PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JULHO

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-0090-207-2016

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JULHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

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ONS NT-0090-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 3 / 37

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 a Segurança Operacional do SIN 5

3.3 Relacionados com a Otimização Energética 10

3.4 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 12

3.5 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 13

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 4 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Julho/2016, para a semana operativa de 23/07/2016 a 29/07/2016, 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

Não houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo na região Sul. Na região Sudeste/Centro-Oeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra I e Angra II, e da UTE Norte Fluminense I. Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, ERB Candeias e P. Pecém I e, somente nos patamares de carga pesada e média, da UTE P. Pecém II. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV e Maranhão III e, somente nos patamares de carga pesada e média, das UTEs P. Itaqui, Maranhão IV e Maranhão V.

Além disso, está previsto para a semana de 23/07/2016 a 29/07/2016, o despacho, em todos os patamares de carga, das UTE Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo, por garantia energética, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

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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.

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 NEWAV E e DECOMP.

Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE, enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE.

3.2 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

 Em Maio de 2015 foram iniciados testes e intervenções no

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 Até o mês de Novembro de 2016 está prevista a entrada em

operação das três primeiras unidades, do total de seis máquinas adicionais (6x69,59 MW), da UHE Santo Antônio, na subestação de 230 kV de Porto Velho, através de dois circuitos. A energia des sas máquinas adicionais foi vendida no leilão de energia nova da Aneel LEN A-3 de 2014.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse, já considerando a conexão das máquinas adicionais:

 A UHE Teles Pires possui capacidade instalada de geração de

1.820 MW e está conectada a SE 500 kV Paranaíta. Devido ao atraso

da entrada em operação do tronco de 500 kV Ribeirãozinho –

Paranatinga – Cláudia, as duas primeiras unidades geradoras da UHE Teles Pires se conectaram, de forma provisória, através de uma

derivação na LT 500 kV Cláudia – Paranatinga C2 e da instalação de

um transformador 500/230 kV – 400 MVA na subestação de Sinop.

Essa conexão provisória ficou em operação de Novembro de 2015 até o final de Maio de 2016, quando ocorreu a entrada em operação do restante do tronco de 500 kV, partindo da SE 500 kV Ribeirãozinho, integrando as subestações Paranatinga, Cláudia e Paranaíta através

das LT 500 kV Ribeirãozinho – Paranatinga C1 e C2 e Cláudia –

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O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do sistema na área de interesse após a entrada dos novos equipamentos:

 Na primeira semana de Julho de foram concluídos os testes de

energização da LT 230 kV Curitiba Norte/Pilarzinho, localizada no estado do Paraná. A inserção desta linha reforça o anel de 230 kV de atendimento à região metropolitana de Curitiba, evitando sobrecargas elevadas nesta malha de transmissão quando de contingência simples de linha de transmissão.

 Na segunda semana de Julho foi integrado ao SIN o segundo

transformador TR2 230/138 kV, de 225 MVA, na SE Pirineus, localizada no estado de Goiás. A integração deste transformador evita o corte de carga na região atendida por esta subestação quando da contingência do, até então, único transformador existente.

 Na segunda semana de Julho foram concluídos os testes de

energização do segundo transformador TRT2 500/230 kV, 300 MVA, da SE Ribeiro Gonçalves. A inserção deste equipamento aumenta a confiabilidade do atendimento à carga no interior do estado do Piauí,

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evitando assim sua interrupção em caso de contingência simples nesta transformação.

 No dia 17 de Julho foram concluídos os testes de energização do

terceiro transformador TF3 230/69 kV, 150 MVA, na SE Forquilha, localizada no estado de Santa Catarina. A inserção deste equipamento evita sobrecarga nos remanescentes quando do desligamento simples de um dos transformadores.

3.2.1 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

A fim de manter a estabilidade entre as regiões Norte e Nordeste, foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), em função da carga da região Nordeste (Carga NE), da Exportação pelo Norte (Exp_N) ou do Recebimento da região Norte (RN) e a geração das eólicas Igaporã II e III.

