PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA

PARA O MÊS DE JUNHO

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

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-0051-207-2017

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE JUNHO

SUMÁRIO EXECUTIVO

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ONS NT-0051-207-2017 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 3 / 39

Sumário

1 Introdução... 4

2 Conclusões... 4

2.1 Relacionadas ao Atendimento Energético ... 4

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica... 4

3 Pontos de Destaque ... 5

3.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN ... 5

3.1.1 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade ... 7

3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão ... 11

3.1.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações ... 12

3.1.4 Relacionados com a Indisponibilidade de Longa Duração de Equipamentos ... 12

3.1.5 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão ... 13

3.1.6 Níveis de Armazenamento Operativos ... 14

3.1.7 Política Indicada no PMO/Revisão ... 14

3.2 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões ... 15

3.3 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões ... 16

3.1.8 Regiões Sudeste/Centro-Oeste ... 16

3.1.9 Região Sul... 16

3.1.10 Região Nordeste ... 17

3.1.11 Região Norte ... 17

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética ... 19

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões... 19

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias ... 20

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real ... 21

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN ... 23

4.4.1 Intervenções que implicam em restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas ... 25

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga ... 28

5 Previsão de Carga ... 30

5.1 Carga de Energia ... 30

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Junho/2017, para a semana operativa de 27/05/2017 a 02/06/2017, 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, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao Atendimento Energético

Para a semana de 27/05/2017 a 02/06/2017 está previsto o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo.

A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 29/07/2017 a 04/08/2017, benefício marginal de R$ 206,66/MWh para os patamares de carga pesada e média e de R$ 208,39/MWh para o patamar de carga leve. Assim sendo, há previsão de despacho, por ordem de mérito de custo, para as UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo na semana operativa de 29/07/2017 a 04/08/2017.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

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3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

Complexo do Rio Madeira

 Em Janeiro de 2017 foram liberadas para operação comercial todas as seis máquinas (6 x 69,59 MW) da UHE Santo Antônio Adicional. Estas unidades geradoras conectam-se ao SIN através de duas LT 230 kV até a SE Porto Velho. Além de aumentar a disponibilidade de geração do SIN, a presença destas seis máquinas melhora significativamente o controle de tensão da região.

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

 Em maio de 2015 foram iniciados testes e intervenções no Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira, visando a entrada em operação do Bipolo 02 do Sistema de Corrente Contínua. Após um período de interrupção, as atividades foram retomadas em fevereiro de 2016, prosseguindo até a presente data. Atualmente, estão sendo realizados testes nos Polos 3 e 4 em modo de operação bipolar, transmitindo potência com valores da ordem de 1550 MW. Ressalta-se que os polos 1 e 2 também estão transmitindo potênciaem modo bipolar com os valores na ordem de 3150 MW.

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UHE Teles Pires

 A UHE Teles Pires possui capacidade instalada de geração de 1.820 MW. No final de 2016 foram concluídos os testes de energização de alguns equipamentos que fazem parte do sistema de transmissão para o escoamento de geração da usina, a saber: LT 500 kV Cláudia – Paranatinga C2 e seu respectivo banco de capacitor série, localizados no estado do Mato Grosso, e a LT 500 kV Marimbondo II – Assis, localizada entre os estados de Minas Gerais e São Paulo. A inserção destes equipamentos permite maior acoplamento entre as redes de 500 kV e 440 kV do submercado Sudeste/Centro – Oeste.

UHE Belo Monte

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

Testes de comissionamento de novas instalações

 Nada a relatar.

3.1.1 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 III.

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) e do recebimento da região Norte (RN).

