PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE OUTUBRO

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

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-154-207-2014

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE OUTUBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 25/10/2014 A 31/10/2014

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ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 3 / 35

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

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 9

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão 9

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos 9

3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão 10

3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 11 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 12

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 12

3.6.2 Região Sul 12

3.6.3 Região Nordeste 13

3.6.4 Região Norte 13

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 15

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 15

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 16

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real 17

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 19

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

intercâmbio entre subsistemas 21

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem

em perda de grandes blocos de carga 21

5 Previsão de Carga 23

5.1 Carga de Energia 23

5.2 Carga de Demanda 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 Outubro/2014, para a semana operativa de 25/10/2014 a 31/10/2014, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão d o Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3, Baixada Fluminense, Atlântico, L.C. Prestes L1, Gov. Leonel Brizola L1, Cocal, W. Arjona, Juiz de Fora, B. L. Sobrinho L1, E. Rocha L1, A. Chaves (indisponível, conforme informação do Agente), Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), Norte Fluminense 4, B. L. Sobrinho L13, G. L. Brizola L13, L. C. Prestes L13, E. Rocha L13, M. Lago, F. Gasparian, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga 12 (indisponível, conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação vigente), Viana, Igarapé, Termonorte 2, Palmeiras de Goiás, Daia e Goiania 2. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, da UTE Candiota 3, P. Medici A (indisponível, conforme legislação vigente), P. Medici B, J. Lacerda C, J. Lacerda B, J. Lacerda A2, Charqueadas, Madeira, J. Lacerda A1, São Jerônimo (indisponível, conforme legislação vigente), Figueira, Araucária, S. Tiaraju, Uruguaiana (indisponível, conforme declaração do agente) e Nutepa (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, P. Pecém I e II, Fortaleza, Termoceará, R. Almeida, C. Furtado, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos, Aracati, Baturite, Caucaia, Crato, C ampo Maior, Iguatu, Juazeiro do Norte, Marambaia, Nazária, Pecem, Camaçari G (indisponível, conforme legislação vigente), Bahia 1, Arembepe e Camaçari MI. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2, Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Geramar I e II, Mauá B5B, Distrito A, Mauá B5A, Flores 1, Distrito B, Flores 3, Flores 2, Flores 4, Iranduba, Cidade Nova, Mauá B6, Mauá B7, São José 1, São José 2 e Mauá B1.

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Além disso, está previsto para a semana de 25/10/2014 a 31/10/2014, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a semana operativa de 27/12/2014 a 02/01/2015, benefício marginal de R$ 852,89/MWh, para os patamares de carga pesada e média, e R$ 849,01/MWh para o patamar de carga leve. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo, em suas disponibilidades máximas, para a semana operativa de 27/12/2014 a 02/01/2015.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

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

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013, está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo NEWAVE.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Outubro/14.

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 calculo do PLD;

 Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP;

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 Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP.

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

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Outubro/14 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:

3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

Está liberada a operação do Bipolo 1 do Sistema de Transmissão do Complexo do Rio Madeira com até 3.150 MW com 1 Bloco do BtB ou com o transformador provisório de 500/230 kV – 400 MVA na SE Coletora Porto Velho.

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Foi liberada a operação do TR-1 500/230 kV da SE Xingu. Sua entrada em operação proporcionou um aumento da confiabilidade no atendimento às cargas do Tramo Oeste.

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

3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade

As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto nas situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.

Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), objetivando assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na tabela a seguir:

Carga da Região Nordeste (MW)

Limites de RNE (MW)

Carga < 8.750 3000 MW 8.750 < Carga < 10.250 3500 MW Carga > 10.250 4100 MW

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Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III.

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve -se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I.

Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações  UG01 83,9 MW da UHE Ferreira Gomes

 UG33 55 MW da UHE Jirau

 UG58 183 MW UTE Maranhão III

 ATR-2 500/345 kV Pirapora 2

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos  Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/10/2014)

 Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014)

 Compensador Síncrono 1 da SE Tijuco Preto(até 29/11/2014)

 TR-1 500/230 kV Imperatriz (05/01/2015)

 AT07 765/345 kV Tijuco Preto (até 31/11/2014)

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3.4 Relacionados com a Otimização Energética

3.4.1 Níveis de Armazenamento Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 4 do PMO de Outubro/14, para a semana de 25/10/2014 a 31/10/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10

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

(%VU)

Valor Esperado

18,4

85,7

15,2

33,7

23,7

Limite Inferior

18,1

81,4

14,9

33,4

23,7

3.4.2 Níveis de Armazenamento Operativos

O ONS vem implementando uma política de operação energética que prioriza a preservação dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas localizadas nas cabeceiras dos rios Grande, Paranaíba e São Francisco.

Esta política de operação energética vem sendo implementada na Etapa de Programação Diária da Operação, onde se observa a plena representação da malha de transmissão e das questões associadas ao uso múltiplo da água e ambientais. Nesse contexto, têm-se observado ajustes, em base diária, na política de operação definida pelos modelos de planejamento energético de curto prazo.

Assim sendo, apresentam-se também os armazenamentos esperados para as regiões SE/CO e NE, obtidos com a aplicação dos ajustes nas políticas de operação, os quais caracterizaremos como níveis de armazenamento operativos.

Outrossim, ressaltamos que os níveis de armazenamento operativos, constituem -se em informações adicionais àquelas já existentes no processo formal de elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas Revisões.

Desta forma, na tabela a seguir são apresentados os armazenamentos esperados, para o fim do mês de Outubro, para as regiões SE/CO e NE:

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ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 10 / 35 3.4.3 Política Indicados no PMO/Revisão

Os resultados da Revisão 4 do PMO de Outubro/14 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados:

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) ITAIP 50Hz 60Hz

SE/CO

FICT. SUL FICT. NORTE

NE

130 616 3892 3699 486 1058 7523 3824 R$ 890,12/MWh R$ 890,12/MWh R$ 890,12/MWh R$ 890,12/MWh 1146

N

S

SEMANA 5 MÉDIA DO ESTÁGIO Caso 1: OUT14_RV4_N-2_V Caso 2

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 896,50 896,50 896,50 896,50

Média 896,50 896,50 896,50 896,50

Leve 878,93 878,93 878,93 878,93

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3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de que a atuação de áreas de instabilidade ocasione chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Paranapanema, Paranaíba, Tietê, Grande, Paraíba do Sul e no trecho a montante da UHE Três Marias. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 51% da MLT, sendo armazenável 50% 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 final da semana ocasiona chuva fraca à moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí e Iguaçu. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 98% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 71% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em leve recessão em relação ao observado da semana corrente. A previsão é de chuva fraca em pontos isolados no início da semana. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 33% MLT, sendo armazenável 32% da MLT. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. A previsão é da ocorrência de pancadas de chuva durante a semana. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 86% MLT, sendo armazenável 85% da MLT.

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed 10.754 13.005 1.130 1.547

% MLT 51 98 33 86

% MLT Armazenável 50 71 32 85 ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 8.324 5.816 880 1.348

% MLT 39 44 26 75

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3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Outubro é de uma média de 62% da MLT, sendo armazenável 61% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 60% da MLT, sendo armazenável 59% da MLT.

Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Grande 18 21 16 20 Bacia do Rio Paranaíba 30 32 24 30

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 42 42 31 39 Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 69 94 53 90 Paraíba do Sul 42 36 33 34

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Outubro é de 1 41% da MLT, sendo armazenável 103% da MLT, o que revela uma condição hidrológica superior 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 129% da MLT, sendo armazenável 94% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

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ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 13 / 35 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior Bacias _Semana _Mês _Semana _Mês Bacia do Rio Iguaçu 51 125 29 120 Bacia do Rio Jacuí 411 245 231 205 Bacia do Rio Uruguai 79 137 15 122

3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Outubro é de 36%, sendo armazenável 35% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 35% da MLT para a ENA mensal, sendo armazenável 34% da MLT.

3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Outubro apresente uma média de 75% da MLT, sendo armazenável 74% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 73% da MLT, sendo armazenável 72% da MLT.