O fator limitante para o dimensionamento desses limites é o desempenho dinâmico do sistema na perda da maior máquina da região Nordeste (1 UG da UHE Xingó), nos cenários em que a região Nordeste é recebedora predominantemente da região Sudeste. Para os cenários em que a região Nordeste é recebedora predominantemente da região Norte, o fator limitante é a abertura da SENE ou perda simples do circuito de 500 kV entre Colinas e São João do Piauí. Os limites de RNE podem ser observados conforme as duas tabelas a seguir:

Tabela 3.2.1-1 (Exportação do Norte de até 2000 MW)

Limite de RNE (MW)

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Faixa do RN / Exp_N Carga NE > 10.500 8.500 < Carga NE ≤ 10.500 Carga NE ≤ 8.500 Fluxo LT 230 kV Igaporã II / B. J. da Lapa 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 300 ≥ RN > 0 3650 3750 3800 (1) 3900 (1) 0 < Exp_N ≤ 1000 3900 4000 4000 (1) 4100 (1)

1000 < Exp_N ≤ 2000 4300 (1) 4600 (1) Limite = 40% da carga Notas:

(1) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE

verificada e o da tabela acima.

(2) Limitar o RN em 1350 MW

Tabela 3.2.1-2 (Exportação do Norte superior a 2000 MW)

Faixa do RN / Exp_N Carga NE > 10.500 8.500 < Carga NE ≤ 10.500 Carga NE ≤ 8.500 Fluxo LT 230 kV

Igaporã II / B. J. da Lapa

Fluxo < 440 Fluxo < 330 Fluxo < 90

2000 < Exp_N ≤ 3000 4900

Limite = 40% da carga Limite = 40% da carga

3000 < Exp_N ≤ 4000 5100

4000 < Exp_N ≤ 5000 5000

5000 < Exp_N ≤ 6000 5000

Exp_N > 6000 4800

(*) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e o das duas tabelas acima.

Os limites das tabelas acima são válidos considerando:  UHE Serra da Mesa - 3 UGs (até uma como síncrono).  UHE Canabrava - 2 UGs.

Não sendo possível manter esta configuração, reduzir 100 MW nos referidos limites.

3.2.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

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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 utilizada antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

3.2.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações

 Não há.

3.2.4 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 TR-1 500/230 kV – 450 MVA da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016);  Compensador Síncrono 01 da SE Imperatriz (Retorno em 30/09/2016);  Compensador Síncrono 01 da SE Mesquita (Retorno em 31/07/2016);  Compensador Síncrono da SE Embu-Guaçu (Retorno em 31/08/2016);  Compensador Estático 01 da SE Sinop (Retorno em 31/07/2016).  Filtro ZRJ da SE Ibiúna (Retorno em 28/08/2016)

3.3 Relacionados com a Otimização Energética

3.3.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 4 do PMO de Julho/16, para a semana de 23/07/2016 a 29/07/2016, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.3.1-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 29/07/2016

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

Valor Esperado

51,4

91,3

23,4

55,6

84,2

Limite Inferior

50,9

87,0

23,4

55,4

84,0

Tabela 3.3.1-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/07/2016

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

Valor Esperado

50,9

91,2

23,1

55,3

83,6

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3.3.2 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.

3.3.3 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 4 do PMO do mês de Julho/2016 indicam, para a semana operativa de 23/07/2016 a 29/07/2016, os seguintes custos marginas de operação, em R$/MWh:

Tabela 3.3.3-1: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)

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

SUDESTE 20.032 82 21.303 87 24.229 99 23.312 95 SUL 11.895 108 10.405 95 9.820 89 13.611 124 NORDESTE 1.184 30 1.257 32 1.373 35 1.309 33

