas na transformação 345/138kV de Jacarepaguá, podendo ser necessário o corte manual de carga na região metropolitana do Rio de Janeiro.

 SE Campos 345 kV – Disjuntor 8122 das 07h00min do dia 11/04 (sábado) às 17h00min do dia 27/04 (segunda-feira).

Esta intervenção está programada para a realização de troca da proteção diferencial de barras e falha de disjuntor do setor de 138 kV as SE Adrianópolis.

Durante a realização desta intervenção a ocorrência de contingências envolvendo barra ou falha de disjuntor no setor de 138 kV da SE Adrianópolis poderá provocar perda de carga por subtensão da AMPLA.

Áreas do Sistema de Transmissão Associado à Região Sul, Minas Gerais, Goiás/Brasília e Mato Grosso.

 No período de 11/04/2015 à 17/04/2015 não estão previstas intervenções de porte nestas áreas.

(25)

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 abril, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras semanas e a revisão das previsões da 3ª a 5ª semana, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na Tabela 5.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 38.210 MW médios no subsistema SE/CO e 10.907 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimo de 0,7% para o subsistema SE/CO e 0,8% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de abril (revisão 2), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 37.540 MW médios para o SE/CO e de 10.751 MW médios para o Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em março, sinalizam decréscimos de 4,7% para o subsistema SE/CO e 9,7% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 10.565 MW médios e no Norte de 5.492 MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimo de 2,8% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,3% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da 3ª a 5ª semana de abril (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 10.482 MW médios para o Nordeste e de 5.403 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em março, sinalizam decréscimo de 1,8% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 4,7% para o subsistema Norte.

(26)

(27)

5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 04/04 a 10/04 e as previsões para a semana de 11 a 17/04/2015.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 16/04, com valor em torno de 44.800 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.600 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 15/04. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 57.500 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 11/04, com valor em torno de 11.700 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.850 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 15/04. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 19h00min e 20h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.300 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2- a seguir.

(28)

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 Abril.

(29)

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

(30)

ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à

Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica

INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L Angra 1 (640 MW) --- --- --- 639,6 640 640 639 Angra 2 (1350 MW) --- --- --- 1.350 1.350 1.350 1.350 J. Lacerda A1 (100 MW) --- --- --- 0 70 70 70 J. Lacerda A2 (132 MW) (1) (3) (3) --- 0 120 120 120 J. Lacerda B 262 MW) (1) (3) (3) --- 0 240 240 240 J. Lacerda C (363 MW) --- --- --- 0 335 335 335 Charqueadas (72 MW) (2) --- --- --- 0 47 45 43 P. Médici A (126 MW) (1) --- --- --- 0 - - -P. Médici B (320 MW) (2) --- --- --- 120 120 120 120 S. Jerônimo (20 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Figueira (20 MW) --- --- --- 13 13 13 13 Candiota III (350 MW) (1) --- --- --- 320 320 320 320 P. Pecém I (360,14 MW) --- --- --- 0 720 720 720 P. Pecém II (176,2) --- --- --- 0 365 365 365 P. Itaqui (360,14 MW) --- --- --- 0 340 340 340 F. Gasparian (576,08 MW) --- --- --- 0 560 560 560 B. L. Sobrinho_L1 (320,65 MW) --- --- --- 0 320,3 320,3 320,3 M. Lago (922,62 MW) (3) (3) (3) 0 830 830 830 Juiz de Fora (87,05 MW) (2) --- --- --- 0 80 80 80 Uruguaiana (639,90 MW) (2) --- --- --- 378,2 320 367,4 411,4 A. Chaves (226,0 MW) (2) --- --- --- 0 222 222 222 Termoceará (220,0 MW) --- --- --- 0 95 95 95 R. Almeida (138,02 MW) --- --- --- 0 110,8 110,8 110,8 Araucária (4854,15 MW) (2) --- --- --- 0 480 480 480 C. Furtado (185,89 MW) --- --- --- 0 158,9 158,9 158,9 Fortaleza (346,63 MW) (6) --- --- --- 0 326,6 326,6 326,6 L. C. Prestes_L1 (134,25 MW) --- --- --- 0 134,2 134,2 134,2 Baixada Fluminense (344 MW) --- --- --- 0 530 530 530 M. Covas (529,20 MW) (4) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 1 (868,93 MW) (3) (3) (3) 205 205 205 205 N. Fluminense 2 (868,93 MW) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 3 (868,93 MW) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 4 (868,93 MW) --- --- --- 0 - - -Parnaíba IV (56,3 MW) --- --- --- 0 56,3 56,3 56,3 W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 120 118 106 Termopernambuco (532,76 M W) --- --- --- 348,8 510 510 510 Brizola_L1 (770,33 MW) (2) --- --- --- 74,8 770,3 770,3 770,3

