PLANO DA OPERAÇÃO
ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014
RELATÓRIO EXECUTIVO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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20091-005 Rio de Janeiro RJ
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ONS RE-3-122/2012
PLANO DA OPERAÇÃO
ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014
RELATÓRIO EXECUTIVO
VERSÃO FINAL
RE-3-122-2012 - Relatório Executivo.docx
Sumário
1
2
3
4
5
6
7
8
ONS
Introdução
5
Objetivo
7
Principais Integrações ao Sistema Interligado Nacional
9
3.1
Usinas do Rio Madeira
9
3.2
Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao
SIN
18
Evolução da Capacidade das Interligações Regionais
21
4.1
Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul – Sudeste 23
4.2
Limites e Fatores Limitantes relativos à interligação NorteSul, Norte-Nordeste e Sudeste-Nordeste.
26
4.3
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.
29
Geração Térmica necessária devido a Restrições Elétricas
31
5.1
UTEs Presidente Médici e Candiota 3
32
5.2
UTE Sepé Tiaraju
34
5.3
UTE Jorge Lacerda
35
5.4
UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz
36
5.5
UTE Governador Leonel Brizola
37
5.6
UTE Termonorte II
38
5.7
UTEs de Manaus
41
5.8
UTE Santana
43
Necessidade de Definição de Soluções Estruturais
46
6.1
Com Influência na Interligação Sul/Sudeste e Geração na
UHE Itaipu 60Hz
46
6.2
Com influência nos Estados da Região Sul
47
6.3
Com influência nos Estados da Região Sudeste
48
6.4
Com Influência nos Estados da Região Norte
49
6.5
Com Influência nos Estados da Região Centro-Oeste
49
Ações de Aceleração de Outorgas
50
7.1
Obras com Influência nas Interligações Sul/Sudeste e
Geração na UHE Itaipu 60 Hz.
50
7.2
Obras com Influência nas Interligações N/NE, N/S e SE/NE50
7.3
Obras com Influência na Interligação Tucuruí – Macapá –
Manaus
51
7.4
Obras na Área Rio Grande do Sul
51
7.5
Obras na Área São Paulo
53
7.6
Obras na Área Minas Gerais
54
7.7
Obras na Área Sudoeste do Sistema Nordeste
54
7.8
Obras na Área Leste do Sistema Nordeste
55
7.9
Obras na Área Goiás e Distrito Federal
55
Ações para Obras já Outorgadas
56
8.1
Obras com Necessidade de Agilização para Entrada em
Operação, Encaminhadas Através do PAR/PET
56
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8.1.1
9
Obras Associadas ao Escoamento das Usinas do Madeira
para o Sudeste
56
8.1.2
Obras na Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá
57
8.1.3
Obras com Influência na Interligação Sul/Sudeste
57
8.1.4
Obras com Influência nas Interligações Norte/Nordeste e
Sudeste/Nordeste
58
8.1.5
Obras na Área Rio Grande do Sul
60
8.1.6
Obras na Área Santa Catarina
62
8.1.7
Obras na Área Paraná
63
8.1.8
Obras na Área Mato Grosso do Sul
64
8.1.9
Obras na Área São Paulo
65
8.1.10 Obras na Área Rio de Janeiro e Espírito Santo
67
8.1.11 Obras na Área Minas Gerais
68
8.1.12 Obras na Área Goiás e Distrito Federal
69
8.1.13 Obras na Área Mato Grosso
71
8.1.14 Obras na Área Acre e Rondônia
72
8.1.15 Obras na Área Sul do Sistema Nordeste
72
8.1.16 Obras na Área Sudoeste do Sistema Nordeste
74
8.1.17 Obras na Área Leste do Sistema Nordeste
74
8.1.18 Obras na Área Norte do Sistema Nordeste
76
8.1.19 Obras na Área Oeste do Sistema Nordeste
78
8.1.20 Obras na Área Pará do Sistema Norte
78
8.1.21 Obras na Área Maranhão/Tocantins do Sistema Norte
78
8.2
Equipamentos Superados Encaminhados Através do PMI 79
Ações de Caráter Operativo - SEPs
81
9.1
SEP com Influência na Interligação Tucuruí – Macapá Manaus.
81
9.2
SEP com Influência nas Interligações Sul/Sudeste e
geração na UHE Itaipu 60 Hz.
81
9.3
SEP com Influência na Área Rio Grande do Sul
82
9.4
SEP com Influência na Área de Santa Catarina
82
9.5
SEP com Influência na Área Paraná
82
9.6
SEP com Influência na Área São Paulo
83
9.7
SEP com Influência na Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 84
9.8
SEP com influência na Área Minas Gerais
85
9.9
SEP com Influência na Área Acre/Rondônia
85
9.10
SEP com Influência na Área Sul do Sistema Nordeste
86
9.11
SEP com Influência na Área Sudoeste do Sistema
Nordeste
86
9.12
SEP com Influência na Área Leste do Sistema Nordeste 86
9.13
SEP com Influência na Área Oeste do Sistema Nordeste 87
9.14
SEP com Influência na Área Norte do Sistema Nordeste 87
Lista de figuras e tabelas
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1
Introdução
O Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo, consolidado neste
PEL 2013/2014, apresenta as avaliações do desempenho elétrico do Sistema
Interligado Nacional – SIN para o período compreendido entre os meses de
janeiro de 2013 e abril de 2014, em conformidade com os critérios e padrões
estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 6.2.
As avaliações realizadas 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
2012 a 2014 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 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
2013/2014 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 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
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Cabe destacar que este Ciclo Anual de Planejamento consolida a implantação do
trabalho conjunto dos processos do Plano de Ampliação de Reforços – PAR e do
PEL, que teve como objetivos:
a) Eliminar a duplicidade de esforços das equipes técnicas, permitindo inclusive
uma maior integração entre elas;
b) Otimizar o número de homens-hora necessários para a elaboração dos três
produtos (PAR, PAR-DIT e PEL);
c) garantir a equidade das bases de dados dos casos de referência do PAR e
do PEL e que fossem disponibilizadas no momento adequado; e
d) Eliminar a sobreposição dos horizontes de análises
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2
Objetivo
O objetivo deste Relatório Executivo é apresentar 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 “PEL 2013/2014”, consolidado em 3 volumes:
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 Concessiorários, bem como ações especiais
que envolvem órgãos e secretarias de governo para solucionar problemas no
intuito de obter licenças ambientais; e com os objetivos apresentados.
Volume II, que contempla em detalhes as análises da integração ao SIN das
usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira, da integração ao SIN dos
sistemas atualmente isolados de Manaus e de Macapá, do Desempenho das
Interligações Regionais e as recomendações associadas; e
Volume III, 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.
O item 3 deste Relatório Executivo apresenta uma análise, das principais
integrações ao SIN, que deverão ocorrer dentro horizonte de análise do PEL,
que correspondem a integração das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio
Madeira, bem como a integração dos sistemas isolados de Manaus e Macapá ao
Sistema Interligado Nacional.
No Item 4, está apresentada a evolução da capacidade das interligações interregionais, com um resumo das situações que impõem limites de intercâmbios,
assunto de relevância para a segurança operativa do SIN.
Em sequência, no Item 5, apresenta-se 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 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:
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Item 6 – Necessidade de ações gerenciais (EPE/MME-ONS), visando à
definição de soluções estruturais para problemas importantes, cujos impactos
podem comprometer a segurança ou o 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
Item 9 – Necessidade de ações de caráter operativo pelo ONS e Agentes,
para implantação e/ou modificação de Sistemas Especiais de Proteção –
SEPs, em função das alterações topológicas do SIN, ou crescimento de
carga, de forma a adequá-los.
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Principais Integrações ao Sistema Interligado Nacional
3.1
Usinas do Rio Madeira
No final do horizonte deste PEL 2013/2014 estão previstas 32 unidades
geradoras na usina de Santo Antônio (2.286 MW) e 22 unidades na usina de
Jirau (1650 MW) perfazendo uma geração total de 3.936 MW, juntamente com o
sistema que fará a interligação dessas usinas ao SIN. Esta integração, quando
completa, será composta de dois bipolos de corrente contínua (2 x 3.150 MW,
+ 600 kV) entre a subestação Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), em
uma extensão aproximada de 2.375 km, e duas conversoras Back-to-Back
(2 x 400 MW) entre a subestação Coletora Porto Velho (RO) e Porto Velho (RO).
Para escoar toda a potência de 6.450 MW a ser instalada no complexo do Rio
Madeira, composto pelas UHE Jirau (50 unidades – 3750 MW) e UHE Santo
Antônio (44 unidades – 3150 MW), estão previstas obras de reforço de
transmissão, tanto no sistema do Acre/Rondônia, a partir da SE 230 kV de Porto
Velho, como nas redes de 500 e 440 kV a partir da SE 500 kV de Araraquara. A
Figura 3-1, a seguir, apresenta um diagrama eletro geográfico das linhas de
transmissão que integrarão a rede de conexão 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.
