plano da operaÇÃo elÉtrica 2014/2015 pel 2013 · 4 conexão de grandes blocos de geração e...

PLANO DA OPERAÇÃO

ELÉTRICA 2014/2015

PEL 2013

RELATÓRIO EXECUTIVO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Rua da Quitanda, 196 - Centro

20091-005 Rio de Janeiro RJ

Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444

PEL2014-2015-Relatório_Executivo.docx

© 2013/ONS

Todos os direitos reservados.

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS RE-3-063/2013

PLANO DA OPERAÇÃO

ELÉTRICA 2014/2015

PEL 2013

RELATÓRIO EXECUTIVO

SETEMBRO 2013

ONS

RE-3-063/2013 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2014/2015 PEL 2013

RELATÓRIO EXECUTIVO 3 / 104

Sumário

1 Introdução 7

2 Objetivo 9

3 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais 11

3.1 Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul – Sudeste 13

3.2 Limites e Fatores Limitantes Relativos às Interligações Norte-

Sul, Norte-Nordeste e Sudeste-Nordeste 16

3.3 Considerações Relevantes 20

a) Impacto das Lógicas de Corte de Unidades Geradoras da

Usina de Itaipu 60 Hz no Desempenho da Interligação Norte

– Sul e na Área Goiás/Brasília. 20

b) Impacto da Perda do Bipolo 1 Coletora Porto Velho -

Araraquara 2 no Desempenho da Interligação Norte – Sul e

na Área Goiás/Brasília 22

4 Conexão de Grandes blocos de Geração e Novos Sistemas ao SIN 23

4.1 Usinas do Rio Madeira 23

4.1.1 Evolução do Sistema 23

4.1.2 Desempenho do Sistema de Integração e Evolução dos Limites

do Sistema de Escoamento 27

4.1.2.1 Reflexos na Operação do Sistema de Corrente Contínua e nos

Estados do Acre e Rondônia 27

4.1.2.2 Reflexos no Sistema de 500 e 440 kV da Região Sudeste 30

4.2 Integração do Sistema de Escoamento do Complexo Teles

Pires 37

4.3 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao

SIN 40

5 Geração Térmica Necessária Devido a Restrições Elétricas 45

5.1 UTEs Presidente Médici e Candiota 3 46

5.2 UTE Sepé Tiaraju 48

ONS



5.3 UTE Jorge Lacerda 50

5.4 UTE Araucária 51

5.5 UTE Barbosa Lima Sobrinho e UTE Santa Cruz 52

5.6 UTE Governador Leonel Brizola 53

5.7 UTE Termonorte II 54

5.8 Geração Térmica em Manaus 55

5.9 UTE Santana - Amapá 56

6 Necessidade de Definição de Soluções Estruturais 58

6.1 Região Sul - Área Rio Grande do Sul 58

6.2 Região Sul - Área Santa Catarina 59

6.3 Região Sul - Área Paraná 59

6.4 Região SE/CO - Área São Paulo 60

6.5 Região SE/CO - Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 60

6.6 Região SE/CO - Área Minas Gerais 61

6.7 Região SE/CO - Área Goiás/Distrito Federal 61

6.8 Região SE/CO - Área Mato Grosso 62

6.9 Região Norte - Áreas Pará/Amapá/Amazonas 63

6.10 Interligação Sul - Sudeste 63

6.11 Interligação Madeira 64

7 Ações de Aceleração de Outorgas 65




7.4 Região Sul - Área Mato Grosso do Sul 66



ONS





7.9 Região Nordeste - Área Sul 68

7.10 Região Nordeste - Área Norte 68

7.11 Região Nordeste - Área Oeste 68




8 Ações para Obras já Outorgadas 70




8.4 Região Sul - Área Mato Grosso do Sul 76





8.9 Região SE/CO - Área Mato Grosso 85

8.10 Região SE/CO - Área Acre/Rondônia 85


8.12 Região Nordeste - Área Sudoeste 86

8.13 Região Nordeste - Área Leste 87


8.15 Região Nordeste - Área Oeste 91



ONS



8.18 Interligações com a Região Nordeste 93


8.20 Interligação Teles Pires 94

9 Ações de Caráter Operativo - SEPs 95







9.7 Região SE/CO - Área Acre/Rondônia 98


9.9 Região Nordeste - Área Sudoeste 99



9.12 Interligação Tucuruí - Manaus 100


10 Demais Ações de Caráter Operativo 101

10.1 Região SE/CO – Área Mato Grosso 101


Lista de figuras e tabelas 102

ONS



1 Introdução

O Ciclo Anual de Planejamento da Operação do SIN é um processo composto

por estudos de médio prazo da operação elétrica, consubstanciados no Plano de

Operação Elétrica - PEL, cujo horizonte de análise é de janeiro do ano

subsequente a sua edição a abril do segundo ano (dezesseis meses), e dos

estudos de médio prazo da operação energética, consubstanciados no Plano da

Operação Energética – PEN, cujo horizonte de análise é de maio do ano em

curso a sua edição a dezembro do quinto ano a frente (cinco anos).

Nesse contexto, no Ciclo de Planejamento da Operação de 2013 foram

elaborados o Plano da Operação Elétrica 2014/2015 - PEL 2013, que avalia o

desempenho dos sistemas elétricos do SIN no horizonte de janeiro de 2014 a

abril de 2015, em conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos

Procedimentos de Rede - Submódulo 6.2, e o Plano da Operação Energética

2013/2017 – PEN 2013, que avalia o desempenho energético dos subsistemas

elétricos do SIN no horizonte de maio de 2013 a dezembro de 2017, em

conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de

Rede - Submódulo 7.2.

O PEL 2013 é composto deste Relatório Executivo e de outros quatro relatórios:

Volume I: “Obras Prioritárias do SIN”, que tem como objetivo apresentar um

conjunto de obras previstas para o período analisado, identificadas como

prioritárias, que merecem, de acordo com os critérios de seleção estabelecidos,

tratamento especial, tanto do Poder Concedente e do Órgão Regulador, como

dos Agentes Concessionários, bem como ações especiais que envolvem órgãos

e secretarias de governo para solucionar problemas no intuito de obter licenças

ambientais;

Volume II: “Desempenho das Interligações Regionais”, que contempla em

detalhes as análises da integração ao SIN das usinas de Santo Antônio e Jirau,

no rio Madeira, das usinas do rio Teles Pires e da integração dos sistemas de

Manaus e Macapá, além do Desempenho das Interligações Regionais e as

recomendações associadas;

Volume III: “Principais Aspectos do Desempenho do SIN e Recomendações”,

que apresenta todos os resultados das avaliações do desempenho do SIN para

as áreas geoelétricas, as recomendações relacionadas, e a geração térmica

devido a restrições elétricas nas usinas do SIN; e

Volume IV: “Atendimento às Cidades-Sede da Copa do Mundo de 2014”, que

excepcionalmente neste Ciclo Anual de Planejamento de 2013 foi elaborado para

ONS



contemplar as avaliações do desempenho dos sistemas de suprimento às

capitais que irão sediar a Copa do Mundo de Futebol em junho de 2014.

As avaliações realizadas neste PEL 2013 têm como referência as previsões de

carga informadas pelos Agentes e consolidadas pelo ONS, bem como o

programa de obras apresentado nos relatórios intitulados Plano de Ampliações e

Reforços da Rede Básica - PAR 2013/2015 e Consolidação de Obras de Rede

Básica - Período 2014 a 2016, com as datas atualizadas pelo Departamento de

Monitoramento do Setor Elétrico - DMSE para os cronogramas das obras de

transmissão e geração autorizadas pela ANEEL.

Os estudos do PEL 2013 foram desenvolvidos visando avaliar principalmente o

desempenho das interligações regionais, a necessidade de geração térmica

decorrente de restrições na transmissão e o atendimento às áreas elétricas do

Sistema Interligado Nacional - SIN.

A partir dessas avaliações, os principais resultados dos estudos do PEL 2013

são:

Limites de transmissão inter-regionais;

Montantes de geração térmica mínima necessária para assegurar operação

dentro dos padrões estabelecidos;

Propostas de adequação do cronograma das obras programadas (linhas de

transmissão, transformadores, etc.) às necessidades do SIN;

Indicação de medidas operativas, tais como: a implantação de Sistemas

Especiais de Proteção - SEP e a mudança de topologia da rede como, por

exemplo, abertura de barramentos. Essas soluções provisórias ou

mitigadoras se justificam como recursos operacionais em última instância, até

que se viabilizem a execução dos reforços e ampliações estruturais

identificadas pelos estudos de planejamento da expansão do sistema;

Efeitos no desempenho elétrico do SIN decorrente da entrada em operação

das obras previstas para o horizonte de estudo; e

Estratégias operativas que serão utilizadas na operação eletroenergética do

SIN neste horizonte, a serem detalhadas e atualizadas nos estudos elétricos

quadrimestrais e mensais, bem como, no que se aplica, aos estudos

energéticos de médio prazo.

ONS



2 Objetivo

O objetivo deste Relatório Executivo é apresentar os principais pontos relevantes

de interesse gerencial, de forma resumida, buscando-se sempre a simplificação

de conclusões e apontando algumas recomendações importantes, todas elas

detalhadas no estudo completo do PEL 2013, consolidado em 4 volumes

descritos anteriormente.

O Item 3 deste Relatório Executivo está apresentada a evolução da capacidade

das interligações inter-regionais, com um resumo das situações que impõem

limites de intercâmbios, assunto de relevância para a segurança operativa do

SIN

No Item 4 está apresentada a evolução das conexões ao SIN de grandes blocos

de geração e novos sistemas, que deverão ocorrer dentro do horizonte de

análise do PEL, tais como a integração das usinas dos rios Madeira e Teles

Pires, e a integração dos sistemas de Manaus e Macapá.

No Item 5 é avaliada a expectativa de geração térmica necessária para

assegurar a operação dentro dos padrões preconizados nos Procedimentos de

Rede. Nos casos de atraso de obras da transmissão, ou até mesmo de

inadequação da rede em função de crescimento da demanda, poderá ser

necessária geração térmica devido a razões elétricas, com impactos diretos nos

custos operativos e, portanto, relevantes para a modicidade tarifária.

Posteriormente são apresentadas nos itens 6 a 9 as principais recomendações

para as áreas elétricas do SIN, com destaques para ações de caráter gerencial

por parte do Poder Concedente, da Agência Reguladora ou do próprio Operador,

de forma que sejam mantidos os critérios e padrões operativos do SIN em

conformidade com os Procedimentos de Rede. Nestes itens são apontadas:

Item 6 - Necessidade de ações gerenciais (EPE/MME-ONS), visando à

definição de soluções estruturais para problemas importantes, com impactos

diretos na segurança e/ou custo operativo do SIN;

Item 7 - Necessidade de ações da ANEEL, referentes à agilização de outorgas

que devem ser priorizadas em função de benefícios diretos para o

desempenho das interligações regionais e/ou para os sistemas de suprimento

às áreas elétricas analisadas;

Item 8 - Necessidade de ações gerenciais (CMSE, Secretarias de Energia,

Órgãos Ambientais e Empreendedores), para implantação antecipada ou, no

mínimo, dentro dos prazos contratuais, de obras já outorgadas pela ANEEL;

e

ONS



Item 9 - Necessidade de ações de caráter operativo pelo ONS e Agentes,

para implantação e/ou adequação de Sistemas Especiais de Proteção - SEP,

em função das alterações topológicas do SIN ou crescimento de carga.

ONS



3 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais

Nos estudos do PEL 2013 foram efetuadas análises do desempenho das

interligações regionais, avaliando-se a influência das obras a serem incorporadas

ao SIN no período de janeiro de 2014 até abril de 2015, buscando-se definir as

máximas transferências de energia entre os subsistemas segundo critérios que

garantem a operação do SIN com segurança.

Na definição dos limites são considerados cenários energéticos caracterizados a

partir da diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas. Para cada cenário

energético procurou-se definir os máximos intercâmbios entre os subsistemas

sem que houvesse violação nos critérios de desempenho, tanto em regime

permanente como em regime dinâmico de operação. Estes limites são valores

referenciais que deverão ser atualizados nos estudos de mais curto prazo

(quadrimestrais e mensais), podendo vir a serem modificados por situações

conjunturais, com o objetivo de melhor explorar a capacidade de exportação e/ou

importação das interligações regionais. A Figura 3-1, a seguir, apresenta os

principais pontos de interesse das interligações regionais e os Itens 3.1 e 3.2

apresentam os limites de transmissão e suas variações associadas às obras ou

fatos relevantes nas interligações Sul-Sudeste e Norte-Sul, Norte-Nordeste e

Sudeste-Nordeste, respectivamente.

ONS



Figura 3-1: Limites de Intercâmbio Sul/Sudeste/Norte/Nordeste – MWmed

ONS



3.1 Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul – Sudeste

Embora não entre reforços na interligação Sul-Sudeste no horizonte deste PEL,

estão previstos reforços internos que podem melhorar o desempenho desta

interligação. Para o horizonte de análise desse PEL, os eventos que apresentam

alguma influência nos limites de transferência de energia entre as regiões Sul e

Sudeste são a integração do 2° Bipolo CC Porto Velho – Araraquara 2 ±600 kV

de escoamento da potência instalada nas usinas do rio Madeira, a LT 500 kV

Araraquara 2 – Taubaté e a entrada do segundo circuito da LT 525 kV Salto

Santiago – Itá – Nova Santa Rita. Desse modo, foram estabelecidas duas

configurações básicas para a análise do desempenho da interligação Sul-

Sudeste, quais sejam, a configuração prevista para dezembro de 2013,

contemplando todos os equipamentos com previsão de entrada em operação até

outubro de 2014, e a partir de novembro de 2014, considerando a entrada em

operação das obras mencionadas.

A Tabela 3-1 apresenta os limites nas interligações Sul-Sudeste e Limites de

geração na UHE Itaipu 60 Hz com o sistema completo, bem como seus fatores

limitantes.

Tabela 3-1: Limites nas Interligações Sul/Sudeste e Limites de Geração em Itaipu 60 Hz

Limites de RSUL (MW)

Configurações Carga

Pesada

Carga

Média

Carga

Leve Fator Limitante

Todo o Período 7.500 7.700 6.860

Evitar oscilações de tensão pouco

amortecidas decorrentes da contingência

do circuito duplo da LT 500 kV Ibiúna –

Bateias e problemas de tensão na

região de Curitiba.

Limites de RSE (MW)


Pesada

Carga

Média

Carga


Configuração 1: Atual

Até Outubro de 2014 9.500 9.500 9.300 Evitar oscilações de tensão mal



Bateias. Configuração 2: 2° Bipolo e

LT Araraquara 2-Taubaté

Novembro/2014 a Abril/2015

9.600 9.600 9.300

ONS



Limites de FSUL (MW)


Pesada

Carga

Média

Carga


Todo o período 5.800 5.800 5.650

Evitar oscilações de tensão mal



Bateias.

Limites de GIPU (MW)

Configurações Todas as Cargas Fator Limitante

Todas as configurações 7.200 -

Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados na Tabela 3-1 cabem

algumas considerações com relação aos SEPs e restrições no sistema descritas

a seguir:

Para GIPU

Com a presença da LT 525 kV Foz – Cascavel Oeste o barramento definitivo da

SE Foz do Iguaçu 500 kV, a geração da UHE Itaipu 60 Hz, pode ser plenamente

aproveitada desde que:

Esteja em operação o SEP de redução de geração da UHE Itaipu 60 Hz para

controle de carregamento da transformação 765/500 kV – 4 X 1.650 MVA da

SE Foz do Iguaçu, quando da contingência de um dos quatro transformadores

dessa subestação ou ainda da LT 525 kV Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste;

Estejam em operação as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kV, as

quais efetuam corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a

garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do

SIN na situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kV.

Para RSE

Utilizar a lógica 9 provisória do CLP do tronco de 765 kV, que efetua o corte

de até três unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz para eliminar

sobrecargas acima da máxima capacidade admissível de curta duração dos

transformadores remanescentes 765/345 kV da SE Tijuco Preto, quando da

contingência de um dos transformadores da referida subestação, mesmo

considerando-se a presença do 4º transformador de 1.500 MVA desta SE;

ONS



Utilizar as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kV, as quais efetuam

corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a

manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na

situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kV.

Para RSUL

Respeitar um fluxo máximo no circuito duplo da LT 500 kV Ibiúna – Bateias

(Fin-ba), da ordem de 2.000 MW, de modo a evitar possibilidade de

oscilações de tensão pouco amortecidas na contingência dupla da referida

linha de transmissão;

Antes da entrada do segundo circuito da LT 525 kV Salto Santiago – Itá

prevista para maio de 2014, utilizar a Lógica 3 do ECE do Rio Grande do Sul,

a qual promove, para fluxos superiores a 1.500 MW na LT 525 kV Salto

Santiago – Itá, corte de carga no Rio Grande do Sul em até 4 estágios, de

forma a evitar a ocorrência de oscilações de tensão mal amortecidas na

região de Curitiba decorrentes da contingência simples da LT 525 kV Salto

Santiago – Itá;

Respeitar uma configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas

nas usinas da região Sul, a fim de dotar o sistema da região Sul da inércia

necessária para evitar oscilações de tensão pouco amortecidas nas situações

de contingência;

Utilizar as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kV, as quais efetuam

corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a

manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na

situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kV.

Utilizar o SEP de alteração de topologia da rede atualmente instalado na

SE Chavantes, o qual efetua a abertura local da LT 230 kV Chavantes –

Assis, tape Salto Grande, a fim de contornar os problemas de sobrecarga

inadmissível na LT 230 kV Chavantes – Figueira decorrentes da contingência

do circuito duplo da LT 500 kV Ibiúna – Bateias, em situações hidrológicas

desfavoráveis nas usinas da região, notadamente na UHE Mauá;

Utilizar o SEP de alteração de topologia da rede atualmente instalado na

SE Cascavel Oeste, o qual efetua a abertura local do circuito 1 da LT 230 kV

Cascavel – Cascavel Oeste, a fim de eliminar contornar os problemas de

sobrecarga inadmissível nesse circuito, quando da contingência dos circuitos

2 e 3 desta LT, os quais compartilham a mesma torre;

ONS



Utilizar a configuração de segregação do barramento de 138 kV da SE Andirá

para evitar sobrecargas em condições normais de operação na

transformação 130/88 kV – 20 MVA da SE Andirá;

Para FSUL

Utilizar o SEP de corte de geração da UHE Salto Osório para controle de

carregamento da LT 230 kV Foz do Chopim – Salto Osório, quando da

contingência da LT 230 kV Salto Osório – Cascavel ou da

LT 525 kV Cascavel Oeste – Salto Caxias.

3.2 Limites e Fatores Limitantes Relativos às Interligações Norte-Sul, Norte-

Nordeste e Sudeste-Nordeste

Embora não entre reforços nestas interligações no horizonte deste PEL 2013,

estão previstos reforços internos nas regiões Nordeste e Norte que podem

melhorar o desempenho dessas interligações. A entrada em operação em 2013

das UTEs Maranhão III, IV e V e Nova Venécia representou um aumento na

capacidade de exportação da região Norte e sua geração poderá ser plenamente

utilizada se a prioridade da exportação da região Norte for para a região

Nordeste, além de uma melhora no desempenho dinâmico do sistema. As obras

que apresentam alguma influência nos limites de transferência de energia entre

as regiões são listados na Tabela 3-2, a seguir.

ONS



Tabela 3-2: Obras nos Sistemas Norte e Nordeste que Podem Influenciar os Limites

Instalações Agente Data Prevista

SE Sapeaçu

1 CE (-150; +250) Mvar /230 kV CHESF Julho/2013

SE Milagres

Compensação série de 240 Mvar na LT 500 kV São

João do Piauí – Milagres C1 no terminal de

Milagres

Iracema Transmissora de

Energia S.A. Janeiro/2014

SE Igaporã III

2 autotransformadores 500/230 kV – 750 MVA CHESF Julho/2014

LT 500 kV Açailândia – Miranda II Integração Maranhense

Transmissora de Energia S.A. Junho/2014

LT 500 kV Recife II - Suape II C2 CHESF Junho/2014

LT 500 kV Camaçari IV – Sapeaçu C2 CHESF Setembro/2014

SE Garanhuns

1 autotransformador 500/230 kV – 600 MVA

Interligação Elétrica Garanhuns

S.A. Dezembro/2014

LT 500 kV Garanhuns – Pau Ferro Interligação Elétrica Garanhuns

S.A. Dezembro/2014

SE Pau Ferro

1 autotransformador 500/230 kV – 600 MVA

Interligação Elétrica Garanhuns

S.A. Dezembro/2014

LT 500 kV Luiz Gonzaga – Garanhuns C2 Interligação Elétrica Garanhuns

S.A. Dezembro/2014

Observa-se que ao longo de 2014 estão previstas várias obras dentro do sistema

Nordeste que individualmente não trazem ganho em limite. Entretanto, o

conjunto destas obras proporcionou pequenos ganhos em algumas das

grandezas monitoradas.

Portanto, para o horizonte de análise do PEL 2013 foram estabelecidas duas

configurações básicas para a análise dos limites de recebimento e exportação da

região Nordeste, quais sejam, a configuração prevista para dezembro de 2013,

contemplando todos os equipamentos com previsão de entrada em operação até

o fim do ano de 2013, e a configuração prevista para Janeiro de 2015,

considerando a entrada em operação de todas as obras para 2014, mencionadas

e listadas na Tabela 3-2.

A Tabela 3-3 apresenta os limites de Norte exportador e Sudeste exportador com

o sistema completo, bem como seus fatores limitantes.

ONS



Tabela 3-3: Limites nas Interligações - dos Cenários Norte Exportador e Sudeste Exportador

Intercâmbios Regionais Limites em MW

Fator Limitante Pesada Média Leve

RNE

Cenário

Norte

Exportador

(a)

Configuração

1 5.100 4.900 4.500 Estabilidade Angular entre os sistemas

Norte e Nordeste na perda da LT 500 kV

Tucuruí - Marabá C2. Configuração

2 5.400 5.400 4.800

Cenário

Sudeste

Exportador

Cenário A 4.300 4.300 4.300

Controle de tensão da interligação

Sudeste-Nordeste;

Desempenho dinâmico na perda da

interligação Sudeste – Nordeste para evitar

variação de tensão na Interligação Norte –

Nordeste

Cenário B 3.400 4.000 4.000




Nordeste e elevada solicitação de potência

reativa nas UHEs Serra da Mesa e

Lajeado;

Sobrecarga nos capacitores série em

situações de contingência em um dos

circuitos de 500 kV no eixo Serra da Mesa

– Colinas, notadamente no trecho

Miracema – Colinas.

EXPN 5.400 5.500 5.500

Este valor é o limite dinâmico quando a

prioridade dessa exportação é para a

região Nordeste, associado ao RNE para

este cenário.

EXPSE

Cenário A 4.300 4.300 4.300

Controle de tensão da interligação

Sudeste-Nordeste;




Nordeste.

Cenário B 5.000 5.000 5.000



circuitos de 500 kV entre Miracema –

Colinas.

FNS 4.100 4.100 4.100


regime normal ou em situações de

contingência (com SEP) em um dos

circuitos no trecho entre as subestações de

Gurupi/Peixe II e Serra da Mesa/Serra da

Mesa II.

FMCCO 4.000 4.000 4.000



circuitos de 500 kV entre Miracema –

Colinas.

ONS



Intercâmbios Regionais Limites em MW

Fator Limitante Pesada Média Leve

RECN Carga do Norte menos 5

geradores na UHE Tucuruí

Número mínimo de unidades na UHE

Tucuruí.

Cenário Energético A: Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste sem contribuição do Norte (EXPN=0);

Cenário Energético B: Máxima Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste.

(a) Até 30 de novembro de 2013 o RNE ficara limitado a 4.200 MW em todos os períodos de carga em função de

sobrecarga em regime normal de operação na LT 230 kV Banabuiú – Russas, quando entrará em operação o segundo

circuito de 230 kV Banabuiú – Mossoró II, que eliminará essa restrição.

Para possibilitar o aproveitamento dos limites de exportação da região Sudeste

(EXPSE) e máximo recebimento da região Nordeste (RNE), apresentados na

Tabela 3-3, será necessário atender as condições de controle de tensão da

interligação Sudeste – Nordeste em regime normal e suportar a perda dessa

interligação.

A Tabela 3-4 apresenta os limites de Nordeste exportador com o sistema

completo, bem como seus fatores limitantes para duas configurações.

Tabela 3-4: Limites de Exportação do Nordeste - EXPNE

Períodos de

análise

Configuração

Condição

de carga

EXPNE

(MW) Fatores Limitantes

Configuração 1:

Não considera as

obras de 2014

Pesada 3.600

Carregamento nominal de curta duração no circuito 2 da

LT 500 kV Sobradinho – São João do Piauí na perda do circuito

1.

