PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO

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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

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-0139-207-2015

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE OUTUBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

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ONS NT-0139-207-2015 - 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 10 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração

de equipamentos 11 3.4 Relacionados com a Otimização Energética 11 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 13 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 14 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada

subsistema 16

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 18 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 18 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 18 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em

Tempo Real 20

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Outubro/2015, para a semana operativa de 26/09/2015 a 02/10/2015, 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 G. L. Brizola L1, somente nos patamares de carga pesada e média da UTE Cocal e somente no patamar de carga pesada da UTE W. Arjona. 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 e 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.

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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.

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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 2 do Sistema de Corrente Contínua.

Durante a realização desses serviços, visando garantir a segurança do sistema, no caso da ocorrência de perda do Bipolo 01, deverão ser atendidas as seguintes restrições energéticas:

F (Bipolo 01) < 1.500 MW F (BtB) ≥ 200 MW

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 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.

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

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

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

Está previsto para a semana do dia 26/09/2015 a realização de 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.

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. Esp G G G G G G G G G ( G G

UTE-Jaraqui Jaraqui Sto. Antônio

CEs Cachoeirinha Seringal

Mirim

Aparecida Shopping Manauara Manacapuru IrandubaPonta do Ismael

Ponta Negra

UTE 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 a u á BL 4 Distrito Industrial

São José Placibrás V-Oito

Mauá 3 Mauá 3

Mauá 3

Mauá B2

UTE Manauara Sta. Etelvina Cidade Nova Mauá G Jorge Teixeira UTE C. Rocha P. Figueiredo Balbina UHE Balbina Lechuga Lechuga 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 2x13,3MVA 1x26,6MVA 5MVA 2x26,6MVA (2 0 + 3 0 ) M V A r 2x26,6MVA 26,6MVA 2x13,3MVA 4x26,6MVA 2x26,6MVA 2x26,6MVA 2x26,6MVA 4x26,6MVA 4x26,6MVA 30MVA

26,6MVA4x26,6MVA 9,4MVA 7MVA 3x26,6MVA Manaus Mutirão Jorge Teixeira Cachoeira GrandeCompensa

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

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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 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

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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 (31/10/2015) 3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Outubro/15, para a semana de 26/09/2015 a 02/10/2015, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.4-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 02/10

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

(%VU)

Valor Esperado

31,0

74,2

13,3

37,4

41,9

Limite Inferior

30,5

69,5

13,4

37,2

41,9

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

25,7

80,8

9,5

27,6

33,0

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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.

3.4.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados 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)

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

SUDESTE 21.138 121 19.872 113 21.476 122 23.088 132

SUL 11.398 95 6.624 55 9.486 79 12.220 102

NORDESTE 1.620 52 1.392 45 1.466 47 1.541 50

NORTE 1.135 63 1.196 66 1.238 69 1.281 71

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS VE LI VE LS SUDESTE

_25,7

_25,8

_28,9

_31,3

SUL

80,8

55,1

82,2

93,7

NORDESTE

9,5

9,4

9,5

10,2

NORTE

27,6

26,6

27,7

28,6

NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 31/10 NÍVEL PMO

Subsistema

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada

198,03

Média

194,64

Leve

183,80

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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 uma frente fria na região Sudeste no início da próxima semana ocasiona chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Tietê, Grande e Paraíba do Sul. No decorrer da semana a atuação de áreas de instabilidade provoca chuva fraca, ocasionalmente moderada, nas bacias hidrográficas do subsistema. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 100% da MLT, sendo armazenável 99% 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. As bacias hidrográficas do subsistema apresentam chuva fraca, ocasionalmente moderada, na próxima semana operativa devido à atuação de áreas de instabilidade na região Sul. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 111% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 92% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em no mesmo patamar em relação ao observado da semana corrente. A bacia do rio São Francisco apresenta chuva fraca isolada no final da semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 40% MLT, sendo totalmente armazenável.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 18.561 13.720 1.264 1.172

% MLT 100 111 40 61

% MLT Armazenável 99 92 40 56

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 14.841 5.874 1.088 1.015

% MLT 80 48 34 53

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 setembro é de uma média de 98% da MLT, sendo armazenável 97% 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 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 53 64 45 50

Bacia do Rio Paranaíba 71 71 61 55

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 91 98 80 83

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 138 128 109 105

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3.1.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de setembro é de 104% da MLT, sendo armazenável 90% 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 55% da MLT, sendo armazenável 48% da MLT.

Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

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

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias _Semana _Mês _Semana _Mês

Bacia do Rio Iguaçu 80 85 44 54

Bacia do Rio Jacuí 149 164 50 88

Bacia do Rio Uruguai 130 110 48 48

3.1.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de setembro é de 42%, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 35% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.1.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de setembro apresente uma média de 67% da MLT, sendo armazenável 64% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

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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 20.643 13.829 1.429 1.319

% MLT 98 104 42 67

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 16.445 7.318 1.181 1.159

% MLT 78 55 35 59

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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 ocorra 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.

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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 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.

A geração da UHE Serra da Mesa será maximizada de forma a prover a máxima disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias, indica uma defluência de 400 m³/s a partir das 00:00 horas do dia 28/08/2015, 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.