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Figura 3-1: Sistema de interligação das usinas do Rio Madeira
A Tabela 3-1, a seguir, apresenta o programa de obras e as respectivas datas
previstas de entrada em operação das obras dessa interligação, de acordo com o
acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico –
DMSE, tendo como referência a reunião de maio de 2012.
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Tabela 3-1: Programa e Datas Previstas de Entrada em Operação da Geração e Das Obras da
Interligação das Usinas do Rio Madeira
Obras de Transmissão
2012
2013
2014
ONS
Escoamento usinas rio Madeira (Acre – Rondônia – Mato Grosso)
STATCOM -25/+55 Mvar Rio Branco (10/10/12)
Back-to-back 2x400 MVA, em Porto Velho (30/08/12)
LT 230 kV Porto Velho – Abunã – Rio Branco C2 (10/10/12)
Capacitores de Pimenta Bueno (3x18,5 Mvar) (7/12/12)
LT 230 kV Vilhena – Pimenta Bueno – Ji-Paraná – Ariquemes – Samuel C2
(31/12/12)
Escoamento usinas rio Madeira (São Paulo):
Transformação 500/440 kV – 3x1250 MVA na SE Araraquara 2 (30/06/12)
LT 500 kV Araraquara 2 – Araraquara (Furnas) C1 e C2 (30/06/12)
LT 440 kV Araraquara 2 – Araraquara (Cteep) C1 e C2 (30/06/12)
Escoamento das usinas rio Madeira (Acre – Rondônia – Mato Grosso)
LT 500 kV Rio Verde Norte - Trindade C1 e C2 (30/03/13)
LT 230 kV Jauru - Vilhena – Pimenta Bueno – Ji-Paraná –Ariquemes – Samuel Porto Velho C3 (30/07/13)
Escoamento das usinas rio Madeira (São Paulo):
Bipolo 1, 3150 MW, +/-600 kV – Coletora Porto Velho – Araraquara 2 (30/01/13)
LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté C1 (06/01/14)
Bipolo 2, 3150 MW, +/-600 kV – Coletora Porto Velho – Araraquara 2 (30/11/13)
LT 500 kV Taubaté – Nova Iguaçu C1 (30/06/14)
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A Figura 3-2 e a Figura 3-3, a seguir, apresentam o cronograma das máquinas
das usinas de Santo Antônio e Jirau, respectivamente.
Figura 3-2: Cronograma de Geração da UHE Santo Antônio
3200
3000
2800
2600
30
2200
27
MW
2000
1800
23
1600
19
24 24
31
32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
35
36
39
40
42
43 44
42
40
38
36
34
32
30
28 28
28
25
26
24
22
20
20
1400
1200
15
1000
44
18
16
unidades geradoras
2400
33
34
37
38
41
16
14
12 12
12
800
9
600
400
3 3
4
5
10
8
6 6 6
6
4
200
2
0
0
Santo Antôno
S. Antonio Anterior
Unidades
Unidades Anterior
Figura 3-3: Cronograma de Geração da UHE Jirau
3600
45
3400
42
3200
39
3000
36
2800
33
2600
30
2400
MW
2200
27
2000
24
1800
28
25
47
48
49 50
50
48
46
44
42
40
38
36
34
32
30
28
26
24
22
20
20
1400
18
16
1200
1000
800
600
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13 13
16
14
14
12
10
8
6
4
200
2
0
0
Jirau
ONS
31
22
1600
400
34
37
40
43
46
unidades geradoras
3800
JIrau Anterior
Unidades
Unidades Anterior
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Os cronogramas apresentados 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 maio de 2012,
ressaltando-se que não levam em consideração as limitações da rede para
escoamento da potência plena das respectivas usinas, detalhadas a seguir.
As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da
Margem Direita) estão conectadas, desde março de 2012, ao sistema
Acre/Rondônia 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).
A partir da entrada em operação do primeiro bloco da estação conversora Back to-Back, em setembro de 2012, até a entrada em operação do 3° circuito em
230 kV entre as subestações de Jauru e Porto Velho, em agosto de 2013, o
transformador provisório poderá permanecer em operação paralela à estação
conversora Back-to-Back, garantindo maior confiabilidade ao atendimento das
cargas e melhor desempenho do sistema em regime normal e em situações de
contingências.
Cabe salientar que tal configuração deverá ser detalhada no âmbito dos estudos
preoperacionais, levando em consideração nos ajustes dos controles do back -toback. Entretanto, análises iniciais, no período entre a entrada em operação do
1° Bipolo do Madeira, previsto para fevereiro de 2013, e entrada em operação do
3° circuito em 230 kV entre as subestações de Jauru e Porto Velho, em agosto
de 2013, poderá ser necessário a utilização de um SEP, que promoverá o
desligamento do transformador provisório, quando da rejeição total do bipolo.
Cabe lembrar que deve ser adequada a função do Master Control de corte de
geração de unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio e Jirau, para o
funcionamento apropriado nesta configuração. Essa ação é necessária para se
evitar que o excesso de energia remanescente seja redirecionado para o sistema
de 230 kV do Acre e Rondônia, podendo ocasionar colapso de tensão na região.
Neste PEL 2013/2014 não foram contemplados os estudos relativos à
configuração com apenas um circuito no sistema Acre e Rondônia, dado que
estão sendo realizados os estudos pré-operacionais que apresentam os
detalhamentos respectivos a essa configuração.
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A Figura 3-4, a seguir, ilustra as diversas configurações que serão detalhadas no
âmbito dos estudos preoperacionais.
Figura 3-4: Evolução das Configurações de Conexão das UHEs Sto Antônio e Jirau até a
Entrada em Operação do 3° Circuito de 230 kV entre as Subestações de Jauru e Porto Velho
A partir da duplicação do trecho entre Vilhena e Samuel em janeiro de 2013, será
possível escoar uma potência de até 600 MW pelos dois blocos da estação
conversora Back-to-Back, enquanto que após a entrada em operação do 3°
circuito de 230 kV entre Jauru e Porto Velho, prevista para agosto de 2013, será
possível escoar uma potência de cerca de 750 MW, na ponta, podendo sofrer
restrições principalmente durante o período de carga leve ou de elevada geração
nas usinas de Samuel e Rondon. Tal limitação poderá ser eliminada com a
utilização de ordem de potência no back-to-back, através de um SEP (um-back)..
Ressalta-se que os valores de despacho da estação conversora Back-to-Back
descritos acima são valores referenciais e estão condicionados às previsões de
cargas, cronogramas das obras da geração e transmissão, bem como da
conclusão de estudos para adequação de sistemas especiais de proteção - SEP.
Destaca-se ainda que todas as conclusões relacionadas à potência máxima a ser
transmitida pela estação conversora Back-to-Back poderão sofrer modificações,
tendo em vista a evolução dos estudos operativos, que podem propor novos
ajustes para os controladores das unidades geradoras de Santo Antônio e Jirau.
Além disso, os controles do Back-to-Back poderão sofrer adequações para se
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ajustar as novas configurações previstas no sistema de transmissão do Acre e
Rondônia.
A transmissão da potência equivalente a 10ª unidade da UHE Santo Antônio está
condicionada à disponibilidade do 1° bipolo para operação comercial. A potência
correspondente a essas máquinas não poderá ser transmitida para o sistema
Acre e Rondônia. Caso haja atraso na entrada em operação do 1° bipolo, e
após a entrada em operação do 3° circuito, seria possível viabilizar um número
máximo de 12 unidades para o Acre e Rondônia, dado que a capacidade máxima
de transferência pela estação conversora Back-to-Back é de 750 MW.
Entretanto, ressalta-se que para a operação do bipolo será necessário estar
disponível um número mínimo de unidades geradoras no complexo Santo
Antônio e Jirau, que pode variar entre 12 a 14 unidades, com cerca de 55% da
potência máxima despachada, de modo a evitar risco de autoexcitação nessas
unidades. A exata determinação do número mínimo de unidades para operação
com apenas 1 bipolo será definido no âmbito dos estudos preoperacionais.
Neste PEL foi analisada uma potência transmitida pelo bipolo de corrente
contínua entre Porto Velho e Araraquara de até 3.150 MW, o que corresponde a
capacidade máxima do 1° Bipolo, e ao número máximo de unidades disponíveis
considerando o cronograma previsto.