Média 3.900


LT 500 kV Sobradinho – São João do Piauí na perda do

circuito 1. Carregamento diurno na LT 230 kV Paulo Afonso –

Bom Nome na perda da LT 500 kV uiz Gonzaga – Milagres

Leve 4.500



1.

Carregamento nominal de curta duração da LT 500 kV Paulo

Afonso - Luiz Gonzaga na perda da LT 500 kV Xingó – Jardim.

Configuração 2:

Com todas as

obras de 2014

Pesada 3.600



1.

Média 4.200

Leve 4.800

ONS



3.3 Considerações Relevantes

a) Impacto das Lógicas de Corte de Unidades Geradoras da Usina de Itaipu

60 Hz no Desempenho da Interligação Norte – Sul e na Área

Goiás/Brasília.

Nas situações operativas nas quais estiverem selecionadas para corte pelo CLP

do 765 kV, 3 ou 4 unidades geradoras de Itaipu, o fluxo na interligação Norte –

Sul, deve ser monitorado para se evitar riscos de queda de tensão em Brasília e

perda de sincronismo das usinas do Acre/Rondônia, independente do ECE de

corte de unidades em Tucuruí estar ou não ligado (chave 43 on/off ligada ou

desligada). As análises apontam para necessidade de se manter a limitação dos

fluxos na interligação Norte-Sul (FNS) e fluxo Serra da Mesa (FSM), onde:

FSM = Geração na UHE Serra da Mesa + geração na UHE Cana Brava +

geração na UHE São Salvador + FNS + FSENE.

A Tabela 3-5 e a Tabela 3-6, a seguir, apresentam esses limites estando o

esquema de Tucuruí, respectivamente LIGADO e DESLIGADO, para as

situações de corte de 3 ou 4 máquinas em Itaipu: (Chave 43 ON/OFF fechada e

aberta, respectivamente).

ONS



Tabela 3-5: Limites de FNS e FSM – SEP Ligado

SEP de corte de 2 UGs na UHE Tucuruí LIGADO

Condição de

Carga no SIN (MW)

UHE Itaipu 60 Hz com 03 unidades

geradoras selecionadas para

corte pelo ECE


geradoras selecionadas para corte

pelo ECE

Limite de FNS

(MW)

Limite de FSM

(MW)

Limite de FNS

(MW)

Limite de FSM

(MW)

65.000 < SIN 4.100 5.100 4.100 5.100

62.000 < SIN ≤

65.000 4.100 4.800 4.000 4.600

60.000 < SIN ≤

62.000 4.100 4.600 3.900 4.400

53.000 < SIN ≤

60.000 4.000 4.500 3.900 4.200

49.000 < SIN ≤

53.000 4.000 4.500 3.800 4.100

46.000 < SIN ≤

49.000 4.000 4.300 3.600 3.900

SIN ≤ 46.000 3.900 4.200 3.400 3.700

OBS: Considera a UHE Itaipu 60 Hz com 03 ou mais unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE e com o ECE

de corte de 02 UGs na UHE Tucuruí LIGADO (Chave 43 ON/OFF fechada).

Tabela 3-6: Limites de FNS e FSM – SEP Desligado

SEP de corte de 2 UGs na UHE Tucuruí DESLIGADO

Condição de

Carga no SIN

(MW)



pelo ECE



pelo ECE

Limite de FNS

(MW)

Limite de FSM

(MW)

Limite de FNS

(MW)

Limite de FSM

(MW)

65.000 < SIN 3.700 4.700 3.400 4.200

49.000 < SIN ≤

65.000 3.400 4.000 3.200 3.600

46.000 < SIN ≤

49.000 3.100 3.600 2.900 3.250

SIN< 46.000 2.900 3.200 2.500 2.600

OBS: Considera com a UHE Itaipu 60 Hz com 03 ou mais unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE e com o

ECE de corte de 02 UGs na UHE Tucuruí DESLIGADO (Chave 43 ON/OFF aberta).

ONS



b) Impacto da Perda do Bipolo 1 Coletora Porto Velho - Araraquara 2 no

Desempenho da Interligação Norte – Sul e na Área Goiás/Brasília

Nas situações a partir de um despacho de 2.000 MW no Bipolo 1 (situação com

apenas um Bipolo), haverá necessidade de se monitorar o fluxo na interligação

Norte – Sul e o fluxo FSM, para evitar riscos de atuação da PPS da referida

interligação, com objetivo de evitar colapso de tensão na região de Brasília. A

Tabela 3-7, mostrada a seguir, apresenta os limites de acordo com o despacho

do Bipolo e condição de carga.

Tabela 3-7: Limites de FNS e FSM com Um Único Bipolo entre Coletora Porto Velho e

Araraquara 2

Condição de Carga no SIN (MW)

Bipolo único Porto Velho-Araraquara 2

>2.000 MW

Limite de FNS

(MW)

Limite de FSM

(MW)

Leve 3.400 4.500

3.100 4.900

Condição de Carga no SIN (MW)

Bipolo único Porto Velho-Araraquara 2

>2.350 MW

Limite de FNS

(MW)

Limite de FSM

(MW)

Pesada e Média 3.700 4.700

3.600 5.100

ONS



4 Conexão de Grandes blocos de Geração e Novos Sistemas ao

SIN

4.1 Usinas do Rio Madeira

4.1.1 Evolução do Sistema

As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da

Margem Direita) foram conectadas ao sistema Acre/Rondônia em março de

2012, através de um transformador provisório 500/230 kV – 465 MVA, dois

circuitos simples em 230 kV entre as subestações de Porto Velho e Coletora

Porto Velho (17,3 km) e dois circuitos simples em 500 kV entre a usina (Margem

Direita) e a SE 500 kV Coletora Porto Velho (12,5 km).

Atualmente, o transformador provisório está em operação paralela a uma das

estações conversoras Back-to-Back, ambos na SE Coletora Porto Velho, e

deverá permanecer em operação até a entrada em operação do 3° circuito em

230 kV entre as subestações de Jauru e Porto Velho, previsto para maio de

2014.

No mês de junho de 2013 encontravam-se em operação 14 unidades geradoras

na UHE Santo Antônio, sendo que 1 máquina estava em teste e 3 unidades

estavam indisponíveis para a operação.

Para janeiro de 2014, início do horizonte de análise deste PEL 2013, é previsto

que estejam em operação 23 e 13 unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio

e Jirau, respectivamente, conectadas ao SIN através do sistema Acre/Rondônia,

juntamente com o primeiro Bipolo de corrente contínua.

Em abril de 2015, final do horizonte de análise deste estudo, deverão estar

presentes 37 das 44 unidades geradoras na usina de Santo Antônio (2.637 MW)

e as 50 unidades da usina de Jirau (3.750 MW), perfazendo uma geração total

de 6.500 MW, interligadas ao SIN através do sistema Acre/Rondônia pelas duas

conversoras Back-to-Back (2 x 400 MW), entre as subestações Coletora Porto

Velho (RO) e Porto Velho (RO) e através de dois Bipolos de corrente contínua (2

x 3.150 MW, ± 600 kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e

Araraquara 2 (SP), em uma extensão aproximada de 2.375 km.

Os cronogramas das máquinas de Santo Antônio e Jirau são apresentados na

Figura 4-1 e na Figura 4-2, a seguir.

ONS



Figura 4-1: Cronograma de Geração da UHE Santo Antônio

Figura 4-2: Cronograma de Geração da UHE Jirau

23

4 4 45

6

8

10 10

12 1213

14

16 16 16 16

18

21

23

26

2930

32 32 32 32 32 32 3233

3435

3637

3839

4041

4243 44

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

42

44

0100200300400500600700800900

10001100120013001400150016001700180019002000210022002300240025002600270028002900300031003200

un

idad

es

gera

do

ras

MW

Santo Antôno Unidades

12 2

4

7

9

13

21

25

28 28

30

33

36

3839

40 40 40

44

47

50

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

42

44

46

48

50

0100200300400500600700800900

10001100120013001400150016001700180019002000210022002300240025002600270028002900300031003200330034003500360037003800

un

idad

es

gera

do

ras

MW

Jirau Unidades

ONS



Os cronogramas apresentados anteriormente tiveram como base o programa de

obras de geração com concessão da ANEEL, atualizado pelo acompanhamento

das usinas em construção realizado pelo MME/DMSE, na reunião de setembro

de 2013 e informações dos agentes, ressaltando-se que não levam em

consideração as limitações da rede para escoamento da potência das

respectivas usinas.

A Figura 4-3, a seguir, apresenta um diagrama eletrogeográfico das linhas de

transmissão que integrarão a rede de interligação das usinas do Rio Madeira e

as linhas de escoamento da potência gerada, na região Centro-Oeste, a partir de

Rondônia e na região Sudeste, em Araraquara 2.

Figura 4-3: Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira

A Tabela 4-1, a seguir, apresenta o programa e as datas previstas de entrada em

operação das obras dessa interligação. Destaca-se que a data que consta no

DMSE de setembro de 2013 para o primeiro Bipolo é 31 de julho de 2013.

Entretanto, o início dos testes (com duração de 1 mês) e posteriormente, a

entrada em operação comercial, depende de um número mínimo da máquinas

sincronizadas no Complexo do Madeira. Dessa forma, a previsão para operação

desse equipamento é a partir de novembro de 2013. Em relação ao segundo

Bipolo CC, a data de setembro de 2014 já considera 1 mês para os testes.

ONS



Tabela 4-1: Programa e Datas Previstas de Entrada em Operação da Geração e das Obras da

Interligação das Usinas do Rio Madeira

Obras de Transmissão

2013 Escoamento das usinas rio Madeira (São Paulo):

Bipolo 1, 3.150 MW, ±600 kV – Coletora Porto Velho – Araraquara 2 (Novembro/13)

2014

Escoamento das usinas rio Madeira (Acre – Rondônia – Mato Grosso)

LT 230 kV Jauru - Vilhena – Pimenta Bueno – Ji-Paraná –Ariquemes – Samuel - Porto Velho C3

(Maio/2014)

Bipolo 2, 3.150 MW, ±600 kV – Coletora Porto Velho – Araraquara 2 (Setembro/2014)

LT 500 kV Taubaté – Nova Iguaçu C1 (Junho/2014)

LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté C1 (Novembro/2014)

A Figura 4-4 ilustra a conexão atual e a evolução prevista para as conexões das

usinas do rio Madeira ao SIN.

Figura 4-4: Evolução das Configurações de Conexão das UHEs Santo Antônio e Jirau até a

Entrada em Operação do 3° Circuito de 230 kV entre as Subestações de Jauru e Porto Velho

ONS



4.1.2 Desempenho do Sistema de Integração e Evolução dos Limites do

Sistema de Escoamento

4.1.2.1 Reflexos na Operação do Sistema de Corrente Contínua e nos Estados

do Acre e Rondônia

a) Configuração Intermediária 1: Back-to-Back em Paralelo com o

Transformador Provisório

Com a configuração atual (até agosto de

2013) é possível escoar uma potência das

usinas do complexo do Madeira até

520 MW, sendo que 400 MW pelo Back-to-

Back e 120 MW pelo transformador

provisório.

Também existem restrições internas ao

sistema Acre e Rondônia, são elas: a

capacidade de transferência entre os

circuitos Samuel - Ariquemes e o fornecimento de energia pelos circuitos Jauru-

Vilhena (FACRO), limitados a 310 MW e 200 MW, respectivamente. O

detalhamento dos estudos referentes à configuração em questão está descrito no

relatório “ONS RE-3-208-2011- Estudos Operativos para Integração da UHE

Santo Antônio até a entrada em operação do 1° Bipolo – Volume 5 – Conexão

Através da Estação Conversora do Back-to-Back”.

b) Configuração Intermediária 2: Transformador Provisório em Paralelo com o

1º Bipolo

A primeira etapa de integração do 1°

Bipolo está sendo caracterizada por um

número reduzido de unidades geradoras

nas UHEs de Santo Antônio e Jirau. Para

viabilizar a transmissão de potência no

sistema CC é necessário um número

mínimo de filtros e de unidades geradoras

que devem estar associados a um

Controle Mestre. Esse controle tem como

principais funções garantir a integridade

dos equipamentos (compatibilizando o número de filtros com o número de

máquinas em operação) e a segurança do sistema (compatibilizando a potência

transmitida no sistema CCAT com a geração sincronizada no Complexo Gerador

do Rio Madeira).

ONS



O fato de nessa etapa não ser possível contar com o Controle Mestre, devido ao

atraso na implantação dos Generator Station Coordinators (GSC), equipamento

responsável pela transmissão de informações das usinas ao Controle Mestre,

conduziu a limitações de potência no Bipolo. Nessa configuração somente foi

possível viabilizar a operação monopolar com retorno metálico do Bipolo e

apenas um filtro de 263 Mvar na subestação de 500 kV Coletora Porto Velho,

limitado ao fluxo máximo no sistema de Corrente Contínua de 700 MW. Além

dessa limitação, será necessário desligar os filtros de 500 kV associados ao

Back-to-Back e consequentemente o próprio Back-to-Back, de modo a evitar

risco de auto excitação nas máquinas de Santo Antônio e Jirau.

Para viabilizar a operação nessa configuração também foi necessária a

implantação de um SEP, que promoverá o desligamento do transformador

provisório, quando do bloqueio do Bipolo. A máxima potência injetada pelo

complexo do Madeira no SIN será da ordem de 1.100 MW, sendo 700 MW pelo

Bipolo e 400 MW pelo transformador provisório.

c) Configuração Intermediária 3: Transformador Provisório em Paralelo com o

1º Bipolo e Back-to-Back (Implantação do GSC)

A partir de dezembro de 2013 até a entrada

do terceiro circuito 230 kV entre as

subestações de Porto Velho e Jauru, com o

Controle Mestre e a instalação dos

Generator Station Coordinators (GSC) das

usinas de Santo Antônio e Jirau, é

esperada a operação do 1º Bipolo na

condição bipolar e com os dois blocos do

Back-to-Back em operação. Para essa

situação, o 1º Bipolo estará limitado em

função da sua capacidade nominal (3.150 MW). Entretanto, a partir de 1.000 MW de

despacho no Bipolo serão necessárias ações de controle de carregamento da

LT 440 kV Araraquara 2 - Araraquara para que seu fluxo não atinja o atual limite de

1.105 MVA.

ONS



d) Configuração Intermediária 4: 1º e o 2º Bipolo e Back-to-Back

Com a entrada do terceiro circuito de

230 kV entre as subestações de Jauru e

Porto Velho, previsto para maio de 2014, a

máxima injeção pelo Back-to-Back poderá

alcançar 750 MW, na ponta, podendo

sofrer restrições principalmente durante o

período de carga leve ou de elevada

geração nas usinas de Samuel e Rondon.

Após a entrada do 2° Bipolo, prevista para

setembro de 2014, a capacidade para

escoar a energia das usinas do Complexo

do Rio Madeira diretamente para São

Paulo passará a ser limitada apenas pela

capacidade nominal dos dois Bipolos, ou

seja, 6.300 MW.

Entretanto, é importante destacar que as

LTs 500 kV Araraquara 2 - Itatiba e

Araraquara 2 - Fernão Dias não obtiveram

proponentes no último leilão realizado em

10/05/2013 e a LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté, que ainda não tem licença de

instalação, está prevista para janeiro de 2015. Esses fatos poderão trazer

limitações ao escoamento da potência dos Bipolos, conforme detalhado no

subitem a seguir.

ONS



4.1.2.2 Reflexos no Sistema de 500 e 440 kV da Região Sudeste

O sistema planejado para o escoamento dos 6.300 kV é mostrado na Figura 4-5,

a seguir.

Figura 4-5: Sistema Receptor do Madeira

A partir de dezembro de 2013, com a presença de 1 Bipolo e o GSC, o sistema

da região Sudeste, notadamente o centro consumidor da área São Paulo, poderá

receber um montante de energia de 3.150 MW associado ao cronograma de

entrada de máquinas no Complexo Gerador do Rio Madeira. A entrada em

operação do 2º Bipolo Porto Velho - Araraquara 2, com previsão para setembro

de 2014, possibilitará a elevação da transferência de energia para a região

Sudeste, para um total de 6.300 MW.

O cronograma de entrada em operação do sistema de escoamento da potência

transmitida pelos 2 Bipolos de CC entre Porto Velho e Araraquara 2, na região

de São Paulo sofreu um grande atraso. A LT 500 kV Araraquara 2 - Taubaté, já

ONS



licitada, porém ainda sem licença de instalação, está prevista para operação em

janeiro de 2015, e as LTs 500 kV Araraquara 2 - Itatiba e Araraquara 2 - Fernão

Dias, assim como os compensadores estáticos de Santa Bárbara e Itatiba,

ambos de 300 Mvar, não obtiveram proponentes no último leilão realizado em

10/05/2013.

Esses atrasos irão implicar em restrições à operação do SIN no horizonte de

análise deste PEL. O despacho pleno de potência dos 2 Bipolos poderá sofrer

restrições, de modo a evitar sobrecargas no sistema de escoamento, em regime

normal de operação, na LT 500 kV Araraquara – Campinas, LT 500 kV

Araraquara 2 - Araraquara e, principalmente, nos dois circuitos da LT 440 kV

Araraquara -Araraquara 2 e LT 500 kV Araraquara - Campinas.

Destaca-se que cada um dos dois circuitos desta LT 440 kV, que estão em

operação desde de junho de 2012, possuem uma capacidade definida no edital

de licitação de 1.105 MVA, em regime normal de operação.

De modo a mitigar possíveis limitações, o ONS está em entendimentos junto ao

Agente proprietário da linha para a alteração do valor de capacidade destes

circuitos. Assim, neste relatório foram realizadas análises considerando além da

capacidade definida pelo Edital de Licitação (1.105 MVA), a possibilidade da

alteração do valor de capacidade nominal de cada um dos circuitos citados para

1.668 MVA, valor este indicado pelas primeiras análises realizadas pelo Agente

proprietário.

Considerando as questões anteriores, procurou-se pesquisar e mapear diversos

cenários de geração de bacias e intercâmbios entre subsistemas, com o objetivo

de identificar possíveis restrições ao escoamento da potência transmitida pelos

Bipolos de corrente contínua, e os pontos de operação nos quais será possível a

operação dos 2 Bipolos sem restrições.

As análises mostraram que uma geração elevada nas usinas conectada à rede

em 440 kV contribui para aliviar o carregamento nas LT 440 kV Araraquara -

Araraquara 2 C1 e C2, entretanto eleva o carregamento na LT 500 kV

Araraquara – Campinas e da LT 500 kV Araraquara 2 - Araraquara. Outra

conclusão foi que poderá ser necessária uma restrição ao recebimento pela

região Sul para reduzir a limitação à geração nas usinas ligadas ao sistema em

440 kV ou ao fluxo nos Bipolos CC do Madeira.

A seguir estão apresentados os resultados mostrando as restrições operativas

esperadas em função da evolução cronológica da rede, ou seja:

Configuração 1 com a presença apenas de um Bipolo CC sem a LT 500 kV

Araraquara 2 – Taubaté;

ONS



Configuração 2 com a presença dos dois Bipolos CC sem a LT 500 kV

Araraquara 2 – Taubaté; e

Configuração 3 com dois Bipolos CC e com a LT 500 kV Araraquara 2 –

Taubaté.

Para todas as configurações esperadas ao longo do período de análise do PEL

2013, foi feita uma sensibilidade considerando-se a capacidade dos circuitos da

LT 440 kV Araraquara 2 – Araraquara elevada de 1.105 para 1.668 MVA.

a) Configuração 1: com a presença apenas do 10 Bipolo CC sem a LT 500 kV

Araraquara 2 – Taubaté

Nessa configuração, com a capacidade da LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2

mantida em 1.105 MVA por circuito, serão necessárias ações de controle de

carregamento de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da

LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2, para valores de despacho no Bipolo CC a

partir de 1.000 MW.

Nesta configuração será possível o despacho pleno do Bipolo 1, com 3.150 MW,

desde que sejam controlados o RSUL e a geração nas usinas ligadas ao 440 kV,

conforme mostrado na Figura 4-6, a seguir.

Figura 4-6: Área de Operação Permitida com 1 Bipolo (3.150 MW)

ONS



Da análise da Figura 4-6 verifica-se que na medida em que se aumenta o

recebimento Sul deverá ser elevada a geração nas usinas conectadas à rede em

440 kV.

Levando em consideração a possibilidade de elevação da capacidade da

LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2 para 1.668 MVA o Bipolo 1 poderá ser

despachado em sua capacidade plena, 3.150 MW, sem qualquer restrição de

cenário de intercâmbio entre subsistemas, para uma geração superior a

4.000 MW nas usinas ligadas ao 440 kV.

b) Configuração 2: com a presença dos dois Bipolos CC sem a LT 500 kV

Araraquara 2 – Taubaté

Nessa configuração como não foi alterada a rede de escoamento (capacidade da

LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2 mantida em 1.105 MVA por circuito),

permanecerão necessárias ações de controle de carregamento de forma a evitar

sobrecarga em regime normal de operação da LT 440 kV Araraquara –

Araraquara 2, para valores de despacho a partir de 1.000 MW.

O despacho máximo nos dois Bipolos para esta configuração será da ordem de

4.500 MW, desde que sejam controlados o RSUL e a geração nas usinas ligadas

à rede em 440 kV, conforme Figura 4-7, a seguir.

Figura 4-7: Área de Operação Permitida com 2 Bipolos (4.500 MW)

ONS



Verifica-se que para este despacho nos Bipolos, a operação do sistema ficará

restrita, dificultando a prática de intercâmbios para a região Sul.

Com a capacidade da LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2 elevada para

1.668 MVA por circuito, serão necessárias ações de controle de carregamento de

forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 440 kV

Araraquara – Araraquara 2, para valores de despacho no Bipolo CC a partir de

4.500 MW.

Nesse contexto o máximo valor de despacho nos dois Bipolos será de 5.300 MW,

conforme pode ser verificado na Figura 4-8 Figura 4-8.

Figura 4-8: Operação Permitida com 2 Bipolos (5.300 MW)

Observa-se que para este nível de despacho nos Bipolos, além do problema de

sobrecarga na LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2, aparecem situações de

risco de sobrecarga nas LTs 500 kV Araraquara 2 –Araraquara a partir de

valores de geração nas usinas conectadas ao sistema em 440 kV de 7.000 MW.

c) Configuração 3: com dois Bipolos CC e com a LT 500 kV Araraquara 2 –

Taubaté.

Nessa configuração, com a capacidade da LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2

mantida em 1.105 MVA por circuito, as ações de controle de carregamento de

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Ge

raçã

o n

o 4

40

kV

RSUL

Operação permitida com 2 Bipolos (5.300 MW) e sem a LT 500 kV Araraquara 2 - Taubaté

Limite nos 2 Bipolos 5.300 MW Limite de geração no 440kV (9.890 MW)

Operação em Sobrecarga na LT 440 kV Araraquara - Araraquara 2 (1.668 MVA)

Operação em Sobrecarga na LT 500 kV Araraquara - Araraquara 2

(1.255 MVA)

ONS



forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação na referida

LT continuarão sendo necessárias, porém somente para valores de despacho a

partir de 3.500 MW. Ressalta-se que nesta configuração será possível um

despacho máximo nos dois Bipolos no valor de 5.600 MW de acordo com a

Figura 4-9, a seguir.


Observa-se na Figura 4-9, que a partir do momento que houver transferências

para o Sul (RSUL) a geração nas usinas conectadas à rede em 440 kV deverá

ser superior a 8.500 MW.

Com a capacidade da LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2 elevada para

1.668 MVA por circuito, serão necessárias ações de controle de carregamento de

forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 500 kV

Araraquara – Araraquara 2, para valores de despacho no Bipolo CC a partir de

5.500 MW.

O máximo valor de despacho nos dois Bipolos será de 6.300 MW, conforme pode

ser verificado na Figura 4-10, a seguir.

ONS




Destaca-se que o despacho máximo nos Bipolos, além do problema de

sobrecarga na LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2, aparecem situações de

risco de sobrecarga nas LTs 500 kV Araraquara 2 – Araraquara a partir de

valores de geração nas usinas conectadas ao sistema em 440 kV de 5.500 MW.

Cabe ainda lembrar que para as situações de despacho a partir de 5.600 MW

nos Bipolos com valores de intercâmbio a partir de 6.400 MW para a região Sul e

fluxos elevados para o Rio de Janeiro, deve-se monitorar o fluxo na LT 500 kV

Araraquara-Campinas, a fim de evitar sobrecargas nesta LT.

Analisando os resultados pode-se concluir que a geração do Complexo do Rio

Madeira poderá ser explorada na sua totalidade, no entanto conforme mostrado

em todas as figuras acima apresentadas, medidas de controle de geração, que

tem por consequência perda de flexibilidade operativa nas usinas conectadas ao

sistema de 440 kV e possível limitação no intercâmbio para a região Sul terão

que ser efetuadas em todos os cenários avaliados. Essas situações indicam ser

imprescindível a alteração da capacidade nominal dos circuitos de 440 kV e

500 kV das LT Araraquara 2 – Araraquara e a entrada em operação da

LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté, o mais breve possível, além das LT 500 kV

Araraquara 2 - Fernão Dias e LT 500 kV Araraquara 2 – Itatiba, ainda não

licitadas, que fazem parte do sistema de escoamento planejado.