Jesus Soares Pereira (322,97 MW) (2) --- --- --- 0 300 300 300

Euzébio Rocha_L1 (157,17 MW) --- --- --- 63,3 150,2 150,2 150,2

Camaçari (346,80 MW) --- --- --- 0 - -

-Luiz O R Melo (204 MW) (7) --- --- --- 0 195,5 195,5 195,5

Camaçari 346,80 MW) (4) --- --- --- 0 - -

-Santa Cruz Nova (500 MW) (2)(7) --- --- (3) 0 325 325 325

Maranhão IV (337,6 MW) --- --- --- 0 337,6 337,6 337,6 Maranhão V (337,6 MW) --- --- --- 0 337,6 337,6 337,6 Aparecida (130,54 MW) --- --- --- 150 150 150 150 Mauá B3 (120 MW) --- --- --- 100 100 100 100 Tambaqui (75,48 MW) --- --- --- 63 63 63 63 Jaraqui (75,48 MW) --- --- --- 63 63 63 63 Manaurara (85,38 MW) --- --- --- 64,5 64,5 64,5 64,5 Ponta Negra (85,38 MW) --- --- --- 64 64 64 64 C. Rocha (85,38 MW) --- --- --- 67 67 67 67 B. L. Sobrinho_L13 (65,25 MW) --- --- (3) 0 - - -Brizola_L13 (265,67 MW) (2) --- --- --- 25,7 209,7 209,7 209,7 L. C. Prestes_L13 (215,75 MW) --- --- --- 0 215,5 215,5 215,5 Euzébio Rocha_L13 (58,83 MW) --- --- --- 23,7 58,8 58,8 58,8

Us ina Térm ica RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Ins talada)

N U C LE A R C AR VÃ O GÁS

(31)

(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)

INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L S. Cruz 3 e 4 (436 MW) (2) --- --- --- 0 - - -R. Silveira (30 MW) --- --- --- 0 22 22 22 Piratininga 1 e 2 (200 MW) --- --- --- 0 - - -Igarapé (131 MW) --- --- --- 0 - - -Nutepa (24 MW) --- --- --- 0 - - -Alegrete (66 MW) --- --- --- 0 - - -Carioba (36 MW) --- --- --- 0 - - -Petrolina (136,20 MW) --- --- --- 0 132 94,7 -Camaçari Muricy I (151,7 MW) --- --- --- 0 105 105 105 Termonorte II (340,0 MW) (2) --- --- (3) 0 340 340 340 Termocabo (49,73 MW) --- --- --- 0 41,2 41,7 44,6 Pernambuco 3 (3 x 52,4 + 1 x 43,7 MW) --- --- --- 0 160 160 160 Geramar I (165,87 MW) --- --- --- 0 - - -Viana (174,6 MW) --- --- --- 0 154 151 153 Geramar II (165,87 MW) --- --- --- 0 72,8 - -Camaçari Polo de Apoio I (150 MW) --- --- --- 0 100 100 11,1 Global I (148,80 MW) --- --- --- 0 90 90 90 Global II (148,80 MW) --- --- --- 0 95 95 95 Maracanaú I (168 MW) --- (3) (3) 0 155 155 155 Termonordeste (170,85 MW) --- --- --- 0 137,5 137,5 137,5 Termoparaíba (170,85 MW) --- --- --- 0 148 148 148 Bahia I (31,8 MW) (2) --- --- --- 0 27,3 27,3 27,3 Campina Grande (169,08 MW) --- --- --- 0 166 166 166 Suape II (381,26 MW) --- --- --- 0 336 336 336 Aparecida B1TG6 (40 MW) --- --- --- 0 - - -Distrito A (19 MW) --- --- --- 0 - - -Distrito B (18 MW) --- --- --- 0 - - -Electron (30 MW) (3) (3) --- 0 15 15 15 Iranduba (45 MW) (3) (3) (3) 0 22 22 22 Mauá B1 (40 MW) (3) (3) (3) 0 20 20 20 Mauá B4 (150 MW) (3) (3) (3) 0 54 54 54 Mauá B5 A (28 MW) --- --- --- 0 - - -Mauá B5 B (28 MW) (3) (3) (3) 0 20 20 20 Mauá B6 (130 MW) --- --- --- 0 - - -Mauá B7 (27 MW) --- --- --- 0 - - -S. Tiaraju (160,57 MW) (4) --- --- --- 0 248 248 248 Brasília (10 MW) (2) --- --- --- 0 - - -W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Altos (13,1 MW) --- --- --- 0 5 5 5 Aracati (11,5 MW) --- --- --- 0 4 4 4 Baturité (11,5 MW) --- --- --- 0 6 6 6 Camaçari (346,8 MW) (4) --- --- --- 0 - - -Campo Maior (13,1 MW) --- --- --- 0 4 4 4 Caucaia (14,8 MW) --- --- --- 0 7 7 7 Crato (13,1 MW) --- --- --- 0 6 6 6 Pecém (14,8 MW) --- --- --- 0 9 9 9 Iguatu (14,8 MW) --- --- --- 0 6 6 6 Juazeiro do Norte (14,8 MW) --- --- --- 0 7 7 7 Marambaia (13,1 MW) --- --- --- 0 5 5 5 Nazária (13,1 MW) --- --- --- 0 6 6 6 Daia (44,44 MW) --- --- --- 0 38 38 38 Xavantes (53,58 MW) --- --- --- 0 - - -Goiânia II (140,0 MW) --- --- --- 0 50 79 50 Potiguar (53,12 MW) --- --- (3) 0 - - 3 Potiguar III (66,4 MW) --- --- (3) 0 - - 9 Termomanaus (156,15 MW) --- --- --- 0 - - -Pau Ferro I (102,6 MW) --- --- --- 0 - - -Palmeiras de Goias (175,56 MW) --- --- --- 0 105 105 105 Cidade Nova (19 MW) --- --- --- 0 - - -Flores 1 (20 MW) (3) (3) (3) 0 20 20 20 Flores 2 (20 MW) (3) (3) (3) 0 20 20 20 Flores 3 (20 MW) (3) (3) (3) 0 20 20 20 Flores 4 (18 MW) (3) (3) (3) 0 15 15 15 São José 1 (30 MW) (3) (3) (3) 0 15 15 15 São José 2 (18 MW) (3) (3) (3) 0 15 15 15 Cocal (28,2 MW) --- --- --- 0 2,7 2,7 2,7 PIE-RP (30,0 MW) --- --- --- 0 2,7 2,7 2,7 Madeira (4,0 MW) --- --- --- 0 2 2 2 Sol (147,30 MW) --- --- --- 150,8 150,8 150,8 150,8 Atlântico (235,2 MW) --- --- --- 235 235 235 235 Atlântico CSA (254,80 MW) --- --- --- 115 115 115 115 Suzano MA (254,84 MW) --- --- --- 254,8 254,8 254,8 254,8 B IO M A S S A R E S Í D UO S

RAZÃO ELÉTRICA COM POSIÇÃO DO

DESPACHO FINAL (Capacidade Ins talada)

ÓLEO

Us ina Tér m ica

D

IES

(32)

Região Sul

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

 Patamar de carga média: contingência da LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha e 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 1 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 2 x 80 -

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

Total 113 193 -

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

- UG 1 (50 MW): limitada a 25 MW.

Região SE/CO

Durante intervenções no circuito C-1 da LT 500 kV Grajau/Zona Oeste será necessária geração nas UTEs Santa Cruz Nova, B. L. Sobrinho, N. Fluminense e M. Lago.

Durante intervenções na SE Adrianópolis 138kV será necessária geração nas UTEs Santa N. Fluminense e M. Lago.