No horizonte de análise deste PEL a entrada em operação das obras de
integração das usinas do Rio Madeira, na região de Araraquara, trará os
seguintes benefícios principais:
a) Quanto ao controle de tensão:
A injeção de potência (da ordem de 3.150 MW) nas redes de 440 kV e 500 kV,
bem como a utilização dos tapes da transformação 500/440 kV da SE
Araraquara, possibilitarão maior flexibilidade para otimização dos perfis de
tensão na rede de atendimento a São Paulo.
b) Quanto às oscilações eletromecânicas:
O acoplamento adicional das redes de 500 kV e 440 kV, tanto em Araraquara
quanto em Ribeirão Preto (já em operação), contribuem significativamente
para evitar problemas de oscilações com baixo amortecimento decorrentes de
contingências duplas na malha de 440 kV.
c) Quanto ao Intercâmbio de energia para a Região Sul:
Os benefícios citados permitirão que sejam realizadas elevadas transferências
de energia para a região Sul, quando necessárias, sem comprometimento do
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atendimento local, principalmente nas regiões de Araraquara, Bauru e
Ribeirão Preto.
Situações de contingência com ocorrência de curto-circuitos, sejam nas
malhas de 440 e de 345 kV de São Paulo, nas redes de 500 kV de suprimento
ao Rio de Janeiro ou a Minas Gerais, de escoamento das usinas do
Paranaíba, assim como no tronco de transmissão de 765 ou 500 kV da
Interligação Sul-Sudeste, poderão provocar falhas de comutação no bipolo
entre Porto Velho e Araraquara. Para os níveis de transmissão estudados,
compatíveis com o cronograma de obras do horizonte analisado, as falhas
observadas nas simulações não interferiram no desempenho do SIN.
A partir de injeções de potência pelo Elo CC de Araraquara maiores que
3150 MW, deverão ser reavaliadas as respostas aos impactos, principalmente
aqueles associados ao tronco de 765 kV, verificando as situações de risco de
falhas de comutação neste ELO.
A potência máxima instalada na UHE Santo Antônio, prevista para o período em
que o sistema terá apenas um bipolo, será de 2560 MW, o que, considerando-se
um despacho da ordem de 600 MW para o Acre-Rondônia, implica um despacho
máximo em torno de 2000 MW no bipolo único. Com esse despacho sua perda
não provoca problemas ao sistema. Com a entrada do segundo bipolo o sistema
também suporta, sem restrições, a perda de um dos bipolos para a potência
instalada prevista.
Entretanto, considerando a possibilidade de atraso do segundo bipolo, foi
analisada neste PEL uma potência transmitida de até 3150 MW por um único
bipolo, com uma potência direcionada para o sistema Acre e Rondônia através
do Back-to-Back de 600 MW.
Nessa situação, a partir de um despacho de 2400 MW no bipolo 1, 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. Considerando-se um fluxo no
Back-to-Back da ordem de 600 MW e o cronograma de entrada em operação das
máquinas de Santo Antônio e Jirau, informado pelo DMSE, a partir de janeiro de
2014, já haverá a possibilidade de fluxos superiores a 2400 MW no bipolo 1,
desde que esteja em operação apenas um dos bipolos.
Para fluxos de até 2400 MW no único bipolo, o sistema suporta a perda do
mesmo com FNS e FSM simultaneamente em até 4000 e 5150 MW,
respectivamente, em qualquer patamar de carga e intercâmbio com a região Sul.
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Entretanto, caso a entrada do segundo bipolo seja postergada e a disponibilidade
de geração total permita o despacho máximo no bipolo 1, o sistema Sudeste
poderá ser submetido a situações de baixa inércia, especialmente na carga leve,
recebendo elevadas transferências das regiões Norte e Sul, conforme mostrado
na Figura 3-5, a seguir.
Figura 3-5: Situação de Carga Leve e Baixa Inércia na Região Sudeste – FNS = 4000 e FSM
5160 MW
Neste cenário, caso a prioridade seja despachar as usinas do Madeira no
máximo, o recebimento da região Norte deve ser limitado em carga leve para
evitar a atuação da PPS das linhas da Norte-Sul que elimina o risco de colapso
de tensão na região de Brasília na perda deste bipolo.
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A Tabela 3-2, a seguir, apresenta esses limites de acordo com o despacho do
bipolo e condição de carga.
Tabela 3-2: Limites de FNS e FSM com um Único Bipolo entre Coletora Porto Velho e
Araraquara 2
Condição
de Carga
no SIN
(MW)
Bipolo Porto Velho-Ararquara
Bipolo Porto Velho-Ararquara
> 2400 MW
< 2400 MW
Limite de FNS
Limite de FSM
Limite de FNS
Limite de FSM
(MW)
(MW)
(MW)
(MW)
Leve
4.100
4500
Leve
3480
5150
4.100
5.150
Media
4.100
5150
Pesada
4.100
5150
O corte de uma máquina de Tucurui eliminaria essa restrição. Entretanto, devido
ao curto espaço de tempo em que o sistema vai operar com apenas um bipolo,
não se recomenda a instalação de SEP para esta situação.
Portanto, nas situações operativas de carga leve nas quais o bipolo único
Coletora Porto Velho-Araraquara 2 esteja despachado acima de 2400 MW,
devem ser monitorados e limitados os fluxos na interligação Norte-Sul (FNS) e
fluxo Serra da Mesa (FSM) para se evitar os riscos mencionados.
3.2
Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN
Atualmente o sistema elétrico de atendimento ao estado do Amazonas opera
isolado do SIN, contando apenas com a UHE Balbina, de 250 MW , como
geração hidráulica de porte, sendo a maior parte da energia suprida por usinas
térmicas a óleo. Da mesma forma o estado do Amapá opera isolado do SIN,
contando apenas com geração hidráulica de 78 MW da UHE Coaracy Nunes,
que é complementada pela usina térmica a diesel de Santana e outras pequenas
usinas.
A interligação das capitais Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN, prevista para
junho de 2013, será através de um sistema de transmissão em 500 kV, em
circuito duplo de mesma torre, na rota 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 etapa II da UHE Tucurui, na subestação de Tucurui,
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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 Figura 3-6, a seguir, apresenta o diagrama eletrogeográfico dessa interligação
Figura 3-6: Diagrama Eletrogeográfico da Interligação Tucurui – Macapá - Manaus
A licitação desse empreendimento foi dividido em três lotes:
Lote A - LT 500 kV Tucuruí – Xingu – Jurupari e SEs associadas - licitada à
Linhas de Xingu Transmissora de Energia – LXTE, previsto para 31 de maio
de 2013;
Lote B - LT 500 kV Jurupari – Oriximiná e LT 230 kV Jurupari – Laranjal –
Macapá e SEs associadas - licitada à Linhas de Macapá Transmissora de
Energia – LMTE, previsto para 31 de maio de 2013; e
Lote C - LT 500 kV Oriximiná – Silves (antiga Itacoatiara) – Lechuga (antiga
Cariri) e SEs associadas - licitada à Manaus Transmissora de Energia – MTE,
previsto para 31 de outubro de 2012.
A interligação do sistema de Manaus ao SIN será na subestação de Lechuga
(antiga Cariri) através de uma transformação 500 / 230 kV – 3 x 600 MVA.
A interligação do sistema de Macapá ao SIN será a partir da SE Jurupari através
de uma transformação 500 / 230 kV – 2 x 450 MVA e da LT 230 kV Jurupari –
Laranjal – Macapá, em circuito duplo de mesma torre.
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Estão previstos compensadores estáticos de +200/-200 Mvar nas SEs Jurupari,
Oriximina e Silves e um de +100/-100 na subestação de 230 kV de Macapá.
Com a entrada em operação da interligação dos sistemas Manaus/Macapá ao
SIN, está prevista a desativação do parque térmico a óleo que atende estes
sistemas. Com a chegada do gás natural da bacia de Urucú, foram consideradas
que 8 destas usinas térmicas serão convertidas para gás natural ou bicombustível conforme apresentado em detalhes no Volume II do PEL 2013/2014.
Os estudos desenvolvidos neste PEL 2013/2014 indicam que:
A interligação dos sistemas Manaus/Macapá ao SIN não altera os limites
relativos à interligação Norte-Sul, Norte-Nordeste e Sudeste-Nordeste.
Não existe um limite dinâmico para a interligação Tucurui – Manaus - Macapá
para contingências simples na mesma e nas interligações Norte - Nordeste,
Norte – Sul e Sudeste – Nordeste, uma vez que para os cenários analisados
ocorreriam intercâmbios máximos da ordem de 1800 MW, dentro do horizonte
estudado, com geração térmica nula, considerando a indisponibilidade do
gás, o que representa fluxos muito abaixo da capacidade de 2500 MW para a
qual a mesma foi projetada;
Como esta interligação é composta de linhas de transmissão em 500 kV,
circuito duplo, foi analisada a perda dupla dessa interligação que provocará
sobretorques instantâneos elevados nas máquinas térmicas dos sistemas
Manaus/Macapá, que operarão em paralelo com o SIN e que ficarão isoladas
quando da perda dessa interligação.
A geração térmica dimensionada e descrita nos Itens 5.8 e 5.9 é de regime
permanente e considerou a possibilidade de implantação de um corte de
carga de cerca de 50% da carga de Manaus e Macapá, por atuação do
ERAC. A realização de análises dinâmicas para o correto dimensionamento
da geração térmica e do ERAC, quando da perda dupla da interligação, está
em andamento, em função da atualização dos modelos dinâmicos dos
geradores e seus respectivos controladores do sistema Manaus.