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Tabela 3.1.1-1 (Tensão mínima em Serra da Mesa de 535 kV)

Limite de RNE (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 II 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 2500 ≥ RN > 1600 2100 2300 2100 2300 2100 (1) 2300 (1) 1600 ≥ RN > 1350 2700 2900 2850 3050 2850 (1) 3050 (1) 1350 ≥ RN > 1000 2900 3150 3000 3250 3050 (1) 3250 (1) 1000 ≥ RN > 600 3200 3500 3300 3500 (1) 3300 (1) Limite=40% da carga 600 ≥ RN > 300 3500 3650 3600 (1) 3750 (1) Limite = 40% da carga 300 ≥ RN > 0 3750 3900 3900 (1) 4000 (1) 0 ≤ Exp_N ≤ 1000 3900 4100 4100 (1) Limite = 40% da carga 1000 < Exp_N ≤ 2000 4000 Limite = 40% da carga 2000 < Exp_N ≤ 3000 4100 3000 < Exp_N ≤ 4000 4200 (1) 4000 < Exp_N ≤ 5000 4300 (1) Exp_N > 5000 4400 (1) 4800 (1) (2) 5200 (3) Nota:

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

verificada e o da tabela 3.1.1-1.

(2) Válido para uma geração térmica no Nordeste superior a 3000 MW. (*) (3) Este limite é valido se atendidas as seguintes condições:

 Este limite só deverá ser praticado para evitar a elevação da vazão defluente de Sobradinho e Xingó em valor superior ao programado.

 Válido para Carga NE > 12.000 MW e geração térmica no Nordeste superior a 3500

MW (*).

 Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 43% da carga NE verificada e o valor de 5200 MW.

 Em operação no mínimo quatro das seguintes usinas térmicas e com os seguintes valores mínimos de geração:

70 % de geração total nas UTEs Global I e Global II. 70 % de geração UTE Muricy.

60 % de geração UTE Arembepe. 70 % de geração UTE Celso Furtado.

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Tabela 3.1.1-2 (Tensão em Serra da Mesa inferior a 535 kV)

Limite de RNE (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 II 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 2500 ≥ RN > 1600 2000 2200 2000 2200 2000 (1) 2200 (1) 1600 ≥ RN > 1350 2600 2800 2800 2900 2700 (1) 2900 (1) 1350 ≥ RN > 1000 2800 3000 3000 3000 3000 (1) 3000 (1) 1000 ≥ RN > 600 3200 3400 3300 3400 3200 (1) Limite=40% da carga 600 ≥ RN > 300 3400 3500 3500 (1) 3600 (1) Limite = 40% da carga 300 ≥ RN > 0 3650 3750 3800 (1) 3900 (1) 0 ≤ Exp_N ≤ 1000 3900 4000 4000 (1) 4100 (1) 1000 < Exp_N ≤ 2000 4000 Limite = 40% da carga 2000 < Exp_N ≤ 3000 4100 3000 < Exp_N ≤ 4000 4200 (1) 4000 < Exp_N ≤ 5000 4300 (1) Exp_N > 5000 4400 (1) 4800 (1) (2) 5200 (3) Nota:

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

verificada e o da tabela 3.1.1-2.

(2) Válido para uma geração térmica no Nordeste superior a 3000 MW. (*) (3) Este limite é valido se atendidas as seguintes condições:

 Este limite só deverá ser praticado para evitar a elevação da vazão defluente de Sobradinho e Xingó em valor superior ao programado.

 Válido para Carga NE > 12.000 MW e geração térmica no Nordeste superior a 3500

MW (*).

 Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 43% da carga NE verificada e o valor de 5200 MW.

 Em operação no mínimo quatro das seguintes usinas térmicas e com os seguintes valores mínimos de geração:

70 % de geração total nas UTEs Global I e Global II. 70 % de geração UTE Muricy.

60 % de geração UTE Arembepe. 70 % de geração UTE Celso Furtado.

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Observações:

Obs.1: Os limites das Tabelas 3.1.1-1 e 3.1.1-2 acima são válidos considerando:

 UHE Serra da Mesa com 3 UGs (gerador ou síncrono).  UHE Cana Brava com, no mínimo, 1 UG.

Não sendo possível manter a configuração mínima de UGs citada acima, para cada unidade geradora abaixo do número mínimo, reduzir 100 MW no limite de RNE.

Para os limites de Recebimento Nordeste (RNE) numa vazão mínima defluente de Sobradinho e Xingó abaixo de 700 m3/s e igual ou superior a 600 m3/s, manter a seguinte configuração mínima de unidades geradoras em operação:

- UHE Xingó: 1 UG.