A Tabela 4-2, a seguir mostra um resumo dos resultados apresentados.

ONS



Tabela 4-2: Resumo dos Valores Limites dos Despachos nos Bipolos

Configuração

Capacidade em Regime

Normal da LT 440 kV

Araraquara 2 -

Araraquara (MVA)

Fluxo nos Bipolos (MW)

A partir do qual são

necessárias

medidas operativas

Máximo para evitar

sobrecarga na

LT 440 kV Araraquara 2

– Araraquara

Sem a LT 500 kV

Araraquara 2 -

Taubaté

1.105 1.000 4.500 (1)

1.668 4.500 5.300 (2)

Com a LT 500 kV

Araraquara 2 -

Taubaté

1.105 3.500 5.600

1.668 5.500 6.300 (2), (3)

(1) Com um Bipolo o Limite é 3.150 MW

(2) Risco de sobrecarga na linha 500 kV Araraquara 2 – Araraquara.

(3) Risco de sobrecarga na linha 500 kV Araraquara – Campinas.

As restrições de despacho nos Bipolos serão eliminadas a partir da entrada da

LT 500 kV Araraquara 2-Itatiba ou da LT 500 kV Araraquara 2-Fernão Dias,

ainda sem outorga.

Destaca-se que as limitações apresentadas neste item, são referenciais e podem

variar com o montante e a distribuição da carga do SIN.

4.2 Integração do Sistema de Escoamento do Complexo Teles Pires

O complexo de geração de Teles Pires é formado pelas usinas de São Manoel

(700 MW), Foz de Apiacás (230 MW), Sinop (400 MW), Teles Pires (1.820 MW) e

Colíder (300 MW), totalizando um montante de geração de 3.450 MW.

O início da integração deste complexo gerador está previsto para o primeiro

semestre de 2015, com as usinas de Teles Pires e Colíder sendo interligadas ao

SIN através um sistema de 500 kV partindo da subestação de Ribeirãozinho e

composto pelas subestações de Paranatinga, Cláudia e Paranaíta, num total de

aproximadamente 1.000 km. Na Figura 4-11 é apresentado o diagrama unifilar do

sistema integração das usinas de Teles Pires e Colíder ao sistema de transmissão

da região Mato Grosso.

ONS



Figura 4-11: Diagrama Unifilar de Integração das UHEs Teles Pires e Colider

O programa de obras e as respectivas datas previstas de entrada em operação do

complexo Teres Pires, de acordo com o acompanhamento do Departamento de

Monitoramento do Setor Elétrico – DMSE, tendo como referência a reunião de

setembro de 2013, estão apresentados na Tabela 4-3 e na Tabela 4-4, a seguir.

Tabela 4-3: Complexo Teres Pires: Empreendimento de Geração

Usina Unidade Data Prevista Potência (MW)

UHE Teres Pires

1 Março/2015 364,0

2 Março/2015 364,0

3 Abril/2015 364,0

4 Junho/2015 364,0

5 Julho/2015 364,0

Total 1.820,0

UHE Colíder

1 Fevereiro/2015 100,0

2 Abril/2015 100,0

3 Junho/2015 100,0

Total 300,0

Total (Teres Pires + Colíder) 2.120,0

ONS



Tabela 4-4: Complexo Teles Pires: Empreendimentos de Transmissão

Empreendimento de Transmissão Data Prevista

LT 500 kV Paranaíta - Cláudia - Paranatinga - Ribeirãozinho, circuitos 1 e 2

Janeiro/2015

LT 500 kV Ribeirãozinho - Rio Verde Norte, circuito 3

Compensador Estático de Paranatinga (-200/200 Mvar)

Compensador Estático de Rio Verde Norte

LT Rio Verde Norte - Marimbondo II, circuitos 1 e 2

Compensação Série na LT 500 kV Ribeirãozinho – Rio Verde Norte, circuitos 1 e 2

De acordo com os cronogramas de geração e transmissão apresentados acima,

foi possível transmitir toda a geração das UHEs Colíder e Teles Pires, num total

de 2.120 MW, mesmo considerando as contingências duplas na rede de 500 kV

ou 230 kV na rede do Mato Grosso.

No entanto, esses empreendimentos de transmissão não permitem um aumento

na capacidade de exportação da geração das UHEs (Dardanelos, Juba, Jauru,

Guaporé) e PCHs da região, escoadas pela SE Jauru, atualmente limitada pelo

somatório dos fluxos nas linhas de 230 kV Jauru – Coxipó, Jauru – Várzea

Grande e no circuito de 500 kV Jauru – Cuiabá, no valor de 750 MW. Essa

limitação também poderá impor restrições à exportação pelo sistema Acre e

Rondônia, uma vez que esta será concorrente com as gerações do Mato Grosso

citadas anteriormente.

Quanto às possíveis mudanças no cronograma da transmissão, não se observou

novas limitações caso ocorra o atraso na entrada em operação da LT 500 kV

Ribeirãozinho – Rio Verde Norte C3 ou dos compensadores série dos circuitos 1 e

2, desta linha.

Porém, o atraso na entrada em operação da LT 500 kV Rio Verde Norte –

Marimbondo II CD poderá causar restrição de cerca de 1.000 MW na geração do

sistema de Rondônia e de Mato Grosso, incluindo as usinas de Teles Pires e

Colíder, devido às sobrecargas nas transformações da SE Itumbiara ou na

LT 500 kV Itumbiara - São Simão, em situação de contingência da transformação

500/345 kV da SE Itumbiara ou dos circuitos de 500 kV entre Itumbiara - Rio Verde

Norte, Itumbiara - Samambaia ou Itumbiara – Marimbondo.

ONS



4.3 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN

O estado do Amazonas foi integrado ao SIN, em julho de 2013, através de um

sistema de transmissão em 500 kV em circuito duplo de mesma torre, pela

margem esquerda do rio Amazonas, com compensação série de 70% em cada

trecho de linha de 500 kV, partindo do barramento de 500 kV da subestação de

Tucuruí, com quatro subestações intermediárias de 500 kV nas proximidades de

Xingu, Jurupari, Oriximiná, no estado do Pará e Silves (antiga Itacoatiara) no

estado do Amazonas. A partir da SE Oriximiná está previsto o atendimento às

comunidades da margem esquerda do rio Amazonas.

A interligação do sistema de Manaus ao SIN é na subestação de Lechuga (antiga

Cariri) através de uma transformação 500/230 kV – 3 x 600 MVA.

O sistema elétrico do Amapá interligará ao SIN a partir de abril de 2014, pois

apesar do sistema em 230 kV, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a

partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kV – 2x450 MVA e

da LT 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá, em circuito duplo de mesma torre

estar previsto para novembro de 2013, as obras de responsabilidade da CEA que

permitirão a integração desse sistema estão previstas para abril de 2014.

Estão previstos para outubro de 2013 os compensadores estáticos de +200/-

200 Mvar na SE Jurupari e +300/-200 Mvar na SE Oriximiná. O CE de +300/-

200 Mvar da SE Silves tem grande probabilidade de não entrar em operação no

ano de 2013 e ainda não tem uma data definida para 2014.

Esse empreendimento foi dividido por três empresas, com seus respectivos lotes

descritos, a seguir:

Lote A - LT 500 kV Tucuruí – Xingu – Jurupari - licitado à Linhas de Xingu

Transmissora de Energia – LXTE;

Lote B - LT 500 kV Jurupari – Oriximiná e LT 230 kV Jurupari – Laranjal –

Macapá, - licitado à Linhas de Macapá Transmissora de Energia – LMTE;

Lote C - LT 500 kV Oriximiná – Silves (antiga Itacoatiara) – Lechuga (antiga

Cariri) - licitado à Manaus Transmissora de Energia – TEM.

A Figura 4-12, a seguir, apresenta o diagrama eletrogeográfico dessa

interligação

ONS



Figura 4-12: Diagrama Eletrogeográfico da Interligação Tucuruí – Macapá - Manaus

Inicialmente, o sistema de Manaus foi integrado ao SIN, com uma configuração

provisória, onde a SE 230 kV Lechuga seccionou apenas a LT 230 kV Manaus –

Cristiano Rocha, permanecendo em operação a LT 230 kV Manaus – Balbina,

conforme apresentado na Figura 4-13, a seguir.

ONS



Figura 4-13: Diagrama Simplificado Configuração Inicial – Etapa 1 – Julho/2013

Dessa forma, considerando a vulnerabilidade dessa configuração, para evitar

problemas no sistema de Manaus frente a contingências simples ou duplas,

principalmente a perda da LT 230 kV Lechuga – Manaus ou Manaus - Balbina

deve-se controlar o somatório dos fluxos entre os circuitos de 230 kV Balbina –

Manaus e Lechuga – Manaus em 350 MW.

Em relação à interligação Tucuruí – Macapá – Manaus, considerando as

incertezas quanto ao número de desligamentos desse novo sistema (curva da

banheira), é recomendável operar com fluxos em torno de 100 MW nos períodos

de carga pesada e média e de 50 MW nos período de carga leve, de forma evitar

que a perda dessa interligação provoque corte de carga por atuação do ERAC.

A partir de Dezembro de 2013, o sistema Manaus deverá operar com uma

configuração intermediária, que contempla o seccionamento completo de 230 kV

Manaus – Balbina e Manaus – Cristiano – Rocha (dezembro/2013), as linhas

entre Lechuga e Jorge Teixeira e a SE Mutirão (novembro/2013) e o

transformador de 230/138 kV de Manaus e a SE Cachoeira Grande

(outubro/2013) e conforme indicado na Figura 4-14, a seguir.

ONS



Figura 4-14: Diagrama Simplificado Configuração Intermediária–Etapas 2 e 3 e 4

Com a entrada das obras anteriormente mencionadas, são solucionados os

problemas relacionados à perda simples de linhas de 230 kV entre as

subestações de Balbina, Lechuga e Manaus. Entretanto, ainda é necessário

controlar o somatório de fluxo nas linhas de 230 kV entre as subestações de

Lechuga e Manaus em 400 MW, para evitar colapso de frequência na perda

dupla de circuitos de 230 kV.

Após o término da fase inicial de operação da interligação Tucuruí – Macapá –

Manaus e considerando um desempenho favorável em relação aos

desligamentos, é possível operar com fluxos de até 400 MW nessa interligação,

tendo como fator limitante a perda da própria interligação, desde que respeitando

o limite de 400 MW nos circuitos Manaus - Lechuga conforme mencionado

anteriormente.

Em Janeiro de 2014 está prevista a expansão de sistema receptor de Manaus,

com mais um ponto de suprimento, ou seja, a subestação de Mauá 3 230/138 kV

ONS



- 3x150 MVA e 138/69 kV-3x150 MVA que irá ser interligada com o sistema de

69 kV já existente, conforme Figura 4-15, a seguir.

Figura 4-15: Diagrama Simplificado Configuração – Janeiro/2014

Para a configuração final, o limite dinâmico na interligação TMM, medido no

trecho entre as subestações de Tucuruí e Xingu é da ordem de 50% da carga

dos sistemas de Macapá e Manaus, o que garante que na perda da interligação

não haverá colapso de frequência, uma vez que a geração térmica, em conjunto

com a geração hidráulica, atenderá os remanescentes 50% da carga. Este valor

de fluxo máximo está associado à atuação de um Esquema Regional de Alívio de

Carga por subfrequência (ERAC).

ONS



5 Geração Térmica Necessária Devido a Restrições Elétricas

A identificação dos valores de geração mínima necessária a serem despachados

nas usinas térmicas do SIN, por razões elétricas para o atendimento aos critérios

e padrões operativos definidos nos Procedimentos de Rede é importante para a

estimativa anual da conta de Encargos de Serviço do Sistema – ESS, buscando

retratar adequadamente os custos financeiros a serem imputados nas tarifas das

distribuidoras.

No caso das usinas que consomem carvão nacional, estas não participam da

conta de ESS, uma vez que têm seus custos de operação subsidiados pelos

recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. A identificação das

restrições de geração mínima é importante para que o ONS possa estimar, para

o MME e ANEEL, a geração térmica com o uso de carvão nacional a ser

custeado pela CDE.

Cabe destacar que os valores apresentados neste trabalho são estimativas

determinadas para as condições mais críticas esperadas para o pior mês de

cada um dos três ciclos característicos do horizonte de análise do PEL, quais

sejam, o ciclo do verão de 2014, do inverno de 2014 e do verão 2014/2015. Os

valores de geração mínima por restrições elétricas cumprem os objetivos

apresentados nos dois parágrafos acima e são atualizados nos estudos de

diretrizes para operação elétrica com horizonte quadrimestral e posteriormente,

mais uma vez, são refinados pelos estudos mensais de Planejamento da

Operação Elétrica do SIN.

Destaca-se também que os valores de geração mínima consideram o ciclo de

operação diário de cada usina, ou seja, mesmo que o montante indicado nas

avaliações pudesse ser menor do que o necessário foi considerado a

impossibilidade de modulação na geração devido às restrições operativas.

A necessidade de geração térmica devido a restrições elétricas no horizonte do

PEL 2013 está restrita às seguintes usinas:

a) UTEs Presidente Médici, Candiota 3, Araucária e Jorge Lacerda até o final do

horizonte analisado;

b) UTE Sepé Tiaraju até a entrada em operação do segundo circuito da

LT 525 kV Itá - Nova Santa Rita, previsto para maio de 2014;

c) UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz até a entrada em operação da SE

Zona Oeste, prevista para abril de 2014;

d) UTE Governador Leonel Brizola, até o final do horizonte analisado e

ONS



e) UTEs de Manaus até o final do horizonte analisado e UTE Santana até a

entrada em operação das UHEs Santo Antônio do Jari e Ferreira Gomes.

Nos Volumes II e III deste PEL 2013 são informadas detalhadamente para cada

usina de Manaus e Macapá, as considerações para definição dos montantes de

geração térmica apresentados.

5.1 UTEs Presidente Médici e Candiota 3

A UTE Presidente Médici é composta por quatro geradores, dos quais dois

pertencem ao grupo A e dois ao grupo B. A capacidade total do grupo A

(unidades 1 e 2) é de 126 MW e do grupo B (unidades 3 e 4) é de 200 MW. A

UTE Candiota 3 é composta por um único gerador com potência nominal de

350 MW.

Os despachos mínimos necessários nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3

no horizonte do PEL 2013 são apresentados na Figura 5-1, a seguir,

considerando o ciclo diário de operação da instalação. Esses despachos foram

definidos para evitar restrições ao atendimento nas situações de contingências

de caráter sistêmico e local.

Figura 5-1: Despachos Mínimos nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3 por Razões Elétricas – Ano de 2014 e verão 2014/2015 – Todos os Patamares de Carga

(1)

(1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação.

(2) No caso da indisponibilidade despachar a UTE Candiota 3 (210 MW)

Os valores indicados na figura acima consideram geração nula na UTE

Uruguaiana, bem como nas unidades A da UTE Presidente Médici (conforme

declarado pelo agente). A Eletrobrás CGTEE também informou da redução

200

100 100

350

0

100

200

300

400

500

600Presidente Médice Candiota 3Total=550

(1C)

(2B) (1B) (2)

ONS



temporária da capacidade operativa das unidades 3 e 4 (máquinas do grupo B)

da UTE Presidente Médici, de 160 MW para 100 MW. A empresa declarou

inflexibilidade de 210 MW para a UTE Candiota 3 e de 155 MW para a UTE

Presidente Médici.

No período de verão, de janeiro a março, foi considerada geração nula nas

usinas eólicas do Rio Grande do Sul, além de hidrologia desfavorável no estado,

com despacho de geração nas usinas do Rio Jacuí, Passo Fundo e das Antas,

da ordem de 45% da capacidade instalada.

No período de inverno, de abril a outubro, foi considerada hidrologia favorável no

estado, com despacho de geração nas usinas do Rio Jacuí, Passo Fundo e das

Antas, da ordem de 95% da capacidade instalada.

Em todo o período de análise o despacho mínimo sistêmico foi determinado para

evitar a ocorrência de corte de carga por atuação do SEP da SE Gravataí, por

subtensão, quando de contingência das linhas de transmissão de 525 kV de

interligação do Rio Grande do Sul com o SIN, notadamente a LT 525 kV Campos

Novos – Nova Santa Rita.

O requisito total de despacho térmico nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3

é de 550 MW no verão 2013/2014, determinado por restrições sistêmicas

(atendimento pelo sistema de 525 kV). Para tanto também é requerido despacho

de 160 MW na UTE Sepé Tiaraju. Mesmo assim, haverá risco de corte de carga

de até 200 MW na área da grande Porto Alegre, por atuação do SEP de

Gravataí, quando da contingência da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa

Rita.

A implantação da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2, licitada à Transmissora

Sul Brasileira de Energia S.A., com previsão contratual para maio de 2014,

reduzirá significativamente o montante de geração térmica necessária para evitar

o corte de carga em contingência simples no sistema de 525 kV. Com a

operação da nova linha de 525 kV, no verão 2014/2015, será necessário o

despacho de 100 MW (1B) na UTE Presidente Médici ou 210 MW (1C) na UTE

Candiota 3, não havendo necessidade do despacho da UTE Sepé Tiaraju.

Cabe observar também que o requisito de geração térmica nula no período de

junho a outubro de 2014 tem como base o despacho de 95% da capacidade

instalada nas usinas hidráulicas do Rio Grande do Sul. Atrasos na implantação

das obras de transmissão previstas ou a ocorrência de cenários hidrológicos

mais críticos no período de inverno devem requerer o despacho de ao menos

uma das máquinas da UTE Presidente Médici ou da UTE Candiota 3.

ONS



Quanto às restrições elétricas locais, as contingências mais severas

correspondem à perda das LTs 230 kV Presidente Médici – Quinta, Presidente

Médici – Pelotas 3 e Pelotas 3 – Quinta. Essas contingências são agravadas

pelo crescimento da carga na região do porto de Rio Grande, que é suprida pela

SE Quinta 230 kV, e também pela ocorrência da carga de levante hidráulico

(irrigação) na área sul do Rio Grande do Sul.

Para atendimento à carga de levante hidráulico durante o verão 2013/2014, a

ocorrência das contingências críticas acima citadas resulta em subtensão nas

barras de 230 kV das subestações Quinta e Pelotas 3, mesmo com o despacho

pleno nas usinas Presidente Médici e Candiota 3. Na indisponibilidade das

respectivas linhas de 230 kV, o maior corte de carga é estimado em 40 MW.

Também há risco de corte de carga de até 25 MW na perda da UTE Candiota 3.

Esses montantes de corte de carga podem ser reduzidos com o despacho das

máquinas A da UTE Presidente Médici.

A implantação da LT 230 kV Nova Santa Rita – Camaquã 3 – Quinta e do

seccionamento da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 na nova SE Camaquã 3

230/69 kV – 2 x 83 MVA, licitadas à Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A.,

com previsão contratual para maio de 2014, e do banco de capacitores de

25 Mvar/230 kV na SE Quinta, autorizado à CEEE-GT com previsão para junho

de 2014, mitigará a necessidade de geração térmica para evitar corte de carga

por restrições locais na rede de 230 kV, requerendo valores de despacho

inferiores ao requisito por restrição sistêmica.

Também contribuirá para a redução do requisito térmico local a implantação do

sistema de 525 kV entre as subestações Nova Santa Rita, Povo Novo,

Marmeleiro e Santa Vitória do Palmar. Este sistema, definido para permitir o

escoamento da geração dos parques eólicos do sul do Rio Grande do Sul, será

conectado à rede de 230 kV na SE Povo Novo 525/230 kV – 672 MVA,

seccionando a LT 230 kV Quinta – Camaquã 3, o que melhorará o controle de

tensão na região.

Após a implantação destas obras, licitadas à Transmissora Sul Litorânea de

Energia S.A., com previsão contratual para agosto de 2014, a contingência local

mais crítica passa a ser a perda da LT 230 kV Povo Novo – Quinta.

5.2 UTE Sepé Tiaraju

A UTE Sepé Tiaraju conta com um turbogerador a gás de 160 MW,

correspondente à primeira fase da termoelétrica. A implantação da segunda fase

está prevista para julho de 2014. A ampliação da planta compreende um

turbogerador a vapor de 88 MW, que será integrado em ciclo combinado com o

ONS



turbogerador da primeira fase, resultando numa capacidade instalada total de

248 MW.

Os despachos mínimos necessários por razões elétricas na UTE Sepé Tiaraju

são apresentados na Figura 5-2, a seguir, considerando o ciclo diário de

operação da instalação. Esses despachos foram dimensionados para suportar

contingências no sistema de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul.

Figura 5-2: Despachos Mínimos na UTE Sepé Tiaraju por Razões Elétricas – Ano 2014 e Verão

2014/2015 - Todos os Patamares de Carga

.

Para o verão 2013/2014, mesmo com o despacho de 160 MW na UTE Sepé

Tiaraju, além dos 550 MW despachados nas UTEs Presidente Médici e

Candiota 3, há risco de atuação do SEP de Gravataí na contingência da

LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita. A solução estrutural para este

problema consiste na duplicação da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita, prevista

para maio de 2014.

Com a implantação dessa linha não há necessidade de despacho na UTE Sepé

Tiaraju, no verão 2014/2015.

Dada sua importância para o atendimento ao Rio Grande do Sul, o ONS solicitou

à transmissora outorgada para a implantação da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita

C2 a antecipação do empreendimento para dezembro de 2013.

ONS



5.3 UTE Jorge Lacerda

A UTE Jorge Lacerda é composta por sete unidades. A capacidade das unidades

A1 e A2 (P) é de 2 x 50 MW, das unidades A3 e A4 (M) de 2 x 66 MW, das

unidades B5 e B6 (G) de 2 x 131 MW e da unidade C7 (GG) de 363 MW,

totalizando 857 MW de potência instalada neste complexo térmico.

Os despachos mínimos necessários por razões elétricas da UTE Jorge Lacerda

são apresentados na Figura 5-3, considerando o ciclo diário de operação da

instalação.

Figura 5-3: Despachos Mínimos na UTE Jorge Lacerda por Razões Elétricas Locais e

Sistêmicas – Ano 2014 e 2015 – Todos os Patamares de Carga

(1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação.

Os requisitos de geração mínima foram definidos para suportar a configuração

elétrica mais crítica na região de influência desse parque termoelétrico, que

nesse ciclo de estudos do PEL, é a contingência simples da LT 230 kV

Forquilhinha – Lajeado Grande, caracterizada como restrição elétrica local. Os

mesmos despachos suportam também a indisponibilidade da maior máquina do

da UTE Jorge Lacerda (Unidade C7 – 363 MW).

Ressalta-se que a inflexibilidade declarada pela Tractebel não cobre o despacho

mínimo por razões elétricas nos meses do verão.

A configuração das máquinas atende a ordem de mérito econômico das unidades

(valores de referência do PMO de Março/2013).

ONS



Cabe ainda observar que não há solução estrutural pelo planejamento da

expansão que permita a total paralisação desse complexo termoelétrico. O

assunto está sendo tratado com a ANEEL.

5.4 UTE Araucária

A planta da UTE Araucária compreende um turbogerador a vapor de 160 MW

(máquina V), integrado em ciclo combinado com 2 turbo geradores a gás

(máquinas G) de 161 MW. A Figura 5-4, a seguir, apresenta os despachos

mínimos devido a razões elétricas nas UTE Araucária, para o período de análise

do PEL 2013.

Figura 5-4: Despachos Mínimos na UTE Araucária por Razões Elétricas – Ano 2014 e Verão 2014/2015 – Todos os Patamares de Carga

.

Para fazer frente à perda dupla da LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, para um

nível de recebimento pela região Sul superior a 4.000 MW, no período de carga

média de verão, será necessário despachar a UTE Araucária no valor de

235 MW (1G+1V), visando amenizar afundamento de tensão na região

metropolitana de Curitiba. Para intercâmbios da ordem de 7.000 MW, na mesma

condição de carga, será necessário despacho de 360 MW (2G+1V) para suportar

a mesma contingência.

Para garantir suporte adequado de tensão na região metropolitana de Curitiba na

perda da LT 525 kV Areia – Curitiba, no período de carga média de verão, em

situações de níveis de recebimento pela região Sul superiores a 4.000 MW, será

necessário despachar a UTE Araucária no valor de 180 MW (1G+1V). Para

recebimento pela região Sul superiores a 7.000 MW, na mesma condição de

0

100

200

300

400

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/

14

ago

/14

set/

14

ou

t/1

4

no

v/1

4

dez

/14

jan

/15

fev/

15

mar

/15

abr/

15

360 360

(MW

)

(2G+1V) (2G+1V)

ONS



carga, será necessário despacho de 235 MW (1G+1V) para suportar a mesma

contingência.

