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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE NOVEMBRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua da Quitanda, 196 - Centro

20091-005 Rio de Janeiro RJ

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ONS NT-136-207-2013

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE NOVEMBRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE

09/11/2013 A 15/11/2013

ONS NT-136-207-2013 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE NOVEMBRO 3 / 45

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

3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 7

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 12

3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 12

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 12

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 12

3.1 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 14

3.2 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 15

3.2.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 15

3.2.2 Região Sul 15

3.2.3 Região Nordeste 16

3.2.4 Região Norte 16

3.3 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 16

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 18

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 18

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 19

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 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 32

5.1 Carga de Energia 32

5.2 Carga de Demanda 34

Lista de figuras e tabelas 45


1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação

Eletroenergética do mês de Novembro/2013, para a semana operativa de 09/11/2013

a 15/11/2013, 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

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 Angra 2 e

das UTEs Norte Fluminense 1, 2 e 3, L.C. Prestes, Atlântico, Gov. Leonel Brizola,

Cocal, PIE-RP (indisponível, conforme legislação vigente), Juiz de Fora, W. Arjona

(indisponível, conforme declaração do Agente), B. L. Sobrinho, E. Rocha, A. Chaves,

Norte Fluminense 4 e Santa Cruz34 (indisponível, conforme legislação vigente). Na

região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os

patamares de carga, das UTEs Candiota III, P. Médici A (indisponível, conforme

declaração do Agente), P. Médici B e J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas,

Madeira, S. Jeronimo e Araucária. Na região Nordeste, houve indicação de despacho

por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco,

P. Pecém I, Fortaleza, P. Pecém II, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida e J. Soares

Pereira. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo,

em todos os patamares de carga, das UTEs Maranhão V, Maranhão IV, P. Itaqui, N.

Venécia 2 e Aparecida. Além disso, está previsto para a semana de 09/11/2013 a

15/11/2013, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Linhares 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 11/01/2014 a 17/01/2014, benefício marginal de R$

297,30/MWh, R$ 296,61/MWh e R$ 296,41/MWh, para os patamares de carga

pesada, media e leve, respectivamente. Assim sendo, foi comandado, por ordem de

mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Linhares em suas

disponibilidades máximas para a semana operativa de 11/01/2014 a 17/01/2014


2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para

atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser

necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou

utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas

no item 4.4.1.

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser

programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai,

através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 2.978, de 27 de agosto de 2013, o ONS

utilizou as versões 18 do modelo NEWAVE e 19 do modelo DECOMP para

elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Novembro/13.

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;

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 Novembro/13 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:


• “Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá considerar

na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas

Equivalentes Interligados – Newave e do Modelo para Otimização da Operação de

Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas – Decomp, como limite de

disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade

Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de

2006.

§ 1º Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá

considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução Normativa

ANEEL nº 237/2006).

A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/09/2013, para

todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na

Carta ONS-0145/400/2013, emitida em 18/10/2013.


3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

A configuração dos Sistemas de Transmissão Associado às Usinas de Santo

Antônio e Jirau e de Suprimento aos Estados do Acre e Rondônia é mostrada a seguir:

Destacam-se os seguintes pontos com relação aos testes do Sistema de Transmissão

de Escoamento de Energia das UHEs Santo Antônio e Jirau:

Em 14/10 iniciaram-se os testes de equipamentos (banco de capacitores,

transformadores conversores e open line test) na SE Coletora Porto Velho e SE

Araraquara, relativos ao Bipolo do Elo de Corrente Contínua do aproveitamento da

energia das Usinas associadas ao Rio Madeira. Os testes de transmissão de potência

têm previsão de serem iniciados em 28/10 disponibilizando o Bipolo à operação em

11/11.

Em julho/2013 foi disponibilizado para a operação o Sistema de Transmissão

Associado à Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus envolvendo os equipamentos de

500 kV dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos três

transformadores 500/230 kV – 3x600 MVA da SE Lechuga, o que permitiu a integração

do sistema de Manaus ao Sistema Interligado Nacional – SIN.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação

Tucuruí - Macapá – Manaus:


Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as

contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kV Lechuga – Manaus e Balbina –

Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kV Tucuruí – Xingu,

estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de

100 MW na Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230

kV que chegam a Manaus.

Destaca-se aqui a energização do novo transformador AT6-01 230/138 kV – 150 MVA

na SE Manaus, associado ao Sistema de 138 kV de Cachoeira Grande, que permitirá

remanejamento de cargas da rede de 69 kV para este ponto de suprimento, aliviando

desta forma, o carregamento dos transformadores 230/69 kV – 3 x 150 MVA, conforme

cadastro no SGI 35.856-13.