- UHE Sobradinho: 2 UGs. - UHE Luiz Gonzaga: 2 UGs.

- UHE Paulo Afonso IV: 2 UGs ou UHE P.Afonso III: 1 UG e UHE P.Afonso II 1 UG ou UHE P.Afonso I: 1 UG e UHE Apolônio Sales: 1 UG.

Tabela 3.1.1-3 Limites de RNE para vazões de 650 ou de 600 m3/s para cenário Norte Exportador

Limites de RNE (MW)

Carga NE > 10.500 8.500 < Carga NE ≤ 10.500 Carga NE ≤ 8.500 Faixa de

Recebimento / Exportação Norte (RN

/ Exp_N)

Fluxo LT 230 kV Igaporã II / B. J. da Lapa II 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 350 < Fluxo ≤ 600 Fluxo ≤ 350 0 ≤ Exp_N ≤ 1000 3900 4100 4100 (1) Limite = 40% da carga Limite = 40% da carga 1000 < Exp_N ≤ 2000 4000 Limite = 40% da carga 2000 < Exp_N ≤ 3000 4100 3000 < Exp_N ≤ 4000 4200 4000 < Exp_N ≤ 5000 4300 (1) Exp_N > 5000 4400 (1)

Nota: (1) Deve ser considerado como limite de RNE o menor valor entre 40% da carga NE verificada e os valores

apresentados na tabela acima.

Nota: (2) Os limites de RNE da tabela acima são válidos para valores de tensão em Serra da Mesa iguais ou

superiores a 530 kV.

Observação: Esgotados os recursos para manter a tensão em Serra da Mesa definida acima, adotar como último recurso a redução de intercâmbio.

Nota: (3) Para carga da região Nordeste superior a 10.500 MW e inferior a 12.000 MW deve-se manter uma

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Nota: (4) Para cargas superiores a 12.000 MW deve-se manter uma geração térmica mínima de 3.000 MW na

região Nordeste.

Nota: (5) Para carga da região Nordeste superior a 10.500 MW e inferior a 8.500 MW operar considerando a configuração mínima de máquinas na UHE Luiz Gonzaga apresentada acima. Não sendo possível operar com duas UGs na UHE Luiz Gonzaga, deve-se reduzir 100 MW nos limites de RNE para a operação com uma UG nessa usina.

Nota: (6) Para carga compreendida entre 8.500 MW e 10.500 MW:

Não sendo possível manter a configuração mínima de UGs na UHE Luiz Gonzaga apresentada no item 7.4.1 anterior, a UHE Luiz Gonzaga poderá operar com uma UG, não sendo necessário reduzir os limites de RNE.

OBSERVAÇÕES:

Obs.1: Os limites da Tabela 3.1.1-3acima SÃO VÁLIDOS CONSIDERANDO:  UHE Serra da Mesa com 3 UGs (gerador ou síncrono).

 UHE Canabrava com no mínimo 1 UG.

Não sendo possível manter a configuração mínima de UGs citada acima, para cada unidade geradora abaixo do número mínimo reduzir 100 MW no limite de RNE.

Obs.2: O fluxo (MW) na LT 230 kV Igaporã II / Bom Jesus da Lapa II só poderá ultrapassar a 600

MW (limitado em 670 MW (limite da LT)) caso o RNE esteja em valor inferior a 95 % do seu limite apresentado na tabela acima.

Obs.3: Caso haja necessidade de redução de geração nas eólicas conectadas nas SEs Igaporã II

e III adotar os procedimentos utilizados para controle de carregamento da LT 230 kV Igaporã II / Bom Jesus da Lapa II C1 (F6), conforme IO-ON.NE.2SO.

Obs.4: Limitar o fornecimento de reativo pelo CE de Bom Jesus da Lapa II em 225 Mvar.

Obs.5: Para o período de carga leve/mínima (carga NE inferior a 8.500 MW) estando os TCSCs

de Serra da Mesa baipassados (ou com seus POD inibidos), reduzir 100 MW nos limites apresentados na tabela acima.

Obs.6: Para os períodos de carga média e pesada:

 Controlar a tensão no barramento de 500 kV de Bom Jesus da Lapa II maior ou igual a

500 kV.