NORTE 1.650 45 1.837 50 1.930 52 1.933 52

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS VE LI VE LS SUDESTE _50,9 _50,4 _51,0 _51,7 SUL 91,2 85,3 91,4 93,8 NORDESTE _23,1 _23,1 _23,1 _23,2 NORTE _55,3 _55,1 _55,3 _55,4 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 31/7 NÍVEL PMO Subsistema

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada

53,25

119,37

Média

51,15

119,37

Leve

48,63

109,47

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3.4 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 um sistema de alta pressão mantém a

condição de ausência de precipitação 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 82% da MLT, sendo armazenável 80% 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. O rápido avanço de uma frente fria ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, e chuviscos isolados na bacia do rio Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 108% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 101% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão ao observado da semana corrente. A condição de estiagem permanece na bacia do rio São Francisco, típica dessa época do ano. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 30% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão ao observado da semana corrente. A condição de estiagem permanece na bacia do rio Tocantins, típica dessa época do ano. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 45% MLT, sendo armazenável 43% da MLT.

Tabela 3.4-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 20.032 11.895 1.184 1.650

% MLT 82 108 30 45

% MLT Armazenável 80 101 30 43

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 16.452 6.583 1.137 1.488

% MLT 67 60 29 40

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3.5 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.5.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de julho é de uma média de 91% da MLT, sendo armazenável 89% 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 87% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT.

Na Tabela 3.5.1-1 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.5.1-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias _Semana _Mês _Semana _Mês

Bacia do Rio Grande 68 76 61 74

Bacia do Rio Paranaíba 51 56 48 55

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 75 82 68 80

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 111 127 86 120

Paraíba do Sul 68 76 52 62

3.5.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de julho é de 109% da MLT, sendo armazenável 99% 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 95% da MLT, sendo armazenável 86% da MLT.

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Tabela 3.5.2-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 80 95 51 87

Bacia do Rio Jacuí 138 131 77 112

Bacia do Rio Uruguai 125 113 60 94

3.5.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de julho é de 32% da MLT, sendo totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 32% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.5.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de julho apresente uma média de 51% da MLT, sendo armazenável 45% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior em termos de MLT ao observado no mês anterior.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 50% da MLT, sendo armazenável 44% da MLT.

3.5.5 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.5.5-1 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3.5.5-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 22.308 12.011 1.283 1.885

% MLT 91 109 32 51

% MLT Armazenável 89 99 32 45

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 21.303 10.405 1.257 1.837

% MLT 87 95 32 50

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões

A Resolução ANA/MMA nº 642, de 27 de junho de 2016, autoriza a redução, até 30 de setembro de 2016, da descarga mínima instantânea dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 800 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 o intercâmbio de energia e a geração térmica local responsáveis pelo fechamento do balanço energético da região NE.

Em função das condições hidroenergéticas, a geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada em todos os patamares de carga. Assim sendo, operar com o bypass do reator de curto circuito da subestação seccionadora de Tucuruí, possibilitando a usina manter um número inferior a 8 UGs em operação.

Este procedimento se traduz no benefício de se poder praticar geração reduzida na UHE Tucuruí, possibilitando minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório.

Desde o dia 10/06/2016, a geração da UHE Serra da Mesa está sendo dimensionada para uma defluência média de cerca de 650 m³/s através de suas unidades geradoras, visando a estabilização das defluências das usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, para o atendimento as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins.

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 e N, caso ocorram excedentes energéticos nas usinas da região Sul e de Itaipu, a geração das usinas térmicas do SIN despachadas por Ordem de mérito deverá ser dimensionada de forma a possibilitar a alocação destes excedentes energéticos, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Marimbondo, Água Vermelha, Furnas e Mascarenhas de Moraes será utilizada prioritariamente para o fechamento do balanço energético da região. As disponibilidades energéticas das demais usinas da bacia será explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHE São Simão será explorada prioritariamente. A geração das UHEs Itumbiara, Batalha, Serra do Facão, Emborcação, Nova Ponte e Miranda será utilizada para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será utilizada nos períodos de carga média e pesada, face as condições hidroenegéticas favoráveis na bacia.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara será maximizada em todos os períodos de carga, face as condições hidroenegéticas favoráveis na bacia. Caso seja necessário a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios, os mesmos serão dimensionados visando manter os volumes de espera recomendados para o período.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera será dimensionada visando a regularização da afluência a UHE Itaipu.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão 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.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHE Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será minimizada em todos os períodos de carga, em função do reduzido nível de armazenamento de seus reservatórios e das condições hidroenergéticas favoráveis na UHE Funil. 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 75 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.