A figura a seguir indica as condições operativas supracitadas:

4 x 17 MW

5 x 50 MW

100 MW

4 x 17 MW

300 MW

5 x 50 MW

100 MW


Atendimento às regiões da grande Goiânia, Oeste do estado de Goiás e Anápolis

Para comportar o crescimento do mercado das referidas regiões, foi planejada a

integração de um novo ponto de suprimento pela Rede Básica, que consiste na nova

SE Trindade 500/230 kV - 3x400 MVA, a ser conectada à SE Rio Verde Norte em

500 kV, através de um circuito duplo e com derivação para o sistema de 230 kV da

CELG, através da LT 230 kV Trindade - Xavantes, circuito duplo. O diagrama abaixo

ilustra a solução estrutural para a região.

Com a entrada das obras associadas à SE Trindade 500/230 kV, previstas para

entrada em operação em 03/11/2013, observa-se substancialmente redução no

carregamento da transformação 345-230kV de Bandeirantes e da LT 230kV

Anhanguera – Goiânia Leste, que têm apresentado em períodos de carga média

carregamentos elevados e até sobrecargas e com isto implicando em despacho de

geração térmica na região. Estas obras inicialmente estavam previstas para entrada

em operação até o dia 12 de julho de 2012. No entanto, em vista de embargos

ambientais do trecho em 500 kV, não foi possível cumprir este prazo.


Cabe ressaltar que em 05 de novembro de 2013 foram concluídos os testes de

energização dos seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás

Transmissão S.A:

− LT 500 kV Rio Verde Norte – Trindade C1;

− LT 230 kV Trindade – Xavantes C1;

− SE Trindade – 2 Transformadores 500/230 kV – 2x400MVA.

Esses equipamentos permaneceram energizados e em carga, melhorando as

condições de carregamento e tensão no sistema de atendimento a Goiânia e

vizinhança e contribuindo ainda para evitar despacho de geração térmica por razões

de segurança elétrica na região.


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 exportação das regiões Sudeste e Centro-Oeste

para as regiões Norte e Nordeste (Exp_SE), objetivando evitar que a frequência do

sistema Norte/Nordeste excursione a valor inferior a 57,1 Hz caso ocorra a perda das

interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. Esses limites são apresentados na tabela

a seguir:

Limites de Exp_SE Patamar de Carga

3400 MW Pesada/Média

3400 MW Leve

Além da adoção desses limites de exportação, deverá sempre ser mantida uma inércia

sincronizada mínima nas regiões Norte e Nordeste, cujos valores são os seguintes:

Usina Configuração Mínima de Máquinas

UHE Luiz Gonzaga 03

UHE Paulo Afonso 4 03

UHE Xingó 04

UHE Tucuruí 08

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

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

Compensador Síncrono 2 da SE Presidente Dutra (até 05/12/2013)

Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/01/2014)

Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2013)

TR-2 500/345 kV Samambaia (30/05/2014)

TR-1 500/230 kV Imperatriz (30/11/2013)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Os resultados do PMO de Novembro/13, para a semana de 09/11/2013 a 15/11/2013,

indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 15/11

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

(%VU)

Valor Esperado 43,4 85,6 23,2 33,8 20,1

Limite Inferior 42,9 82,8 22,9 33,6 20,1

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/11

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

(%VU)

Valor Esperado 42,3 79,5 22,6 31,7 16,8

Limite Inferior 40,4 72,9 20,9 30,9 16,8


Os resultados do PMO de Novembro/13 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)

N NE

SE/CO

S

1.496 14

1.478

4.829

5.844

4.145

IT 50

60 1.067

1.698

1.100

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

Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N

Pesada 316,71 316,71 316,71 316,71

Média 316,71 316,71 316,71 316,71

Leve 312,17 312,17 312,17 312,17

Média Semanal 314,74 314,74 314,74 314,74


3.1 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 ascensão em relação às verificadas na semana

em curso. A previsão é de ocorrência de chuva fraca a moderada nas bacias deste

subsistema, devido a passagem de uma frente fria. O valor previsto de Energia

Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é

de 86% da MLT, sendo armazenável 85% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-

se estáveis em relação às verificadas na semana em curso. A rápida passagem da

frente fria ocasiona chuva fraca a moderada no início da semana nas bacias dos rios

Iguaçu, Uruguai e Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um

valor de 71% da MLT para a próxima semana, sendo totalmente armazenável.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana

apresentam-se leve recessão em relação ao observado da semana corrente. A

previsão é de que a passagem da frente fria ocasione chuva fraca a moderada na

bacia do rio São Francisco. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de

41% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana

apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. Neste período

permanecem as pancadas de chuva da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de

longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 77% MLT,

sendo totalmente armazenável.