 Limitar o fornecimento de reativos das unidades geradoras da UHE Serra da Mesa em

100 Mvar por unidade geradora.

3.1.2 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.

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3.1.3 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instala ções

 Foram concluídos os testes de energização do quinto transformador TR1-B 230/138 kV – 100 MVA, da subestação Pici da CHESF, localizada no Ceará, permanecendo energizado e em carga. A inserção deste equipamento elimina necessidade de corte de carga em condições normais de operação e em caso de contingência, por sobrecarga nas unidades remanescentes;

 Foram concluídos os testes de energização dos seguintes equipamentos, de propriedade da Ômega Energia, localizados nos estados do Maranhão que possibilitam o escoamento da geração do Complexo Eólico Delta 3:

 LT 500 kV Miranda II – Elevadora Paulino Neves;  LT 138 kV Elevadora paulino Neves – SE Delta 3, e

 Transformadores TR-1, TR-2 e TR-3 138/34,5 kV (90 MVA cada) da SE Delta 3.

3.1.4 Relacionados com a Indisponibilidade de Longa Duração de Equipamentos

 LT 440 kV Taquaruçu – Jupiá (Retorno em 17/06/2017)

 LT 230 kV Figueira – Klabin Celulose (Retorno em 30/07/2017)  TR56 500/138 kV da SE Grajaú (Retorno em 21/06/2017)  TR2 440/230 kV da SE Taubaté (Retorno em 13/09/2017  TR3 345/88 kV da SE Nordeste (Retorno em 31/10/2017);  TR-5 440/138 kV da SE Bauru (Retorno em 11/10/2017)  TR3 500/138 kV da SE Ouro Preto 2 (Retorno em 31/07/2017);  TR11 289/138 kV da SE Três Marias (Retorno em 30/06/2017);  TR1 230/69/13,8 kV da SE Ji-Paraná (Retorno em 31/07/17);  TR1 230/69/13,8 kV da SE Jaru (Retorno em 30/11/17);

 ATR-1 230/138 kV – 150 MVA da SE Taquara (Retorno em 22/06/2017)

 ATR05 500/230 kV da SE Camaçari II – Fase reserva (Retorno em 30/06/2017)  Compensador Estático 01 da SE São Luís II (Retorno em 31/07/17);

 Compensador Síncrono 01 da SE Imperatriz (Retorno em 30/06/17);  Compensador Síncrono SE Venâncio Aires (Sem previsão de retorno);

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3.1.5 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados do PMO de Junho/17, para a semana de 27/05/2017 a 02/06/2017, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3.2.1-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 02/06/2017

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

(%VU)

Valor Esperado

44,3

66,7

19,3

66,1

99,7

Limite Inferior

43,6

58,5

19,2

66,2

100,0

Tabela 3.2.1-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06/2017

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

(%VU)

Valor Esperado

46,0

85,2

17,6

65,5

99,5

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3.1.6 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.

3.1.7 Política Indicada no PMO/Revisão

Os resultados do PMO do mês de Junho/2017 indicam, para a semana operativa de 27/05/2017 a 02/06/2017, os seguintes custos marginas de operação, em R$/MWh:

Tabela 3.2.3-1: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh)

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT SUDESTE 42.889 117 28.529 90 35.060 111 43.600 138

SUL 19.745 216 8.088 78 15.243 147 22.342 215

NORDESTE 1.618 25 1.729 36 1.886 40 2.042 43 NORTE 5.395 53 3.766 61 4.066 65 4.366 70

Subsistema

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Semanal Previsão Mensal

VE LI VE LS VE LI VE LS SUDESTE 46,0 43,4 46,0 46,7 SUL 85,2 57,5 85,2 96,6 NORDESTE 17,6 17,3 17,6 17,9 NORTE 65,5 64,8 65,5 66,0 NÍVEL OPERATIVO % EARmáx - 30/6 NÍVEL PMO Subsistema

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 166,35 166,35 163,52 163,52

Média 163,43 163,43 163,43 163,43

Leve 0,00 0,00 101,23 0,00

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3.2 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 na próxima semana. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 117% da MLT, sendo armazenável 102% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de uma frente fria no início da semana e a atuação de um sistema de baixa pressão no decorrer da semana ocasionam chuva fraca a moderada nas bacias hidrográficas desse subsistema. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 216% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 190% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve ascensão em relação à 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 25% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado na semana corrente. A bacia do rio Tocantins apresenta chuvisco em pontos isolados no início da semana. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 53% MLT, sendo armazenável 45% da MLT.