Será necessário definir um esquema de corte de máquinas na UHE Tucuruí
para a perda dupla dessa interligação, como objetivo de evitar abertura da
interligação Norte – Sul, quando da operação no cenário de máxima
exportação da região Norte para a região Sudeste.
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Evolução da Capacidade das Interligações Regionais
Nos estudos do PEL 2013/2014 foram efetuadas análises do desempenho das
interligações regionais, avaliando-se a influência das obras a serem incorporadas
ao SIN no período de janeiro de 2013 até abril de 2014, 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 4-1 apresenta os principais
pontos de interesse das interligações regionais e os Itens 4.1 e 4.2 apresentam
os limites de transmissão e suas variações associadas às obras ou fatos
relevantes nas interligações Sul-Sudeste e Norte-Sul, Norte-Nordeste e SudesteNordeste, respectivamente.
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Figura 4-1: Limites de Intercâmbio Sul/Sudeste/Norte/Nordeste – MWmédios
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4.1
Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul – Sudeste
A Tabela 4-1, a seguir, apresenta os limites da interligação Sul-Sudeste
considerando os SEPs implantados no CLP de 750 kV.
Tabela 4-1: Limites nas Interligações Sul/Sudeste e Limites de Geração em Itaipu 60 Hz- (MW)
GIPU
Patamar
de Carga
Geração na
UHE Itaipu
60 HZ
RSE
RSUL
FSUL
Recebimento
pelo Sudeste
Recebimento
pelo Sul
Fornecimento
pelo Sul
Pesada
7200
9300
7500
5800
Média
7200
9300
7700
5800
Leve
7200
9200
7500
5650
Pesada
7200
9500
7500
5800
1° Bipolo Madeira
Média
7200
9500
7700
5800
Janeiro/2013 a
Abril/2014
Leve
7200
9300
7500
5650
(a)
(b)
(c)
(d)
Configuração
Período
Configuração 1:
Até Dezembro/2012
Configuração 2:
Fatores limitantes
Os fatores que determinaram os limites apresentados na Tabela 4-1 são
descritos a seguir. Deve-se ressaltar que para a prática desses limites poderá
ser necessária a adoção de medidas operativas como, por exemplo, a utilização
de sistemas especiais de proteção (SEPs) existentes ou a implantação de novos
SEPs, a utilização da capacidade de sobrecarga em emergência em
equipamentos e, eventualmente, a adoção de medidas de alteração de topologia
da rede. Estas medidas, quando necessárias, estarão apresentadas no item a
seguir.
Fatores Limitantes
(a) Para GIPU:
Desde a entrada em operação da LT 525 kV Foz – Cascavel Oeste, em
dezembro de 2011, e a posterior construção do barramento definitivo da SE Foz
do Iguaçu 500 kV, em junho de 2012, 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 carregamento da transformação 765/500 kV –
4x1650 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;
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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.
(b) Para RSE:
Para todo o horizonte deste PEL, ou seja, já considerando em operação o
1o bipolo CC Coletora Porto Velho – Araraquara 2 ±600 kV de escoamento da
potência instalada das usinas do rio Madeira, previsto para janeiro de 2013 , será
verificado um aumento nos limites de RSE com relação aos limites vigentes,
principalmente no período de carga média, sendo este aumento associado,
principalmente, à melhoria das condições de tensão da área São Paulo. O fator
limitante para o RSE permanece o mesmo que se verifica atualmente, que é a
possibilidade da ocorrência de oscilações de tensão mal amortecidas na
contingência do circuito duplo da LT 500 kV Ibiúna – Bateias.
Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados é necessário:
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 1500 MVA desta SE;
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.
O detalhamento dos valores limites de intercâmbio para a Região Sudeste e seus
fatores limitantes encontra-se no Volume II deste PEL 2013/2014.
(c) Para RSUL:
O fator que limita a capacidade de Recebimento pela Região Sul (RSUL) em
qualquer período de carga é a possibilidade da ocorrência de oscilações de
tensão mal amortecidas no sistema decorrentes da contingência do circuito duplo
da LT 500 kV Ibiúna – Bateias. Nos períodos de carga pesada e média e em
codições de despacho reduzido na UHE Mauá e elevado na UHE Chavantes,
além das demais usinas da bacia do Paranapanema, UHEs Jurumirim, Piraju, Salto
Grande, Ourinhos, Canoas 1 e 2, poderá haver restrição à exploração de elevados
valores de RSUL em função do carregamento da LT 230 kV Chavantes –
Figueira em regime normal de operação, assim como da máxima capacidade
admissível de curta duração da transformação 230/138 kV da SE Chavantes na
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contingência da LT 230 kV Londrina – Figueira e da LT 230 kV Londrina –
Figueira na contingência da LT Chavantes - Figueira.
Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados é necessário:
Respeitar um fluxo máximo no circuito duplo da LT 500 kV Ibiúna – Bateias
(Fin-ba), da ordem de 2000 MW, de modo a evitar possibilidade de
oscilações de tensão mal amortecidas na contingência dupla da referida linha
de transmissão;
Utilizar a Lógica 3 do ECE do Rio Grande do Sul, a qual promove, para fluxos
superiores a 1500 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;
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;
Utilizar a configuração de segregação do barramento de 138 kV da
SE Rosana para evitar sobrecargas em regime normal de operação na
LT 138 kV Rosana – Loanda.
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(d) Para FSUL:
O fator que limita a capacidade de Fornecimento pela Região Sul (FSUL) em
qualquer período de carga é a possibilidade da ocorrência de oscilações de
tensão mal amortecidas no sistema decorrentes da contingência do circuito duplo
da LT 500 kV Ibiúna – Bateias. Além disso, principalmente nos períodos de carga
média, o carregamento da LT 230 kV Foz do Chopim – Salto Osório em regime
normal de operação também pode ser fator limitante à exploração de elevados
valores de FSUL.
Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados é necessário:
Utilizar o SEP de corte de geração da UHE Salto Osório para controle de
carregamento 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.
4.2
Limites e Fatores Limitantes relativos à interligação Norte-Sul, NorteNordeste e Sudeste-Nordeste.
As análises consideram a entrada em operação das usinas térmicas previstas
para a região Norte do Nordeste que impactam diretamente a capacidade de
exportação da região Nordeste e a entrada em operação da interligação dos
sistemas Macapá/Manaus ao SIN, previstas para junho de 2013.
Cabe ressaltar que a entrada em operação da referida interligação não altera os
limites vigentes relativos às interligações Norte-Sul, Norte-Nordeste e SudesteNordeste.
Os limites de intercâmbio nas interligações Norte – Nordeste, Sudeste –
Nordeste e Norte - Sul são apresentados na Tabela 4-2. Os valores de
exportação Nordeste, variam em função da entrada em operação das usinas
térmicas Pecém 1 e 2, MC2 Pecém 2 e Maracanaú e estão apresentados Tabela
4-3. Os fatores limitantes associados a esses limites de transmissão são
apresentados de forma resumida, após a Tabela 4-2 e Tabela 4-3.
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Tabela 4-2: Limites nas Interligações Norte–Sul, Norte–Nordeste e Sudeste–Nordeste - (MW)
Configurações
Fator
Limitante
Janeiro 2013 a Abril de 2014
Intercâmbios Regionais
Pesada
Média
Leve
5200
4900
4800
(4)
Cenário A
4200
4200
4200
(6)
Cenário B
3750
3750
3750
(7)
3650
3850
3800
(4)
Cenário A
4200
4200
4200
(6)
Cenário B
5000
5000
5000
(7)
FNS
4100
4100
4100
(2)
FMCCO
4000
4000
4000
(1)
RECN
(a)
(a)
(a)
(5)
NEXP (b)
RNE
SEEXP
EXPN (c)
EXPSE
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) Carga do Norte menos 5 geradores na UHE Tucuruí em carga pesada, média e leve.
(b) Até 30 de novembro de 2012 o RNE ficara limitado a 4200 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.
(c) Até maio de 2013 permanecem os valores acima. A apartir de junho com a entrada em o peração da interligação Tucurui
– Macapá – Manaus, a EXPN será o resultado da diferença entre a geração da região Norte e sua demanda incluindo
Manaus e Macapá.
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Tabela 4-3: Limites de exportação do Nordeste - (MW)
EXPNE
Períodos de análise
Condição de carga
Norte
para a região
Sudeste
Pesada
2750
3000
Média
2700
3150
Leve
3100
3100
Pesada
3300
3400
Média
3600
3700
Leve
4200
4200
Pesada
3600
3600
Média
3900
3900
Leve
4500
4500
Pesada
3900
3900
Média
4200
4200
Leve
4300
4300
Configuração
para a região
Jan- Abr/13
sem Pecém
Jan- Abr/13
Pecém I
2x 360 MW
Mai13-Jan/14
Pecém I e II
3x 360 MW
Fev-Abr/14
Pecém I e II, MC2
Pecém 2 e Maracanaú
1500 MW
Fator Limitante
-
(3)
Fatores Limitantes
(1) Fluxo máximo na interligação Norte – Sul no sentido Sudeste para Norte –
Nordeste (FMCCO): evitar sobrecarga nos capacitores série em situações de
contingência em um dos circuitos de 500 kV entre Miracema – Colinas.