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

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 23.445 6.756 2.273 2.290

% MLT 86 71 41 77

% MLT Armazenável 85 71 41 77

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 18.921 3.419 1.801 1.997

% MLT 69 36 32 67



3.2 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões

3.2.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de novembro é de

uma média de 91% da MLT, sendo armazenável 90% 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 76% da MLT, sendo armazenável 75% 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 83 88 68 70

Bacia do Rio Paranaíba 83 89 60 69

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 97 101 82 86

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 95 101 81 90

Paraíba do Sul 76 79 55 60

3.2.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Novembro é de 73% da

MLT, sendo armazenável 71% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior

ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para

o mês situar-se-á no patamar de 49% da MLT, sendo armazenável 47% da MLT.

Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da

previsão para as principais bacias deste subsistema.


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

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Iguaçu 66 66 36 49

Bacia do Rio Jacuí 58 64 32 44

Bacia do Rio Uruguai 81 82 35 50

3.2.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Novembro é de 54%, sendo

totalmente armazenável, o que representa um cenário hidrológico inferior ao

observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 44% da MLT para a ENA mensal, sendo

totalmente armazenável.

3.2.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Novembro

apresente uma média de 83% da MLT, sendo totalmente armazenável, valor este que

representa um cenário hidrológico superior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 74% da MLT%, sendo totalmente

armazenável.

3.3 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 24.869 6.856 3.006 2.474

% MLT 91 73 54 83


ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 20.723 4.671 2.465 2.199

% MLT 76 49 44 74



Figura 3-10: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 09/11 a 15/11

rio Pb. Sul

P.Real

rio Jacuí

rio Paraná

Itá

rio Uruguai

rio Cuiabá

rio Paraguai

OC

EA

NO

AT

LÂ

NT

IC

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

oure

nço

rio G

rande

rio M

anso

S.Mesa

Emborcação Furnas

S.Simão A.Vermelha

Tucuruí

Manso

rio P

ara

naíb

a

1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm


4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013, dispõe sobre 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. Em atendimento à Resolução, após reunião

conjunta MME, ANA, ANEEL, ONS, Comitê da bacia do rio São Francisco, Secretaria

de Recursos Hídricos dos estados envolvidos, Marinha do Brasil e Agência Nacional de

Transportes Aquaviários - ANTAQ, realizada no dia 02/05/2013, foi definido para o dia

04/05/2013, o início da redução da vazão mínima defluente dos reservatórios de

Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, inicialmente para 1200 m³/s, objetivando

atingir a vazão mínima de 1.100 m³/s. Neste período, a CHESF estará monitorando as

condições de atendimento do uso múltiplo da água, realizando as ações necessárias

para a normalização do atendimento aos usuários afetados por esta redução.

A partir do dia 07/06/2013, foi implementada a redução da vazão mínima defluente nas

UHEs Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, para 1100 m³/s. Esta operação

encontra-se com um permanente monitoramento das condições de atendimento do uso

múltiplo da água a jusante destas usinas, pela CHESF.

Cabe destacar que, para a implementação desta política de operação hidráulica na

cascata do rio São Francisco, no trecho entre as UHEs Luiz Gonzaga e Xingó, o

atendimento da defluência mínima definida para a UHE Xingó está coordenada entre

estas usinas, visando a manutenção da cota operativa da UHE Xingó em torno de

137,50 m, tendo em vista que nesta operação especial a usina poderá apresentar

restrições quando da operação do seu reservatório fora da faixa compreendida entre

as cotas 137,20 m e 137,80 m.

Considerando o exposto, variações nas defluências das UHEs Luiz Gonzaga e Paulo

Afonso IV durante a operação em tempo real, deverão ser compensadas

preferencialmente ao longo do dia, de modo a manter a média diária da defluência

destas usinas dentro do seu valor programado, visando a manutenção da coordenação

hidráulica neste trecho da cascata. Esta compensação visa evitar a utilização do

recurso de geração da UHE Xingó para controle do nível de armazenamento de seu

reservatório, levando a violação da política de defluência mínima desta usina.

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 1300 m³/s para 1100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o

intercâmbio de energia responsável pelo fechamento do balanço energético da região

NE.

A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada para uma defluência de cerca

de 500 m³/s, visando o atendimento da restrição de uso múltiplo da água a jusante da

usina.


A conjunção de afluências reduzidas a seu reservatório e utilização de sua geração

para fechamento do balanço energético do SIN, tem levado a um contínuo

deplecionamento do nível de armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí, com o

atingimento da cota 60,5 m, levando a indisponibilização total das UGs da Fase 2, com

uma redução de cerca de 3000 MW de potência, passando a usina a operar somente

com as UGs da fase 1. Neste cenário, se faz necessário minimizar a exploração da

geração da UHE Tucuruí visando a controlabilidade do deplecionamento de seu

reservatório, até que haja o início da estação chuvosa com consequente reversão

deste quadro.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu será explorada prioritariamente nos

períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e

os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Na região Sul, os excedentes energéticos deverão ser transferidos prioritariamente

para a região SE/CO, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá

o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais

definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações:

1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada

pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões

Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real,

quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho

otimizado ou;

2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de

cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de

armazenamento nestes reservatórios.

Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da

operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores

contratuais.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Água Vermelha, Marimbondo, Furnas e

M.Moraes deverá ser explorada prioritariamente.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão e Itumbiara deverá ser

explorada prioritariamente. A geração das UHEs Nova Ponte, Emborcação deverá ser

minimizada, face às condições de armazenamento de seus reservatórios.


Bacia do Rio Tietê: A operação da UHE Barra Bonita será dimensionada visando a

manutenção da cota mínima 449,50m em seu reservatório, com o objetivo de garantir a

navegabilidade em trecho assoreado do rio a montante da usina. A geração das demais

usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições

hidroenergéticas da bacia, visando à manutenção da navegabilidade da hidrovia ao

longo do ano, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos

períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara

deverá ser maximizada para evitar/minimizar a ocorrência de vertimentos para controle

do nível de armazenamento de seus reservatórios, bem como para o atendimento das

necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu.

Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto

Primavera deverá ser dimensionada para o atendimento das necessidades de afluência

regularizada a UHE Itaipu e do atendimento das condições de navegabilidade da

hidrovia ao longo do ano

A geração da UHE Itaipu deverá ser explorada prioritariamante nos períodos de carga

média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: A política de operação hidroenergética da bacia indica

que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverão ser

dimensionadas visando garantir as afluências necessárias a UHE Funil, que

possibilitem um deplecionamento de seu reservatório dentro do previsto. A geração da

UHE Funil será dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

Bacia do Rio Tocantins: A geração da UHE Tucuruí deverá ser minimizada visando a

controlabilidade do deplecionamento de seu reservatório, até que haja o início da

estação chuvosa com consequente reversão deste quadro. A geração da UHE Serra da

Mesa deverá ser explorada ao máximo. A geração das UHEs Cana Brava, São

Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, deverá ser dimensionada visando a

exploração de suas disponibilidades energéticas, alocando prioritariamente sua

geração nos períodos de carga média e pesada, e minimizando nos períodos de carga

leve.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias

indica a minimização de sua geração, 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

1100 m³/s na UHE Xingó, sendo as disponibilidades energéticas exploradas

prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios

Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Capivari, deverão ser utilizadas prioritariamente para o

fechamento do balanço energético do SIN.


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. UHEs que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento;

2. Usinas da região Sul;

3. Usinas da bacia do rio Paranapanema;

4. UHE Água Vermelha;

5. UHE Marimbondo;

6. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a

coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata.

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

8. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a

coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata.

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

vigentes;

10. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Jupiá / Porto Primavera, respeitando-se a

coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

11. UHE Itumbiara;

12. UHE Emborcação;

13. UHE Nova Ponte;

14. UHE Tucuruí;

15. 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 vertimento e/ou risco de vertimento;

2. UHE Ney Braga;

3. UHE Passo Fundo;

4. Usinas da bacia do rio Jacuí;

5. UHE S.Santiago, S.Osório e S.Caxias;

6. UHE Barra Grande

7. UHEs Machadinho, Itá e Foz do Chapecó,

8. UHE Mauá;

9. UHE GPS;

10. UHE Campos Novos;

11. 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 potencia 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. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites

elétricos vigentes;

2. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites


3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da

usina e os limites elétricos vigentes;

4. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites


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

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na

operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas

UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração

na seguinte ordem de prioridade:

1. 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


5. 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.


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.


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

intercâmbio entre subsistemas

SE Foz do Iguaçu 60Hz – SB A 765 kV e AT01 765/500 kV – 1650 MVA das

06h45min às 17h00min do dia 10/11 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de ações para melhoria do

desempenho da SE Ivaiporã frente a descargas atmosféricas sob condições de

chuva intensa (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas – SPDA).

Para garantir a segurança do sistema, considerando a perda total da SE Foz do

Iguaçu, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

GIPU 60 Hz < 3.800 MW

RSE < 7.800 MW

FSE < 5.300 MW

RSUL < 2.800 MW

Elo CC < 5.300 MW

LT 500kV Itaipu 60 Hz – Foz do Iguaçu C3 das 07h00min do dia 15/11 (sexta –

feira) às 17h00min do dia 16/11 (sábado).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de manutenção

preventiva quadrienal no bay do Circuito 3 da LT 500kV Itaipu 60 Hz – Foz do Iguaçu

da SE Itaipu 500 kV.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perda dupla da LT 500kV Itaipu

60 Hz – Foz do Iguaçu, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

GIPU 60 Hz < 5.200 MW

LT 500 kV Xingu – Jurupari C1 e C2 das 07h00min às 17h00min do dia 09/11

(sábado) até o dia 13/11(quarta – feira) # (continuação).


corretiva para ajustes em jumpers de torres de ancoragem e em espaçadores-

amortecedores dos condutores dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kV Xingu – Jurupari, em

dias alternados.