A operação com o despacho acima dimensionado anteriormente atende inclusive

às perdas duplas de linhas de 230 kV de circuito duplo na região metropolitana

de Curitiba.

Nessa análise não foi considerado o despacho da unidade C (GG) da UTE Jorge

Lacerda até o verão 2014-2015.

A entrada em operação da LT 500 kV Itatiba – Bateias, com implantação prevista

fora do horizonte do PEL, deverá amenizar os problemas de desempenho acima

descritos nas contingência citadas.

5.5 UTE Barbosa Lima Sobrinho e UTE Santa Cruz

Os despachos mínimos necessários para o verão de 2014 nas UTEs Barbosa

Lima Sobrinho (8 x 45,6 MW) e Santa Cruz (2 x 220 + 2 x 200 + 2 x 84 MW) são

apresentados na Figura 5-5, a seguir, e foram definidos para permitir o

atendimento à carga prevista em todos os períodos, tanto em condição normal

de operação, quanto para suportar qualquer contingência simples, de forma a

controlar o carregamento na transformação 345/138 kV – 5 x 225 MVA da SE

Jacarepaguá.

Figura 5-5: Despachos Mínimos nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz por Razões Elétricas – Ano 2014 e Verão 2014/2015 – Todos os Patamares de Carga

No período analisado, a contingência mais severa para esta transformação é a

perda da LT 500 kV Adrianópolis – Grajaú. A solução estrutural para este

problema é a entrada em operação da SE Zona Oeste com transformação

0

200

400

600

800

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/

14

ago

/14

set/

14

ou

t/1

4

no

v/1

4

dez

/14

jan

/15

fev/

15

mar

/15

abr/

15

364

350

UTE B. Lima Sobrinho UTE Santa Cruz

ONS



500/138 kV – 900 MVA e obras associadas, licitada à Furnas e atualmente

prevista para junho de 2014.

5.6 UTE Governador Leonel Brizola

Os despachos mínimos necessários para o verão 2014 na UTE Governador

Leonel Brizola (8 x 120 + 1 x 184 MW), são apresentados na Figura 5-6, a seguir,

e foram definidos para permitir o atendimento à carga prevista em todos os

períodos, tanto em condição normal de operação, quanto para suportar qualquer

contingência simples, de forma a controlar o carregamento na transformação

500/138 kV – 4 x 600 MVA da SE São José.

Figura 5-6: Despachos Mínimos na UTE Governador Leonel Brizola por Razões Elétricas – Ano 2014 e Verão 2014/2015 – Todos os Patamares de Carga

.

No período analisado a contingência mais severa para esta transformação é a

perda de uma unidade dessa transformação. A solução estrutural para este

problema é a entrada em operação da SE Nova Iguaçu 500/345 kV – 1 x

900 MVA e 500/138 kV – 1 x 900 MVA, em conjunto com a LT 500 kV Taubaté –

Nova Iguaçu, licitada à ISOLUX, atualmente prevista para dezembro de 2014. No

período de junho/2014 a abril/2015, a contingência mais severa para essa

transformação passa ser a perda da transformação 500/138 kV - 1 x 900 MVA da

SE Nova Iguaçu. A geração térmica na UTE Governador Leonel Brizola continua

sendo necessária em função da postergação de migração do consumidor CSN -

Complexo de Volta Redonda para Rede Básica, prevista somente para

junho/2015.

ONS



5.7 UTE Termonorte II

Tendo em vista que, nos estudos de Planejamento Energético, o sistema Acre e

Rondônia é representado no subsistema Sudeste, os despachos necessários da

UTE Termonorte II por razões elétricas são dimensionados considerando-se as

restrições existentes quanto à importação de energia desta área.

A UTE Termonorte II possui três unidades a gás de 76,6 MW e uma unidade a

vapor de 115 MW, totalizando 345 MW.

A partir de dezembro de 2013, é prevista a entrada em operação do Controle

Mestre e dos Generator Station Coordinators (GSC) das usinas de Santo Antônio

e Jirau. Assim será possível operar o 1º Bipolo e o Back-to-Back com maior

segurança, atendendo os requisitos de filtragem e desempenho harmônico.

Na operação do 1º Bipolo na configuração monopolar com ordens de potência de

até 700 MW, em paralelo com dois blocos do Back-to-Back e o transformador

provisório, será necessário manter no mínimo 16 unidades geradoras

sincronizadas no Complexo do Madeira, um filtro de 263 Mvar e dois filtros de

142 Mvar.

Para que se possa explorar a plena capacidade do polo (1.575 MW) será

necessário utilizar dois filtros de 263 Mvar, com um ou dois filtros de 142 Mvar,

conforme sejam utilizados um ou dois blocos do Back-to-Back, o que demandará

um mínimo de 20 ou 24 unidades geradoras sincronizadas no Complexo do

Madeira. A Tabela 5-1, a seguir, resume estas alternativas, após a instalação do

GSC.

Tabela 5-1: Alternativas para Operação do Sistema de CCAT

Ordem de

Potência

do Bipolo

(operação

monopolar)

Back-to-Back

Filtros

(Mvar)

Nº

mínimo

de

unidades

Potência Disponível no

Complexo Madeira

(MW) 1

Bloco

2

Blocos

até 700 MW x 263 + 142 12 840

x 263 + 284 16 1.120

de 700 a 1.575 MW x 526 + 142 20 1.400

x 526 + 284 24 1.680

Assim, a partir do momento em que for possível contar com 16 máquinas no

Complexo do Madeira, com o transformador provisório operando com fluxos

ONS



próximos de zero e os dois blocos do Back-to-Back com uma injeção máxima de

600 MW, o sistema Acre – Rondônia apresentará um desempenho adequado de

acordo com os padrões definidos nos Procedimentos de Rede.

Dessa forma, a partir de dezembro de 2013, não será necessário o despacho de

geração na UTE Termonorte II, por razões elétricas, desde que sejam

considerados os seguintes condicionantes:

A presença do transformador provisório;

Estarem instalados e comissionados os GSC nas usinas do Complexo do

Madeira e

Estarem sincronizadas pelo menos 16 unidades geradoras nas usinas do

Complexo do Madeira.

Operação com Back-to-Back

Destaca-se que a presença do transformador provisório garante um nível mínimo

de curto-circuito reduzindo o risco de falha de comutação no Back-to-Back em

caso de perda da interligação em 230 kV com o Mato Grosso.

Tendo em vista o exposto e considerando o cronograma de entrada em operação

de unidades geradoras em Jirau e Santo Antônio e do GSC, não se prevê

geração térmica na UTE Termonorte II por razões elétricas dentro do horizonte

de análise deste PEL.

5.8 Geração Térmica em Manaus

A geração térmica necessária por razões elétricas para esse sistema está

diretamente relacionada com a implantação das obras planejadas para expansão

do sistema receptor de Manaus. O cronograma das obras de responsabilidade

da Eletrobrás Amazonas Energia (EAME) está com atrasos nas principais

instalações planejadas para esse sistema, acarretando várias configurações

operativas ao longo do ano de 2013, com previsão de conclusão das principais

obras em janeiro de 2014.

O dimensionamento dessa geração térmica considera a maior carga prevista por

patamar para o sistema Manaus e a geração hidráulica da UHE Balbina para

cada mês no horizonte de janeiro de 2014 a abril de 2015.

A Figura 5-7, a seguir, apresenta os despachos mínimos necessários de geração

térmica por razão elétrica.

ONS



Figura 5-7: Geração Térmica Mínima do Sistema Manaus - Janeiro de 2014 - Abril de 2015

Cabe ressaltar que a geração máxima de 1.180 MW até agosto de 2014,

considera toda a geração térmica a óleo (470 MW UTEs alugadas + 150 MW da

UTE Mauá bloco 4) além de 560 MW da inflexibilidade das usinas a gás. Essa

geração reduz para 1.085 MW a partir de setembro de 2014 uma vez que a

geração térmica a óleo alugada (470 MW) será desativada com a entrada em

operação da UTE Mauá 3 (com duas unidades a gás totalizando 375 MW). A

partir de abril de 2015, com a entrada da máquina a vapor da UTE Mauá 3, este

montante atinge 1.280 MW.

Nos meses em que a geração térmica mínima necessária por razão elétrica é

menor que a geração por inflexibilidade é esperado que não haja atuação de

todos os estágios do ERAC quando da perda dupla da interligação.

5.9 UTE Santana - Amapá

O elenco de obras mínimo, de responsabilidade da CEA, que irá permitir a

integração do sistema Macapá ao SIN está previsto para abril de 2014, o que

implica na permanência em operação de todo o parque térmico desse sistema

até esta data.

O dimensionamento dessa geração térmica considera a maior carga prevista por

patamar para o sistema Amapá para cada mês no horizonte de abril de 2014 a

abril de 2015, levando em consideração a geração hidráulica da UHE Coaracy

Nunes e das futuras UHEs Santo Antônio do Jari e UHE Ferreira Gomes.

560910

1100

11801085

1280

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15

Pesada 520 499 486 437 412 473 549 634 665 672 690 660 581 560 549 500

Média 522 512 505 460 450 493 577 656 682 688 688 661 583 574 569 523

Leve 515 490 497 469 453 493 552 615 641 666 673 667 574 548 558 530

Inflexibilidade 560 560 560 560 560 560 560 560 911 911 911 911 911 911 911 1100

Geração Máxima 1180 1180 1180 1180 1180 1180 1180 1180 1085 1085 1085 1085 1085 1085 1085 1280

Pesada Média Leve Inflexibilidade Geração Máxima

ONS



A Figura 5-8, a seguir, apresenta os despachos mínimos necessários de geração

térmica por razão elétrica.

Figura 5-8: Geração Térmica Mínima do Sistema Amapá – Janeiro de 2014 – Abril de 2015

Cabe ressaltar que a redução da necessidade de geração térmica em outubro e

novembro de 2014, e a geração térmica nula a partir de dezembro de 2014,

consideram que a UHE Santo Antônio do Jari já estará em operação a partir de

outubro de 2014, totalizando 370 MW em dezembro e a entrada em operação da

primeira máquina de 84 MW da UHE Ferreira Gomes em dezembro de 2014.

38 39 38 37

49 55

47 53

0

47 48 49 49 59

64 54

60

0

39 45 44 43

54 59

52

63

0 0

20

40

60

80

100

120

abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14

PES MED LEV Geração Máxima

110

ONS



6 Necessidade de Definição de Soluções Estruturais

Os Itens a seguir descrevem situações operativas identificadas nos estudos do

PEL 2013 horizonte 2014/2015 que necessitam da definição de soluções

estruturais pela EPE/MME para a adequação aos critérios e padrões

estabelecidos nos Procedimentos de Rede. A seguir apresenta-se uma síntese

dos problemas mais importantes.

Destaca-se que os conjuntos de obras citadas no Item 7 de ações de aceleração

de outorgas e no Item 8 de ações para obras já outorgadas não solucionam os

problemas aqui apresentados.

6.1 Região Sul - Área Rio Grande do Sul

a) Necessidade de despacho preventivo das UTEs Presidente Médici ou

Candiota 3, de modo a evitar problemas de subtensão no sistema de 525 kV e

no sistema de 230 kV da região Sul do Rio Grande do Sul, em contingências

sistêmicas e locais, que se agravam com o crescimento da carga do Estado.

b) Esgotamento em condição normal de operação na SE Caxias 5 230/13,8 kV -

2 x 50 MVA, que opera com o barramento secundário aberto.

c) Sobrecarga em condição normal de operação na SE Cidade Industrial

230/23 kV - 2 x 50 MVA, que opera com o barramento secundário aberto.

d) Sobrecarga em condição normal de operação na LT 230 kV Passo Fundo -

Santa Marta, em todos os patamares de carga no período de verão, para

cenários de elevada geração nas usinas da CERAN, das PCHs de Nova Prata

2 e das UHEs Passo Fundo, Monjolinho e Foz do Chapecó e de geração

reduzida nas UHEs Jacuí, Passo Real, Dona Francisca, Itaúba e Barra

Grande.

e) Subtensão na barra de 230 kV das SEs Lagoa Vermelha 2 e Santa Marta e

sobrecarga na LT 230 kV Passo Fundo - Santa Marta, na contingência da

LT 230 kV Barra Grande - Lagoa Vermelha 2, para a carga média de verão.

f) Sobrecarga acima da capacidade operativa de curta duração do transformador

remanescente, na contingência de um dos transformadores 230/138 kV de

75 MVA da SE Santa Marta, na carga média de verão, com despacho nulo das

PCHs Autódromo, Boa Fé e São Paulo.

g) Sobrecarga na LT 230 kV Monte Claro - Farroupilha C1 ou C2, na

contingência de um desses circuitos, notadamente para cenários de carga

leve de inverno com elevada geração nas usinas da CERAN, das PCHs de

Nova Prata 2 e das UHEs Passo Fundo, Monjolinho e Foz do Chapecó.

ONS



h) Não atendimento ao critério (n-1) na perda de um transformador de

subestações de fronteira do Rio Grande do Sul, devido à operação em aberto

do barramento secundário destas subestações (SEs Campo Bom 230/23 kV,

Canoas 1 230/23 kV, Caxias 5 230/13,8 kV, Cidade Industrial 230/23 kV, Porto

Alegre 4 230/13,8 kV, Porto Alegre 10 230/13,8 kV, Porto Alegre 13

230/13,8 kV, Santa Cruz 1 230/13,8 kV e Scharlau 230/23 kV).

i) Não atendimento ao critério (n-1) na perda do único transformador de

subestações de fronteira do Rio Grande do Sul (SEs Charqueadas 230/69 kV,

Eldorado do Sul 230/23 kV, Gravataí 2 230/23 kV, Porto Alegre 6 230/13,8 kV,

Porto Alegre 9 230/13,8 kV e Santa Marta 230/69 kV).

6.2 Região Sul - Área Santa Catarina

a) Para evitar violação do critério de carregamento no atendimento à grande

Florianópolis (parte continental), na contingência da LT 230 kV Biguaçu-

Palhoça, devido à sobrecarga nas LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e C2

(DIT da Eletrosul).

b) Para evitar violação do critério de carregamento no atendimento à parte

insular de Florianópolis, na contingência da LT 230 kV Biguaçu-Desterro ou do

único transformador 230/138 kV da SE Desterro, devido à sobrecarga na

LT 138 kV Palhoça-Ilha Centro (linha da CELESC).

c) Para evitar violação do critério de carregamento na SE Jorge Lacerda, na

contingência de um transformador 230/69 kV, 83 MVA, da mesma subestação,

devido à sobrecarga na unidade remanescente.

d) Para evitar geração térmica por razões elétricas na UTE Jorge Lacerda e

dessa forma evitar violação do critério de tensão na rede de 230 kV da região

Sul de Santa Catarina, na contingência da LT 230 kV Lajeado Grande-

Forquilhinha, devido às subtensões nas SEs Forquilhinha e Siderópolis.

6.3 Região Sul - Área Paraná

a) Para eliminar o problema de sobrecarga em contingência nas transformações

230/138 kV das SE Apucarana, SE Campo Mourão, SE Cidade Industrial de

Curitiba, SE Foz do Chopim e SE Pilarzinho. Todos esses casos estão em

análise no PAR 2013-2015, visando à indicação de reforços nessas

subestações, em interação com a EPE

b) Para evitar sobrecargas em condições normais de operação na transformação

138/88 kV da SE Andirá nas situações de elevado despacho nas usinas da

bacia do Paranapanema localizadas ao sudoeste do estado de São Paulo em

qualquer condição de carga.

ONS



6.4 Região SE/CO - Área São Paulo

a) Para evitar risco de corte/transferência de carga nas SEs 345/88 kV e

345/34,5 kV de Bandeirantes, através de SEP, na contingência de um dos

cabos subterrâneos 345 kV Xavantes - Bandeirantes, que acarreta sobrecarga

de até 36% nos remanescentes, valor esse superior ao limite admitido pela

CTEEP, e ainda risco de desligamento em cascata, com rejeição total da

carga atendida pelas SEs 345/88 kV e 345/34,5 kV de Bandeirantes, as quais

montam a mais de 1.100 MW, quando da contingência dupla dos cabos

subterrâneos 345 kV Xavantes - Bandeirantes que acarreta sobrecarga de

170% no remanescente. Em fase de estudo pelo GET-SP.

b) Para permitir a operação da SE Norte 345/88 kV com seus quatro (4) bancos

de transformadores em paralelo, considerando a substituição de

equipamentos na rede de 88 kV por superação da capacidade de interrupção

de curto-circuito na CTEEP, AES Eletropaulo e EDP Bandeirante ou

implantação de RLCC na rede de 345 kV, para evitar sobrecargas de até 77%

na unidade remanescente da SE Norte 1, na contingência de uma das

unidades desse pátio da subestação, até a atuação do SEP para fechamento

do barramento de 88 kV. Em fase de estudo pelo GET-SP.

6.5 Região SE/CO - Área Rio de Janeiro/Espírito Santo

a) Para evitar risco de corte de carga devido a subtensão na malha de 138 kV na

região norte do Espírito Santo na contingência simples da LT 230 kV

Mascarenhas - Verona ou da transformação de Verona 230/138 kV - 150 MVA

e sobrecarga de até 13% na transformação de Linhares 230/138 kV -

150 MVA e sobrecarga de até 19% na transformação de Verona 230/138 kV -

150 MVA na contingência simples da transformação de Mascarenhas

230/138 kV - 300 MVA. Uma solução estrutural encontra-se em fase de estudo

EPE/ONS.

b) Para evitar restrição de fluxo no transformador defasador 500/138 kV -

400 MVA da SE Angra, devido a sobrecargas em regime e em contingências

no tronco de 138 kV Santa Cruz - Angra.

c) Para evitar risco de corte de carga na contingência da LT 345 kV Vitória -

Ouro Preto II (seccionada na SE Padre Fialho e na SE Barro Branco), devido

a sobrecarga de até 20% na Transformação 500/345 kV - 1 x 900 MVA da SE

Viana II. Uma solução estrutural encontra-se em fase de estudo EPE/ONS.

ONS



6.6 Região SE/CO - Área Minas Gerais

a) Para eliminar possibilidade de corte de carga na malha regional Oeste

Gafanhoto necessária para evitar sobrecarga inadmissível na unidade

remanescente na contingência de um dos dois transformadores 345/138 kV da

SE Pimenta.

b) Para eliminar possibilidade de corte de carga na malha regional Mantiqueira

necessária para evitar sobrecarga inadmissível na unidade remanescente TR5

345/138 kV da SE Juiz de Fora na contingência dupla do TR3 e TR4 que

compartilham o mesmo disjuntor.

c) Para eliminar corte da carga atendida pela SE Conselheiro Pena 230/13,8 kV -

33 MVA na contingência do seu único transformador existente. A solução

proposta no PAR 2013 - 2015 consiste na implantação do TR 230/69 kV -

66 MVA na SE Conselheiro Pena.

d) Para eliminar corte da carga atendida pela SE Governador Valadares

230/13,8 kV – 2 x 33,2 MVA na contingência dupla dos seus transformadores

que compartilham o mesmo disjuntor.

e) Para eliminar corte da carga atendida pela SE Ipatinga 231/170 kV - 150 MVA

na contingência do seu único transformador existente.

f) Para eliminar corte da carga atendida pela SE Ipatinga 230/138 kV - 225 MVA

na contingência do seu único transformador existente. A solução proposta no

PAR 2013 - 2015 consiste na implantação do 2º TR 230/138 kV - 225 MVA na

SE Ipatinga.

g) Para eliminar corte da carga atendida pela SE Itabira 2 230/69 kV - 66 MVA e

230/13,8 kV - 33 MVA na contingência dupla dos seus transformadores que


h) Para eliminar corte da carga atendida pela SE Timóteo 230/13,8 kV –

2 x 33,2 MVA na contingência dupla dos seus transformadores que


6.7 Região SE/CO - Área Goiás/Distrito Federal

a) Para evitar perda de toda carga da SE 230/69 kV – 2 x 50 MVA Paranaíba e

consumidor livre Caramuru, em torno de 65 MW, na contingência da

LT 230 kV Itumbiara - Paranaíba (atendimento radial). Uma solução estrutural

encontra-se em fase de estudo EPE/ONS.

b) Para evitar risco de perda de carga na região de Firminópolis, Palmeiras,

Iporá e Montes Claros na contingência da LT 230 kV Carajás - Palmeiras

ONS



devido a subtensão generalizada. Uma solução estrutural encontra-se em fase

de estudo EPE/ONS.

c) Para evitar risco de corte de carga na transformação 230/69 kV - 2 X 50 MVA

da SE Palmeiras na contingência de um dos transformadores devido a

sobrecarga no remanescente. Uma solução estrutural encontra-se em fase de

estudo EPE/ONS.

d) Para evitar risco de corte de carga na transformação 230/69 kV - 2 X 50 MVA

da SE Itapaci na contingência de um dos transformadores devido a

sobrecarga no remanescente. A solução estrutural de planejamento é um

novo pátio de 138 kV com dois transformadores de 75 MVA cada. No entanto,

esta solução estrutural não está consolidada por falta de solicitação de acesso

formalizada por parte da Celg D.

e) Para evitar risco de corte de carga nas regiões de Firminópolis, Iporá e

Montes Claros na contingência do transformador 230/138 kV 1 X 150 MVA da

SE Firminópolis devido a subtensão. Uma solução estrutural encontra-se em

fase de estudo EPE/ONS.

f) Para evitar risco de corte de carga nas regiões de Firminópolis e Anhanguera

na contingência da LT 230 kV Anhanguera - Bandeirantes C1 ou C2 para

evitar sobrecarga no circuito remanescente.

g) Para evitar risco de corte de carga da SE 230/69 kV - 1 X 50 MVA

Anhanguera, em torno de 40 MW, na contingência do único transformador

existente.

6.8 Região SE/CO - Área Mato Grosso

a) Para evitar restrições de geração nas usinas do Mato Grosso e/ou

Acre/Rondônia decorrentes de problemas de tensão/estabilidade

eletromecânica na área Mato Grosso quando de contingência da LT 500 kV

Jauru - Cuiabá ou do transformador 500/230 kV - 1 x 750 MVA de Jauru. Uma

solução estrutural encontra-se em fase de estudo EPE.

b) Para evitar possibilidade de sobrecargas nas transformações 230/138 kV – 5 x

100 MVA da SE Coxipó quando de baixa disponibilidade de potência nas

usinas hidráulicas e PCHs da região e ainda para evitar necessidade de

despacho na UTE Mario Covas por razões elétricas. Uma solução estrutural

encontra-se em fase de estudo EPE.

ONS



6.9 Região Norte - Áreas Pará/Amapá/Amazonas

a) 3º TR 230/138 kV - 150 MVA na SE Jorge Teixeira, para evitar risco de corte

de carga na região metropolitana de Manaus em regime normal de operação,

devido sobrecarga nos transformadores da SE Jorge Teixeira.

b) 4º TR 230/138 kV - 150 MVA na SE Jorge Teixeira, para evitar risco de corte

na região metropolitana de Manaus na contingência de um dos

transformadores da SE Jorge Teixeira, devido sobrecarga nos remanescentes.

c) 4º TR 230/138 kV - 150 MVA na SE Mauá III, que consiste na solução

estrutural para o atendimento à região metropolitana de Manaus, para evitar a

necessidade de geração térmica local em regime normal de operação, devido

sobrecarga em um dos transformadores da SE Manaus. As SEs Manaus e

Mauá III operam interligadas em 69 kV.

d) 4º TR 230/69 kV - 150 MVA na SE Manaus, para evitar a necessidade de

geração térmica local em regime normal de operação, devido sobrecarga em

um dos transformadores da SE Manaus.

e) Ressalta-se que a EAME solicitou revisão do estudo de planejamento,

considerando a permanência do setor de 138 kV da SE Manaus, indicado

como provisório e temporário no Parecer Técnico EPE-DEE-RE-056/2012-r0.

Dessa forma, a permanência dos 3º e 4º transformadores na SE Jorge

Teixeira, do 4º transformador na SE Mauá III e do 4º transformador na SE

Manaus como solução estrutural dependerá da conclusão da revisão do

estudo pela EPE.