(2) Fluxo máximo na interligação Norte – Sul no sentido Norte para Sudeste
(FNS): evitar sobrecarga nos capacitores série em 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. Cabe ressaltar
que o valor de FNS máximo deverá respeitar as limitações associadas à área
Goiás/Brasília e ao SEP de corte de máquina de Itaipu.
(3) Exportação da região Nordeste (EXPNE): evitar sobrecarga nos circuitos de
230 kV entre Paulo Afonso e Milagres quando da contingência da LT 500 kV Luiz
Gonzaga – Milagres, bem como o carregamento máximo admissível no circuito
2 da LT 500 kV Sobradinho – São João do Piauí quando da perda do circuito
1 e evitar sobrecarga na LT 500 kV Paulo Afonso – Luiz Gonzaga quando da
perda da LT 500 kV Xingó – Jardim.
ONS
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Quanto aos limites de exportação Nordeste com ênfase para o Sudeste
observam-se pequenos ganhos que podem ser justificados por uma redução de
fluxos no eixo de 500 kV desde Presidente Dutra até São João do Piauí, bem
como no eixo Luiz Gonzaga, Milagres e Quixadá. Quando as contingências
limitantes deste cenário são a LT 500 kV Sobradinho – São João do Piauí C1 e a
LT 500 kV Luiz Gonzaga – Milagres, a redução do fluxo nas mesmas permite um
aumento na exportação Nordeste com ênfase para o Sudeste. A partir do
momento que a contingência limitante é a LT 500 kV Xingó – Jardim esse ganho
desaparece.
(4) Exportação da região Norte (EXPN) e Recebimento da região Nordeste
(RNE): evitar os problemas de estabilidade angular na perda da LT 500 kV
Tucuruí – Marabá circuito 2 e a abertura da interligação Norte – Nordeste na
perda interligação Sudeste-Nordeste. Também é observado o esgotamento dos
recursos de controle de tensão da interligação Norte-Nordeste e riscos de
variação de tensão na interligação Norte - Nordeste quando de contingência na
interligação Sudeste-Nordeste.
(5) Recebimento da região Norte (RECN), restrito pelo número mínimo de
unidades na UHE Tucuruí.
(6) Exportação da região Sudeste (EXPSE) e Máximo Recebimento da região
Nordeste (RNE): para o cenário energético A (EXPN Nula), será necessário
atender as condições de controle de tensão da interligação Sudeste – Nordeste
em regime normal e suportar a perda dessa interligação ou a perda de uma
máquina na UHE Xingó.
(7) Máxima Exportação da região Sudeste (EXPSE) e Recebimento da região
Nordeste (RNE): para o cenário energético B será necessário atender as
condições de carregamento em regime normal na interligação Norte-Sul e na LT
500 kV Itumbiara-Samambaia, bem como suportar contingências na interligação
Sudeste – Nordeste ou de uma máquina na UHE Xingó.
4.3
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:
ONS
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FSM = Geração na UHE Serra da Mesa + geração na UHE Cana Brava +
geração na UHE São Salvador + FNS + FSENE.
A Tabela 4-4 e Erro! Fonte de referência não encontrada., 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).
Tabela 4-4: 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
UHE Itaipu 60 Hz com 04 unidades
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 4-5: Limites de FNS e FSM – SEP Desligado
SEP de corte de 2 UGs na UHE Tucuruí DESLIGADO
Condição de Carga no SIN
(MW)
UHE Itaipu 60 Hz com 03 unidades
geradoras selecionadas para corte
pelo ECE
UHE Itaipu 60 Hz com 04 unidades
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
3700
4700
3.400
4.200
49.000 < SIN ≤ 65.000
3400
4000
3200
3600
46.000 < SIN ≤ 49.000
3100
3600
2900
3250
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
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Geração Térmica necessária devido a Restrições Elétricas
A identificação dos valores de geração mínima necessária 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, embora elas não participem
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 se torna 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 2013, do inverno de 2013 e do verão 2013/2014. 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 nos
posteriormente, mais uma vez, são rerfinados 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 2013/2014 está restrita às seguintes usinas:
a) UTEs Presidente Médici, Candiota 3, Sepé Tiaraju e Jorge Lacerda até o final
do horizonte analisado;
b) UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz, até a entrada em operação da
SE Zona Oeste com transformação 500/138 kV – 900 MVA e obras
associadas, prevista para janeiro de 2014;
c) UTE Governador Leonel Brizol, até 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
ONS
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com a LT 500 kV Taubaté – Nova Iguaçu, atualmente previstas para junho de
2014;
d) UTE Termonorte II, que poderá ser necessária apenas no caso de
indisponibilidade do transformador provisório de 465 MVA 500/230 kV na SE
Coletora Porto Velho; e
e) UTEs de Manaus e UTE Santana até o final do horizonte analisado.
Nos Volumes II e III deste PEL 2013/2014, no que diz respeito às térmicas de
Manaus e Macapá, são informadas detalhadamente para cada usina, as
considerações para definição dos montantes de geração térmica apresentados.
5.1
UTEs Presidente Médici e Candiota 3
Os despachos mínimos necessários nas UTEs Presidente Médici (2 x 50 + 2 x
160 MW) e Candiota 3 (1 x 350 MW) para o ano de 2013 e para o verão
2013/2014 são apresentados na Figura 5-1 a seguir e foram definidos para evitar
restrições ao atendimento nas situações de contingências de caráter sistêmico e
local.
Cabe destacar, neste ciclo do PEL, a informação da Eletrobras CGTEE de
redução temporária da capacidade operativa das unidades 3 e 4 (máquinas do
grupo B) da UTE Presidente Médici de 2 x 160 MW para 2 x 110 MW, devido à
retirada de componentes das turbinas, além da indisponibilidade da unidade
1 (máquina do grupo A) por manutenção no período do verão 2012/2013.
Adicionalmente, a empresa declarou inflexibilidade de 210 MW para a
UTE Candiota 3 e de 155 MW para a UTE Presidente Médici, informando
inflexibilidade nula nas máquinas do grupo A desta última usina a partir de 2014.
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650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
270
220
P. Médici (2B)
P. Médici (1A + 2B)
350
Candiota 3
350
abr/14
mar/14
fev/14
jan/14
dez/13
nov/13
out/13
set/13
210
ago/13
jul/13
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
fev/13
210
jan/13
MW
Figura 5-1: Despachos Mínimos nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3 por Razões
Elétricas – Pesada, Média e Leve, Ano de 2013 e verão 2013/2014.
(1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação;
(2) Nos meses de janeiro a março de 2013, considera-se a unidade 1 (máquina do grupo A) da UTE Presidente
Médici em manutenção;
(3) Nos meses de janeiro a março de 2014, considera-se a indisponibilidade das unidades 1 e 2 (máquinas do
grupo A) da UTE Presidente Médici, que corresponde à condição recorrente no histórico operativo da referida
usina e representa situação mais crítica para atendimento ao RS.
O requisito total de despacho térmico nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3
é de 620 MW no verão 2012/2013 e de 570 MW no verão 2013/2014,
determinado por restrições sistêmicas (atendimento pelo sistema de 525 kV).
Além do despacho pleno das máquinas disponíveis nas usinas Presidente Médici
e Candiota 3, o atendimento adequado aos verões 2012/2013 e 2013/2014 ainda
requer o despacho da UTE Sepé Tiaraju. A necessidade de despacho nesta
usina será de 248 MW em ambos os verões, caso se confirme a indisponibilidade
de uma das máquinas A da UTE Presidente Médici. Nestes casos, deve-se
contar com a ampliação da planta da UTE Sepé Tiaraju, que compreende a
instalação de um turbogerador a vapor de 88 MW, autorizada à Petrobras pela
ReA ANEEL nº 2907/2011, com previsão contratual para outubro de 2012.
Recentemente, no entanto, a Petrobras informou ao ONS ter submetido à ANEEL
novo cronograma para ampliação da referida planta, com previsão de conclusão
para final de fevereiro de 2013.
Se no período do verão 2012/2013 as máquinas (A) da UTE Presidente Médici
ou a máquina a vapor da UTE Sepé Tiaraju não estiverem disponíveis à
operação, haverá risco de cortes de carga de até 190 MW, na área da grande
ONS
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Porto Alegre, quando da contingência da LT 525 kV Campos Novos – Nova
Santa Rita, devido à atuação do Esquema de Controle de Emergência instalado
na SE Gravataí.