Para garantir a segurança do sistema, sem atuação do ERAC em Manaus em caso

de perda do circuito em operação da LT 500 kV Xingu – Jurupari, recomenda-se

atender a seguinte restrição energética:

F (Manaus) < 50 MW

LT 500 kV Tucuruí – Xingu C1 e C2 das 07h00min às 17h00min do dia 09/11

(sábado) até o dia 20/11(quarta – feira) # (continuação).


corretiva para ajustes em jumpers de torres de ancoragem e em espaçadores-

amortecedores dos condutores dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kV Tucuruí – Xingu, em

dias alternados.

Para garantir a segurança do sistema, sem atuação do ERAC em Manaus em caso

de perda do circuito em operação da LT 500 kV Tucuruí – Xingu, recomenda-se

atender a seguinte restrição energética:

F (Manaus) < 50 MW

LT 230 kV UHE Balbina – Cristiano da Rocha das 07h30min às 10h30min do

dia 09/11 (sábado).

Esta intervenção esta programada para realização de testes na proteção de reator

da SE Cristiano da Rocha (desligamento das cargas da SE P. Figueiredo).

Para garantir a segurança do sistema, evitando um colapso na região de Manaus,

quando da perda da LT 230 kV Balbina – Manaus, recomenda-se atender as

seguintes restrições energéticas:

100 < F (Manaus) < 50 MW

[ F (Ba – Mn) + F (Lc – Mn) ] < 100 MW

UHE Balbina < 100 MW


SE Imperatriz – Barra 1 de 500 kV das 08h00min às 17h00min do dia 10/11

(domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de manutenção preventiva na

chave seccionadora IZSD7-25 de 500 kV da SE Imperatriz.

Para garantir a segurança do sistema, considerando a perda total da SE Imperatriz

500 kV, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

EXP_SE < 3.000 MW

RNE < 1.800 MW

EXP_N < 3.000 MW

SE Miracema – Barra 2 de 500 kV das 08h00min às 17h00min do dia 10/11

(domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para substituição de

DCP da Barra 2 de 500 kV da SE Miracema.

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda total da SE Miracema 500

kV, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

EXP_SE < 1.100 MW

SE Samambaia – Barra A de 500 kV das 08h00min às 17h30min do dia 10/11

(domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para eliminar ponto

quente em TC associado à Barra A de 500 kV da SE Samambaia.

Para garantir a segurança do sistema, em caso da perda da Barra B de 500 kV da

SE Samambaia, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

-1.500 MW< FSM < 1.500 MW

-1.800 MW< F(SB – IT) + F(SB – EB) + F(LZ – PU IV) < 1.800 MW


LT 500 kV Teresina II – Presidente Dutra C1 das 09h00min às 10h30min do

dia 13/11 (quarta – feira).

Esta intervenção esta programada para coleta de óleo em reatores e TCs

associados ao circuito 1 da LT 500 kV Teresina II – Presidente Dutra na SE Teresina

II.

Para garantir a segurança do sistema, em caso perda do circuito remanescente da

LT 500 kV Teresina II – Presidente Dutra, simultaneamente com a LT 500 kV

Presidente Dutra – Boa Esperança, recomenda-se atender a seguinte restrição

energética:

RNE < 2.800 MW

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em

perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

SE Bandeirantes – Setor de 88kV operando em barra única ou com a

Proteção Diferencial de Barras Bloqueada das 00h00min às 06h00min dos dias

12/11 (terça – feira) e 13/11(quarta – feira), das 00h00min às 07h00min dos dias

14/11 (quinta – feira) e 15/11 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para viabilizar a entrada em operação e

primeira energização do novo Transformador TR-4 de 345/88 kV – 400 MVA da SE

Bandeirantes.

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de contingências envolvendo

uma das barras de 88kV da SE Bandeirantes provocará a interrupção das cargas

supridas por esta SE , em um montante da ordem de 500 MW.

SE Anhanguera – Barra 2 de 345 kV das 00h00min do dia 15/11 (sexta – feira)

até às 07h00min do dia 17/11 (domingo).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços para eliminar

vazamento de gás SF6 na blindada referente a seccionador 29-61 bay do disjuntor

24-4 de 345 kV da SE Anhanguera.

Durante a realização dos serviços, na ocorrência de faltas que ocasionem o

desligamento da Barra 1 de 345 kV da SE Anhanguera ocorrerá interrupção das

cargas supridas por aquela subestação, em um montante de até 600 MW.