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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, respeitando-se as restrições operativas da usina;

3. Usinas térmicas; 4. Usinas da região Sul;

5. UHEs Batalha e Serra do Facão;

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. 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.

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

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

16. 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;

17. UHE Emborcação;

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

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

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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. UHE Foz do Chapecó,

3. UHEs Campos Novos e Garibaldi, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

4. UHE Mauá; 5. UHE Ney Braga; 6. UHE Salto Santiago; 7. UHE Passo Fundo; 8. UHE Barra Grande; 9. UHE Itá,

10. UHEs Machadinho;

11. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Dona Francisca, Itauba, Jacuí e Passo Real);

12. UHE Salto Caxias; 13. UHE Salto Osório; 14. UHE G. B. Munhoz; 15. UHE GPS;

16. Explorar disponibilidade da Região SE.

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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;

(23)

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.

(24)

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.

(25)

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

 Polo 03 do Elo CC – Sistema de Itaipu das 06h45min às 17h00min do dia 27/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva e corretiva em equipamentos associados ao Polo 03 do Elo de CC do Sistema de Itaipu, na SE Foz do Iguaçu 50 Hz.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Bipolo 01, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 4.200 MW

 LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi C1 das 06h30min às 17h00min do dia 27/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços para troca de fase do Reator de 136 MVAr/500 kV associado ao circuito 1 da LT 500 kV Gurupi – Serra da Mesa, na SE Gurupi.

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla do Circuito 1 da LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi e da LT 500 kV Peixe 2 – Gurupi, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

[ F (Gu – Mc) + F (SE – NE) ] < 1.200 MW

 SE Sobradinho – Disjuntor D2 de 500 kV das 08h00min às 17h00min do dia 29/09 (terça – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços em equipamentos associados ao Disjuntor D2 de 500 kV da SE Sobradinho. Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda dupla da LT 500 kV Sobradinho – São João do Piauí, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

RNE < 3.500 MW

(26)

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

a) Área São Paulo

 SE Sul – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 345 kV das 03h00min às 06h00min do dia 30/09 (quarta – feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva para a troca de caixa de comando de chave seccionadora de 345 kV da SE Sul.

Durante a realização desta intervenção, em caso de ocorrência de defeitos em Barras de 345 kV ou em algum equipamento a ela conectado seguido da falha de seu respectivo disjuntor, haverá interrupção das cargas supridas pela SE Sul, em um montante de até 500 MW.

 SE São José dos Campos – Barra 1 de 230 kV e Transformador TR-4 de 230/88 kV – 150 MVA das 07h00min às 17h00min do dia 27/09 (domingo).

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 Goiás/Brasília

 SE Samambaia – Barra 8A de 345 kV das 00h00min às 07h00min do dia 26/09 (sábado).

Esta intervenção está programada para realização de serviços em equipamentos associados à Barra 8A de 345 kV visando a entrada em operação do Circuito 3 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul.

(27)

 SE Brasília Sul – Barras A e B de 345 kV das 00h00min às 07h00min do dia 27/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para a instalação de equipamentos associados às Barras A e B de 345 kV da SE Brasília Sul, visando a entrada em operação do Circuito 3 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul.

Durante a realização destas intervenções, a SE Brasília Sul 345 kV será operada em barra única. A perda de qualquer equipamento com falha de disjuntor ou de proteção ou contingência em barramento conduz ao corte de até 30% das cargas da cidade de Brasília.

 LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul C1 das 07h00min às 17h00min do dia 27/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva e preventiva em equipamentos associados ao Circuito 1 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul, visando a entrada em operação do Circuito 3 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul.

Durante a realização desta intervenção, a eventual perda do Circuito 2 da LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul, acarretará um corte de cerca de 30% das cargas da cidade de Brasília (Ceilândia Sul e Taguatinga).

c) Área Mato Grosso

 Sistema de Transmissão Provisório Associado à Entrada em

Operação da UHE Teles Pires – Conexão ao SIN na SE Sinop # das 08h00min do dia 29/09 (terça – feira) até às 05h00min o dia 30/09 (quarta – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de testes de energização do Sistema de Transmissão Provisório Associado à Entrada em Operação da UHE Teles Pires.

(28)

d) Área Acre/Rondônia

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

Potência das Usinas do Rio Madeira das 00h00min do dia 26/09 (sábado) até às 17h00min do dia 02/10 (sexta – feira) # 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.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Bipolo 01, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

F (Bipolo 01) < 1.500 MW F (BtB) ≥ 200 MW

 Polo 01 do Elo CC – Sistema do Rio Madeira # das 06h00min do dia 27/09 (domingo) até às 16h00min do dia 09/10 (sexta – feira).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção preventiva periódica em equipamentos associados ao Polo 01 do Elo de CC do Sistema do Rio Madeira.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Bipolo 01, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

F (Polo 02) < 1.400 MW

e) Área Norte/Nordeste

 SE Utinga – Barra 1 de 230 kV das 07h00min às 16h00min do dia 27/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva e preventiva em chave equipamentos associados à Barra 1 de 230 k V da SE Utinga.