Para o verão 2013/2014, se confirmada a indisponibilidade das máquinas (A) da
UTE Presidente Médici, mesmo com o despacho de 248 MW da UTE Sepé
Tiaraju, será ainda maior o risco de corte de carga em contingência no sistema
de 525 kV, podendo chegar a 200 MW.
A implantação da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2, licitada à Transmissora
Sul Brasileira de Energia S.A., sob contrato de concessão nº 004/2012, assinado
em 10 de maio de 2012, reduzirá significativamente o montante de geração
térmica necessária para evitar o corte de carga em contingência simples no
sistema de 525 kV. Contratualmente, a entrada em operação desta obra é
prevista para maio de 2014. No entanto, dada sua importância para o
atendimento ao Rio Grande do Sul, o ONS está solicitando junto à transmissora
proprietária da linha a antecipação do empreendimento para dezembro de 2013.
Em termos locais, as contingências mais severas correspondem à perda da
LT 230 kV Presidente Médici – Quinta, Presidente Médici – Pelotas 3 e Pelotas 3
– Quinta, agravadas pelo crescimento da carga na região do porto de Rio
Grande, que é suprida pela SE Quinta 230 kV, e pela carga de levante hidráulico
da área sul do Rio Grande do Sul.
A implantação da LT 230 kV Nova Santa Rita – Camaquã 3 – Quinta, também
licitada à TSBE S.A., sob contrato de concessão nº 004/2012, com previsão para
maio de 2014, mitigará a necessidade de geração térmica para evitar corte de
carga por restrições locais na rede de 230 kV.
5.2
UTE Sepé Tiaraju
Os despachos mínimos necessários por razões elétricas na UTE Sepé Tiaraju
(1 x 160 + 1 x 88MW ), para os verões 2012/2013 e 2013/2014 são apresentados
na Figura 5-2 e foram dimensionados para suportar contingências no sistema de
525 kV que atende ao Rio Grande do Sul.
ONS
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Figura 5-2: Despachos Mínimos na UTE Sepé Tiaraju por Razões Elétricas – Ano 2013 e verão
2013/2014
300
250
MW
200
150
248
100
248
50
0
(1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação;
(2) Nos meses de janeiro a março de 2013, considera-se a unidade 1 (máquina do grupo A) da UTE Presidente
Médici em manutenção;
(3) Nos meses de janeiro a março de 2014, Na indisponibilidade das máquinas A da UTE P. Médici há risco de corte
de carga em contingência na rede de 525 kV.
Tendo em conta que a unidade 1 da UTE Presidente Médici permanecerá em
manutenção ao longo do período do verão 2012/2013, para suportar a perda da
LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita, sem atuação do ECE do Rio
Grande do Sul e conseqüente corte de carga na região de Porto Alegre, será
necessário o despacho das máquinas a gás e a vapor da UTE Sepé Tiaraju,
além dos 620 MW despachados nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3. Para
o verão 2013/2014 mesmo com o despacho pleno de 248 MW (1G+1V) da UTE
Sepé Tiaraju, ainda há risco de atuação do ECE na contingência citada, se as
máquinas A da UTE Presidente Médici permanecerem indisponíveis à operação.
Conforme descrito no item 5.1, a solução estrutural para este problema consiste
na duplicação da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita, obra já licitada pela ANEEL.
5.3
UTE Jorge Lacerda
Os despachos mínimos necessários por razões elétricas na UTE Jorge Lacerda
(2x50 + 2x66 + 2x131 + 363 MW) para o verão 2012/2013, no inverno de 2013,
verão 2013/2014 e abril de 2014, que são apresentados na Figura 5-3, foram
dimensionados para suportar contingências no sistema de 525 kV e nas linhas
de 230 kV das áreas leste e sul de Santa Catarina. A contingência mais severa
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que, define os despachos mínimos é a perda da LT 230 kV Forquilhinha –
Lajeado Grande.
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
66 66 66 66 66
2M
1G
146
1M
131
1M + 1G
abr/14
mar/14
fev/14
jan/14
dez/13
33
nov/13
out/13
set/13
ago/13
jul/13
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
fev/13
33 33 33 33 33 33 33
jan/13
MW
Figura 5-3: Despachos Mínimos na UTE Jorge Lacerda por Razões Elétricas Locais e
Sistêmicas – Pesada, Média e Leve, Ano de 2013 e verão 2013/2014
(1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação;
Cabe observar que não há solução estrutural pelo planejamento da expansão
que permita a total paralisação desse complexo termoelétrico. O assunto foi
objeto da carta DGL-007/2011, de 05.01.2011, atendendo questionamento do
Ofício n° 253/2010-SRG/ANEEL.
5.4
UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz
Os despachos mínimos necessários para o ano de 2013 e para o verão
2013/2014, em MW médios, 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 5-4, 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 – 5x225 MVA da SE Jacarepaguá.
ONS
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Figura 5-4: Despachos Mínimos nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz por Razões
Elétricas – Pesada, Média e Leve - Ano 2013 e 2014
450
400
350
300
250
200
150
100
50
-
176
227
227
UTE B. Lima Sobrinho
UTE Santa Cruz
(1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação;
(2) Considerando atraso na implantação da SE Zona Oeste 500/138 kV - 900 MVA em janeiro de 2014;
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
500/138 kV – 900 MVA e obras associadas, licitada à Furnas e prevista para
janeiro de 2014.
Considerando um eventual atraso da SE Zona Oeste 500/138 kV – 900 MVA, nos
meses de fevereiro e março de 2014 será necessário despachar 364 MW na
UTE Barbosa Lima Sobrinho e 283 MW na UTE Santa Cruz, totalizando 647 MW,
nos períodos de carga pesada e média para suportar a perda da LT 500 kV
Adrianópolis – Grajaú.
5.5
UTE Governador Leonel Brizola
Os despachos mínimos necessários para o verão 2013/2014 na UTE Governador
Leonel Brizola (8 x 120 + 1 x 184 MW), em MW médios, 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 500/138 kV – 4x600 MVA da SE São José.
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Figura 5-5: Despachos Mínimos na UTE Governador Leonel Brizola por Razões Elétricas –
Pesada, Média e Leve - Ano 2013 e 2014
200
150
100
180
180
50
-
UTE Gov. Leonel Brizola
(1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação;
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 a ISOLUX, atualmente prevista para
junho de 2014.
5.6
UTE Termonorte II
Com o aumento da disponibilidade de geração hidráulica na área Acre e
Rondônia devido à entrada sucessiva de unidades geradoras nas UHE´s Santo
Antônio e Jirau e da entrada em operação do 2° e 3° circuitos em 230 kV entre
as SE´s Jauru e Porto Velho, previsto para janeiro e agosto de 2013,
respectivamente, esse sistema passará a não necessitar de geração térmica na
UTE Termonorte II (3 x 75 + 1 x 115 MW), por razões elétricas.
No mês de janeiro de 2013, quando o sistema Acre e Rondônia será composto
por dois circuitos de 230 kV de Jauru até Rio Branco, dois blocos na estação
conversora Back-to-Back (2X400 MW), e um STATCOM em Rio Branco
(-20 / 50 Mvar), poderá ser necessário manter o transformador provisório
465 MVA 500/230 kV operando em paralelo com a estação conversora Back-toBack. Dessa forma, considerando-se o cronograma de entrada em operação das
unidades geradoras da UHE Santo Antônio, a geração térmica mínima por
razões elétricas será nula nesse período.
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No entanto, no período de fevereiro
operação do 1° Bipolo do Madeira e
de 230 kV entre as SE´s Jauru e
serem consideradas que devem
operativos.
a julho de 2013, ou seja, após a entrada em
antes da entrada em operação do 3° circuito
Porto Velho, existem tres configurações a
ser detalhadas no âmbito dos estudos
a) Manutenção do transformador provisório de 465 MVA 500/230 kV na
SE Coletora Porto Velho.
Para tanto, será necessária a utilização de um SEP que quando de rejeição
total ou falhas de comutação no 1° Bipolo do Madeira, promove o
desligamento do transformador provisório. Essa ação é necessária para se
evitar que o excedente de geração seja redirecionado para o sistema de
230 kV do Acre e Rondônia, ocasionando o colapso de tensão na região.
Poderá ser necessário adequar a função do Master Control de corte de
geração de unidades geradoras nas UHE´s Santo Antônio e Jirau, para o
funcionamento apropriado nesta configuração.
b) Operação com o barramento de 500 kV aberto segregando algumas unidades
geradoras para o transformador provisório as demais para o Back to Back e
bipolo.
c) Retirada do transformador provisório 500/230 kV - 465 MVA da SE Coletora
Porto Velho.
Para tanto, será necessária a manutenção de no mínimo quatro unidades
geradoras na UHE Samuel para se garantir o adequado comportamento do
sistema de 230 kV e da estação conversora Back-to-Back frente a faltas que
provoquem a separação do sistema Acre e Rondônia do restante do SIN.