SE Nordeste – Totalização da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 88

kV das 07h00min às 07h30min do dia 15/11 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para realização de manobra de fechamento da

chave seccionadora 29-90, para normalização da LT 88kV Nordeste – Mogi C2.

Durante a realização dos serviços, a ocorrência de contingências envolvendo uma

das barras de 88kV da SE Nordeste, provocará o desligamento de todo o setor de 88

kV desta SE e à interrupção das cargas atendidas pela mesma, em um montante da

ordem de 600 MW.

b) Área Acre/Rondônia

SE Porto Velho – Barra 2 de 230 kV das 09h00min às 12h00min do dia 10/11

(domingo).

Esta intervenção esta programada para substituição de chaves seccionadoras de

230 kV da SE Porto Velho.

Durante a realização desta intervenção, desligamentos de equipamentos do setor de

230 kV, com falha de disjuntor, haverá a interrupção do suprimento as cargas da

CERON e ELETROACRE , em um montante de até 300 MW.

c) Área Norte/Nordeste

Esquema de Controle de Emergência – ECE da SE Utinga 230 kV das

00h00min às 08h00min dos dias 09/11 (sábado) e 10/11 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para correção de

falhas de comutação das CPUs do ECE da SE Utinga.

Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência no circuito duplo

da LT 230 kV Vila do Conde – Guamá ou da LT 230 kV Guamá – Utinga, haverá

afundamento de tensão nas SE Utinga e Santa Maria, com corte descontrolado de

carga em um montante de até 30% na região de Belém.

SE Vila do Conde – ATR 03 de 500/230 kV – 750 MVA e Disjuntores

Associados das 08h15min às 18h00min do dia 10/11 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção

corretiva para eliminação de vazamento de óleo em equipamentos de 500 kV e 230

kV da SE Vila do Conde.

Durante a realização desta intervenção, a perda de uma das LT 500kV Tucuruí - Vila

do Conde C1 ou C2 com falha de disjuntor ou proteção, acarretará o desligamento

da LT 500kV Tucuruí - Vila do Conde C3. É esperada variação de tensão nas SE


Vila do Conde, Guamá, Utinga e Santa Maria de até 11%, com risco de rejeição

natural de carga nestes regionais (Risco para até 30% de Belém).

SE Vila do Conde – Barra 1 de 230 kV das 08h30min às 18h00min do dia

15/11 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para realização de serviços de modernização de

contatos principais e eliminação de pontos quentes em chaves seccionadoras de 230

kV SE Vila do Conde.

Durante a realização desta intervenção, a perda de qualquer equipamento com falha

de disjuntor ou de proteção ou contingência no barramento em operação, poderá

ocorrer a perda total das cargas da cidade de Belém.

SE Miracema – Transformador MCTF7-01 de 500/138 kV – 180 MVA das

08h00min do dia 11/11 (segunda – feira) às 17h00min do dia 24/11(domingo).

Esta intervenção esta programada para possibilitar a utilização da fase reserva pelos

dois transformadores 500/138 kV – 2 x180 MVA da SE Miracema.

Durante a realização desta intervenção, a perda do transformador MCTF7-02

500/138 kV – 180 MVA em operação, implicará na perda total das cargas da cidade

de Palmas.

LT 230 kV Itabaianinha – Catu das 07h00min às 17h30min dos dias 09/11

(sábado) e 11/11 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para troca de cabos

para – raios entre as Subestações de Itabaianinha e Catu.

Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência no barramento

500kV da SE Jardim ou na contingência no ATR 05T7 com falha do disjuntor 15T7,

na mesma subestação, poderá haver o desligamento de 30 % das cargas da cidade

de Aracaju.


LT 230 kV Camaçari II – Matatu das 06h00min às 16h00min do dia 10/11

(domingo) e das 05h40min às 16h20min do dia 15/11 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para instalação do

novo sistema de proteção e substituição de isoladores e peças oxidadas da LT 230

kV Camaçari II – Matatu.

Durante a realização desta intervenção, contingências na LT 230 kV Cotegipe –

Pituaçu – Matatu conduz ao desligamento de cerca de 30% do total das cargas da

cidade de Salvador.

d) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Goiás/Brasíla e Mato

Grosso

No período de 09/11/2013 à 15/11/2013, não estão previstas intervenções de

porte nestas áreas.