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geradoras, visando a estabilização das defluências das usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, para o atendimento as restrições operativas referentes ao período de praias no rio Tocantins , que se iniciou no dia 10/06.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias definiu elevação da defluência atual de 250 m³/s para 320 m³/s a partir do dia 01/07/2016, visando o atendimento do uso múltiplo da água a jusante de seu reservatório, conforme estratégia estabelecida do âmbito da gestão da bacia sob a coordenação da ANA. 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, enquanto não houver uma reversão significativa do quadro hidrológico na bacia do rio São Francisco.

Bacias da Região Sul: Em função das condições hidroenergéticas favoráveis, as disponibilidades energéticas das usinas serão exploradas prioritariamente em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região SE/CO, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco de vertimento; 2. Usinas da bacia do rio Paranapanema, respeitando-se as restrições

operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'águ a situadas a jusante na cascata;

3. Usinas da região Sul, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

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

5. 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;

6. UHE Água Vermelha; 7. UHE Marimbondo;

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9. 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;

10. UHEs Porto Primavera, Jupiá, Ilha Solteira e Três Irmãos, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas, bem como as restrições elétricas existentes em função das quedas de torres no sistema de transmissão em 440 kV de São Paulo; 11. UHE Corumbá;

12. UHE Itumbiara; 13. UHE Emborcação;

14. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas das usinas,

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

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

17. 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.

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

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

1. Usinas do SIN que apresentarem vertimentos ou risco; 2. UHE Mauá;

3. UHE Barra Grande; 4. UHE Salto Santiago; 5. UHEs Salto Osório; 6. UHE Salto Caxias;

7. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições da usina;; 8. Usinas da bacia do rio Jacuí (UHEs Jacuí, Dona Francisca, Itaúba, e

Passo Real);

9. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições da usina; 10. UHE Passo Fundo;

11. UHEs Garibaldi e Campos Novos; 12. UHE Ney Braga;

13. UHE G. B. Munhoz; 14. UHE GPS;

(20)

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potência do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco;

2. Usinas térmicas da região Nordeste despachadas por ordem de mérito e Garantia Energética (GE);

3. Elevar o recebimento da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

4. Usinas térmicas da região Nordeste, em ordem crescente de custo, não despachadas por ordem de mérito;

5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

6. UHE Paulo Afonso IV / P. Afonso 123 / A. Sales, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

7. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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

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

10. Disponibilidade das UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes.

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. UHEs Itapebi e Pedra do Cavalo, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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

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

4. UHE Luiz Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

(21)

6. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

7. Usinas térmicas da região Nordeste que não foram despachadas por ordem de mérito;

8. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste, sem provocar vertimento turbinável em usinas do SIN;

9. Usinas térmicas despachadas por ordem de mérito; 10. Usinas que apresentam vertimentos.

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 Procediment os 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

(22)

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.

(23)

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

 LT 500 kV Colinas – Miracema C1 das 08h00min às 17h00min dos

dias 23/07 (Sábado) e 24/07 (Domingo).

Esta intervenção está programada para a realização de serviços de manutenção corretiva em chaves seccionadoras.

Para garantir a segurança do sistema, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

 SE Sul – Barra 1 de 345 kV das 06h00min às 14h00min do dia 24/07

(Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para sanar

anomalia em chave seccionadora. Substituição do relé supervisor de tensão instalado no DJ 24-1.