A condição descrita na situação (b) decorre do fato de, ao se retirar de
operação as máquinas da UTE Termonorte II e não existir mais uma conexão
síncrona entre as máquinas da UHE Santo Antônio e Jirau e o sistema de
230 kV do Acre e Rondônia, o nível de curto circuito é reduzido a um
determinado valor que faltas no sistema de 230 kV provocarão queda de
tensão acentuada por todo o tronco de 230 kV, levando à falha de comutação
a estação conversora Back-to-Back. Assim, numa situação de perda da
interligação com o SIN que acarrete em falha de comutação na estação
conversora Back-to-Back, poderá haver um afundamento de tensão
generalizado na malha de 230 kV, podendo chegar a valores da ordem de
40%, o que não atende ao critério de 1° swing de tensão, além disso verificase subfrequências na rede que podem levar a atuação do ERAC.
Para evitar tal situação será necessário, caso não se conte com o
transformador provisório de 465 MVA 500/230 kV na SE Coletora Porto
Velho, a manutenção de no mínimo quatro unidades geradoras na UHE
Samuel sincronizadas na carga média e pesada a fim de garantir o adequado
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desempenho da rede. Durante a carga leve verificou-se a necessidade de se
manter no mínimo 3 unidades geradoras sincronizadas na UHE Samuel.
Ressalta-se que a previsão de geração térmica levou em consideração
alguns condicionantes com relação ao cronograma da UHE Santo Antônio e
na UHE Jirau aprovado pela ANEEL no aditamento do contrato, atualizado
pelo acompanhamento das usinas em construção, realizado pelo MME, na
reunião de junho de 2012, a saber:
d) No mês de janeiro de 2013 considerou-se como referência uma potência
despachada na UHE Santo Antônio e na UHE Jirau de até 600 MW.
e) No período de fevereiro a julho de 2013 considerou-se como referência uma
potência despachada pela estação conversora Back-to-Back de até 600 MW,
enquanto que o remanescente da potência instalada na UHE Santo Antônio e
na UHE Jirau foi transmitido pelo 1° Bipolo do Madeira.
f)
A partir de agosto de 2013 a outubro de 2013 considerou-se como referência
uma potência despachada pela estação conversora Back-to-Back de até
750 MW, enquanto que o remanescente da potência instalada na UHE Santo
Antônio e na UHE Jirau foi transmitido pelo 1° Bipolo do Madeira.
g) No período de novembro de 2013 a abril de 2014 considerou-se como
referência uma potência despachada pela estação conversora Back-to-Back
de até 750 MW, enquanto que o remanescente da potência instalada na UHE
Santo Antônio e na UHE Jirau foi transmitido pelo 1° e 2° Bipolos do Madeira.
Os valores de geração na UHE Santo Antônio e na UHE Jirau para as
configurações no sistema Acre e Rondônia descritas em (a), (b), (c) e (d) estão
condicionados aos resultados dos estudos operativos, quando deverão ser
definidas questões fundamentais como a localização da proteção de perda de
sincronismo e a implantação de sistemas especiais de proteção – SEP.
Conclui-se então que com o cronograma atual de entrada em operação de
unidades geradoras nas UHE´s Santo Antônio e Jirau, a partir da entrada em
operação do 2° circuito do tronco de 230 kV, associado à disponibilidade dos
dois blocos da estação conversora Back-to-Back e do transformador provisório
em paralelo não se prevê a necessidade de geração térmica no sistema Acre e
Rondônia para todo o horizonte do estudo.
Para as considerações a seguir ressalta-se que a partir da entrada em operação
do 3° circuito de 230 kV entre as SE´s Jauru e Porto Velho não foi verificada no
âmbito deste PEL, a necessidade de geração térmica mínima por razões
elétricas.
No período de fevereiro a julho de 2013, conforme supracitado poderá ser
necessário contar com uma geração térmica mínima por razões elétricas, da
ordem de 105 MW, equivalente ao ciclo (1 TG+ 1 TV), de forma a garantir um
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número mínimo de máquinas sincronizadas na área Acre e Rondônia até a
entrada do 3° circuito de 230 kV entre as SE´s Jauru e Vilhena, nas situações
sem o transformador provisório em paralelo com a estação conversora Back-toBack.
Adicionalmente, caso não seja possível a utilização de um SEP que possibilite a
operação em paralelo do transformador provisório de 465 MVA 500/230 kV ou a
operação com o barramento de 500 kV segregado na SE Coletora Porto Velho
após a entrada em operação do 1° Bipolo do Madeira e ocorra o atraso da
entrada em operação do 3° circuito do tronco de 230 kV, espera-se que durante
o período seco de julho a dezembro, poderá ser necessário manter a geração
térmica de 105 MW, para se garantir o número mínimo de unidades geradoras
sincronizadas na região.
5.7
UTEs de Manaus
Os despachos necessários nas 8 térmicas deste sistema foram dimensionados
considerando que essa geração em conjunto com a geração hidráulica da UHE
Balbina atenda a pelo menos 50% da carga deste sistema, tendo como premissa
que existirá um ERAC que cortará esse montante de carga para evitar colapso
de frequência quando da perda dupla Silves – Lechuga 500 kV
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 junho de 2013 a abril de 2014.
Para o horizonte de junho de 2013 a abril de 2014 está mostrado na figura seguir
os gráficos da maior carga usada por patamar para esse sistema.
Figura 5-6: Curva de carga do sistema Manaus – Junho/2013 - Abril/2014 – (MW)
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A geração hidráulica usada para a UHE Balbina leva em conta a geração média
mensal (MWmed) obtida pelo histórico de vazões no período de 1931 a 2010 e
foi aberta por patamar de carga conforme tabela a seguir.
Tabela 5-1: Geração média mensal na UHE Balbina – (MWmed)
Carga
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out Nov Dez
Pesada
37
77
131
207
248
227
196
177
149
109
61
29
Media
35
71
119
184
217
196
169
154
131
98
56
27
Leve
28
57
93
144
166
152
130
119
102
77
44
22
De acordo com as informações dos agentes foi considerada que a geração
térmica mínima por inflexibilidade é de 553 MW e a máxima é de 701 MW,
conforme tabela a seguir.
Tabela 5-2: Usinas térmicas convertidas para gás natural até Abril de 2014
UTE
Potência
Inflexibilidade
Disponível
[MW]
[MW]
Maua Bloco 3
110
99
Manauara
60
60
Ponta Negra
60
60
Cristiano Rocha
65
65
Jaraqui
60(gás)
60(óleo)
60(gás)
Tambaqui
60(gás)
60(óleo)
60(gás)
Aparecida Bloco 1
80
72
Aparecida Bloco 2
86
77
701
553
Total
A figura a seguir apresenta os despachos mínimos necessários de geração
térmica por razão elétrica para o horizonte junho de 2013 a abril de 2014:
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Figura 5-7: Geração térmica mínima do sistema Manaus – Junho/2013 – Abril/2014 – (MW)
PES
MED
LEV
Inflexibilidade
Geração Máxima
800
701
700
600
571
546
547
497
500
546
534
456 497 516
400
445 463
408
300
553
626
607 605
669 665
664
661
643 661 595595
584 566576
557
541
525 534
490
481
453
200
100
0
jun/13
jul/13
ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14
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.
Cabe ressaltar que o dimensionamento dessa geração térmica é de regime
permanente uma vez que a análise dinâmica do comportamento da frequência
em conjunto com o dimensionamento do ERAC e da geração térmica, quando da
perda dupla da interligação, está em andamento em função da atualização dos
modelos dinâmicos dos geradores e seus respectivos controladores do sistema
Manaus.
A conclusão da análise dinâmica resultará em um novo dimensionamento dessa
geração térmica.
5.8
UTE Santana
Os despachos de geração térmica necessários na UTE Santana
(4x15+3x16) MW foram dimensionados considerando que essa geração em
conjunto com a geração hidráulica da UHE Coaracy Nunes atenda a pelo menos
50% da carga deste sistema, tendo como premissa que existirá um ERAC que
cortará esse montante de carga para evitar colapso de frequência quando da
perda dupla da Jurupari- Laranjal 230 kV.
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O dimensionamento dessa geração térmica considera a carga prevista para o
sistema Amapá e a geração hidráulica da UHE Coaracy Nunes para cada mês no
horizonte de junho de 2013 a abril de 2014.
Para o horizonte de junho de 2013 a abril de 2014 esta mostrado na figura seguir
os gráficos da carga usada por patamar para esse sistema.
Figura 5-8: Curva de carga do sistema Amapá – Junho/2013 – Abril/ 2014 - (MW)
A geração hidráulica usada para a UHE Coaracy Nunes leva em conta a geração
média mensal (MWmed) obtida pelo histórico de vazões no período de 1931 a
2010 e foi aberta por patamar de carga conforme tabela a seguir.