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 novembro, onde são visualizados os valores verificados nas duas primeiras

semanas e a revisão da 3ª a 6ª semana, bem como os novos valores previstos de

carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores

de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados

aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na

Tabela 5.1-1.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 37.903 MW médios no

subsistema SE/CO e 10.481 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores

verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam decréscimos de 0,4%

para o subsistema SE/CO e 2,8% para o subsistema Sul. Com a revisão das

projeções da 3ª a 6ª semana de novembro (revisão 2), estima-se para o fechamento

do mês uma carga de 38.546 MW médios para o SE/CO e de 10.766 MW médios para

o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em outubro sinalizam

decréscimo de 0,4% para o subsistema SE/CO e acréscimo de 0,7% para o

subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de

9.790 MW médios e no Norte 5.093 MW médios. Estas previsões quando comparadas

aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 0,1% para o

subsistema Nordeste e 1,1% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções

da 3ª a 6ª semana de novembro (revisão 2), está sendo estimado para o fechamento

do mês uma carga de 9.902 MW médios para o Nordeste e

5.108 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em

outubro sinalizam decréscimos de 0,4% para o subsistema Nordeste e 1,5% para o

subsistema Norte.

Tabela 5.1-1 Carga de Energia por Região – MWmed


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


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 02 a 08/11/2013 e as previsões para a

semana de 09 a 15/11/2013.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo

prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 14/11, com valor em torno de 43.500 MW.

Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de

12.700 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 12/11. Para o Sistema Interligado

Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da

ordem de 55.900 MW, devendo ocorrer no período entre 20h00min e 21h00min

também na quinta-feira, dia 14/11, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia

09/11, com valor em torno de 11.000 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda

máxima deverá situar-se em torno de 5.550 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia

12/11. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está

prevista para ocorrer no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores

da ordem de 16.300 MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela 5.2-1 a

seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período.

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


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

do mês de Novembro.

Anexo IV Limites de Transmissão


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

IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul


ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade,

Razões Elétricas e Energéticas

Tabela 5-2: Despachos de Geração Térmica

(1) Os 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/combustíve l; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou de equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007-SRG/ANEEL, de 08/11/2007. (7) Despacho por Ordem de Mérito de Custo comandado antecipadamente devido à logística do GNL (60 dias)


O valor de despacho mínimo por restrições elétricas no Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a configuração de máquinas

sincronizadas são os necessários para evitar violações de tensões nos

barramentos de 69 kV e 230 kV da área Sul de Santa Catarina quando

da perda / indisponibilidade da LT 230 kV Lajeado Grande –

Forquilhinha.

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 -

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

Total 33 146 -

Adicionalmente, considerando a geração e a configuração de máquinas

declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para

modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do

dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:


Pesada Média Leve

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

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) - - -

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 2 x 80 2 x 80 2 x 80


Total 160 160 160

Nota: 1. A configuração apresentada atende aos requisitos elétricos da rede na condição (N-

1), contudo não é a configuração com o mínimo custo operacional do Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda, conforme apresentado na tabela anterior.

No caso de aumento de temperatura e/ou indisponibilidades de

equipamentos na região, poderá ser necessário despacho adicional no

Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, visando o atendimento aos

critérios de desempenho elétrico, conforme referência inicial indicada na

tabela a seguir:


Pesada Média Leve

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

J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) - - -

J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 2 x 120 2 x 120 2 x 120


Total 240 240 240


P. Médici (A e B) e Candiota III:

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado

para evitar corte de carga quando da ocorrência de contingência

simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

Carga média: maior unidade geradora sincronizada.

Carga Pesada de dia útil: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da maior unidade geradora sincronizada.

Carga Pesada de sábado: LT 230 kV P. Médici – Quinta ou da maior unidade geradora sincronizada.

Carga Leve de Domingo: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3.


Pesada Média Leve (1)

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

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

Candiota III (UG. 5) 1 x175 1 x175 -

Total 265 265 -

Notas: 1. Durante esse mês, na carga leve de domingo será necessária, pelo menos, a operação com a configuração “1B = 90 MW” ou “1C = 175 MW”.

Adicionalmente, considerando as unidades disponíveis, a geração e a

configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente

e as restrições para modulação da geração e para alteração da

configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na

tabela a seguir:


Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) 0 0 0

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 100 1 x 100 1 x 100

Candiota III (UG. 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350

Total 450 450 450

Notas: 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: 01/01/2013 a Agosto de 2014.

- UG 2: 12/08/2013 a 31/07/2014.

- UG 4: 01/06/2013 a 06/02/2013.

2. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici A e B definidos por

restrições operacionais dos equipamentos:

- UG 3: 100 MW.


Região Norte

Area Manaus:

Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4,

B5A, B5B, B6 e B7, 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.

Região SE/CO

Área Acre-Rondônia

Durante intervenção no Banco FH51 263 MVar Coletora Porto Velho,

iniciado no dia 01 de outubro, será necessária geração na UTE Termonorte

II de 120 MW nos patamares de carga leve.