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed 13.282 18.681 1.238 1.364

% MLT 62 141 36 75

% MLT Armazenável 61 103 35 74 ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 12.734 17.058 1.182 1.319

% MLT 60 129 35 73

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ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 14 / 35 Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 25 a 31/10

rio Pb. Sul P.Real rio Jacuí rio Paraná Itá rio Uruguai rio Cuiabá rio Paraguai O C E A N O A T L Â N T I C O rio Doce S.Osório F.Areia rio Iguaçu Funil I.Pombos Mascarenhas Capivara Itaipu Jupiá Jurumirim rio Paranapanema Promissão B.Bonita rio Tietê rio S. Francisco Três Marias Sobradinho rio Tocantins rio S ão L ou re nç o rio G ra nd e rio M an so S.Mesa Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha Tucuruí Manso rio P ar an aí ba 1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 1.514, de 29 de setembro de 2014, prorroga até o dia 31 de outubro de 2014, a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013. Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência mínima de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo a geração térmica local e o intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE.

Em função das condições de afluência e armazenamento extremamente desfavoráveis, a defluência mínima da UHE Três Marias foi flexibilizada, para minimizar a utilização dos estoques armazenados em seu reservatório, estando atualmente em 140 m³/s. Estudos indicam a necessidade de se implementar redução adicional em sua defluência, para garantir estoques que a UHE Três Marias deflua vazões que assegurem condições de captação para abastecimento nas cidades a jusante.

A geração da UHE Tucuruí será dimensionada nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN, após explorada as disponibilidades energéticas das regiões Sul e SE/CO, sendo minimizada nos períodos de carga leve, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE.

Na região Sul, tendo em vista as elevadas afluências nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai, Jacuí, a geração das usinas destas bacias deverá ser exploradas ao máximo, em todos os períodos de carga, visando minimizar e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios, com o objetivo de reduzir a utilização dos estoques armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Nos períodos de carga leve, após a minimização da geração hidráulica das regiões NE, N e SE/CO, caso existam excedentes energéticos nas usinas da região Sul, a geração das usinas térmicas do SIN deverão ser dimensionadas de forma a possibilitar a alocação destes excedentes energéticos na curva de carga.

Em função das condições hidroenergéticas da UHE Itaipu, sua geração deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, sendo que nos períodos de carga leve sua geração deverá ser minimizada. Esta operação será efetuada respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

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4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas e M.Moraes será dimensionada visando o atendimento dos requisitos hidráulicos das usinas de jusante . A Geração das UHEs Marimbondo e Água Vermelha deverá ser dimensionada para fechamento do balanço energético.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs Batalha, Serra do Facão, Emborcação, Itumbiara, São Simão e Nova Ponte, deverá ser explorada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

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

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Jupiá e Porto Primavera deverá ser dimensionada visando a manutenção de suas defluências em seus mínimos operativos de 3700 m³/s e 4300 m³/s, respectivamente. A geração das UHEs Ilha Solteira e Três Irmãos será dimensionada para atendimento dos requisitos hidráulicos das UHEs Jupiá e Porto Primavera, respeitando-se as restrições operativas existentes.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, após explorados os excedentes energéticos da região Sul, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser dimensionada para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil e da controlabilidade d o nível de armazenamento de seu reservatório, sendo sua geração dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. Cabe destacar que a vazão objetivo em Santa Cecília se encontra minimizada, ou seja, bombeamento da LIGHT reduzido de 160 m³/s para 108 m³/s e a defluência de 90 m³/s para 52 m³/s, face as condições hidroenergéticas desfavoráveis na bacia.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí será minimizada nos períodos de carga leve, sendo dimensionada nos períodos de carga média e pesada, para fechamento do balanço energético do SIN, após explorados as disponibilidades energéticas das regiões SE/CO e Sul. Os seus excedentes energéticos serão transferidos para as regiões SE/CO e NE, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, SE/CO e NE. A geração da UHE Serra da Mesa será maximizada em todos os períodos de carga, visando a disponibilização de recursos energéticos nas usinas de Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado, Estreito e Tucuruí.

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Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração (defluência de cerca de 140 m³/s), respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí, deverão ser utilizadas prioritariamente em todos os períodos de carga. A geração da UHE Capivari será utilizada somente nos períodos de carga média e pesada.