Durante essa intervenção, a contingência da Barra 2 implica na interrupção das cargas da SE Sul, em um montante da ordem de 550 MW.

 SE Baixada Santista – TR-3 345/88kV e Barra 6 de 88 kV das

00h00min às 14h00min do dia 24/07 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de substituição da fase azul do 3TC-15 devido a vazamento de óleo.

Durante essa intervenção, a perda da barra 4 de 88 kV da SE Baixada Santista ocasionará a interrupção das cargas supridas por aquela subestação, em um montante de até 450 MW.

 SE Baixada Santista - Totalização da Proteção de Barras de 345 kV

das 00h00min às 05h30min entre os dias 26/07 (Terça-feira) e 29/07 (Sexta-Feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manobras para inspeção termográfica, ensaios funcionais e testes em chaves seccionadoras.

(24)

Durante essa intervenção, contingências que envolvam o desligamento das barras de 345 kV da SE Baixada Santista ocasionarão a interrupção das cargas supridas por aquela subestação, em um montante de até 350 MW.

b) Área Norte/Nordeste

 SE Vila do Conde – TR1 500/230 kV e disjuntores das 07h30min às

13h30min do dia 24/07 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de

manutenção corretiva a fim de eliminar ponto quente localizado no armário de interligação do VCAT7-01.

Durante essa intervenção, a perda dupla da LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde, devido a falha de disjuntor, resulta em subtensão com risco de perda de até 30% das cargas da cidade de Belém.

 SE Natal III – TR1 500/230 kV das 07h15min às 11h45min do dia

24/07 (Domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de

substituição de membrana de TC devido a risco de explosão de equipamento.

(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 julho, onde são visualizados os valores verificados nas quatro primeiras semanas e a revisão das previsões das semanas 5 e 6, 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 37.261 MW médios no subsistema SE/CO e 11.181 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 1,6% para o subsistema SE/CO e 1,4% para o subsistema Sul. Com a revisão das projeções das semanas 5 e 6 de julho (revisão 4), estima -se para o fechamento do mês uma carga de 37.060 MW médios para o SE/CO e de 11.080 MW médios para o subsistema Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em junho sinalizam variação nula para o subsistema SE/CO e decréscimo de 1,9% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 10.200 MW médios e no Norte de 5.388 MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimos de 1,1% para o subsistema Nordeste e 0,4% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções das semanas 5 e 6 de julho (revisão 4), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 10.091 MW médios para o Nordeste e de 5.362 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em junho, sinalizam decréscimo de 0,6% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,3% 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 16 a 22/07 e as previsões para a semana de 23 a 29/07/2016.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 28/07, com valor em torno de 42.000 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.300 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 27/07. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 55.200 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min 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 23/07, com valor em torno de 11.250 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.880 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 27/07. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.100 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.

(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 Julho.