Tabela 3.3-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed 42889 19745 1618 5395

% MLT 117 216 25 53 % MLT Armazenável 102 190 25 45 ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

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3.3 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.1.8 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Para o Subsistema Sudeste/Centro- Oeste, em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de junho é de uma média de 111% da MLT, sendo armazenável 101% da MLT, o que representa um cenário hidrológico superior 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 90% da MLT, sendo armazenável 82% da MLT. Na Tabela 3.4.1-1 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3.4.1-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior Bacias _Semana _Mês _Semana _Mês

Bacia do Rio Grande ₈₂ ₈₅ ₇₂ ₇₆

Bacia do Rio Paranaíba ₅₆ ₆₁ ₅₁ ₅₆ Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 103 105 91 92 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 158 134 119 101 Paraíba do Sul ₁₀₉ ₁₀₆ ₉₂ ₉₁

3.1.9 Região Sul

Para o Subsistema Sul, o valor esperado da média de vazões naturais para o mês de junho é de 147% da MLT, sendo armazenável 133% 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 previst a para o mês situar-se-á no patamar de 78% da MLT, sendo armazenável 40% da MLT.

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Tabela 3.4.2-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior Bacias

Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 154 122 70 70 Bacia do Rio Jacuí 322 176 170 91 Bacia do Rio Uruguai 271 174 112 87

3.1.10 Região Nordeste

Para o Subsistema Nordeste, a previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 40% da MLT, 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 36% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.1.11 Região Norte

Para o subsistema Norte, em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de junho apresente uma média de 65% da MLT, sendo armazenável 46% da MLT, o que representa um cenário hidrológico suporte em termos de MLT ao observado no mês anterior.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 61% da MLT, sendo armazenável 43% da MLT.

Na Tabela 3.4.5-1 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3.4.5-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed 35060 15243 1886 4066

% MLT 111 147 40 65 % MLT Armazenável 101 133 40 46

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed 28529 8088 1729 3766

(18)

(19)

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões

A Resolução ANA/MMA nº 224, de 30 de janeiro de 2017, alterada pela Resolução ANA/MMA nº 742, de 24 de abril de 2017, autoriza a redução, até 30 de novembro de 2017, da descarga mínima dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 600 m³/s (média diária), com valores instantâneos iguais ou superiores a 570 m³/s. No dia 23/05/2017 iniciou-se o teste de defluência mínima de 650 m³/s na UHE Xingó.

Neste contexto, considerando os usos consuntivos da água e a evaporação dos reservatórios existentes no trecho entre os reservatórios de Sobradinho e Xingó, a vazão defluente de Sobradinho deve ser o suficiente para assegurar a vazão mínima em Xingó. Além disso, conforme decisão do Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco, sob a coordenação da ANA, deverão ser adotadas defluências em Sobradinho que assegurem a manutenção do armazenamento no reservatório da UHE Luiz Gonzaga (Itaparica) nos níveis atuais. Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política citada anteriormente, 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 da permanência desse cenário hidrológico desfavorável na região NE, poderá ser necessário manter-se o despacho térmico por garantia de suprimento energético nessa região, cujo montante será definido em função da produção eólica na região.

A geração da UHE Belo Monte deverá ser maximizada em todos os períodos de carga e a geração da UHE Tucurui será dimensionada de forma a manter uma operação à fio d´água e ainda respeitando-se os limites elétricos vigentes, em função dos excedentes energéticos nestas usinas.

(20)

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, Marimbondo e Água Vermelha será utilizada prioritariamente para o fechamento do balanço energético , sendo ainda as gerações das duas últimas dimensionadas para regularizar a vazão afluente à UHE Ilha Solteira.

Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será utilizada prioritariamente para o fechamento do balanço energético.