6.10 Interligação Sul - Sudeste

a) Para eliminar dependência extrema de SEPs de corte de geração para

suportar contingências duplas na malha de 765 kV, devido a esgotamento de

recursos rápidos de controle de tensão

b) Para eliminar problemas de sobrecargas acima da máxima capacidade

admissível em emergência da transformação 765/500 kV - 4 X 1.650 MVA da

SE Foz do Iguaçu, quando da contingência de um dos quatro transformadores

dessa subestação ou ainda da LT 525 kV Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste

c) Para eliminar a necessidade da adoção de ações operativas locais, as quais

envolvem abertura simultânea de diversas linhas de transmissão de 765, de

525, de 500 e de 440 kV, requeridas para evitar violação da tensão máxima

admissível em regime normal de operação, devido ao esgotamento da

capacidade regulação de tensão dos equipamentos de controle, do tronco de

765 kV de interligação entre as regiões Sul e Sudeste assim como dos

ONS



sistemas receptores das regiões Sul e Sudeste, principalmente nos períodos

de carga leve e mínima nos cenários de recebimento pela região Sul e/ou de

reduzida geração nas usinas dos rios Paraná, Paranaíba e Grande. Essas

aberturas reduzem a confiabilidade do sistema.

d) Para evitar sobrecargas em condições normais de operação na transformação

138/88 kV da SE Andirá nas situações de elevado níveis de recebimento pela

região Sul associado a elevados despachos nas usinas da bacia do

Paranapanema localizadas a sudoeste do estado de São Paulo (UHEs

Canoas 1 e 2, Salto Grande, Ourinhos, Chavantes, Jurumirim e Piraju).

e) Para eliminar restrição às transferências para a região Sul devido aos

problemas de tensão inferiores aos padrões recomendados na região de

Curitiba tanto em regime normal quanto em situações de contingências.

6.11 Interligação Madeira

a) Para evitar severas restrições de geração nas usinas do Madeira. São

necessárias providências imediatas por parte do agente concessionário

proprietário e do órgão regulador para elevar a capacidade nominal em regime

normal dos dois circuitos 440 kV da LT Araraquara 2 - Araraquara, atualmente

limitados a 1.105 MVA, cada, para no mínimo 1.668 MVA (valor informado

pela concessionária nas primeiras reuniões sobre a questão).

b) Para evitar severas restrições de geração nas usinas do Madeira. São

necessárias providências imediatas por parte do agente concessionário

proprietário e do órgão regulador para elevar a capacidade nominal em regime

normal dos dois circuitos 500 kV da LT Araraquara 2 - Araraquara, atualmente

limitados a 1.255 MVA, cada.

ONS



7 Ações de Aceleração de Outorgas

Os itens a seguir apresentam um resumo das principais obras que necessitam de

aceleração no processo de outorga, por serem consideradas prioritárias.

Destaca-se a importância de ações junto à ANEEL no âmbito dos Grupos de

Trabalho existentes, no sentido de acelerar a outorga de concessão dessas

obras.


a) SE Santa Maria 3 230/138 kV - 2 x 83 MVA, que evitará problema de corte de

carga por subtensão em condição normal de operação e na contingência da

rede de 138 kV da AES Sul na região de Santa Maria.

b) LT 230 kV Candiota - Bagé 2, que evitará corte de carga por subtensão na

região de Bagé, na contingência da LT 230 kV Presidente Médici - Bagé 2.

c) LT 230 kV Maçambará - Santo Ângelo C2, que evitará subtensão nas barras

de 230 kV das subestações São Borja 2, Uruguaiana 5, Maçambará e

Alegrete 2, na contingência da LT 230 kV Maçambará - Santo Ângelo,

notadamente durante o período de carga de verão associada à irrigação

(levante hidráulico), com cenários de baixa hidraulicidade no Rio Grande do

Sul e na bacia do Rio Uruguai, e indisponibilidade total da UTE Uruguaiana.

d) SE Lajeado 3 230/69 kV - 2 x 83 MVA, LT 230 kV Lajeado 2 - Lajeado 3 e

LT 230 kV Lajeado 3 - Garibaldi, que evitarão corte de carga por subtensão na

região de Lajeado, na contingência da LT 230 kV Nova Santa Rita - Lajeado 2.

e) SE Vinhedos 230/69 kV - 2 x 165 MVA, seccionando a LT 230 kV Monte Claro

- Garibaldi, que evitará corte de carga na contingência simples de

transformadores 230/69 kV das SEs Garibaldi e Farroupilha, devido a

sobrecargas inadmissíveis nessas subestações.


a) SE Pinhalzinho 2 230/138 kV - 1 x 150 MVA e LT 230 kV Foz do Chapecó -

Pinhalzinho 2, para eliminar violação do critério de carregamento na SE

Xanxerê, na contingência de um dos seus transformadores, devido à

sobrecarga nas unidades remanescentes.


a) Bancos de capacitores para evitar risco de violação de tensão nas SEs da

região de Ponta Grossa em contingências, devido fator de potência abaixo de

95% nas subestações desta região.

ONS



7.4 Região Sul - Área Mato Grosso do Sul

a) Conexão da SE 230 kV Ivinhema ao 138 kV através de 2 Transformadores

230/138 kV 150 MVA, que equacionará o problema de sobrecarga nos

Transformadores 230/138 kV de Dourados na contingência de uma unidade

paralela.


a) Da recapacitação da LT 138 kV Ibitinga - Bariri, necessária para evitar

restrição de geração nas usinas do Médio Tietê, principalmente nos períodos

de safra da cana-de-açúcar.

b) TR 230/138 kV - 2 x 225 MVA e 230/88 kV - 1 x 225 MVA da SE Manoel da

Nóbrega para eliminar as subtensões e aliviar o carregamento na malha de

138 kV do Litoral Sul Paulista em regime normal de operação.

c) TR 345/138 kV - 2 x 400 MVA da SE Domênico Rangoni para eliminar as

subtensões e aliviar o carregamento na malha de 138 kV do Litoral Norte

Paulista em regime normal de operação.

d) TR 440/138 kV Marechal Rondon para evitar restrição de geração na região

em regime normal de operação, devido a sobrecarga na transformação

440/138 kV - 300 MVA da SE Jupiá.

e) Compensador estático -300/300 Mvar/500 kV na SE Itatiba para evitar

restrição de intercâmbio da região Sudeste para a região Sul, em regime

normal de operação, devido ao esgotamento dos níveis de tensão nas redes

de 500 kV, 440 kV e 345 kV da região Sudeste após a entrada em operação

das usinas do rio Madeira.

f) Compensador estático -300/300 Mvar/440 kV na SE Santa Bárbara para evitar

restrição de intercâmbio da região Sudeste para a região Sul, em regime

normal de operação, devido ao esgotamento dos níveis de tensão nas redes

de 500 kV, 440 kV e 345 kV da região Sudeste após a entrada em operação

das usinas do rio Madeira.

g) LT 500 kV Araraquara 2 - Fernão Dias em conjunto com a SE Fernão Dias

500/440 kV – 1.600 MVA, para eliminar medidas operativas de alteração de

configuração da rede e redução de geração nas usinas do Rio Madeira, de

cerca de 1.500 MW, para evitar sobrecargas, de até 50%, na transformação

500/345 kV - 580 MVA da SE Poços de Caldas e, de até 9% na LT 500 kV

Araraquara - Campinas, na contingência da LT 500 kV Poços de Caldas -

Itajubá 3.

h) LT 500 kV Araraquara 2 - Itatiba, para evitar limitação de geração na UHE

Itaipu 50 Hz, através da monitoração de inequações sistêmicas, além de SEP

ONS



de alteração de configuração da rede de 138 kV, para evitar sobrecarga na

transformação 500/345 kV - 2 X 750 MVA da SE Ibiúna e na transformação

345/138 kV - 5 X 150 MVA da SE Campinas, na contingência da LT 500 kV

Campinas - Itatiba.


a) Transformação 345/138 kV - 2 x 400 MVA da SE Macaé para eliminar risco de

corte de carga na região do Rio de Janeiro/Espírito Santo em condição de

emergência, para contornar sobrecargas na Transformação 345/138 kV - 3 x

225 MVA da SE Campos.


a) LT 500 kV Itabirito 2 - Vespasiano 2 para eliminar perda de carga não

controlada quando de contingências duplas e elevar a confiabilidade da área.


a) 4º transformador 345/138 kV - 150 MVA da SE Xavantes para eliminar o risco

de corte de carga ou necessidade de geração térmica em regime normal de

operação para controle de carregamento.

b) Compensador estático 300/-150 Mvar da SE Luziânia para mitigar a limitação

de intercâmbios entre as regiões Norte e Nordeste para o Sudeste e vice-

versa, devido ao esgotamento da capacidade de geração de potência reativa

da UHE Serra da Mesa e consequente subtensão com risco de colapso na

região de Goiás, quando de contingências simples das LTs 500 kV Luziânia -

Paracatu 4 e Serra da Mesa 2 - Luziânia.

c) LT 230 kV Brasília Geral - Brasília Sul C3 para evitar interrupção de carga da

região de Brasília Geral na contingência dupla da LT 230 kV Brasília Geral -

Brasília Sul C1 e C2, devido ao atendimento pelas duas l inhas citadas.

d) LT 230 kV Barro Alto - Itapaci C2, necessária atualmente para evitar corte de

carga de até 100 MW na SE 230/69 kV da SE Itapaci e no consumidor livre

Mineração Maracá na contingência do circuito existente devido ao

atendimento com característica radial. Esta obra não teve proponentes no

último leilão.

e) LT 345 kV Brasília Sul - Samambaia C3, para evitar risco de corte de carga

por atuação de SEP na contingência de um dos dois circuitos existentes da

linha de transmissão em questão.

f) Compensador estático 300/-150 Mvar da SE Luziânia para mitigar a limitação

de intercâmbios entre as regiões Norte e Nordeste para o Sudeste e vice-

ONS



versa, devido ao esgotamento da capacidade de geração de potência reativa

da UHE Serra da Mesa e consequente subtensão com risco de colapso na

região de Goiás, quando de contingências simples das LTs 500 kV Luziânia -

Paracatu 4 e Serra da Mesa 2 - Luziânia.

g) Transformação 230/69 kV - 50 MVA da SE Barro Alto para evitar risco de

corte de carga na contingência de um dos dois transformadores existentes

devido a sobrecargas inadmissíveis.

h) Transformação 500/138 kV - 540 MVA da SE Brasília Leste e a LT 500 kV

Brasília Leste - Luziânia para eliminar risco de corte de carga na região de

Brasília em atendimento ao critério N-2. No entanto, esta solução estrutural

não está consolidada por falta de solicitação de acesso formalizada por parte

da CEB.

7.9 Região Nordeste - Área Sul

a) 3º transformador 230/69 kV - 100 MVA na SE Itabaianinha, constante no

relatório de Consolidação de Obras da Rede Básica Período 2012-2014

(MME). Evitar corte de carga pela atuação da proteção, quando da

contingência de um dos transformadores dessa subestação.

7.10 Região Nordeste - Área Norte

a) SE Maracanaú II 230/69 kV - 3 X 150 MVA, constante no relatório de

Consolidação de Obras da Rede Básica Período 2013-2015 (MME). Evitar

sobrecarga nos TRs remanescentes, quando da perda de um dos TRs

230/69 kV - 100 MVA da SE Pici II, que encontra-se esgotada.

7.11 Região Nordeste - Área Oeste

a) SE Gilbués 500/230/69 kV - pátio novo 230 kV, 1 X 250 MVA e pátio novo

69 kV, 2 X 50 MVA; LT 230kV Gilbués II - Bom Jesus II; SE Bom Jesus II

230/69 kV, 2 X 50 MVA. LT 230 kV Bom Jesus II - Eliseu Martins; SE Eliseu

Martins - Instalação de Compensador Estático (-20/+30 Mvar)/230 kV,

Constantes no relatório de Consolidação de Obras da Rede Básica Período

2013-2015 (MME). Evitar afundamento de tensão nas SEs São João do Piauí,

Eliseu Martins, Picos e Tauá II, a partir de 2012, quando da perda do único AT

500/230 kV - 300 MVA da SE São João do Piauí, considerando a LT 230 kV

Picos - Tauá II em operação. Evitar afundamento de tensão no eixo 230 kV

Picos - Tauá II quando da perda da LT 230 kV São João do Piauí - Picos ou

da LT 230 kV Milagres - Tauá II.

ONS




a) Novo setor 230 kV na SE Xingu, com 1 AT 500/230 kV - 300 MVA, LT 230 kV

Xingu – Altamira – Transamazônica – Tapajós, SE Transamazônica

230/34,5 kV (construção do barramento de 230 kV), SE Tapajós com 2 AT

230/138 kV – 150 MVA e 1 CE (-75/+150) Mvar/230 kV, além de um CE (-

55/+110) Mvar/230 kV na SE Rurópolis, constantes do Relatório EPE-DEE-

DEA-005/2013-rev0 – “Reavaliação do Estudo de Suprimento às Cargas das

Margens Direita e Esquerda do Rio Amazonas e Tramo Oeste”, de maio de

2013. Eliminar os problemas de colapso de tensão no sistema de 230 kV entre

Tucuruí – Altamira – Rurópolis


a) Da LT 500 kV Bateias - Itatiba, de solução estrutural, para reforço da

interligação Sul-Sudeste, recomendada no ciclo 2013/2015 do PAR para o ano

de 2015, que elimina a dependência de SEPs de corte de geração para

contingências N-1 na malha de 765 kV, devido a esgotamento de recursos

rápidos de controle de tensão para os níveis atuais de limites de Recebimento

pelo Sudeste, assim como elimina sobrecargas em regime normal de

operação na LT 230 kV Chavantes -Figueira e acima da máxima capacidade

admissível em emergência da mesma, quando da contingência do circuito

duplo da LT 500 kV Ibiúna –Bateias.


a) LT 500 kV Araraquara 2 - Fernão Dias em conjunto com a SE Fernão Dias

500/440 kV - 1.600 MVA, compõe o sistema de transmissão planejado para o

escoamento da geração total do Complexo do rio Madeira.

b) LT 500 kV Araraquara 2 - Itatiba, compõe o sistema de transmissão planejado

para o escoamento da geração total do Complexo do rio Madeira, viabiliza a

utilização plena dos dois Bipolos de CC eliminando riscos de sobrecarga em

regime normal na LT 500 kV Araraquara - Campinas. Esta LT evitará limitação

de geração na UHE Itaipu 50 Hz, através da monitoração de inequações

sistêmicas, além de SEP de controle de sobrecargas em equipamentos da

área São Paulo.

ONS



8 Ações para Obras já Outorgadas

O ONS vem atuando em conjunto com o MME e ANEEL no âmbito do CMSE no

sentido de viabilizar a entrada em operação dos empreendimentos apontados

como prioritários que garantam a segurança e economia da operação do SIN.

Ressalta-se, neste contexto, a importância dos Grupos de Trabalho coordenados

pelo ONS e participação ativa dos Agentes, ANEEL, MME, Secretarias de Estado

e Confederações de Classes que vêm atuando, desde 2005, no sentido de

viabilizar a implantação das soluções e garantir o cumprimento dos cronogramas,

buscando, se possível, a antecipação das obras.

O conjunto de obras apresentadas a seguir contempla as obras constantes do

documento de Consolidação de Obras de Rede Básica – Ciclo 2013, e os

equipamentos superados encaminhados através do Plano de Modernização de

Instalações - PMI.


a) 2º transformador 230/23 kV - 50 MVA na SE Canoas 1, outorgado à CEEE-

GT, com data contratual para setembro de 2010 e atualmente previsto para

março de 2014, para evitar risco de corte de carga na região de Canoas,

devido à sobrecarga em regime normal de operação no único transformador

da subestação.

b) SE 230/69 kV Camaquã 3 - 2 x 83 MVA, LT 230 kV Nova Santa Rita -

Camaquã 3, LT 230 kV Camaquã 3 - Quinta e seccionamento da LT 230 kV

Pelotas 3 - Guaíba 2 na SE Camaquã 3, outorgada à Transmissora Sul

Brasileira de Energia S.A., com data contratual para maio de 2014 e

atualmente prevista para maio de 2014, para eliminar risco de corte de carga

na contingência de um dos transformadores da SE Camaquã 230/69 kV, e

para minimizar geração térmica nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3, na

contingência de linhas de 230 kV na região Sul do Rio Grande do Sul, que

implicam em violação do critério de tensão nas barras de 230 kV das

subestações Quinta e Pelotas 3.

c) SE 230/69 kV Porto Alegre 12 - 2 x 83 MVA, seccionando a LT 230 kV

Gravataí 2 - Porto Alegre 10, SE 230/69 kV Restinga - 2 x 83 MVA, LT 230 kV

Restinga - Viamão 3, LT 230 kV Restinga - Porto Alegre 13 e SE 230/69 kV

Viamão 3 - 3 x 83 MVA, seccionando a LT 230 kV Gravataí 2 - Porto Alegre 6,

outorgadas à Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda., com data contratual

para julho de 2013 e atualmente previstas para fevereiro e março de 2014,

para eliminar risco de corte de carga em condição normal de operação e

contingência nas SEs 230/69 kV Porto Alegre 6 e Porto Alegre 10, e propiciar

ONS



atendimento adequado à região central de Porto Alegre, absorvendo o

crescimento das cargas das demais subestações 230/69 kV que atendem a

capital do Rio Grande do Sul.

d) Banco de capacitores de 25 Mvar/230 kV na SE Quinta, outorgado à CEEE-

GT, com data contratual para dezembro de 2013 e atualmente previsto para

junho de 2014, para minimizar geração térmica nas UTEs Presidente Médici e

Candiota 3, na contingência de linhas de 230 kV na região Sul do Rio Grande

do Sul, que implicam em violação do critério de tensão nas barras de 230 kV

das subestações Quinta e Pelotas 3.

e) Banco de capacitores de 30 Mvar/230 kV na SE Maçambará, outorgado à

CEEE-GT, com data contratual para maio de 2011 e atualmente previsto para

setembro de 2013, para evitar violação do critério de tensão nas barras de

230 kV das subestações da região Oeste do Rio Grande do Sul, na

contingência de linhas de 230 kV.

f) Banco de capacitores de 30 Mvar/230 kV na SE São Borja 2, outorgado à

CEEE-GT, com data contratual para agosto de 2012 e atualmente previsto

para junho de 2014, para evitar violação do critério de tensão nas barras de

230 kV das subestações da região Oeste do Rio Grande do Sul, na

contingência de linhas de 230 kV.

g) Complementação do seccionamento da LT 230 kV Cidade Industrial - Porto

Alegre 9 e adequação da SE Canoas 1, outorgada à CEEE-GT, com data

contratual para outubro de 2010 e atualmente prevista para maio de 2014,

para evitar corte de carga na região de Canoas, na contingência da LT 230 kV

Cidade Industrial - Porto Alegre 9, devido ao atendimento em derivação da SE

Canoas 1 230/23 kV.

h) Complementação do seccionamento da LT 230 kV Guaíba 2 - Porto Alegre 9 e

adequação da SE Eldorado do Sul, outorgada à CEEE-GT, com data

contratual para maio de 2010 e atualmente prevista para dezembro de 2013,

para evitar corte de carga na região de Eldorado, na contingência da

LT 230 kV Guaíba 2 - Porto Alegre 9, devido ao atendimento em derivação da

SE Eldorado do Sul 230/23 kV.

i) LT 230 kV Monte Claro - Garibaldi, outorgada à RS Energia S.A., com data

contratual para outubro de 2012 e atualmente prevista para julho de 2013,

para evitar corte de carga na região de Garibaldi, atualmente atendida

radialmente pela LT 230 kV Garibaldi - Farroupilha, quando da perda desta

linha, e também mitigará restrição de geração em condição normal de

operação, devido à sobrecarga na LT 230 kV Farroupilha - Monte Claro C1 e

C2, em situações de despacho pleno das UHEs do CERAN e das PCHs da

região de Nova Prata.

ONS



j) LT 230 kV Nova Santa Rita - Porto Alegre 9, outorgada à Transmissora de

Energia Sul Brasil Ltda., com data contratual para julho de 2013 e atualmente

prevista para janeiro de 2014, para eliminar risco de corte de carga na região

metropolitana de Porto Alegre, na contingência de linhas de 230 kV que

interligam as subestações Cidade Industrial e Porto Alegre 9. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

k) Seccionamento da LT 230 kV Passo Fundo - Monte Claro na SE Nova Prata 2,

outorgada à Eletrosul, com data contratual para outubro de 2013 e atualmente

prevista para outubro de 2013, para eliminar risco de corte de carga na região

de Nova Prata, devido à subtensão na barra de 230 kV da SE Nova Prata 2,

na contingência da LT 230 kV Monte Claro - Nova Prata 2. A ampliação do

módulo geral e a adequação do setor de 230 kV da SE Nova Prata 2 são

obras sob responsabilidade da CEEE-GT, que estão associadas ao referido

seccionamento e, portanto, devem ser implantadas na mesma data. -

AGILIZAR LICENCIAMENTO

l) LT 230 kV Porto Alegre 9 - Porto Alegre 8, outorgada à Transmissora de

Energia Sul Brasil Ltda., com data contratual para julho de 2013 e atualmente

prevista para fevereiro de 2014, para eliminar risco de corte de carga na

região metropolitana de Porto Alegre, na contingência da LT 230 kV Gravataí

2 - Porto Alegre 8. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

m) Complementação do seccionamento da LT 230 kV Alegrete 2 - Santa Maria 3

e adequação da SE São Vicente do Sul, outorgada à CEEE-GT, com data

contratual para abril de 2011 e atualmente prevista para outubro de 2013,

para evitar corte de carga na região de São Vicente, na contingência da

LT 230 kV Alegrete 2 - Santa Maria 3, devido ao atendimento em derivação da

SE São Vicente do Sul 230/69 kV.

n) LT 525 kV Itá - Nova Santa Rita C2, outorgada à Transmissora Sul Brasileira

de Energia S.A., com data contratual para maio de 2014 e atualmente prevista

para maio de 2014, para eliminar risco de corte de carga na região de Porto

Alegre e reduzir geração térmica mínima por razões elétricas sistêmicas, em

contingências simples no sistema de 525 kV do Rio Grande do Sul.

Recomenda-se antecipar esta obra para dezembro de 2013.

o) LT 525 kV Salto Santiago - Itá C2, outorgada à Transmissora Sul Brasileira de

Energia S.A., com prazo contratual para maio de 2014, e previsão de entrada

dentro do cronograma. Essa obra evita atuação de esquema de corte de carga

de até 780 MW no Rio Grande do Sul, quando da perda do único circuito da

LT 525 kV Salto Santiago - Itá, nos cenários de baixa geração nos rios

Uruguai e Jacuí. Adicionalmente, também permite maiores intercâmbios para

a região Sul. Recomenda-se antecipar esta obra para dezembro de 2013.