(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

(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) --- --- --- 492 533 533 455 Angra 2 (1350 MW) --- --- --- 1.350 1.350 1.350 1.350 J. Lacerda A1 (100 MW) --- --- --- 0 - - -J. Lacerda A2 (132 MW) (1) --- --- --- 0 66 66 66 J. Lacerda B 262 MW) (1) (3) (3) --- 0 80 80 80 J. Lacerda C (363 MW) --- (3) --- 0 - - -Charqueadas (72 MW) (2) --- --- --- 0 - - -P. Médici A (126 MW) (1) --- --- --- 0 - - -P. Médici B (320 MW) (2) --- --- --- 60 90 90 90 S. Jerônimo (20 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Figueira (20 MW) --- --- --- 13 13 13 13 Candiota III (350 MW) (1) --- --- --- 210 210 210 210 P. Pecém I (360,14 MW) --- --- --- 0 720 720 720 P. Pecém II (176,2) --- --- --- 0 199,3 - -P. Itaqui (360,14 MW) --- --- --- 0 360,1 360,1 27 F. Gasparian (576,08 MW) --- --- --- 0 - - -B. L. Sobrinho_L1 (320,65 MW) --- --- --- 0 - - -Maranhão III (518,80 MW) --- --- --- 0 518,8 518,8 518,8 M. Lago (922,62 MW) --- --- --- 0 - - -Juiz de Fora (87,05 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Uruguaiana (639,90 MW) (2) --- --- --- 0 - - -A. Chaves (226,0 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Termoceará (220,0 MW) --- --- --- 0 - - -R. Almeida (138,02 MW) --- --- --- 0 - - -Araucária (4854,15 MW) (2) --- --- --- 0 - - -C. Furtado (185,89 MW) --- --- --- 0 - - -Fortaleza (346,63 MW) (6) --- --- --- 0 - - -L. C. Prestes_L1 (134,25 MW) --- --- --- 0 - - -Baixada Fluminense (344 MW) --- --- --- 0 - - -Cuiabá (529,20 MW) (4) --- --- --- 0 - - -N. Fluminense 1 (868,93 MW) --- --- --- 0 400 400 400 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 - - -Termopernambuco (532,76 M W) --- --- --- 348,8 532,7 532,7 532,7 Brizola_L1 (770,33 MW) (2) --- --- --- 0 - -

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

-Euzébio Rocha_L1 (157,17 MW) --- --- --- 0 - -

-Brizola_L15 (30,45 MW) (2) --- --- --- 3 3 3 3

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

-Luiz O R Melo (204 MW) (7) --- --- --- 0 - -

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

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

-Maranhão IV (337,6 MW) --- --- --- 0 337,6 337,6 -Maranhão V (337,6 MW) --- --- --- 0 337,6 337,6 -Aparecida (166 MW) --- --- --- 126 - - -Mauá B3 (120 MW) --- --- --- 0 105 105 105 Tambaqui (75,48 MW) --- --- --- 63 - - -Macaíba (6,0 MW) --- --- --- 0 - - -Jaraqui (75,48 MW) --- --- --- 63 - - -Manaurara (85,38 MW) --- --- --- 49 - - -Ponta Negra (85,38 MW) --- --- --- 64 - - -C. Rocha (85,38 MW) --- --- --- 65 - - -B. L. Sobrinho_L13 (65,25 MW) --- --- --- 0 - - -Brizola_L13 (265,67 MW) (2) --- --- --- 27 26 26 26 L. C. Prestes_L13 (215,75 MW) --- --- --- 0 - - -Euzébio Rocha_L13 (58,83 MW) --- --- --- 28 23 23 23

Usina Térm ica RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

(31)

ONS NT-0090-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 31 / 37 INFLEXIBILIDADE P M L (Média) P M L S. Cruz 3 e 4 (436 MW) (2) --- --- --- 0 - - -R. Silveira (30 MW) --- --- --- 0 - - -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 - - -Camaçari Muricy I (151,7 MW) --- --- --- 0 - - -Termonorte II (340,0 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Termocabo (49,73 MW) --- --- --- 0 - - -Pernambuco 3 (3 x 52,4 + 1 x 43,7 MW) --- --- --- 0 - - -Geramar I (165,87 MW) --- --- --- 0 - - -Viana (174,6 MW) --- --- --- 0 - - -Geramar II (165,87 MW) --- --- --- 0 - -