Bacia do Rio Paranapanema: As usinas desta bacia terão suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera serão utilizadas prioritariamente nos períodos de carga pesada e média. Bacia do Rio Paranaíba: A geração da UHE São Simão será dimensionada para regularizar a vazão afluente à UHE Ilha Solteira. A geração das UHEs Itumbiara, Emborcação e Nova Ponte deverá permanecer minimizada, podendo ser utilizada, conforme a prioridade, para fechamento do balanço energético nos períodos de carga média e pesada.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas prioritariamente, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigente s na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética desta bacia seguirá as determinações estabelecidas na Resolução Nº 1382/2015.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Serra da Mesa será minimizada em todos os períodos de carga, sendo a geração das UHEs Cana Brava e São Salvador dimensionada em função da defluência da UHE Serra da Mesa. A geração das UHEs Lajeado e Estreito deverá ser explorada prioritariamente nos patamares de carga pesada e média e compatibilizadas com a operação das usinas à montante.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias da região Sul serão exploradas prioritariamente nos períodos de carga pesada e média, para o fechamento do balanço da região, respeitando-se as restrições operativas das usinas. Caso seja necessário, a geração das usinas a fio d’água será dimensionada de forma a disponibilizar recursos energéticos prioritariamente nos períodos de carga média e pesada dos dias úteis, sendo reduzida nos períodos de carga leve e finais de semana.

(21)

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste e Norte, 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. UHEs Belo Monte;

3. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 4. UHE Capivara, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação

hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

5. Usinas da bacia do rio Paranapanema, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

6. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d'água situadas a jusante na cascata;

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

8. Usinas da região Sul, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões S e SE/CO;

9. Tucuruí, Estreito, Lajeado, Peixe Angical, Cana Brava e São Salvador respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes;

10. UHE Água Vermelha; 11. UHE Marimbondo;

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

13. UHEs 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;

14. UHE Itumbiara; 15. UHE Emborcação;

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

17. UHE Corumbá;

18. UHEs Batalha e Serra do Facão, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 19. 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;

(22)

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. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

3. UHE Garibaldi / UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 4. UHE Foz do Chapecó;

5. UHE Itá;

6. UHE Machadinho; 7. UHE Mauá; 8. UHE GPS;

9. UHE Salto Caxias; 10. UHE Gov. Ney Braga; 11. UHE Salto Osório 12. UHE Salto Santiago 13. UHE G. B. Munhoz; 14. UHE Barra Grande;

15. Explorar disponibilidade da Região SE.

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; 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;

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 (Garantia Energética);

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 Itapebi;

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

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

(23)

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

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede.

Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, p odem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

(24)

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões

Onde:

FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas.

FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2.

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

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

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

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

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

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

(25)

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

 LT 500kV Luiz Gonzaga - Milagres das 00h00min dos dias 27/05 (sábado) às

02h00min do dia 29/05 (segunda-feira)

Esta intervenção está programada para realização de serviço de construção da Barragem Boi I (transposição do Rio São Francisco).

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

 Seção de Barra A de 500 kV da SE Tijuco Preto + TR 765/500 kV das

07h10min do dia 28/05 (domingo) às 23h30min do dia 02/06 (sexta-feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviço de substituição da Barra A.

 Conversor 5 de SE Ibiúna das 07h45min do dia 29/05 (segunda-feira) às

16h30min do dia 30/05 (terça-feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviço de manutenção corretiva para na válvula motorizada de “by pass”. E serviços de manutenção e recuperação da pintura dos equipamentos do conversor 05.

 Conversor 7 de SE Ibiúna das 07h45min do dia 01/06 (quinta-feira) às

16h30min do dia 02/06 (sexta-feira). EXPSE < -1000 MW

EXPN < 4500 MW

RNE <

Geração térmica no Nordeste > = 2.000 MW

UTE Celso Furtado < 150 MW UTE Celso Furtado > 150 MW

2000 MW 3500 MW

FSE < 6000 MW FRJ < 5000 MW

(26)

Esta intervenção está programada para realização de serviço de manutenção corretiva para na válvula motorizada de “by pass”. E serviços de manutenção e recuperação da pintura dos equipamentos do conversor 07.