ONS



p) Seccionamento da LT 525 kV Itá - Garabi II na SE Santo Ângelo, outorgada à

Endesa CIEN, com data contratual para novembro de 2014 e atualmente

previsto para novembro de 2014, para eliminar risco de corte de carga nas

regiões Oeste e Noroeste do Rio Grande do Sul, na contingência da

LT 525 kV Itá - Santo Ângelo, devido à subtensão nas barras de 230 kV das

subestações São Borja 2, Maçambará, Uruguaiana, Uruguaiana 5 e Alegrete

2.

q) 2º banco de transformadores 230/138 kV - 150 MVA da SE Passo Real,

outorgado à CEEE-GT, com data contratual para agosto de 2012 e atualmente

previsto para dezembro de 2014, para eliminar restrição de geração em

condição normal de operação na UHE Jacuí e nas PCHs Jorge Dreher e

Henrique Kotzian, devido à sobrecarga no banco de transformadores

existente.

r) 3º transformador 230/138 kV - 83 MVA da SE Pelotas 3, outorgado à CEEE-

GT, com data contratual para outubro de 2013 e atualmente previsto para

agosto de 2014, para eliminar sobrecarga em condição normal de operação

nos transformadores existentes.

s) SE Povo Novo 525/230 kV - 672 MVA, SE Santa Vitória do Palmar 525/138 kV

- 75 MVA, SE Marmeleiro 525 kV, com 2 compensadores síncronos (-

100,+100) Mvar, LT 525 kV Nova Santa Rita - Povo Novo, LT 525 kV Povo

Novo - Marmeleiro, LT 525 kV Marmeleiro - Santa Vitória do Palmar, e

seccionamento da LT 230 kV Camaquã 3 - Quinta na SE Povo Novo,

outorgadas à Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A., com data

contratual para agosto de 2014 e atualmente prevista para agosto de 2014,

para eliminar restrição de geração nas usinas eólicas a serem integradas na

região Sul do Rio Grande do Sul, e para minimizar geração térmica nas UTEs

Presidente Médici e Candiota 3, na contingência de linhas de 230 kV na

região Sul do Rio Grande do Sul, que implicam em violação do critério de

tensão nas barras de 230 kV das subestações Quinta e Pelotas 3. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

t) 4º banco de autotransformadores 525/230 kV - 672 MVA na SE Nova Santa

Rita, outorgado à Eletrosul, com data contratual para dezembro de 2013 e

atualmente previsto para dezembro de 2013, para evitar risco de corte de

carga na região metropolitana de Porto Alegre, devido à sobrecarga nos

bancos de autotransformadores remanescentes da SE Nova Santa Rita, na

contingência de um dos referidos equipamentos ou da LT 525 kV Nova Santa

Rita - Gravataí.

u) Instalação de um turbogerador a vapor de 88 MW na UTE Sepé Tiaraju,

outorgado à Petrobras, com data contratual para outubro de 2012 e

atualmente prevista para junho de 2014, para ampliação da planta da usina,

ONS



que contribuirá para evitar a violação do critério de tensão em contingências

no sistema de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul.


a) 3º TR 230/138 kV - 150 MVA na SE Gaspar 2, outorgado a ETSE, com data

contratual para março de 2014, com previsão atual para a mesma data, para

eliminar violação do limite de carregamento nessa subestação, na

contingência de um dos seus transformadores, devido à sobrecarga na

unidade remanescente.

b) SE Joinville Norte - Banco de Capacitores 230 kV, 2 x 100 Mvar (BC1 e BC2),

outorgados à Eletrosul com data contratual para fevereiro 2015, com previsão

atual para a mesma data, para eliminar restrição de intercâmbio, na

contingência da LT 525 kV Curitiba-Blumenau, devido à subtensão nas SE

Joinville Norte e SE Joinville.

c) LT 230 kV Curitiba - Joinville Norte C2, outorgado a IES, com data contratual

para abril de 2010, com previsão atual para outubro de 2013, para eliminar

restrição de intercâmbio na contingência da LT 525 kV Curitiba-Blumenau,

devido à sobrecarga nas LT 230 kV Curitiba - Joinville Norte C1 e LT 230 kV

Curitiba - Joiville e subtenção nas SE Joinville e SE Joinville Norte.

d) SE Gaspar 2 230/138 kV - 2 x 150 MVA e seccionamento da LT 230 kV

Biguaçu-Blumenau nessa subestação, outorgado à ETSE, com data contratual

de maio de 2014 e atualmente prevista para a mesma data, para eliminar

violação do critério de carregamento na SE Blumenau, na contingência de um

dos seus transformadores, devido à sobrecarga nas unidades remanescentes.

e) Substituição da unidade de 75 MVA por outra unidade de 150 MVA da SE

Itajaí 230/138 kV, outorgado à Eletrosul com data contratual para novembro

de 2014, com previsão atual para a mesma data, para eliminar violação do

limite de carregamento nessa subestação, na contingência de um de seus

transformadores, devido à sobrecarga em unidades remanescentes.

f) 3º TR 230/138 kV - 150 MVA na SE Joinville Norte, outorgado à Eletrosul com

data contratual para outubro de 2013, com previsão atual para a mesma data,

para eliminar violação do limite de carregamento nessa subestação, na

contingência de um de seus transformadores, devido à sobrecarga na unidade

remanescente.


a) SE Cascavel Norte e LT 230 kV Cascavel Norte - Cascavel Oeste, outorgada

à Caiuá S/A, com data contratual para maio de 2014, e atualmente prevista

ONS



para mesma data, para evitar sobrecarga no transformador remanescente de

Cascavel, na perda de uma unidade desta subestação.

b) LT 230 kV Foz do Chopim -Salto Osório C2, outorgada à COPEL GERAÇÃO E

TRANSMISSÃO S.A. com data contratual para agosto de 2014 e atualmente

prevista para a mesma data. para eliminar sobrecargas na LT 230 kV Foz do

Chopim - Salto Osório C1, acima da máxima capacidade admissível em

emergência da mesma, quando da contingência da LT 230 kV Salto Osório -

Cascavel ou da LT 525 kV Cascavel Oeste - Salto Caxias. Até a entrada em

operação do 2º circuito, deverá ser utilizado o SEP de corte de geração da

UHE Salto Osório para controle de carregamento da LT 230 kV Foz do

Chopim - Salto Osório, quando da contingência da LT 230 kV Salto Osório -

Cascavel ou da LT 525 kV Cascavel Oeste - Salto Caxias. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

c) LT 230 kV Londrina (Eletrosul) -Figueira C2, outorgada à COPE -GT com

data contratual para agosto de 2014 e atualmente prevista para mesma data ,

para evitar restrições à plena exploração dos limites de Recebimento pelo Sul

devido a sobrecarga na LT 230 kV Londrina - Figueira na contingência da

LT 230 kV Figueira - Chavantes e vice - versa, e a sobrecargas na

transformação 230/138 kV da SE Chavantes quando da perda da única

LT 230 kV Londrina - Figueira - AGILIZAR LICENCIAMENTO

d) LT 230 kV Uberaba - Umbará C2, outorgada à COPEL-GT com data contratual

para fevereiro de 2013 e atualmente prevista para dezembro de 2013, para

eliminar sobrecargas em contingência em linhas do anel de 230 kV da região

metropolitana de Curitiba.

e) SE Curitiba Leste 525/230 kV -600 MVA e LT 525 kV Curitiba - Curitiba Leste,

outorgado à Marumbi Transmissora de Energia S.A., com data contratual para

maio de 2014, atualmente previsto para mesma data, que equacionam

problemas de sobrecarga inadmissível nos autotransformadores

remanescentes na contingência de uma unidade na SE Curitiba 525/230 kV e

tensão baixa na região de Curitiba e Joinville. Recomenda-se manter o prazo

contratual.

f) SE Umuarama 2 e LT 230 kV Cascavel Oeste - Umuarama 2, outorgadas à

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A., com data contratual para janeiro

de 2012, atualmente prevista para janeiro de 2014, para reduzir o

carregamento nos transformadores de Cascavel, em contingências.

g) 3º banco de autotransformadores 525/230 kV - 600 MVA na SE Cascavel

Oeste, outorgado à COPEL-GT com data contratual para agosto de 2013, e

atualmente previsto para mesma data, para evitar problemas de sobrecarga

na contingência de um dos transformadores dessa subestação.

ONS



h) SE Curitiba Leste 525/230 kV -600 MVA e LT 525 kV Curitiba - Curitiba Leste,

outorgados à Marumbi Transmissora de Energia S.A com data contratual para

maio de 2014, e atualmente previstos para abril de 2014 para eliminar

sobrecarga inadmissível nos autotransformadores remanescentes na

contingência de uma unidade na SE Curitiba 525/230 kV e tensão baixa na

região de Curitiba e Joinville.

8.4 Região Sul - Área Mato Grosso do Sul

a) SE Sidrolândia: Conexão na rede de 138 kV da Enersul através de dois

Transformadores 230/138 kV de 100 MVA e da linha de transmissão em

138 kV de 6,2 km para conexão entre a SE Sidrolândia (BRILHANTE) e a SE

Sidrolândia (ENERSUL), previstos para agosto de 2014. A transformação

230/138 kV foi outorgada à Brilhante II Transmissora de Energia S.A e a linha

de transmissão é de responsabilidade da ENERSUL. Esta obra proporcionará

melhoria no atendimento às cargas da região e possibilitará o escoamento da

geração distribuída do sistema de transmissão da Enersul, além de reduzir o

carregamento da transformação 230/138 kV da SE Dourados. Após a conexão

da SE Sidrolândia ao 138 kV, a LT 138 kV Sidrolândia (Enersul) - Campo

Grande (Eletrosul) operará desligada, deixando a SE Sidrolândia conectada

eletricamente à região Sul do estado (região de Dourados).


a) LT 138 kV Taubaté-Paraibuna-Caraguatatuba, outorgada à CTEEP, com data

contratual para dezembro de 2014 e atualmente dentro do cronograma para

eliminar risco de corte de carga em regime normal de operação, devido a

sobrecarga na transformação 138/88 kV - 40 MVA da SE Mairiporã. -


b) SE Cerquilho III, outorgada a COPEL GT, com data contratual para outubro de

2012 e atualmente prevista para fevereiro de 2014 para eliminar risco de corte

de carga em regime normal de operação ou na contingência da LT 230 kV

Capão Bonito - Botucatu, devido a subtensão na rede de 138 kV da região.

c) LT 230 kV Assis - Paraguaçu Paulista e SE PARAGUAÇU PAULISTA II

230/88 kV (implantação de 1º autotransformador 150 MVA e seccionamento

da LT 88 kV Presidente Prudente - Assis C1 e C2) - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

d) Seccionamento da LT 345 kV Baixada - Embu Guaçu na SE Sul, autorizado a

CTEEP, com data contratual para março de 2011 e atualmente prevista para

junho de 2014, para eliminar a necessidade de SEP de corte/remanejamento

de carga , em situações de contingências na LT 345 kV Baixada Santista - Sul

ONS



e/ou Embu Guaçu - Sul, para contornar sobrecargas na LT 345 kV Embu

Guaçu - Sul e/ou Baixada Santista - Sul. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

e) LT 345 kV Itapeti - Nordeste, licitada à Furnas, com data contratual para

outubro de 2007 e atualmente prevista para julho de 2014, para eliminar a

necessidade de remanejamento/corte de cargas e/ou SEP de corte de carga,

em situações de contingências na LT 345 kV Guarulhos - Nordeste e/ou Mogi

- Nordeste, para contornar sobrecargas na LT 345 kV Mogi - Nordeste e/ou

Guarulhos - Nordeste.

f) LT 500 kV Araraquara 2 - Taubaté outorgada à Copel GT, com data contratual

para outubro de 2012 e atualmente prevista para janeiro de 2015, para evitar

restrição de geração nas usinas do rio Madeira, de cerca de 2.100 MW, em

função de risco de sobrecarga em regime normal na LT 440 kV circuito duplo

Araraquara – Araraquara 2 e na LT 500 kV Araraquara - Campinas. O GTSP

deverá realizar ações específicas para antecipar a entrada em operação desta

obra. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

g) Equipamentos terminais superados da LT 345 kV Furnas - Poços de Caldas

para eliminar restrição de geração nas usinas da bacia do rio Grande, através

de inequações sistêmicas, em regime normal de operação, para evitar

sobrecarga nessa linha de transmissão, em situações de contingências na

LT 500 kV Estreito - Ribeirão Preto e na contingência dupla da LT 500 kV

Araraquara - Marimbondo.

h) Equipamentos terminais superados da LT 345 kV Poços de Caldas -

Guarulhos para eliminar restrição de geração nas usinas da bacia do rio

Grande através de inequações sistêmicas, em regime normal de operação,

para evitar sobrecarga nessa linha de transmissão, em situações de

contingências na LT 345 Poços de Caldas - Atibaia e na LT 345 kV Poços de

Caldas - Campinas.

i) Equipamentos terminais superados das LTs 230 kV Taubaté - Aparecida e

Taubaté - GV do Brasil, para eliminar necessidade de alteração de topologia

através de SEP, para evitar sobrecarga nessas linhas de transmissão, em

situações de contingência da LT 230 kV Taubaté - GV do Brasil ou da

LT 230 kV Aparecida - Taubaté.

j) 4º transformador 345/88 kV - 400 MVA da SE Bandeirantes, como reserva

quente, outorgado a CTEEP, com data contratual para novembro de 2013, e

atualmente previsto para mesma data, para evitar a necessidade de medidas

operativas de remanejamento de carga, na contingência de um dos

transformadores existentes devido a sobrecarga inadmissível nos

transformadores remanescentes.

k) Pátio de 88 kV na SE Itapeti com transformação 345/88 kV, licitada à

Interligação Elétrica Pinheiros e prevista para agosto de 2013, que permitirá a

ONS



EDP Bandeirante transferir cargas da SE 88 kV Nordeste para a SE 88 kV

Mogi, para eliminar a necessidade de corte/remanejamento de carga através

da atuação de SEP na SE Nordeste, devido às sobrecargas inadmissíveis nos

transformadores remanescentes desta subestação, na contingência de um

dos transformadores 345/88 kV - 3 x 400 MVA da SE Nordeste.

l) 3º TR 440/138 kV - 300 MVA da SE ARARAS, outorgado à INTERLIGAÇÃO

ELÉTRICA PINHEIROS S.A, com data contratual para março de 2015 e

atualmente previsto para mesma data, necessária para eliminar risco de corte

de carga em situações de contingência na referida transformação, para evitar

sobrecarga na transformação remanescente.

m) TR 440/138 kV - 1 x 400 MVA da SE Piracicaba, outorgado à CPFL

TRANSMISSÃO PIRACICABA SA, com data contratual para dezembro de

2014 e atualmente previsto para mesma data, para eliminar risco de corte de

carga na região de Piracicaba na contingência da LT 440 kV Santa Bárbara

D´Oeste - Sumaré, devido a sobrecarga na transformação 440/138 kV da SE

Santa Bárbara D´Oeste. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

n) 3º transformador 500/138 kV - 400 MVA da SE Itatiba, outorgado à

TRANSENERGIA SÃO PAULO com data contratual para junho de 2014 e

atualmente previsto para junho de 2014, para a evitar a necessidade de

medidas operativas de alteração de configuração da rede de 138 kV, para

eliminar sobrecarga na unidade remanescente na contingência de um

transformador.

o) 3º transformador 500/345 kV - 750 MVA da SE Ibiúna outorgado à Furnas

Centrais Elétricas , com data contratual para maio de 2015, atualmente

previsto para mesma data, para evitar a necessidade de limitar geração na

UHE Itaipu 50 Hz, através da monitoração de inequações, sistêmicas, para

evitar sobrecarga na transformação da SE Ibiúna 500/345 kV - 2 X 750 MVA,

na contingência de um dos transformadores dessa subestação e na

contingência da LT 500 kV Ibiúna - Itatiba.


a) SE Linhares 2 230/138 kV - 150 MVA e LT 230 kV Mascarenhas – Linhares 2,

licitadas à Furnas, com data contratual prevista para julho de 2012 e

atualmente prevista para dezembro de 2014, para eliminar restrição de

geração na UHE Aimorés e nas usinas da área Leste de Minas Gerais para

contornar sobrecargas na Transformação 230/138 kV - 1 x 150 MVA da SE

Verona em condição normal de operação.

b) SE Viana 2 500/345 kV - 1 x 900 MVA, a LT 500 kV Mesquita - Viana 2 e a

LT 345 kV Viana 2 - Viana circuito duplo, licitada a MGE Transmissão S.A.,

com data contratual para julho de 2012 e atualmente prevista para dezembro

ONS



de 2013 para eliminar o risco de corte de carga em consumidores industriais

no Espírito Santo na contingência da LT 345 kV Vitória - Ouro Preto II

(seccionada na SE Padre Fialho e na SE Barro Branco), para contornar o

problema de subtensão no norte do Espírito Santo.

c) LT 500 kV Taubaté - Nova Iguaçu, outorgada à ISOLUX, com data contratual

para outubro de 2014 e atualmente prevista para junho de 2014, para evitar

restrições no escoamento da energia das usinas do rio Madeira para a região

Sudeste.

d) SE Nova Iguaçu 500/138 kV - 1 x 900 MVA, outorgada à ISOLUX, com data

contratual para outubro de 2014 e atualmente prevista para junho de 2014,

para evitar risco de corte de carga em condição normal de operação, para

contornar sobrecargas nas Transformações 500/138 kV - 4 x 600 MVA da SE

São José e 345/138 kV - 5 x 225 MVA da SE Jacarepaguá.

e) SE Zona Oeste 500/138 kV - 900 MVA, outorgada à Furnas, com data

contratual para abril 2014, e atualmente prevista para mesma data, para

eliminar risco de carte de carga, em regime normal de operação, para

contornar sobrecargas na Transformação 345/138 kV - 5 x 225 MVA da SE

Jacarepaguá.

f) SE Nova Iguaçu 500/345 kV - 1 x 900 MVA, outorgada à ISOLUX, com data

contratual para outubro de 2014 e atualmente prevista para junho de 2014,

para evitar risco de corte de carga, em contingência de um dos bancos da

Transformação 500/345 kV - 3 x 560 MVA da SE Adrianópolis, para contornar

sobrecargas nesta Transformação.


a) TR5 230/13,8 kV - 33,2 MVA na SE Ipatinga 1, outorgado à CEMIG-GT, com

data contratual para fevereiro 2015, e atualmente previsto para mesma data,

para eliminar corte da carga atendida pela SE Ipatinga 1 na contingência do

seu único transformador existente.

b) TR2 230/138 kV - 225 MVA na SE Araçuaí 2, outorgado à TRANSIRAPÉ, com

data contratual para fevereiro de 2015, e atualmente previsto para mesma

data, para eliminar restrição de geração nas usinas do rio Paranaíba e/ou da

transferência de potência pela interligação Norte/Sul no sentido Norte

Exportador necessária para evitar sobrecarga inadmissível na LT 230 kV

Baguari - Governador Valadares 2 na contingência do único transformador

existente na SE Araçuaí 2, quando da exploração de elevados valores de

intercâmbio na interligação Norte/Sul no sentido da região Norte para as

regiões Sudeste/Centro-Oeste associado a despachos elevados nas usinas da

bacia do rio Paranaíba.

ONS



c) Banco de capacitores de 50 Mvar/230 kV na SE Itabira 2, outorgado à CEMIG-

GT, com data contratual para março de 2012 e atualmente previsto para

agosto de 2013, para eliminar possibilidade de corte de carga necessária para

evitar subtensão nos barramentos de 230 kV dos consumidores na malha

regional leste na contingência de circuitos em 230 kV no trecho entre as

subestações de Taquaril e Itabira 2.

d) Banco de capacitores de 150 Mvar/345 kV na SE São Gotardo 2, outorgado à

CEMIG-GT, com data contratual para janeiro de 2014, e atualmente previsto

para mesma data, para reduzir restrição de geração nas usinas dos rios

Paranaíba e Grande e/ou da transferência de potência pela interligação

Norte/Sul no sentido Norte Exportador necessária para evitar subtensão nas

subestações de 345 kV de São Gotardo 2, Barreiro, Neves e Taquaril na

contingência da LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gonçalo do Pará ou da

LT 500 kV Emborcação - São Gotardo ou da LT 500 kV Paracatu 4 - Pirapora

2 ou do TR 500/345 kV da SE Pirapora 2, quando da exploração de elevados

valores de intercâmbio na interligação Norte/Sul no sentido da região Norte

para as regiões Sudeste/Centro-Oeste associado a despachos elevados nas

usinas das bacias dos rios Paranaíba e Grande, devido ao esgotamento da

capacidade de fornecimento de potência reativa dessas usinas. O referido

banco de capacitores em conjunto com o compensador estático (-

200;+300) Mvar/500 kV na SE Bom Despacho 3 e LT 500 kV Bom Despacho 3

- Ouro Preto 2 soluciona os problemas apontados.

e) Compensador estático (-200;+300) Mvar/500 kV na SE Bom Despacho 3,

outorgado à CEMIG-GT, com data contratual para janeiro de 2014, e

atualmente previsto para mesma data, para reduzir restrição de geração nas

usinas dos rios Paranaíba e Grande e/ou da transferência de potência pela

interligação Norte/Sul no sentido Norte Exportador necessária para evitar

subtensão nas subestações de 345 kV de São Gotardo 2, Barreiro, Neves e

Taquaril na contingência da LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gonçalo do

Pará ou da LT 500 kV Emborcação - São Gotardo ou da LT 500 kV Paracatu 4

- Pirapora 2 ou do TR 500/345 kV da SE Pirapora 2, quando da exploração de

elevados valores de intercâmbio na interligação Norte/Sul no sentido da região

Norte para as regiões Sudeste/Centro-Oeste associado a despachos elevados

nas usinas das bacias dos rios Paranaíba e Grande, devido ao esgotamento

da capacidade de fornecimento de potência reativa dessas usinas. O referido

compensador estático em conjunto com o banco de capacitores de

150 Mvar/345 kV na SE São Gotardo 2 e LT 500 kV Bom Despacho 3 - Ouro

Preto 2 soluciona os problemas apontados.

f) Recapacitação da LT 230 kV Ipatinga 1 - Mesquita C1 e C2, outorgada à

CEMIG-GT, com data contratual para janeiro de 2011 e atualmente prevista

para setembro de 2013, para reduzir possibilidade de corte de carga na malha

ONS



regional leste necessária para evitar sobrecarga inadmissível no circuito

remanescente na contingência de um dos seus dois circuitos. A referida

recapacitação da linha em conjunto com a SE Timóteo 2 230 kV e LT 230 kV

Mesquita - Timóteo 2 soluciona os problemas apontados.

g) SE Timóteo 2 230 kV (seccionando a LT 230 kV Ipatinga 1 - Timóteo) e

LT 230 kV Mesquita - Timóteo 2, outorgados à TIMÓTEO-MESQUITA, com

data contratual para novembro de 2013, e atualmente previstos para mesma

data, para eliminar possibilidade de corte de carga na malha regional leste

necessária para evitar sobrecarga inadmissível no circuito remanescente na

contingência de um dos dois circuitos da LT 230 kV Ipatinga1 - Mesquita. A

referida solução estrutural em conjunto com a recapacitação da LT 230 kV

Ipatinga 1 - Mesquita C1 e C2 soluciona os problemas apontados. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

h) Recapacitação da LT 345 kV Ouro Preto 2 - Taquaril para 1449/1869 A,

outorgada à CEMIG-GT, com data contratual para março de 2014, e

atualmente prevista para mesma data, para reduzir restrição de geração nas

usinas do rio Paranaíba e/ou da transferência de potência pela interligação

Norte/Sul no sentido Norte Exportador necessária para evitar sobrecarga

inadmissível na LT 345 kV Ouro Preto 2 - Taquaril na contingência da

LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gonçalo do Pará ou da LT 500 kV Itabirito 2

- São Gonçalo do Pará ou da LT 500 kV Ouro Preto 2 - São Gonçalo do Pará,

quando da exploração de elevados valores de intercâmbio na interligação

Norte/Sul no sentido da região Norte para as regiões Sudeste/Centro-Oeste

associado a despachos elevados nas usinas da bacia do rio Paranaíba. A

referida recapacitação da linha em conjunto com a LT 500 kV Bom Despacho

3 - Ouro Preto 2 soluciona os problemas apontados. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

i) LT 500 kV Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2, licitada à FURNAS, com data

contratual para 28/10/2010 e atualmente prevista para 30/11/2013, para

eliminar restrição de geração nas usinas do rio Paranaíba e/ou da


Exportador necessária para evitar sobrecarga inadmissível na LT 345 kV Ouro

Preto 2 - Taquaril na contingência da LT 500 kV Bom Despacho 3 - São

Gonçalo do Pará ou da LT 500 kV Itabirito - São Gonçalo do Pará ou da

LT 500 kV Ouro Preto 2 - São Gonçalo do Pará e na LT 345 kV Barreiro 1 -

Neves 1 na contingência da LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gonçalo do

Pará ou da LT 500 kV Ouro Preto 2 - São Gonçalo do Pará ou da LT 345 kV

Neves 1 - Taquaril, quando da exploração de elevados valores de intercâmbio

na interligação Norte/Sul.

j) LT 500 kV Estreito - Itabirito 2, outorgada à ATE XVIII, com data contratual

para agosto de 2015, e atualmente prevista para mesma data, para eliminar

ONS



restrição de geração nas usinas do rio Paranaíba e/ou da transferência de

potência pela interligação Norte/Sul no sentido Norte Exportador necessária

para evitar sobrecarga inadmissível no circuito remanescente na contingência

de um dos dois circuitos da LT 345 kV Furnas - Pimenta, na LT 345 kV

Estreito - Furnas na contingência da LT 345 kV Mascarenhas de Moraes -

Furnas e no transformador remanescente 345/138 kV da SE Pimenta na

contingência de um dos seus transformadores, quando da exploração de

elevados valores de intercâmbio na interligação Norte/Sul no sentido da região

Norte para as regiões Sudeste/Centro-Oeste associado a despachos elevados

nas usinas da bacia do rio Paranaíba. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

k) Troca de disjuntores na SE FURNAS 345 kV, autorizada à FURNAS, com data

contratual para 30/11/2013, para eliminar restrição de geração nas usinas do

rio Grande, permitir operar fechados os dois circuitos da LT 345 kV Furnas -

Pimenta e também o secundário dos transformadores 500/345 kV -

2 X 900 MVA da SE Estreito.

l) TR12 345/138 kV - 400 MVA na SE Mascarenhas de Moraes, outorgado à

FURNAS, com data contratual para maio de 2010 e atualmente previsto para

julho de 2013, para eliminar medidas operativas de remanejamento de carga

necessárias para evitar sobrecarga inadmissível no transformador 345/138 kV

- 150 MVA da SE Mascarenhas de Moraes em regime normal de operação.

m) TR5 345/230 kV - 225 MVA na SE Irapé, outorgado à TRANSIRAPÉ, com data

contratual para fevereiro de 2015, e atualmente previsto para mesma data,

para eliminar restrição de geração nas usinas do rio Paranaíba e/ou da


Exportador necessária para evitar sobrecarga inadmissível na LT 230 kV

Baguari - Governador Valadares 2 na contingência do único transformador

existente na SE Irapé, quando da exploração de elevados valores de

intercâmbio na interligação Norte/Sul no sentido da região Norte para as

regiões Sudeste/Centro-Oeste associado a despachos elevados nas usinas da

bacia do rio Paranaíba.

n) TR6 345/230 kV - 225 MVA na SE Taquaril, outorgado à CEMIG-GT, com data

contratual para junho de 2013 e atualmente previsto para agosto de 2013,

para eliminar possibilidade de corte de carga necessária para evitar

sobrecargas inadmissíveis nas unidades remanescentes na contingência de

um dos transformadores 345/230 kV da SE Taquaril.

o) TR15 345/289 kV - 450 MVA na SE Três Marias, autorizado à Cemig-GT pela

Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.160 de 18 de junho de 2013 com prazo

contratual para junho de 2015, para eliminar restrição de geração na UHE

Três Marias necessária para evitar sobrecarga inadmissível no transformador

362/303kV - 428 MVA da SE Três Marias na contingência da LT 345 kV Três

ONS



Marias - Várzea da Palma1, quando de despacho elevado na UHE Três

Marias.

p) TR4 500/230 kV - 400 MVA na SE Mesquita e adequação do arranjo de

230 kV para a retirada do TR3 atualmente conectado diretamente na barra 2,

outorgado à CEMIG-GT, com data contratual para junho de 2014, e

atualmente previsto para mesma data, para eliminar restrição de geração nas

usinas dos rios Paranaíba e Grande e/ou da transferência de potência pela

interligação Norte/Sul no sentido Norte Exportador necessária para evitar

sobrecargas inadmissíveis nas unidades remanescentes na contingência de

um dos transformadores 500/230 kV da SE Mesquita, quando da exploração

de elevados valores de intercâmbio na interligação Norte/Sul no sentido da

região Norte para as regiões Sudeste/Centro-Oeste associado a despachos

elevados nas usinas das bacias dos rios Paranaíba e Grande.

q) SE Itabirito 2 500/345 kV - 560 MVA (seccionando a LT 500 kV São Gonçalo

do Pará - Ouro Preto 2 e LT 345 kV Ouro Preto 2 - Jeceaba), outorgado à

MONTES CLAROS, com data contratual para julho de 2012 e atualmente

prevista para julho de 2013, para eliminar possibilidade de corte de carga

necessária para evitar sobrecargas inadmissíveis nas unidades

remanescentes na contingência de um dos transformadores 500/345 kV da SE

Ouro Preto 2.

r) TR2 500/345 kV - 1050 MVA na SE Pirapora 2, outorgado à SPTE, com data

contratual para julho de 2014, e atualmente previsto para mesma data, para

eliminar possibilidade de corte da carga na região central na contingência do

único transformador existente na SE Pirapora 2. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO


a) Transformador 230/69 kV - 30 MVA da SE Niquelândia, outorgada ao

Consórcio Luziânia-Niquelândia com data contratual para janeiro de 2014 para

eliminar a restrição da entrada em operação de novos consumidores devido a

expansão do sistema de 69 kV da região, atualmente operando em 34,5 kV.

b) 3º transformador 230/138 kV - 100 MVA da SE Anhanguera para eliminar o

risco de corte de carga por atuação de SEP em situação de contingência de

um dos dois transformadores existentes para controle de carregamento dos

remanescentes.

c) Banco de capacitores 50 Mvar em 230 kV da SE Itapaci, outorgado a CELG

GT com data contratual para fevereiro de 2015, e atualmente previsto para

mesma data, para evitar risco de corte de carga em condição normal de

operação devido a subtensão na região de Itapaci.