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

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

1. Usinas que apresentarem vertimentos ou risco; 2. Usinas térmicas;

3. Usinas da região Sul;

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

5. UHEs Batalha e Serra do Facão; 6. UHE Emborcação;

7. 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;

8. UHE Chavantes; 9. UHE Água Vermelha; 10. UHE Tucuruí;

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

vigentes;

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

14. UHE Itumbiara;

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

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

17. UHE Marimbondo;

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

(18)

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

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

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

3. UHE Salto Santiago;

4. Usinas da bacia do rio Jacuí;

5. UHE Machadinho, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 6. UHEs Itá e Foz do Chapecó

7. UHE Barra Grande; 8. UHE Ney Braga;

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

10. UHEs Garibaldi e Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina; 11. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina;

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

14. Explorar disponibilidade da Região SE.

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

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

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

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

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

4. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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

(19)

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulaçã o alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade:

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

3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

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

5. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

6. Reduzir o recebimento de energia da região Nordeste.

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

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

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

(20)

As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde:

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

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

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

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

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

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

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

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

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

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

(21)

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

 SE Tucuruí – Disjuntor 10 de 500 kV das 09h00min às 18h00min do dia 29/10 (quarta – feira).

Esta intervenção está programada para sanar vazamento de óleo no disjuntor.

Durante a realização desta intervenção, para que o SIN suporte perda dupla, por falha de disjuntor, entre Tucuruí - Marabá 500 kV, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

Fluxo total Tucuruí para Marabá 500 kV < 2000 MW

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

a) Área São Paulo

 SE Oeste – Barra 1 440kV das 00h00min às 06h30min do dia 31/10 (sexta – feira).

Esta intervenção está programada para verificar baixa isolação nas seccionadoras de conexão do DJ 36 440kV da SE Oeste.

Durante a realização desta intervenção, por conta em operar a SE Oeste 440kV em barra simples, a ocorrência de falta em Barra de 440 kV da SE Oeste ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 440 kV da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, em um montante de até 550 MW.

 SE Edgar de Souza – DJ P1 230kV das 05h30min do dia 29/10 às 24h00min do dia 02/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para substituir a fiação de comando e controle do DJ P1 230kV de Edgar de Souza à nova casa de comando.

Durante a realização desta intervenção, por conta em operar a SE Edgar de Souza 230kV em barra simples, a ocorrência de falta em Barra de 230 kV da SE Edgar de Souza ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 230 kV da SE Edgar de Souza e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, em um montante de até 450 MW.

(22)

 SE Baixada Santista – Barras 88kV das 23h00min do dia 31/10(sexta feira) às 16h30min do dia 02/11 (domingo).

Esta intervenção está programada para troca do transformador de aterramento, setor 88kV.

Durante a realização desta intervenção, por conta em operar com a proteção diferencial 88kV de Baixada Santista totalizada e, em caso de ocorrência de falta na envolvendo barra 88kV da SE Baixada Santista, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 88 kV da SE Baixada Santista e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, em um montante de até 600MW.

b) Áreas Rio de Janeiro, Espírito Santo, Sul, Minas Gerais, Acre/Rondônia, Mato Grosso, Nordeste, Amazonas/Amapá e Goiás/Brasília.

 No período de 25/10/2014 à 31/10/2014, não estão previstas intervenções de

(23)

5 Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de outubro, onde são visualizados os valores verificados nas quatro primeiras semanas e a revisão da semana 5, 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 39.800 MW médios no subsistema SE/CO e 11.250 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam acréscimos de 0,2% para o subsistema SE/CO e 0,4% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da semana 5 de outubro (revisão 4), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 39.709 MW médios para o SE/CO e de 11.195 MW médios para o Sul. Estes valores, se comparados à carga verificada em setembro, sinalizam acréscimos de 3,0% para o subsistema SE/CO e de 1,4% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 10.500 MW médios e no Norte de 5.153 MW médios. Estas previsões, quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, indicam decréscimo de 1,2% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 1,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da semana 5 de outubro (revisão 4), está sendo estimado para o fechamento do mês uma carga de 10.353 MW médios para o Nordeste e de 5.119 MW médios para o Norte. Estes valores, se comparados à carga verificada em setembro, sinalizam acréscimo de 1,8% para o subsistema Nordeste e decréscimo de 4,7% para o subsistema Norte.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed

18/out a 24/out 25/out a 31/out SET/14 OUT/14

Previsto Verificado Desvio (%) Cresc. (%) Verificado Revisão 4

S 10.866 11.210 3,2 0,4 11.035 11.195 1,4 SE/CO 39.264 39.724 1,2 0,2 38.565 39.709 3,0 N 5.185 5.097 -1,7 1,1 5.370 5.119 -4,7 NE 10.421 10.630 2,0 -1,2 10.169 10.353 1,8 Subsistema Semanal Mensal Cresc. (%) Previsto 11.250 10.500 39.800 5.153

(24)

(25)

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 18 a 24/10/2014 e as previsões para a semana de 25 a 31/10/2014.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 30/10, com valor em torno de 43.500 MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 13.000 MW, devendo ocorrer também na quinta-feira, dia 30/10. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 55.800 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela 5.2 1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 25/10, com valor em torno de 11.300 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.700 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 29/10. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 16.600 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a seguir.

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

18/out a 24/out 25/out a 31/out

Previsto Verificado Desvio (%) Cresc. (%)

S 13.100 12.943 -1,2 0,4 SE/CO 44.800 43.593 -2,7 -0,2 N 5.670 5.717 0,8 -0,3 NE 11.200 11.318 1,1 -0,2 S/SE/CO 57.100 55.767 -2,3 0,1 N/NE 16.600 16.595 0,0 0,0 Semanal Previsto Subsistema 16.600 43.500 5.700 11.300 13.000 55.800

(26)

Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO

de Outubro.

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ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 27 / 35 ANEXO I – Controle de Tensão

As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.

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

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

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

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

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

 IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(28)

ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 28 / 35 ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

(29)

(1) valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança;

(2) Usina com unidade geradora em manutenção;

(3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página);

(4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combus tível;

(5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente;

(6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007 -SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

(30)

ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 30 / 35 Jorge Lacerda:

O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para 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: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

 Patamar de carga média: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha e a perda da maior unidade sincronizada no Complexo Jorge

Lacerda (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Usina Térmica

Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve

J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - - -

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 33 -

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

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

Total 66 146 -

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

- UG 6: 27/06/2014 a 30/10/2014.

2. Valores de geração máxima nas unidades do Complexo Jorge Lacerda definidos por restrições operacionais dos equipamentos:

- UG 1: limitada em 25 MW entre 09/10/2014 e 30/10/2014. - UG 2: limitada em 35 MW entre 25/04/2014 e 31/12/2014.

P. Médici (A e B) e Candiota III:

Até a entrada em operação das LT 230 kV Quinta – Povo Novo, Povo Novo – Camaquã 3 e Nova Santa Rita – Camaquã 3, que estão aguardando a emissão da licença de operação, o despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para 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 – Pelotas 3 ou da maior unidade geradora (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

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) - - -

(31)

Nota: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são:

- UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: operação comercial suspensa pela Aneel em 11/07/2014. - UG 3: entre 18/10/2014 e 30/10/2014.

2. Valores de geração máxima nas UTE P. Médici e Candiota III definidos por restrições operacionais dos equipamentos:

- UG 4: limitada em 110 MW entre 19/10/2014 e 30/10/2014. - UG 5: limitada em 310 MW até 30/10/2014.

3. Durante o mês de outubro, na carga pesada de sábado será necessária, pelo menos, a operação com a configuração “1B + 1C = 265 MW”.

Após a emissão da licença de operação das LT 230 kV Quinta – Povo Novo, Povo Novo – Camaquã 3 e Nova Santa Rita – Camaquã 3, não será necessário o despacho da UTE P. Médici para atendimento dos requisitos elétricos da rede na condição (N-1).

Região Norte

Área Manaus:

Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4, B5A, B5B, B6, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT 230 kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real.

Operação especial durante as eleições

Além disso, conforme NT ONS 0141/2014 – Diretrizes para a Operação do SIN Durante as Eleições 2014, deverá ser necessária geração termoelétrica adicional, durante as eleições, especialmente para o período compreendido entre 17h00min dos dias 25 e 07h00min do dia 27 de outubro.