Área Espírito Santo

Necessária geração na UTE Viana para minimizar corte de carga nas áreas

RJ e ES em caso de contingência dupla na malha de 345kV Campos Viana

e Campos Vitória bem como controle de Carregamento LT 138 kVCampos –

Cachoeiro

Área Minas Gerais

Necessária geração Nas UTEs Juiz de Fora e Aureliano Chaves programada

para o período de 6:00 h às 17:00 hs no dias 10/11/2013 durante a travessia

de cabos da nova LT 500kV B. Despacho 3 - Ouro Preto.

Região Nordeste

Necessária geração nas UTEs Celso Furtado, Global I e II, Camaçari Muricy

I, Camaçari Polo de Apoio I, UTE Camaçari, UTE Bahia I e Rômulo Almeida

para evitar atuação do SEP de alivio de carga dos Transformadores da SE

Camaçari II em caso de contingência de uma seção de barra no 230kV na

referida SE.

Necessária geração na UTE Maracanaú para evitar carregamento acima do

nominal nos transformadores da SE Fortaleza em caso de contingência em

um desses equipamentos.


ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para o PMO do mês de Novembro/13, para a semana operativa de 09/11/2013 a 15/11/2013.

Tabela 5-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh)

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

Angra 2 19,59

Angra 1 23,29

Candiota III 60,21

P. Pecém I 110,12

P. Itaqui 112,83

P. Pecém II 118,05

P. Médici A e B 115,90

J. Lacerda C 138,13

J. Lacerda B 167,48

J. Lacerda A2 168,00

Charqueadas 180,65

J. Lacerda A1 222,06

S. Jerônimo 248,31

Figueira 352,10

Norte Fluminense 1 37,80


Termopernambuco 70,16

Maranhão IV 92,14

Maranhão V 92,14

Santa Cruz Nova 98,92


Fortaleza 111,28

L. C. Prestes 127,47

Linhares 147,72

G. L. Brizola 155,51

N.Venecia 2 159,70

Juiz de Fora 188,54

William Arjona 197,85

B. L. Sobrinho 199,23

C. Furtado 205,25

Termoceará 219,75

Euzébio Rocha 232,42

R. Almeida 258,85

A. Chaves 259,87

Jesus Soares Pereira 287,83

Araucária 304,42


F. Gasparian 320,92

M. Lago 350,59

M. Covas 463,79

Uruguaiana 719,99

Camaçari 732,99

Aparecida 302,19

Mauá B3 411,92

Tambaqui 0,01

Jaraqui 0,01

Manaurara 0,01

Ponta Negra 0,01

C. Rocha 0,01

Atlântico 134,06

RESIDUOS INDUSTRIAIS

USINA TÉRMICA

NUCLEAR

CARVÃO

GÁS


ANEXO IV – Limites de Transmissão

CUSTO VARIÁVEL

(R$/MWh)

S. Cruz 310,41

Piratininga 1 e 2 470,34

Termonorte II 551,09

R. Silveira 523,35

Maracanaú I 548,78

Termocabo 558,54

Termonordeste 561,45

Termoparaíba 561,45

Global I 636,99

Global II 636,99

Geramar I 565,41

Geramar II 565,41

Viana 565,43

Campina Grande 565,44

Alegrete 724,87

Igarapé 645,30

Bahia I 764,76

Camaçari Muricy I 881,10

Camaçari Polo de Apoio I 881,10

Petrolina 966,70

Nutepa 780,00

Carioba 937,00

Suape II 575,21

Aparecida B1TG6 926,82

Distrito A 611,14

Distrito 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 674,64

Altos 646,63

Aracati 646,63

Baturité 646,63

Campo Maior 646,63

Caucaia 646,63

Crato 646,63

Iguatu 646,63

Juazeiro do Norte 646,63

Marambaia 646,63

Nazária 646,63

Pecém 646,63

Daia 704,07

M. Covas 688,64

Goiânia II 766,31

William Arjona 808,02

Camaçari 915,17

Potiguar III 1054,65

Potiguar 1054,66

Xavantes 1020,83

Pau Ferro I 1169,26

Termomanaus 1169,26

Palmeiras de Goias 802,30

Brasília 1047,38

Cidade Nova 654,63

Flores 1 618,81

Flores 2 636,82

Flores 3 631,82

Flores 4 639,79

São José 1 660,35

São José 2 660,35

Cocal 167,68

PIE-RP 177,58

Madeira 215,43

BIOMASSA

ÓLEO

DIESEL

USINA TÉRMICA


As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que

interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação

da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e

Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.

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

IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

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

IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro Oeste.

IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste

IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

IO-ON.SENE – Operação Normal da Interligação Sudeste - Centro Oeste/Nordeste


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 13

Figura 4-1: Interligações entre regiões 24

Tabelas

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 15/11 12

Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/11 12

Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 13

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 14

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 15

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 16

Tabela 5-2: Despachos de Geração Térmica 37

Tabela 5-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 42

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