ONS



d) LT 230 kV Barro Alto - Niquelândia C2, outorgada ao Consórcio Transenergia

de Goiás, com data contratual para julho de 2011 e atualmente prevista para

setembro de 2014 para eliminar risco de corte de carga, por atuação de SEP,

em situação de contingências na rede de 230 kV, para evitar violação de

tensão mínima nos barramentos de 230 kV da região norte do estado de

Goiás.

e) LT 230 kV Pirineus - Xavantes C2, outorgada à Eletrobras Furnas, com data

contratual para dezembro de 2013 e atualmente prevista para abril de 2014,

para evitar o risco de corte de carga em regime normal de operação devido a

sobrecargas inadmissíveis no circuito existente.

f) LT 230 kV Niquelândia - Serra da Mesa C2, outorgada ao Consórcio

Transenergia de Goiás, com data contratual para julho de 2011 e atualmente

prevista para 14 meses após emissão de licença de instalação, ainda

pendente, para eliminar risco de corte de carga, por atuação de SEP, em

situação de contingências na rede de 230 kV, para evitar violação de tensão

mínima nos barramentos de 230 kV da região norte do estado de Goiás. -


g) 2º transformador 230/138 kV - 225 MVA da SE Pirineus, autorizado à Celg GT

com data contratual de 29/11/2011 e entrada em operação prevista para

30/06/2014, para eliminar risco de corte de carga na situação de contingência

do único transformador existente.

h) 4º transformador 345/138 kV - 225 MVA da SE Samambaia, outorgada à

Eletrobras Furnas, com data contratual para fevereiro de 2015, atualmente

previsto ara mesma data, para eliminar risco de corte de carga na

contingência de um dos três transformadores existentes, para controle de

sobrecargas inadmissíveis nos transformadores remanescentes.

i) 4º transformador 345/230 kV - 225 MVA da SE Brasília Sul, outorgada à

Eletrobras Furnas com data contratual para dezembro de 2013, para

atendimento ao critério N-2, estipulado para o evento da Copa do Mundo

2014.

j) 1º transformador 500/138 kV - 225 MVA da SE Luziânia, outorgada ao

Consórcio Luziânia-Niquelândia com data contratual para janeiro de 2014, e

atualmente previsto para mesma data, para eliminar perda de carga, em

contingências simples, devido ao atendimento radial às cargas da região de

Cristalina, Marajoara e Pacaembu.

k) 4º transformador 500/345 kV - 1050 MVA da SE Samambaia, outorgada à

Eletrobras Furnas com data contratual para dezembro de 2014, para atender

ao critério N-2, estipulado para o evento da Copa do Mundo 2014.

ONS



8.9 Região SE/CO - Área Mato Grosso

a) 1º e 2º transformador 230/138 kV - 100 MVA na SE Nobres , parte do Leilão

004/2011 Lote C, vencido pela Eletronorte contrato de concessão 013/2011

assinado em 09/12/2011, com data contratual prevista para 09/12/2013,

atualmente previstos pela concessionária para junho de 2013, agilizar sua

entrada em operação. Essa obra, será uma nova fonte de suprimento às

cargas da região do anel de Cuiabá, reduzindo o risco de corte de carga nesta

região para alívio de sobrecarga em condição de contingência de um dos

transformadores na SE Coxipó. A ETGV deve informar possibilidade de

antecipar a obra de dezembro de 2013 para julho de 2013.

b) 3º transformador 230/138 kV trifásico - 100 MVA na SE Rondonópolis,

outorgado à Eletronorte com data contratual para dezembro de 2013, e

atualmente previsto para abril de 2014, para reduzir risco de corte de cargas

para alívio de sobrecarga em condição normal de operação na SE

Rondonópolis 230/138 kV - 2 x 100 MVA. Para situação de contingência foi

instalado um SEP de corte de carga para evitar que a perda de uma unidade

provoque o desligamento do transformador remanescente.

8.10 Região SE/CO - Área Acre/Rondônia

a) 3º circuito de 230 kV entre as subestações de Jauru, Vilhena, Pimenta Bueno,

Ji-Paraná, Ariquemes, Samuel e Porto Velho, outorgado a LVTE, com data

contratual para novembro de 2011 e atualmente previsto para maio de 2014,

para eliminar geração térmica e corte de carga em contingências no sistema

de 230 kV.


a) 3º transformador 230/69 kV - 100 MVA na SE Itabaiana, outorgado à Chesf,

com data contratual março de 2013, e atualmente previsto para abril de 2014,

para evitar desligamento de toda a carga pela atuação da proteção de

sobrecorrente, quando da contingência de um dos transformadores dessa

subestação.

b) SE Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV - 2 X 150 MVA, outorgada à Chesf,

com data contratual para maio de 2014, e atualmente prevista para mesma

data. Trata-se da 2ª SE de atendimento à capital Aracaju, obra necessária

para evitar sobrecarga nos transformadores 230/69 kV - 4 x 100 MVA da SE

Jardim, em caso de contingência de um dos transformadores desta

subestação. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

ONS



c) SE Pirajá 230/69 kV, com dois transformadores de 180 MVA, LT 230 kV

Camaçari IV - Pirajá, LT 230 kV Pituaçu - Pirajá, outorgadas à Chesf com data

contratual para novembro de 2013, atualmente previstas para abril de 2014,

que solucionam os problemas de sobrecarga na SE Pituaçu em caso de

contingência de um dos TR 230/69 kV desta subestação. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

d) SE Pólo - Novo setor de 69 kV e 1º TR 230/69 kV - 100 MVA, outorgada à

Chesf, com data contratual prevista para abril de 2012, atualmente prevista

para abril de 2014, para eliminar sobrecarga atualmente verificada, em

condição de contingência, nos transformadores 230/69 kV - 2 x 100 MVA da

SE Camaçari II.

e) LT 230 kV Funil - Itapebi C3, 198 km, CS, outorgada à Chesf, com data

contratual para outubro de 2008, atualmente prevista para janeiro de 2015,

para eliminar problemas de colapso de tensão no sistema de transmissão que

interliga as SE Funil, Itapebi e Eunápolis, na contingência de um dos circuitos

da LT 230 kV Funil - Itapebi C1 ou C2, estando fora de operação a UHE

Itapebi e a UTE Veracel. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

f) LT 500 kV Sapeaçu - Camaçari IV, outorgada à Chesf, com data contratual

prevista para dezembro de 2013, atualmente prevista para agosto de 2014, e

que soluciona os problemas de sobrecarga em LTs 230 kV da referida área

em caso de contingência da LT 500 kV Camaçari II - Sapeaçu. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

g) Disjuntores SE Matatu 69 kV: Com a evolução do nível de curto-circuito do

sistema, devido ao fechamento do anel de 69 kV através do seccionamento da

LT 69 kV Pituaçu - Matatu C1 e C2 na SE Narandiba 69 kV, a SE Matatu

69 kV passa a apresentar 9 (nove) disjuntores superados, por corrente de

curto-circuito simétrica. Conforme a resolução da ANEEL n° 2.837/2011, a

instalação possui 6 (seis) disjuntores autorizados à Chesf para substituição.

8.12 Região Nordeste - Área Sudoeste

a) Subestação 500 kV Gilbués, LT 500 kV Miracema - Gilbués C1 e C2,

LT 500 kV São João do Piauí - Milagres C2; SE 500 kV Barreiras II, LT 500 kV

Gilbués - Barreiras II, LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II - Barreiras II,

LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II - Ibicoara - C2, LT 500 kV Ibicoara - Sapeaçu

- C2. Conjunto de obras que visa permitir as ampliações das interligações

Norte - Nordeste e Sudeste - Nordeste frente à necessidade de exportação do

excedente de energia do Nordeste, a partir de 2014, quando estariam em

operação as usinas do leilão A-5 de 2009. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

b) SE Igaporã II 230/69 kV, com dois transformadores de 150 MVA, e LT 230 kV

Igaporã II - Bom Jesus da Lapa II, licitadas à Chesf para entrar em operação

ONS



até junho de 2012, atualmente previstas para janeiro de 2014, que viabilizam

o escoamento da energia dos empreendimentos eólicos vencedores do LER

2009 e LFA 2010 que se conectarão à ICG Igaporã II, no estado da Bahia, e

solucionam os problemas de sobrecarga na SE Bom Jesus da Lapa em caso

de contingência de um dos TR 230/69 kV desta subestação.

c) SE Morro do Chapéu II 230/69 kV, com um transformador de 150 MVA, e

LT 230 kV Irecê - Morro do Chapéu II, licitadas à Chesf para entrar em

operação até agosto de 2013, atualmente previstas para agosto de 2014, que

viabilizam o escoamento da energia dos empreendimentos eólicos vencedores

do LER 2010 que se conectarão à ICG Morro do Chapéu II, no estado da

Bahia. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

d) SE Pindaí II 230/69 kV, com dois transformadores de 150 MVA, LT 230 kV

Igaporã III - Pindaí II, licitadas à Chesf para entrar em operação até fevereiro

de 2014, atualmente previstas para junho de 2014, que viabilizam possibilitam

o escoamento da geração dos empreendimentos eólicos vencedores dos

leilões LEN e LER 2011 e ACL, que se conectarão à ICG Pindaí II, localizados

no sudoeste da Bahia. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

e) Abaixamento 500/230 kV na futura SE Barreiras II, com 1 (um) banco de

autotransformadores 500/230 kV - (3+1) x 100 MVA, seccionamento da

LT 230 kV Bom Jesus da Lapa - Barreiras na SE Barreiras II e SE Rio Grande

II 230/138 kV - (3+1) x 33 MVA, conjunto de obras que soluciona o

atendimento do critério N-1 para o sistema radial de Barreiras. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

f) SE Igaporã III 500/230 kV, com dois transformadores de 750 MVA, LT 230 kV

Igaporã III - Igaporã II C1 e C2, outorgadas à Chesf com data contratual para

fevereiro de 2014, atualmente previstas para junho de 2014, para eliminar

restrição do escoamento da geração dos empreendimentos eólicos

vencedores dos leilões LEN e LER 2011 e ACL, localizados no sudoeste da

Bahia. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

8.13 Região Nordeste - Área Leste

a) Construção do setor de 69 kV e dois transformadores 230/69 kV de 150 MVA

na SE Extremoz II 230 kV, outorgados à SE Narandiba S.A., com data

contratual para novembro de 2013 e atualmente previstos para fevereiro de

2014, que consistem na solução estrutural para o atendimento à região

metropolitana de Natal, eliminando os problemas de sobrecarga na

contingência de um dos transformadores existentes nas subestações que

atendem a essa região.

b) SE Jaboatão II 230/69 kV com dois transformadores de 150 MVA e

seccionamento da LT 230 kV Recife II - Pirapama II C1 (04C1), circuito duplo,

ONS



outorgadas à Chesf, com data contratual para fevereiro de 2014 e atualmente

previstas para junho de 2014, que visam solucionar o esgotamento da

transformação da SE Bongi 230/69 kV para o atendimento às cargas da área

sul da Região Metropolitana do Recife. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

c) SE Maceió II 230/69 kV com dois transformadores de 200 MVA e a LT 230 kV

Messias - Maceió II, circuito duplo, outorgadas à Chesf, com data contratual

para maio de 2014 e atualmente previstas para mesma data. Trata-se da 2ª

SE de atendimento à capital Maceió, obra necessária para evitar sobrecarga

nos transformadores 230/69 kV – 4 x 100 MVA da SE Maceió, em caso de

contingência de um dos transformadores desta subestação. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

d) SE Mirueira II 230/69 kV com dois transformadores de 150 MVA, outorgada à

Chesf, com data contratual para fevereiro de 2014 e atualmente prevista para

maio de 2014, que visa solucionar o esgotamento da transformação da SE

Mirueira 230/69 kV para o atendimento às cargas da área norte da Região

Metropolitana do Recife. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

e) Seccionamento da LT 230 kV Goianinha - Mirueira na SE Pau Ferro, com a

construção de trecho de 8 km da LT 230 kV Pau Ferro - Goianinha e o

lançamento do 2º circuito da LT 230 kV Pau Ferro - Mirueira.

Reencabeçamento dos circuitos 1 e 2 da LT 230 kV Pau Ferro - Mirueira da

SE Mirueira para a SE Mirueira II. Obras autorizadas à Chesf, com data

contratual para março de 2014 e atualmente previstas para novembro de

2014, que visam possibilitar a integração da nova SE Mirueira II 230/69 kV à

Rede Básica. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

f) SE Extremoz II 230 kV, seccionando um dos circuitos da LT 230 kV Campina

Grande II - Natal III, SE João Câmara II 230/69 kV com dois transformadores

de 180 MVA, LT 230 kV Extremoz II - João Câmara II, LT 230 kV Paraíso -

Açu II C3 e LT 230 kV Açu II - Mossoró II C2, todas outorgadas à Chesf, com

data contratual para maio de 2012 e atualmente previstas para fevereiro de

2014, que viabilizam o escoamento da energia dos empreendimentos eólicos

vencedores do LER 2009 que se conectarão à ICG João Câmara II, no estado

do Rio Grande do Norte.

g) SE Lagoa Nova II 230/69 kV com dois transformadores de 150 MVA e

LT 230 kV Paraíso - Lagoa Nova II, outorgadas à Chesf, com data contratual

para agosto de 2013 e atualmente previstas para agosto de 2014, que

viabilizam o escoamento da energia dos empreendimentos eólicos vencedores

do LER e LFA 2010 que se conectarão à ICG Lagoa Nova II, no estado do Rio

Grande do Norte. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

h) SE Touros 230/69 kV com um transformador de 150 MVA e a LT 230 kV

Ceará Mirim II - Touros, outorgadas à Chesf, com data contratual para

ONS



fevereiro de 2014 e atualmente prevista para maio de 2015, que viabiliza o

escoamento da energia dos empreendimentos eólicos vencedores do LER

2011 que se conectarão à ICG Touros, no estado do Rio Grande do Norte. -


i) SE Açu III 500/230 kV com um autotransformador de 900 MVA, seccionando

as LTs 230 kV Açu II - Mossoró II C1 e C2 e a LT 230 kV Açu II - Lagoa Nova,

e a LT 500 kV Milagres II - Açu III, outorgadas à ATE XVII, com data

contratual para fevereiro de 2016 e atualmente previstas para mesma data.

Conjunto de obras para garantir escoamento pleno da geração eólica vendida

nos LER e LFA de 2010 e LER de 2011, na contingência da LT 230 kV

Mossoró - Açu II. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

j) 2º AT 500/230 kV - 600 MVA na SE Campina Grande III, autorizado à

Extremoz Transmissora do Nordeste, com data contratual para novembro de

2014 e atualmente previsto para janeiro de 2015, e a LT 500 kV Campina

Grande III - Ceará Mirim II C2, outorgada à NEOENERGIA S.A., com data

contratual prevista para 28 meses após assinatura do contrato. Conjunto de

obras necessárias para garantir escoamento pleno da geração eólica vendida

no LER 2011, na contingência da LT 500 kV Campina Grande III - Ceará Mirim

II. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

k) Seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II - Natal III C2 na SE

Extremoz II, autorizado à Chesf para dezembro de 2013 e atualmente previsto

para fevereiro de 2014, SE Campina Grande III 500/230 kV com um

autotransformador de 600 MVA, seccionando as LTs 230 kV Campina Grande

II - Extremoz II C1 e C2, SE Ceará Mirim II 500/230 kV com dois

autotransformadores de 450 MVA, seccionando a LT 230 kV Extremoz II -

João Câmara II, SE João Câmara III 500/138 kV com dois

autotransformadores de 450 MVA, LT 500 kV Campina Grande III - Ceará

Mirim II - João Câmara III, LT 230 kV Ceará Mirim II - Extremoz II C2,

LT 230 kV Campina Grande III - Campina Grande II C3, outorgadas à

Extremoz Transmissora do Nordeste, com data contratual para agosto de

2013 e atualmente previstas para janeiro de 2015, e a LT 500 kV Garanhuns -

Campina Grande III, outorgada à Interligação Elétrica Garanhuns, com data

contratual para junho de 2014 e atualmente prevista para novembro de 2014.

Conjunto de obras que viabilizam o escoamento da energia dos

empreendimentos eólicos vencedores do LER e LFA 2010 que se conectarão

à ICG João Câmara III, no estado do Rio Grande do Norte. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

l) SE Garanhuns 500/230 kV com um autotransformador de 600 MVA, através

do seccionamento da LT 500 kV Luiz Gonzaga - Angelim II 05L5 e das LTs

230 kV Paulo Afonso - Angelim 04L2, 04L3 e 04L4, SE Pau Ferro 500/230 kV

com dois autotransformadores de 750 MVA, através do seccionamento de

ONS



uma das LTs 500 kV Angelim II - Recife II, LT 500 kV Luiz Gonzaga -

Garanhuns C2, LT 500 kV Garanhuns - Pau Ferro e LT 230 kV Garanhuns -

Angelim C4, outorgadas à Interligação Elétrica Garanhuns, com data

contratual para junho de 2014 e atualmente previstas para novembro de 2014.

Conjunto de obras que visam solucionar os problemas de afundamentos de

tensão, atualmente verificados em toda a área Leste da região Nordeste

quando da perda da LT 500 kV Xingó - Messias. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO


a) Adequação da SE Acaraú II 230 kV para a configuração de barra dupla,

implantação de 2 TRs 230/69 kV - 100 MVA e LT 230 kV Acaraú II - Sobral III

C2, licitadas à Chesf para entrar em operação até maio/2012, atualmente

previstas para fevereiro de 2014, para viabilizar o escoamento da energia dos

empreendimentos eólicos vencedores do LER 2009 que se conectarão à ICG

Acaraú II, no estado do Ceará, na contingência do único circuito 230 kV

Acaraú II - Sobral III

b) Seccionamento da LT 230 kV Banabuiú - Fortaleza (04F1) na SE Aquiraz II e

recapacitação do trecho da LT Fortaleza - Aquiraz II, outorgado à CHESF com

data contratual para agosto de 2014, atualmente prevista para maio de 2015,

que visa evitar sobrecarga no circuito remanescente quando da contingência

da LT 230 kV Fortaleza - Aquiraz II C1 ou C2 no cenário Norte exportador

para o Nordeste com as térmicas e eólicas despachadas no Ceará. -


c) Seccionamento da LT 230 kV Banabuiú - Fortaleza (04F3) na SE Aquiraz II,

outorgado à CHESF com data contratual para fevereiro de 2013, atualmente

prevista para maio de 2015, complementando a configuração da implantação

da SE Aquiraz II 230/69 kV, que visa eliminar risco de sobrecarga nas

unidades remanescentes, em condição de contingência nos transformadores

das SEs Fortaleza ou Delmiro Gouveia. Vale ressaltar que devido a SE

Aquiraz II se localizar mais próxima da LT 230 kV Banabuiú - Fortaleza C3

(04F3), a etapa inicial para energização desta subestação foi realizada

através do seccionamento da LT 230kV Banabuiú-Fortaleza - 04F3.

Posteriormente a Chesf fará o seccionamento do circuito 2 da LT 230kV

Banabuiú - Fortaleza na SE Aquiraz (04F2). - AGILIZAR LICENCIAMENTO

d) SE Ibiapina II 230/69 kV com dois transformadores de 100 MVA, seccionando

LT 230 kV Piripiri - Sobral II CD, licitadas à Chesf para entrar em operação até

agosto de 2013, atualmente previstas para julho de 2014, que viabilizam o

escoamento da energia dos empreendimentos eólicos vencedores do LFA

ONS



2010 que se conectarão à ICG Ibiapina II, no estado do Ceará. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

e) SE Mossoró IV 230/69 kV com um transformador de 100 MVA e a LT 230 kV

Mossoró II - Mossoró IV CS, licitadas à Chesf para entrar em operação até

fevereiro de 2014, atualmente prevista para junho de 2014, que viabilizam o

escoamento da energia dos empreendimentos eólicos vencedores do LER e

LEN A-3 de 2011 nas proximidades do regional de Mossoró. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

8.15 Região Nordeste - Área Oeste

a) SE Teresina III 230/69 kV - 2x200 MVA e a LT 230 kV Teresina II - Teresina

III, circuito duplo, outorgadas à Chesf com data contratual para agosto de

2013, e atualmente previstas para julho de 2014. Trata-se da 2ª SE de

atendimento à capital Teresina e consiste na solução estrutural para o

atendimento à região metropolitana de Teresina, eliminando o risco de corte

de carga em condição normal de operação nos transformadores 230/69 kV - 4

x 100 MVA e 230/13,8 kV - (1 x 33 + 1 x 40) MVA da SE Teresina, a partir de

dezembro/2012. Ressalta-se a necessidade de construção da SE Renascença

, obra de distribuição de responsabilidade da E. D. Piauí, para viabilizar a

transferência de cargas do 13,8 kV para o 69 kV da SE Teresina. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO


a) Adequação dos barramentos 230 kV e 69 kV da SE Altamira, autorizados à

Eletronorte para novembro de 2014, viabilizando a operação do setor de

230 kV como barra dupla a quatro chaves, para possibilitar a integração da

Casa de Força Pimental da UHE Belo Monte, 233,2 MW de capacidade

instalada, na SE Altamira 230 kV.

b) 3º transformador 230/69 kV - 150 MVA na SE Miramar II, outorgado à

Eletronorte com data contratual para dezembro/2014 e atualmente previsto

para mesma data, para evitar risco de corte de carga na contingência, devido

sobrecarga no transformador remanescente.

c) SE Miramar II 230/69 kV com dois transformadores de 150 MVA, outorgada à

Eletronorte, com data contratual para dezembro de 2013 e atualmente

prevista para mesma data e a LT 230 kV Utinga - Miramar II, circuito duplo,

autorizada à Eletronorte, com data contratual para março de 2014 e

atualmente prevista para junho de 2014, que consiste na solução estrutural

para o atendimento à região metropolitana de Belém, para evitar risco de corte

de carga na contingência de um dos transformadores da SE Utinga, que

ONS



atende a capital do Pará, para eliminar sobrecarga nos transformadores

remanescentes.

d) 2º AT 500/230 kV - 450 MVA e 1º AT 230/69 kV - 100 MVA, em substituição

ao TR 525/69/13,8 kV - 3 X 33,3 MVA, na SE Tucuruí, outorgados à

Eletronorte com data contratual para dezembro de 2013 e atualmente

previstos para dezembro de 2014. Estas obras são necessárias para evitar

corte de carga do consumidor Dow Corning, suprido em 230 kV, além da

interrupção de toda a carga da Celpa localizada no Tramoeste, atendida pelas

SEs Tucuruí, Altamira, Transamazônica e Rurópolis, quando da contingência

do único banco de transformadores 525/69/13,8 kV - 3 X 33,3 MVA ou do

único banco de autotransformadores 500/230/13,8 kV - 3 X 150 MVA da SE

Tucuruí, que compartilham a mesma conexão em 500 kV.


a) LT 230 kV Foz do Chopim -Salto Osório C2, ainda sem LP/LI. Outorga

definida pela ANEEL à COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. Data

contratual: agosto/2014. Necessária para eliminar sobrecargas na LT 230 kV

Foz do Chopim - Salto Osório C1, na contingência da LT 230 kV Cascavel -

Salto Osório. O atraso poderá provocar restrições no valor de intercâmbio do

Sul para o Sudeste, principalmente em carga média. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

b) LT 525 kV Salto Santiago - Itá C2, outorgada à Transmissora Sul Brasileira de

Energia S.A., com prazo contratual para maio de 2014, e atualmente prevista

para mesma data. Essa obra minimiza restrições ao recebimento de energia

pela região Sul nos cenários de baixa geração nos rios Uruguai e Jacuí, sem

necessidade de atuação de esquema de corte de carga de até 780 MW no Rio

Grande do Sul, quando da perda do único circuito da LT 525 kV Salto

Santiago - Itá. Sob o ponto de vista de desempenho nas interligações

recomenda-se antecipar esta obra para dezembro de 2013, visto ser provável

a necessidade de elevados intercâmbios RSUL, no início do ano de 2014.

c) 4º banco de transformadores 765/345 kV - 1.500 MVA na SE Tijuco Preto,

outorgado a FURNAS, com data contratual para julho de 2011 e atualmente

previsto para setembro de 2013, visa evitar sobrecargas inadmissíveis na

referida transformação, quando de contingências em um dos transformadores.