-Camaçari Polo de Apoio I (150 MW) --- --- --- 0 - -

-Global I (148,80 MW) --- --- --- 0 - - -Global II (148,80 MW) --- --- --- 0 - - -Maracanaú I (168 MW) --- --- --- 0 - - -Termonordeste (170,85 MW) --- --- --- 0 - - -Termoparaíba (170,85 MW) --- --- --- 0 - - -Bahia I (31,8 MW) (2) --- --- --- 0 - - -Campina Grande (169,08 MW) --- --- --- 0 - - -Suape II (381,26 MW) --- --- --- 0 - - -Aparecida B1TG6 (40 MW) --- --- --- 0 - - -Electron (30 MW) --- --- --- 0 - - -Iranduba (45 MW) --- --- --- 0 18,2 18,2 18,2 Mauá B1 (40 MW) --- --- --- 0 - - -Mauá B4 (150 MW) --- --- --- 0 14 14 14 Mauá B5 (30 MW) --- --- --- 0 14 14 14 S. Tiaraju (160,57 MW) (4) --- --- --- 0 - - -Brasília (10 MW) (2) --- --- --- 0 - - -W. Arjona (206,35 MW) (2) (4) --- --- --- 0 - - -Altos (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Aracati (11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Baturité (11,5 MW) --- --- --- 0 - - -Camaçari (346,8 MW) (4) --- --- --- 0 - - -Campo Maior (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Caucaia (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Crato (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Pecém (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Iguatu (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Juazeiro do Norte (14,8 MW) --- --- --- 0 - - -Marambaia (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Nazária (13,1 MW) --- --- --- 0 - - -Daia (44,44 MW) --- --- --- 0 - - -Xavantes (53,58 MW) --- --- --- 0 - - -Goiânia II (140,0 MW) --- --- --- 0 - - -Potiguar (53,12 MW) --- --- --- 0 - - -Potiguar III (66,4 MW) --- --- --- 0 - - -Termomanaus (156,15 MW) --- --- --- 0 - - -Pau Ferro I (102,6 MW) --- --- --- 0 - - -Palmeiras de Goias (175,56 MW) --- --- --- 0 - - -Santana I (58,12 MW) --- --- --- 0 - - -Santana II (50,04 MW) --- --- --- 0 - - -Flores I (20 MW) (3) (3) --- 0 20 20 20 Flores II e III (40 MW) (3) (3) --- 0 20 20 20 Flores IV (20 MW) (3) (3) --- 0 - - -São José 1 (50 MW) --- --- --- 0 20 20 20 Sta Vitória (41,4 MW) --- --- --- 0 - - -Sykué I (30,0 MW) --- --- --- 0 - - -Cocal (28,2 MW) --- --- --- 0 - - -Madeira (4,0 MW) --- --- --- 0 - - -Erb. Candeias(147,30 MW) --- --- --- 9 9 9 9 Atlântico (235,2 MW) --- --- --- 235,2 218,7 218,7 218,7 Atlântico CSA (254,80 MW) --- --- --- 129,8 - - -Suzano MA (254,84 MW) --- --- --- 140 - - -B IO M A S S A R E S Í D UO S

RAZÃO ELÉTRICA COMPOSIÇÃO DO

(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 e média: contingência da LT

230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha ou da LT 230 kV

Caxias 5 – Lajeado Grande (subtensão na região Sul de Santa Catarina) ou da maior máquina sincronizada.

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 1 x 33 2 x 33 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 1 x 80 1 x 80 - J. Lacerda C (UG. 7) - - - Total 113 146 - Notas:

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

- UG 2: Indisponível entre 01/03/2016 a 30/08/2016.

(33)

P.Médici (A e B) e Candiota III:

Considerando a indisponibilidade das LT 230 kV Cidade

Industrial – Guaíba 2 e Porto Alegre 9 – Guaíba 2 (trecho

Porto Alegre 9 – Eldorado), se faz necessário o despacho

mínimo na UTE P. Médici e Candiota III de forma a evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Patamar de carga pesada e média: LT 230 kV Guaíba 2 – Camaquã 3 (subtensão nas SE Camaquã, Eldorado e Guaíba 2).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

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

Candiota III (UG. 5) - - -

Total 90 90 -

Notas:

1. Segundo informações da Eletrobras CGTEE, as indisponibilidades e as limitações das unidades geradoras da UTE P. Médici e Candiota III são:

- Candiota III: Geração máxima limitada em 270 MW. - P.Médici A – UG1: geração máxima limitada a 40 MW.

- P.Médici A – UG2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014, conforme resolução n° 2426.