 Transformador TR-1 765 / 500 kV Foz de Iguaçu 60 Hz das 07h00min às

17h00min do dia 28/05 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviço de manutenção corretiva para sanar vazamento de óleo em pressostato de disjuntor, bem como serviços de manutenção preventiva.

 Disjuntor 1112 de 500 kV da Coletora Porto Velho das 07h00min às

17h00min do dia 28/05 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviço de manutenção corretiva para sanar vazamento de gás SF6.

 Banco de Compensação Série (BCS) da LT 500 kV Açailandia – Marabá C1 das 07h00min às 17h00min do dia 28/05 (domingo) até o dia 31/05 (quarta feira).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva para correção de anomalia no sistema de proteção.

Elo CC < 5500 MW

GIPU < 5200 MW

Bipolo 01 < 2100 MW

(27)

 Seção de barra A de 500 kV da SE Samambaia das 07h00min às 17h00min

do dia 30/05 (terça-feira) e o dia 31/05 (quarta feira)

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção preventiva com periodicidade de 6 anos.

 Disjuntor 912 de 500 kV da SE Serra da Mesa das 06h50min às 16h40min do

dia 02/06 (sexta-feira) até o dia 04/06 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção preventiva do disjuntor.

 Disjuntor 9352 de 500 kV da SE C. Paulista das 07h30min às 08h30min do

dia 28/05 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de teste de comando em chave seccionadora.

 Disjuntor 9362 de 500 kV da SE C. Paulista das 08h30min às 09h30min do

dia 28/05 (domingo).

Esta intervenção está programada para realização de teste de comando em chave seccionadora.

(-1800) MW < RSECO < 1800 MW

(-2700) MW < RSECO < 1800 MW

FRJ < 5000 MW

(28)

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

 Disjuntor P1 de 345 kV da SE Sul das 05h30min às 16h00min no dia 28/05

(domingo)

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva para sanar vazamento de óleo e eliminar ponto quente.

Durante a intervenção, caso ocorra o desligamento de todo o setor de 345 kV da SE Sul haverá interrupção das cargas dessa subestação, em um montante da ordem de 550 MW.

a) Área Acre - Rondônia

 Proteção Diferencial de Barras da SE 230 kV Porto Velho das 00h00min no

dia 27/05 (sábado) às 23h59min no dia 02/06 (sexta-feira)

Esta intervenção está programada para realização de serviços de retirada de operação da proteção diferencial de barras (87B) para possibilitar a substituição da proteção REB-500 da ABB pela proteção 7SS52 da SIEMENS, com previsão de conclusão em 06/06/2017.

Durante essa intervenção, caso ocorra desligamento das barras 230 kV, haverá perda das cargas em Porto Velho, Rio Branco, Abunã e canteiro de obras de Jirau, em um montante da ordem de 250 MW.

b) Área Norte Nordeste

 Setor de barra B1 de 230 kV da SE Guamá (16.597-17) e LT 230 kV Vila do

Conde - Guamá C1 das 08h00min às 14h00min no dia 28/05 (domingo)

Esta intervenção está programada para realização de serviços diversos de manutenção corretiva para eliminação de ponto quente e substituição de tipos de para -raios, além de limpeza, pintura e identificação do bay.

Durante essa intervenção, em caso de contingência no circuito 230 kV Vila do Conde - Guamá em operação, haverá atuação do esquema de corte de carga para perda dos circuitos duplos, haverá desligamento no montante da ordem de 50% das cargas da SE Guamá e 55% das cargas da SE Utinga, com montante desligado no máximo de 55% das cargas da região metropolitana de Belém.

 Disjuntor 14S7 de 230 kV da SE Messias 08h00min às 12h30min no dia 28/05

(domingo)

Esta intervenção está programada para realização de serviços de manutenção corretiva para eliminação de ponto quente na chave 34S7 – 2/MSI.

(29)

haverá perda de todas as cargas das SE Maceió e corte de carga por variação de tensão nas SE Rio Largo II, Arapiraca III e Penedo, num montante da ordem de 100% de carga da capital Maceió.