Ressalta-se que mesmo com a presença deste 4º banco de transformadores

765/345 kV continuará sendo necessária a atuação de SEP de corte de

geração em Itaipu 60 Hz para eliminar sobrecargas inadmissíveis. O atraso

desta obra poderá impor restrições à otimização energética. Para a entrada

em operação deste 4º transformador faz-se necessária a implantação dos dois

reatores limitadores de curto-circuito no barramento de 345 kV da SE Tijuco

ONS



Preto, e a reconfiguração de linhas de transmissão e transformadores ligados

aos dois barramentos de 345 kV.

8.18 Interligações com a Região Nordeste

a) Lançamento do 2º circuito da LT 230 kV Banabuiú - Mossoró II, circuito duplo,

autorizado à Chesf para maio de 2011 e atualmente previsto para outubro de

2012, que visa eliminar restrição de intercâmbio entre as regiões Norte e

Nordeste, devido à sobrecarga em condição normal de operação na

LT 230 kV Banabuiú - Russas II. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

b) Linhas de transmissão em 500 kV Miracema - Gilbués II - Barreiras II - Bom

Jesus da Lapa II - Ibicoara - Sapeaçu e seus equipamentos associados,

outorgadas à ATE XVI, com data contratual para fevereiro de 2016, e

atualmente previsto para mesma data, visa eliminar restrição de intercâmbio

das regiões Norte/Nordeste para a região Sudeste, atualmente limitado em

regime normal de operação pela capacidade nominal dos capacitores série da

interligação Norte-Sul e por oscilação de tensão e sobrecarga nas

contingências de linhas de transmissão de 500 kV da região Nordeste. -


c) Linha de transmissão em 500 kV Barreiras II - Rio das Éguas e seus

equipamentos associados, outorgadas ao CONSÓRCIO PARANAÍBA, com

data contratual para maio de 2016, e atualmente previsto para mesma data,

visa eliminar restrição de intercâmbio das regiões Norte/Nordeste para a

região Sudeste, atualmente limitado em regime normal de operação pela

capacidade nominal dos capacitores série da interligação Norte-Sul e por

oscilação de tensão e sobrecarga nas contingências de linhas de transmissão

de 500 kV da região Nordeste. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

d) Linhas de transmissão em 500 kV Gilbués - São João do Piauí e seus

equipamentos associados, outorgadas ao CONSÓRCIO GILBUÉS, com data

prevista para 36 meses após a assinatura do contrato, para eliminar restrição

de intercâmbio das regiões Norte/Nordeste para a região Sudeste, atualmente

limitado em regime normal de operação pela capacidade nominal dos

capacitores série da interligação Norte-Sul e por oscilação de tensão e

sobrecarga nas contingências de linhas de transmissão de 500 kV da região

Nordeste. - AGILIZAR OUTORGA

e) LT 500 kV Presidente Dutra-Teresina II C3, LT 500 kV Teresina II - Sobral III

C3, LT 500 kV São João do Piauí - Milagres C2, LT 500 kV Luiz Gonzaga -

Milagres II C2 e seus equipamentos associados, outorgadas à ABENGOA,

com data contratual para agosto de 2016, Conjunto de obras que visam

permitir as ampliações das interligações Norte - Nordeste e Sudeste -

Nordeste frente à necessidade de exportação do excedente de energia do

ONS



Nordeste, a partir de 2014, quando estariam em operação as usinas do leilão

A-5 de 2009. - AGILIZAR LICENCIAMENTO

f) 2º banco de autotransformadores 500/230 kV - 600 MVA na SE Milagres,

outorgado à Chesf com data contratual para maio de 2013, atualmente

prevista para abril de 2014, para evitar restrição nos valores de recebimento

da região Nordeste, devido à sobrecarga em condição normal de operação na

unidade existente.


a) LT 500 kV Araraquara 2 - Taubaté outorgada à Copel GT, com data contratual

para outubro de 2012 e atualmente prevista para janeiro de 2015, para evitar

restrição de geração nas usinas do rio Madeira em função de risco de

sobrecarga em regime normal na LT 440 kV circuito duplo Araraquara –

Araraquara 2 e na LT 500 kV Araraquara - Campinas. - AGILIZAR

LICENCIAMENTO

b) LT 600 kV Coletora Porto Velho – Araraquara 2 C2, outorgada à Norte Brasil,

com data contratual para janeiro de 2013 e atualmente prevista para agosto

de 2014, para eliminar restrição de geração nas usinas do Rio Madeira em

condição normal de operação.

c) Estações Conversoras Bipolo 2 outorgadas à IEMADEIRA, com data

contratual para janeiro de 2013 e atualmente prevista para agosto de 2014,

para eliminar restrição de geração nas usinas do Rio Madeira em condição

normal de operação.

8.20 Interligação Teles Pires

a) LT 500 kV Marimbondo 2 - Rio Verde Norte C1, outorgado à TP SUL com data

contratual de março de 2012 e atualmente prevista para janeiro de 2015 para

evitar restrição de intercâmbio na contingência da transformação 500/345 kV -

3 X 560 MVA da SE Itumbiara, LT 500 kV Rio Verde Norte - Itumbiara ou

LT 500 kV Itumbiara - Samambaia ou LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo, para

contornar sobrecargas inadmissíveis nas transformações 500/345 kV -

3 X 560 MVA, 345/230 kV - 3 X 225 MVA da SE Itumbiara e LT 500 kV

Itumbiara - São Simão.

b) LT 500 kV Paranatinga /Ribeirãozinho CD, LT 500 kV Claudia /Paranatinga

CD, LT 500 kV Claudia /Paranaíta CD, outorgadas à MATRINCHA, com data

contratual para janeiro de 2015 e atualmente previsto para mesma data, para

evitar restrição de geração para o escoamento das usinas do rio Teles Pires.

ONS



9 Ações de Caráter Operativo - SEPs

A utilização de Sistemas Especiais de Proteção - SEPs - possibilita maior

exploração dos recursos do Sistema, notadamente na ocorrência de atrasos na

integração das soluções estruturais previstas, ou na sua definição, constituindo-

se, portanto, numa solução conjuntural. Os itens a seguir descrevem, de maneira

bastante sucinta, os principais SEPs necessários para mitigar problemas cujos

impactos na operação do SIN são significativos. O ONS e Agentes envolvidos

devem avaliar a viabilidade de implantação/revisão o mais breve possível.


Avaliar a possibilidade de Implementar/Adequar SEP:

a) Da SE Gravataí 525 kV, tendo em vista a entrada em operação da LT 525 kV

Itá – Nova Santa Rita C2.

b) Para preservar o atendimento de parte da carga, na contingência de um dos

transformadores da SE 230/69 kV Santa Rosa e da SE 230/138 kV Santa

Marta.

c) Para controle de carregamento da LT 230 kV Monte Claro – Farroupilha C1 e

C2, tendo em conta a implantação da interligação das subestações Monte

Claro e Garibaldi e do seccionamento da LT 230 kV Passo Fundo – Monte

Claro na SE Nova Prata 2.

d) Para controle de carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Nova

Prata 2, tendo em conta o crescimento da carga média e pesada de verão na

região da subestação.



a) Para evitar sobrecargas acima da máxima capacidade de emergência de curta

duração da transformação 525/230 kV – 2 X 672 MVA da SE Curitiba, quando

da contingência de uma de suas unidades, de forma a evitar necessidade de

geração na UHE Governador Parigot de Souza e/ou na UTE Araucária, nas

situações de exploração de elevados valores de Recebimento pelo Sul, o que

pode causar restrições à política energética

b) Para evitar sobrecargas acima da máxima capacidade de emergência de curta

duração da transformação 525/230 kV – 2 X 600 MVA da SE Cascavel Oeste,

quando da contingência de uma de suas unidades, de forma a evitar

necessidade de geração na UHE Salto Osório, nas situações de exploração

ONS



de elevados valores de Recebimento pelo Sul, o que pode causar restrições à

política energética

c) Para reduzir os carregamentos nos transformadores remanescentes das

subestações Curitiba 525/230 kV e Cascavel Oeste 525/230 kV, a valores

admitidos pela transmissora, quando da contingência de um dos

transformadores que operam em paralelo nas referidas subestações



a) De bloqueio dos LTCs da SE Sul, de forma a substituir por SEP de

corte/remanejamento de carga, visto que a medida atual não é mais suficiente

para evitar sobrecargas inadmissíveis nas LTs 345 kV Embu Guaçu – Sul e/ou

Baixada Santista - Sul, quando de contingências nas LTs 345 kV Baixada

Santista - Sul e/ou Embu Guaçu – Sul, em função do atraso do seccionamento

na SE Sul da LT 345 kV Embu Guaçu - Baixada Santista.

b) De corte/remanejamento de carga na SE Sul após a entrada do

seccionamento da LT 345 kV Embu Guaçu - Baixada na SE Sul, de forma a

desativar o mesmo.

c) De corte/remanejamento de carga na SE Nordeste, após a entrada em

operação da LT 345 kV Itapeti - Nordeste com objetivo de desativar o mesmo.

d) De alteração de topologia, que deverá desligar a LT 230 kV Aparecida - Santa

Cabeça, para evitar risco de corte de carga nas SEs Aparecida e Santa

Cabeça e/ou no consumidor livre GV do Brasil, para eliminar sobrecarga

inadmissível na LT 230 kV Taubaté - Aparecida ou na LT 230 kV Taubaté - GV

do Brasil, nas contingências na LT 230 kV Taubaté - GV do Brasil ou na

LT 230 kV Taubaté - Aparecida.

e) De transferência de carga da SE Bandeirantes para a SE Piratininga II,

através da rede de 88 kV da AES Eletropaulo, visto que a contingência de um

dos cabos subterrâneos 345 kV Xavantes – Bandeirantes acarreta em

sobrecarga de até 36% nos remanescentes no verão de 2014 e 2015, valor

esse superior ao limite admitido pela CTEEP nessas circunstâncias.

f) Para fechamento do 4º TR 345/88 kV quando da contingência de uma das

unidades em operação, após a entrada em operação deste 4º transformador

da SE Bandeirantes 345/88 kV – 400 MVA, operando como reserva quente.

ONS





a) De corte de carga associado ao ECE de perda dupla do tronco 345 kV

Adrianópolis – Venda das Pedras – Macaé Merchant – Campos – Viana –

Vitória considerando a entrada em operação da SE Viana 500/345 kV –

900 MVA, LT 500 kV Mesquita – Viana 2 e obras associadas.

b) De corte de carga associado ao ECC-RIO de perda dupla na SE Adrianópolis

500 kV e o ECC-RIO de perda dupla na SE São José 500 kV, considerando a

entrada em operação da LT 500 kV Taubaté – Nova Iguaçu, SE Nova Iguaçu

500/345 kV – 1 x 900 MVA, 500/138 kV – 1 x 900 MVA e obras associadas no

sistema de 138 kV da Light.

c) De corte de carga associado ao ECC-RIO de perda dupla na SE Grajaú

500 kV considerando a entrada em operação da SE Zona Oeste com

transformação 500/138 kV – 900 MVA e obras associadas no sistema de

138 kV da Light e em DITs de propriedade de Furnas.



a) De corte de carga associado ao controle de carregamento dos

transformadores 345/230 kV da SE Taquaril para evitar, em condição de

contingência de um dos transformadores, carregamentos inadmissíveis nos

transformadores remanescentes. O SEP é necessário até a entrada em

operação da solução estrutural, 4º transformador 345/230 kV - 225 MVA da

SE Taquaril. A situação é agravada com a entrada em operação de

consumidores livres na malha regional Leste

b) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de

carregamento nos transformadores 345/230 kV da SE Taquaril para evitar, em

condição de contingência de um dos transformadores, carregamentos

inadmissíveis dos transformadores remanescentes. O SEP é necessário até a

entrada em operação da solução estrutural, 4º transformador 345/230 kV -

225 MVA da SE Taquaril. A situação é agravada com a entrada em operação

de consumidores livres na malha regional Leste.

ONS





a) De corte de carga do consumidor livre Mineração Maracá até a entrada em

operação do banco de capacitores 50 Mvar em 230 kV da SE Itapaci para

evitar tensões inadmissíveis em condição normal de operação.

b) De corte de carga do consumidor livre Anglo American unidade Barro Alto

após a entrada em operação da LT 230 kV Barro Alto - Niquelândia C2. Após

a entrada em operação do equipamento citado não é verificada queda

acentuada de tensão no consumidor livre em contingências simples.

c) De corte de carga do Consumidor Livre Votorantim Metais Níquel após a

entrada em operação da LT 230 kV Niquelândia - Serra da Mesa C2.

d) De corte de carga do consumidor livre Mineração Maracá após a entrada em

operação da LT 230 kV Barro Alto - Niquelândia C2 e LT 230 kV Niquelândia -

Serra da Mesa C2.

e) De corte de carga da SE Anhanguera após a entrada em operação do 3º

transformador 230/138 kV - 100 MVA da SE Anhanguera. Após a entrada em

operação do equipamento citado não são verificadas sobrecargas na referida

transformação.

f) Lógica 3 da SE Samambaia após a entrada em operação do 4º transformador

500/345 kV - 1050 MVA da SE Samambaia. Com a entrada em operação do

equipamento citado não são verificadas sobrecargas superiores a 50% na

referida transformação em situação de contingência.

9.7 Região SE/CO - Área Acre/Rondônia


a) Para adequação da PPS atualmente instalada na SE Ariquemes, a partir da

entrada em operação do terceiro circuito entre as subestações de 230 kV

Samuel e Ariquemes, com possibilidade de contemplar diversas contingências

na rede de 230 kV e cenários hidrológicos de altas e baixas vazões para todas

as configurações previstas




transformadores 230/69 kV da SE Cícero Dantas para evitar risco de

ONS



desligamento de toda a carga da subestação pela atuação da proteção, em

condição de contingências simples

b) De corte de carga associado ao controle de carregamento dos

transformadores 230/69 kV da SE Pirajá para evitar sobrecarga na unidade

remanescente acima de 20%, em condição de contingências simples.

c) De corte de carga associado ao controle de carregamento dos

transformadores 230/69 kV da SE Itabaianinha para evitar sobrecarga na

unidade remanescente acima de 20%, em condição de contingências simples.

d) De corte de carga associado ao controle de carregamento dos

transformadores 230/138 kV da SE Ibicoara para evitar risco de desligamento

de toda a carga da subestação pela atuação da proteção, em condição de

contingências simples.

9.9 Região Nordeste - Área Sudoeste



transformadores 230/138 kV da SE Barreiras para evitar risco de






transformadores 230/69 kV da SE Pici II para evitar sobrecargas nas unidades

remanescentes acima de 20%, em condição de contingências simples

b) De corte de carga associado ao controle de carregamento dos

transformadores 230/69 kV da SE Bom Nome para evitar risco de



c) De corte de carga associado ao controle de carregamento dos

transformadores 230/69 kV da SE Mossoró II para evitar sobrecarga na

unidade remanescente acima de 20%, em condição de contingências simples.

ONS





a) Que visem a garantia da estabilidade eletromecânica da usina de Itaipu 60 Hz

e da interligação Sul /Sudeste para eventos N-3, efetuando o desligamento de

unidades geradoras da UHE Itaipu 60 Hz e/ou unidades geradoras da região

Sul, associados às contingências na rede de 765 kV ou 525 kV, no menor

tempo possível, incluindo a avaliação de esquemas de corte de carga para

situações mais severas, associadas ao desempenho do ELO CC de Ibiúna.

b) Do tronco de 765 kV, a partir da entrada em operação do 4º transformador

765/345 kV – 4 x 1.500 MVA de Tijuco Preto, relativo à lógica 9 provisória

para eliminar sobrecargas nos transformadores remanescentes quando da

perda de um deles. Deverá ser analisada, também, a viabilidade de incluir,

nesta lógica, a eliminação de sobrecargas quando da perda dupla da

LT Ibiúna – Bateias 525 kV.

9.12 Interligação Tucuruí - Manaus


a) Analisar o ERAC existente em Macapá e compatibilizá-lo à nova topologia

prevista a partir da interligação desse sistema ao SIN.

b) De alívio de geração nas UHEs Santo Antônio do Jari e Ferreira Gomes para

perda dupla no tronco 230 kV Jurupari - Laranjal – Macapá no cenário Amapá

exportador a fim de eliminar restrição de geração local, necessária para evitar

sobrefrequência com instabilidade na região.

c) De corte de carga na região de Macapá para evitar sobrecarga inadmissível

na rede de 69 kV quando de perda de circuitos nesta rede. Este SEP deverá

permitir a integração do Amapá ao SIN, a partir da entrada em operação das

LTs 69 kV Macapá - Santa Rita, Macapá - Santana e Macapá - Macapá II.



a) Que visem a garantia da estabilidade eletromecânica do sistema Sudeste

reduzindo no menor tempo possível o despacho de potência no ELO do

Madeira (runback), quando de contingências duplas das LTs 440 e 500 kV

Araraquara - Araraquara 2.

ONS



b) Que evite sobrecarga inadmissível quando de contingências simples da

LT 440 kV Araraquara – Araraquara 2 reduzindo no menor tempo possível o

despacho de potência no ELO do Madeira (runback).

10 Demais Ações de Caráter Operativo

A utilização de Medidas Operativas possibilita maior exploração dos recursos do

Sistema, notadamente na ocorrência de atrasos na integração das soluções

estruturais previstas, ou na sua definição, constituindo-se, portanto, numa

solução conjuntural. Os itens a seguir descrevem, de maneira bastante sucinta,

as ações operativas necessárias para mitigar problemas cujos impactos na

operação do SIN são significativos. O ONS e Agentes envolvidos devem avaliar

a viabilidade de implantação o mais breve possível.

10.1 Região SE/CO – Área Mato Grosso

a) Para redução do carregamento na transformação de Coxipó, considerando

possibilidade de modulação das PCHs principalmente no período de carga

média, reconfiguração da rede de 138 kV da CEMAT para remanejamento de

cargas, bem como radialização das usinas da região de Jauru direcionadas

diretamente para a SE 138 kV Coxipó. Será emitido relatório específico para

determinação da melhor solução operativa.


a) Para evitar os problemas colapso de tensão recentemente verificados no

sistema de 230 kV de Tucuruí – Altamira – Rurópolis, considerando a

possibilidade de inserção de usinas térmicas à Diesel, localizada na região

suprida pela SE Rurópolis, e/ou conexão de um transformador provisório para

aumento do limite de estabilidade de tensão. Será emitido relatório específico

para determinação da melhor solução operativa

ONS



Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-1: Limites de Intercâmbio Sul/Sudeste/Norte/Nordeste –

MWmed 12

Figura 4-1: Cronograma de Geração da UHE Santo Antônio 24

Figura 4-2: Cronograma de Geração da UHE Jirau 24

Figura 4-3: Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira 25

Figura 4-4: Evolução das Configurações de Conexão das UHEs

Santo Antônio e Jirau até a Entrada em Operação do 3°

Circuito de 230 kV entre as Subestações de Jauru e

Porto Velho 26

Figura 4-5: Sistema Receptor do Madeira 30

Figura 4-6: Área de Operação Permitida com 1 Bipolo (3.150 MW) 32

Figura 4-7: Área de Operação Permitida com 2 Bipolos (4.500 MW) 33

Figura 4-8: Operação Permitida com 2 Bipolos (5.300 MW) 34



Figura 4-12: Diagrama Eletrogeográfico da Interligação Tucuruí –

Macapá - Manaus 41

Figura 4-13: Diagrama Simplificado Configuração Inicial – Etapa 1 –

Julho/2013 42

Figura 4-14: Diagrama Simplificado Configuração Intermediária–

Etapas 2 e 3 e 4 43

Figura 4-15: Diagrama Simplificado Configuração – Janeiro/2014 44

Figura 5-1: Despachos Mínimos nas UTEs Presidente Médici e

Candiota 3 por Razões Elétricas – Ano de 2014 e verão

2014/2015 – Todos os Patamares de Carga(1) 46

Figura 5-4: Despachos Mínimos na UTE Araucária por Razões

Elétricas – Ano 2014 e Verão 2014/2015 – Todos os

Patamares de Carga 51

ONS



Figura 5-5: Despachos Mínimos nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho e

Santa Cruz por Razões Elétricas – Ano 2014 e Verão

2014/2015 – Todos os Patamares de Carga 52

Figura 5-6: Despachos Mínimos na UTE Governador Leonel Brizola

por Razões Elétricas – Ano 2014 e Verão 2014/2015 –

Todos os Patamares de Carga 53

Figura 5-7: Geração Térmica Mínima do Sistema Manaus - Janeiro

de 2014 - Abril de 2015 56

Figura 5-8: Geração Térmica Mínima do Sistema Amapá – Janeiro

de 2014 – Abril de 2015 57

Tabelas

Tabela 3-1: Limites nas Interligações Sul/Sudeste e Limites de

Geração em Itaipu 60 Hz 13

Tabela 3-2: Obras nos Sistemas Norte e Nordeste que Podem

Influenciar os Limites 17

Tabela 3-3: Limites nas Interligações - dos Cenários Norte

Exportador e Sudeste Exportador 18

Tabela 3-4: Limites de Exportação do Nordeste - EXPNE 19

Tabela 3-5: Limites de FNS e FSM – SEP Ligado 21

Tabela 3-6: Limites de FNS e FSM – SEP Desligado 21

Tabela 3-7: Limites de FNS e FSM com Um Único Bipolo entre

Coletora Porto Velho e Araraquara 2 22

Tabela 4-1: Programa e Datas Previstas de Entrada em Operação da

Geração e das Obras da Interligação das Usinas do Rio

Madeira 26

Tabela 4-2: Resumo dos Valores Limites dos Despachos nos

Bipolos 37

Tabela 4-3: Complexo Teres Pires: Empreendimento de Geração 38

Tabela 4-4: Complexo Teles Pires: Empreendimentos de

Transmissão 39

Figura 5-2: Despachos Mínimos na UTE Sepé Tiaraju por Razões

Elétricas – Ano 2014 e Verão 2014/2015 - Todos os

Patamares de Carga 49

ONS



Figura 5-3: Despachos Mínimos na UTE Jorge Lacerda por Razões

Elétricas Locais e Sistêmicas – Ano 2014 e 2015 – Todos

os Patamares de Carga 50

Tabela 5-1: Alternativas para Operação do Sistema de CCAT 54

plano da operaÇÃo elÉtrica 2014/2015 pel 2013 · 4 conexão de grandes blocos de geração e...

Documents