(29)

 SE São Luís I – LITF6-04 de 230/69 kV – 100MVA das 06h30min do dia 26/09 (sábado) até às 16h00min do dia 27/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva no Transformador LITF6-04 de 230/69 kV – 100 MVA da SE São Luís I.

Durante a realização desta intervenção, a SE São Luís I 230kV estará operando em barra única. Contingência em equipamento, seguida de falha de disjuntor ou proteção, bem como a perda da Barra, em operação, conduzem ao desligamento de 60% das cargas da cidade de São Luís.

f) Área Amazonas/Amapá

 SE Manaus– Disjuntor MNDJ6-08 de 230 kV # Em Andamento # das 00h00min do dia 26/09 (sábado) até às 17h00min do dia 27/09 (domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de adequação da SE para retirada e transferência do TR-4 230/138 kV – 150 MVA para a SE Mauá III.

Durante a realização da intervenção, a perda dupla de transformadores 230/69 kV, por falha de disjuntor, acarretará a atuação de até 4 estágios do Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) do subsistema Manaus.

g) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo e Minas Gerais.

(30)

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 setembro onde são visualizados os valores verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 23. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Outubro/2015, sendo esses valores exibidos por subsistema, n a semana de 26/09 a 02/10/2015.

Para a semana a previsão de carga de energia é de 37.988 MW médios no subsistema SE/CO e 11.122 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam decréscimo de 2,9% para o SE/CO e acréscimo de 5,9% para o subsistema Sul. A carga estimada para o mês de setembro de 37.280 MW médios para o SE/CO e de 10.431 MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em agosto, sinalizam acréscimos de 4,9% para o subsistema SE/CO e 1,3% para o subsistema Sul. As cargas previstas para o PMO de outubro indicam acréscimos de 2,2% para o subsistema SE/CO e 6,3% para o subsistema Sul, em relação ao verificado no mês anterior.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 10.548 MW médios e no Norte de 5.448 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 2,5% para o subsistema Nordeste e 4,6% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de setembro de 10.371 MW médios para o Nordeste e de 5.618 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em agosto, indicam acréscimo de 4,8% para o subsistema Nordeste e variação nula para o subsistema Norte. As previsões de carga para o PMO de outubro sinalizam decréscimo de 2,3% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,1% para o subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior.

(31)

ONS NT-0139-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 31 / 41 Figura 5.1-1 Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região –

(32)

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 19 a 25/09/2015 e as previsões para a semana de 26/09 a 02/10/2015.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 01/10, com valor em torno de 44.000 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.000 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, 01/10. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 56.800 MW, devendo ocorrer no período entre 21h00min e 22h00min também de quinta-feira, conforme apresentado na Erro!

Autoreferência de indicador não válida. a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 26/09 com valor em torno de 11.200 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 6.300 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 30/09. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no sábado, entre 20h00min e 21h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.400 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.

(33)

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 Setembro.

(34)

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

(35)

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

(36)

(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.

(37)

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 1 x 33 -

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

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

Total 33 113 -

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

- UG 1 (50 MW): indisponível de 22/04/2015 a 20/10/2015. - UG 2: Limitada em 37 MW entre 29/06/2015 a 08/11/2015.

2. A geração térmica mínima da carga média, 1M (33 MW) + 1G (80 MW), atende aos requisitos elétricos em todos os patamares de carga.

Região Nordeste

Durante intervenção no Disjuntor 500 kV da SE Recife II, será

necessária geração nas UTEs Termoparaíba e

Termopernambuco;

(38)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas no PMO do mês de Outubro/15, para a semana operativa de 26/09/2015 a 02/10/2015.

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 117,15 P. Itaqui 120,12 P. Pecém II 125,69 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 Norte Fluminense 2 58,89 Parnaíba IV 69,00 Term opernambuco 70,16 Maranhão IV 110,23 Maranhão V 110,23

Santa Cruz Nova 118,73

Norte Fluminense 3 102,84 Fortaleza 139,88 L. C. Prestes_L1 156,05 Linhares 178,60 G. L. Brizola_L1 183,56 N.Venecia 2 171,19 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 197,85 B. L. Sobrinho _L1 230,96 C. Furtado 279,04 Term oceará 251,97 Euzébio Rocha_L1 266,72 R. Almeida 234,94 A. Chaves 237,19

Jesus Soares Pereira 314,63

(39)

ONS NT-0139-207-2015 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 39 / 41 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Pernambuco 3 288,38 Piratininga 1 e 2 470,34 Termonorte II 678,04 R. Silveira 421,52 Maracanaú I 329,93 Termocabo 340,84 Termonordeste 345,88 Termoparaíba 345,88 Global I 392,12 Global II 392,12 Geramar I 344,83 Geramar II 344,83 Viana 344,83 Campina Grande 344,84 Alegrete 344,84 Igarapé 653,43 Bahia I 685,54 Camaçari Muricy I 779,99

Camaçari Polo de Apoio I 779,99

(40)

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

(41)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

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

de 26/10/15 a 02/10/15 17 Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 24

Tabelas