 Transformador 230/69 kV LITF6-02 da SE São Luís I das 07h30min às

17h00min no dia 28/05 (domingo)

Esta intervenção está programada para realização de serviços para Implantação de sistema de medição e monitoramento on-line de buchas condesivas integrada ao SAGE.

Durante essa intervenção, em caso de perda do barramento de 230 kV ao qual encontram-se conectados 2 TR 230/69kV da SE São Luís I, o transformador remanescente, conectado ao outro barramento 230 kV, será desligado pela proteção, acarretando o desligamento de todas as cargas da SE São Luís I, interrompendo um montante da ordem de 55% de carga da Capital São Luis.

c) Área Sul

 DJ 732 de 230 kV da SE Xanxerê, das 07h45min às 17h00min do dia 27/05

(sábado).

Esta intervenção está programada para realização de serviços para Implementação de redundância de controle no circuito da LI 230 kV Foz do Chapecó - Xanxerê 1 e realização de testes do novo sistema de controle.

(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 maio/2017 onde são visualizados os valores verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 23/05. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de Junho/2017, sendo esses valores exibidos, por subsistema, na

.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 37.100 MW médios no subsistema SE/CO e 10.650 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam variação nula para o SE/CO e acréscimo de 1,1% para o subsistema Sul. A carga estimada para o mês de maio, de 36.861 MW médios para o SE/CO e de 10.604 MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em abril, sinalizam decréscimos de 2,2% para o subsistema SE/CO e 0,3% para o subsistema Sul. A carga prevista para o mês de junho indica decréscimo de 1,4% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 1,1% 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 10.650 MW médios e no Norte de 5.640 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimos de 0,9% para o subsistema Nordeste e 4,3% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de maio de 10.351 MW médios para o subsistema Nordeste e de 5.538 MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em abril, indicam acréscimos de 1,6% para o subsistema Nordeste e 5,5% para o subsistema Norte. As previsões de carga para o mês de junho sinalizam decréscimos de 3,2% para o subsistema Nordeste e 4,0% para o subsistema Norte, em relação ao verificado no mês anterior.

(31)

(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 20/05 a 26/05/2017 e as previsões para a semana de 27/05 a 02/06/2017.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/Centro-Oeste está sendo prevista para ocorrer na terça-feira, dia 30/05, com valor em torno de 43.000 MW . Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.400 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, 31/05. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste, a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 56.200 MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min também de terça-feira, conforme apresentado na Erro! Autoreferência de

indicador não válida. a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer na terça-feira, dia 30/05 com valor em torno de 11.600 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 6.450 MW, devendo ocorrer também na terça-feira, dia 30/05. No Sistema Interligado Norte/Nordeste, a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer na mesma terça-feira, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 17.900 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 e Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO de Junho.

(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

(35)

ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidades, Razões Elétricas e Energéticas e Custo Variável das usinas térmicas utilizada s para a elaboração do PMO de Junho

(36)

(37)

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 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 Engie, as previsões de indisponibilidade ou restrições das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda são:

- UG 2 indisponível entre 12/04/2017 e 18/07/2017.

Região Sudeste/Centro-Oeste: Área RJ/ES

(38)

ANEXO III – 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

(39)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3.4.5-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no

período de 27/05 a 02/06/2017 18

Figura 4.4-1: Interligações entre regiões 24

Tabelas

Tabela 3.1.1-1 (Tensão mínima em Serra da Mesa de 535 kV) 8

Tabela 3.1.1-2 (Tensão em Serra da Mesa inferior a 535 kV) 9

Tabela 3.1.1-3 Limites de RNE para vazões de 650 ou de 600 m3/s para

cenário Norte Exportador 10

Tabela 3.2.1-1: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

02/06/2017 13

Tabela 3.2.1-2: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia

30/06/2017 13

Tabela 3.2.3-1: Custo Marginal da Operação por patamar de carga

(R$/MWh) 14

Tabela 3.3-1: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 15 Tabela 3.4.1-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16 Tabela 3.4.2-1: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 17 Tabela 3.4.5-1: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 17

Tabela 5-1 Carga de Energia por Região – MWmed 30

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

Região – MWmed 31

Tabela 5-2 Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região – MW 32