- P.Médici B – UG3: geração máxima limitada a 80 MW. Indisponível entre 12/07/2016 a 25/07/2016.

- P.Médici B – UG4: geração máxima limitada a 120 MW.

2. A UTE P. Médici B está limitada em 50% da sua potência nominal (223 MW) em função de restrições ambientais impostas pelo IBAMA, conforme o Termo de Ajustamento de Conduta –TAC/IBAMA, de 13/04/11.

Região Nordeste

Durante intervenção na LT 500kV Açailândia – Miranda, será

(34)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas na Revisão 4 do PMO do mês de Julho/16, para a semana operativa de 23/07/2016 a 29/07/2016

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

CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 20,12 Angra 1 25,38 Candiota III 73,54 P. Pecém I 108,93 P. Itaqui 113,60 P. Médici A e B 115,90 P. Pecém II 119,37 J. Lacerda C 155,85 J. Lacerda B 186,33 J. Lacerda A2 195,49 Charqueadas 205,48 S. Jerônim o 248,31 J. Lacerda A1 258,42 Figueira 459,92 Tam baqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00

Norte Flum inens e 1 37,80

Parnaíba IV 82,47

Maranhão 3 69,45

Term opernam buco 70,16

Baixada Flum inens e 113,38

Maranhão IV 119,01

Maranhão V 119,01

Santa Cruz Nova 128,12

Fortaleza 139,88

N.Venecia 2 188,18

Luiz O. R. Melo 192,50

L. C. Pres tes _L1 194,98

Juiz de Fora 213,84

G. L. Brizola_L1 234,32 Euzébio Rocha_L13 236,65 R. Alm eida 237,94 L. C. Pres tes _L13 238,68 A. Chaves 241,16 Brizola_L13 242,63 B. L. Sobrinho_L13 244,64 Euzébio Rocha_L1 283,81 Brizola_L15 285,51 C. Furtado 286,57 William Arjona 297,27 Term oceará 298,54 Aparecida 302,19 B. L. Sobrinho _L1 308,27

Jes us Soares Pereira 314,63

(35)

ONS NT-0090-207-2016 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JULHO 35 / 37 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Pernambuco 3 300,31 S. Cruz 310,41 Maracanaú I 344,09 Suape II 353,04 Termocabo 356,12 Geramar I 360,26 Geramar II 360,26 Viana 360,27 Campina Grande 360,27 Termonordeste 361,79 Termoparaíba 361,79 Global I 409,81 Global II 409,81 Bahia I 559,26 Mauá B4 575,00 Muricy 606,82 Arembepe 606,82 Igarapé 653,43 Petrolina 665,77 Termonorte II 678,04 Mauá B1 711,77 Iranduba 836,40 Nutepa 780,00 Electron 872,84 Aparecida OC 905,99 Carioba 937,00 R. Silveira 498,54 Santana I 640,96 Altos 678,79 Aracati 678,79 Baturité 678,79 Campo Maior 678,79 Caucaia 678,79 Crato 678,79 Iguatu 678,79 Juazeiro do Norte 678,79 Marambaia 678,79 Nazária 678,79 Pecém 678,79 S. Tiaraju 698,14 Palmeiras de Goias 703,71 Flores UG1 788,28 Flores UG2 e UG3 788,28

(36)

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

(37)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3.5.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período

de 23 a 29/07/2016 15

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 22

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

Região – MWmed 26

Tabelas

Tabela 3.2.1-1 (Exportação do Norte de até 2000 MW) 8

Tabela 3.2.1-2 (Exportação do Norte superior a 2000 MW) 9

Tabela 3.3.1-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

29/07/2016 10

Tabela 3.3.1-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

31/07/2016 10

Tabela 3.3.3-1: Custo Marginal da Operação por patamar de carga

(R$/MWh) 11

Tabela 3.4-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 12 Tabela 3.5.1-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13 Tabela 3.5.2-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 14 Tabela 3.5.5-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed 25

Tabela 5.2-1 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW 27

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 30