(32)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Outubro/14, para a semana operativa de 25/10/2014 a 31/10/2014.

Tabela III-1: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) Angra 2 20,12 Angra 1 23,21 Candiota III 63,68 P. Pecém I 104,25 P. Itaqui 107,43 P. Pecém II 112,56 P. Médici A e B 115,90 J. Lacerda C 145,71 J. Lacerda B 176,67 J. Lacerda A2 176,85 Charqueadas 196,16 J. Lacerda A1 234,31 S. Jerônim o 248,31 Figueira 373,45

Norte Flum inens e 1 37,80

Parnaíba IV 69,00

Term opernam buco 70,16

Maranhão IV 109,81

Maranhão V 109,81

Santa Cruz Nova 118,48

Fortaleza 118,51 L. C. Pres tes _L1 143,35 Linhares 178,86 G. L. Brizola_L1 168,19 N.Venecia 2 160,61 Juiz de Fora 213,84 William Arjona 197,85 B. L. Sobrinho _L1 220,71 C. Furtado 279,04 Term oceará 239,43 Euzébio Rocha_L1 245,77 R. Alm eida 277,89 A. Chaves 278,98

Jes us Soares Pereira 314,63

Araucária 530,08

F. Gas parian 399,02 M. Lago 388,04 M. Covas 463,79 Uruguaiana 740,00 Cam açari 732,99 Aparecida 302,19 Mauá B3 411,92 B. L. Sobrinho_L13 321,21 Brizola_L13 321,65 L. C. Pres tes _L13 322,50 Euzébio Rocha_L13 322,94 Tam baqui 0,00 Jaraqui 0,00 Manaurara 0,00 Ponta Negra 0,00 C. Rocha 0,00 Atlântico 141,61 RESIDUOS INDUSTRIAIS USINA TÉRMICA NUCLEAR CARVÃO GÁS

(33)

ONS NT-154-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE OUTUBRO 33 / 35 CUSTO VARIÁVEL (R$/MWh) S. Cruz 310,41 Pernam buco 3 412,49 Piratininga 1 e 2 470,34 Term onorte II 678,04 R. Silveira 523,35 Maracanaú I 542,60 Term ocabo 552,44 Term onordes te 555,44 Term oparaíba 555,44 Global I 630,08 Global II 630,08 Geram ar I 559,23 Geram ar II 559,23 Viana 559,25

Cam pina Grande 559,25

Alegrete 559,25

Igarapé 645,30

Bahia I 745,42

Cam açari Muricy I 847,17

Cam açari Polo de Apoio I 847,17

Petrolina 929,47 Nutepa 780,00 Carioba 937,00 Suape II 568,50 Aparecida B1TG6 926,82 Dis trito A 611,14 Dis trito B 622,60 Electron 1165,12 Iranduba 654,56 Mauá B1 844,72 Mauá B4 449,98 Mauá B5 A 616,42 Mauá B5 B 590,42 Mauá B6 657,05 Mauá B7 659,10 S. Tiaraju 698,14 Altos 727,39 Aracati 727,39 Baturité 727,39 Cam po Maior 727,39 Caucaia 727,39 Crato 727,39 Iguatu 727,39 Juazeiro do Norte 727,39 Maram baia 727,39 Nazária 727,39 Pecém 727,39 Daia 821,91 M. Covas 688,64 Goiânia II 862,01 William Arjona 808,02 Cam açari 915,17 Potiguar III 1023,85 Potiguar 1023,87 Xavantes 1148,32 Pau Ferro I 1135,12 Term om anaus 1135,12

Palm eiras de Goias 779,03

Bras ília 1047,38 Cidade Nova 654,63 Flores 1 618,81 Flores 2 636,82 Flores 3 631,82 Flores 4 639,79 São Jos é 1 660,35 São Jos é 2 660,35 Cocal 177,41 PIE-RP 177,41 Madeira 228,24 BIOMASSA ÓLEO DIESEL USINA TÉRMICA

(34)

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

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Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 10

Figura 3-4: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 25 a

31/10 14

Figura 4-1: Interligações entre regiões 20

Tabelas

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 31/10 9

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 10

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 11

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 12

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 13

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 13

Tabela II-1: Despachos de Geração Térmica 28