Região Nordeste

Durante intervenções no transformador 04T1 da SE Fortaleza e no disjuntor 14Z5 230 kV SE Fortaleza II será necessária geração na UTE Maracanau.

Durante intervenções na LT 230 kV Campina Grande II - Natal III será necessária geração nas UTEs Potiguar I e III.

Durante intervenções nas barras 01 ou 02 500 kV da SE Miranda II será necessária geração na UTE P. Itaqui.

(33)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 2 do PMO do mês de Abril/15, para a semana operativa de 11/04/2015 a 17/04/2015.

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 20,12 Angra 1 23,21 Candiota III 65,01 P. Pecém I 113,93 P. Itaqui 117,13 P. Pecém II 122,65 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. Jerônim o 248,31 Figueira 402,18

Norte Flum inens e 1 37,80

Parnaíba IV 69,00

Term opernam buco 70,16

Maranhão IV 98,01

Maranhão V 98,01

Santa Cruz Nova 105,19

Fortaleza 118,51 L. C. Pres tes _L1 154,47 Linhares 157,01 G. L. Brizola_L1 180,95 N.Venecia 2 171,19 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 197,85 B. L. Sobrinho _L1 228,62 C. Furtado 279,04 Term oceará 248,27 Euzébio Rocha_L1 250,88 R. Alm eida 251,13 A. Chaves 252,82

Jes us Soares Pereira 314,63

Araucária 765,86

F. Gas parian 399,02 M. Lago 418,51 M. Covas 463,79 Uruguaiana 486,20 Cam açari 732,99 Aparecida 302,19 Mauá B3 411,92 B. L. Sobrinho_L13 254,18 Brizola_L13 253,23 L. C. Pres tes _L13 251,37 Euzébio Rocha_L13 250,42 Tam baqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00 Atlântico 144,23 RESIDUOS INDUSTRIAIS USINA TÉRMICA NUCLEAR CARVÃO GÁS

(34)

ONS NT-0057-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE ABRIL 34 / 36 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Pernam buco 3 368,12 Piratininga 1 e 2 470,34 Term onorte II 678,04 R. Silveira 420,72 Maracanaú I 418,68 Term ocabo 429,44 Term onordes te 433,82 Term oparaíba 433,82 Global I 493,45 Global II 493,45 Geram ar I 434,59 Geram ar II 434,59 Viana 434,60

Cam pina Grande 434,61

Alegrete 434,61

Igarapé 653,43

Bahia I 682,10

Cam açari Muricy I 776,54

Cam açari Polo de Apoio I 776,54

Petrolina 851,97 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 434,58 Aparecida B1TG6 926,82 Dis trito A 611,14 Dis trito B 622,60 Electron 1165,12 Iranduba 654,56 Mauá B1 844,72 Mauá B4 449,98 Mauá B5 A 616,42 Mauá B5 B 590,42 Mauá B6 657,05 Mauá B7 659,10 S. Tiaraju 698,14 Altos 740,12 Aracati 740,12 Baturité 740,12 Cam po Maior 740,12 Caucaia 740,12 Crato 740,12 Iguatu 740,12 Juazeiro do Norte 740,12 Maram baia 740,12 Nazária 740,12 Pecém 740,12 Daia 836,01 M. Covas 688,64 Goiânia II 893,02 William Arjona 808,02 Cam açari 943,88 Potiguar III 959,87 Potiguar 959,88 Xavantes 1168,46 Pau Ferro I 1064,18 Term om anaus 1064,18

Palm eiras de Goias 730,38

Bras ília 1047,38 Cidade Nova 654,63 Flores 1 618,81 Flores 2 636,82 Flores 3 631,82 Flores 4 639,79 São Jos é 1 660,35 São Jos é 2 660,35 Cocal 181,28 PIE-RP 181,28 Madeira 232,98 BIOMASSA ÓLEO DIESEL USINA TÉRMICA

(35)

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

(36)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3.4-1: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 11 Figura 4-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de

11/04/15 a 17/04/15 15

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 21

Tabelas

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 17/04 9 Tabela 3.4-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/04 9 Tabela 3.4-3: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 11 Tabela 3.5-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12 Tabela 3.6-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13 Tabela 3.6-2: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14 Tabela 3.7-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 30