Tabela 5-3: Geração média mensal na UHE Coaracy Nunes – (MWmed)
Carga
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Pesada
65
74
77
79
Media
62
69
70
Leve
50
55
55
Out Nov Dez
80
81
81
79
75
58
42
44
70
70
70
70
69
66
52
39
40
55
54
54
54
53
52
41
30
32
De acordo com as informações da Eletronorte foi considerada que a geração
máxima da UTE Santana é cerca de 110 MW.
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A figura a seguir, apresenta os despachos mínimos necessários de geração
térmica por razão elétrica para o horizonte de junho de 2013 a abri l de 2014:
Figura 5-9: Geração Térmica mínima do sistema Amapá – Junho/2013 – Abril/2014 – (MW)
PES
MED
LEV
Geração Máxima
120
110
100
81
80
66
60
46
40
38
36
31
29
20
19
24
76
79
53
64
47
56
54
48
48
45
40
20
51
82
45
41
30
30
46
24
46
44
24
26
0
jun/13
jul/13
ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14
Cabe ressaltar que o dimensionamento dessa geração térmica é de regime
permanente uma vez que a análise dinâmica do comportamento da frequência
em conjunto com o dimensionamento do ERAC e da geração térmica, quando da
perda dupla da interligação, está em andamento em função da atualização dos
modelos dinâmicos dos geradores e seus respectivos controladores do sistema
Amapá.
A conclusão da análise dinâmica resultará em um novo dimensionamento dessa
geração térmica.
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6
Necessidade de Definição de Soluções Estruturais
Os Itens a seguir descrevem situações operativas identificadas nos estudos do
PEL 2013/2014 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.
Detaca-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
Com Influência na Interligação Sul/Sudeste e Geração na UHE Itaipu
60Hz
Necessidade de SEPs, medidas operativas de alteração da topologia da rede ou
ainda condicionantes de geração mínima localizada, para possibilitar um
aumento na exploração dos limites de Intercâmbio Sul – Sudeste, em ambos os
sentidos, devido a violações de carregamento na rede de transmissão dos
sistemas receptores.
a) Dependência extrema de SEPs de corte de geração para contingências
duplas na malha de 765 kV, devido a esgotamento de recursos rápidos de
controle de tensão. Esta dependência deve ser reduzida a partir da entrada
em operação da LT 500 kV Bateias – Itatiba, proposta pela EPE para reforço
da interligação Sul – Sudeste.
b) Sobrecargas acima da máxima capacidade admissível em emergência da
transformação 765/500 kV – 4x1650 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) 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;
d) Sobrecargas em condições normais de operação na LT 138 kV Rosana –
Loanda nas situações de elevado despacho na usina de Rosana e/ou nas
usinas térmicas à biomassa do estado do Mato Grosso do Sul.
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6.2
Com influência nos Estados da Região Sul
Sistema de 525 kV da Região Sul
a) Esgotamento dos recursos de controle de tensão nas subestações 525/230 kV
de Curitiba e Bateias, em condição normal de operação e contingências na
rede de 525 kV e 230 kV, que se agrava para situações hidrológicas que
levem a despachos reduzidos nas usinas da Região Sul e elevados
intercâmbios com a Região Sudeste. Este problema de controle de tensão
deve ser equacionado a partir da consolidação da LT 500 kV Bateias – Itatiba,
proposta pela EPE para reforço da interligação Sul – Sudeste.
Estado do Paraná
b) Sobrecarga em contingência nas transformações 230/138 kV das subestações
Apucarana (2 x 150 MVA) e Foz do Chopim (2 x 150 MVA).
c) Subtensão em condição normal de operação nos barramentos secundário e
terciário da SE São Mateus do Sul 230/34,5/13,8 kV, que resulta ainda mais
degradado em contingências no sistema de 525 kV e 230 kV da região.
d) Subtensão nas barras de 230 kV das subestações Guaíra, Ponta Grossa
Norte e Ponta Grossa Sul, na contingência de linhas de 230 kV das regiões
oeste e centro-sul do Paraná.
e) Não atendimento ao critério (n-1) na perda de um transformador de
subestações de fronteira do Paraná, devido à operação em aberto do
barramento secundário destas subestações.
Estado de Santa Catarina
f) Necessidade de despacho preventivo da UTE Jorge Lacerda, de modo a
evitar problemas de subtensão na rede de 69 kV local, em contingências nas
linhas de 230 kV da área sul de Santa Catarina, que se agravam com o
crescimento da carga na região.
g) Sobrecarga em contingência nos transformadores 230/69 kV da SE Jorge
Lacerda, considerando o despacho pleno da UTE Jorge Lacerda, sem as
unidades A1 e A2, integradas em 138 kV..
h) Restrições de desempenho na rede de 138 kV da CELESC, associadas à
perda da LT 230 kV Biguaçu – Desterro ou do único transformador 230/138 kV
da SE Desterro, no atendimento da parte insular de Florianópolis.
Estado do Rio Grande do Sul
i) Necessidade de despacho preventivo das UTEs Presidente Médici ou
Candiota 3, de modo a evitar problemas de subtensão nas barras de 230 kV
das subestações Quinta, Pelotas 3 e Presidente Médici, em contingências nas
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linhas de 230 kV da região sul do Rio Grande do Sul, que se agravam com o
crescimento da carga na região.
j) Subtensão na barra de 230 kV da SE Lagoa Vermelha 2 e sobrecarga na LT
230 kV Passo Fundo – Santa Marta, na contingência da LT 230 kV Barra
Grande – Lagoa Vermelha 2.
k) Sobrecarga em condição normal de operação na SE Caxias 5 230/13,8 kV – 2
x 50 MVA, que opera com o barramento secundário aberto.
l) 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.
6.3
Com influência nos Estados da Região Sudeste
a) Possibilidade 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 1080 MW, quando da contingência dupla dos cabos
subterrâneos 345 kV Xavantes – Bandeirantes que acarreta em sobrecarga
120% no remanescente.
b) 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 20% na transformação de Linhares 230/138 kV – 150 MVA na
contingência simples da transformação de Mascarenhas 230/138 kV 300 MVA.
c) Necessidade de limitar em 270 MW o fluxo no transformador defasador
500/138 kV – 400 MVA da SE Angra, devido a sobrecargas em situações de
contingências no tronco de 138 kV Santa Cruz – Angra.
d) Desotimização energética do SIN em função de restrições de geração nas
usinas do Mato Grosso e/ou Acre/Rondônia para evitar 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.
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6.4
Com Influência nos Estados da Região Norte
a) Atendimento do critério N-1 para o sistema radial de Porto Franco, localizado
na região sul do estado do Maranhão.
b) Colapso de tensão na região metropolitana de Belém, na perda do circuito
duplo 230 kV Vila do Conde – Guamá ou Guamá – Utinga.
c) Atendimento do critério N-1 para o sistema radial do Tramoeste, localizado na
região oeste do estado do Pará.
6.5
Com Influência nos Estados da Região Centro-Oeste
a) Subtensão nas subestações de 138 kV Eldorado e Naviraí no Mato Grosso do
Sul e na barra de 230 kV da SE Guaíra no Paraná, na contingência da LT
230 kV Cascavel Oeste – Guaíra.
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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.
7.1
Obras com Influência nas Interligações Sul/Sudeste e Geração na UHE
Itaipu 60 Hz.
a) Agilizar a consolidação e outorga da LT 500 kV Bateias – Itatiba, de solução
estrutural, para reforço da interligação Sul-Sudeste, a ser recomendada no
atual 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.
b) Agilizar a assinatura do Contrato de Concessão da LT 230 kV Londrina
(Eletrosul) –Figueira C2, licitada, para eliminar sobrecarga na LT 230 kV
Londrina – Figueira na contingência da LT 230 kV Figueira – Chavantes e
vice – versa, além de eliminar sobrecargas na transformação 230/138 kV da
SE Chavantes quando da perda da única LT 230 kV Londrina – Figueira,
problemas que atualmente podem impor restrições à plena exploração dos
limites de Recebimento pelo Sul.
c) Agilizar a assinatura do contrato de concessão da LT 230 kV Foz do Chopim –
Salto Osório C2, para eliminar sobrecargas em regime normal de operação na
LT 230 kV Foz do Chopim – Salto Osório e 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.
7.2
Obras com Influência nas Interligações N/NE, N/S e SE/NE
a) Agilizar a outorga da LT 500 kV Luiz Gonzaga – Milagres C2, para solucionar os
problemas de sobrecarga no eixo 230 kV Paulo Afonso – Milagres quando da
contingência do único circuito atualmente em operação da referida linha de
transmissão em 500 kV.
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b) Agilizar a outorga da LT 500 kV Presidente Dutra-Teresina II C3, LT 500 kV
Teresina II - Sobral III C3, subestação 500 kV Gilbués (nova), LT 500 kV
Miracema - Gilbués C1 e C2, LT 500 kV Gilbués - São João do Piauí, LT 500 kV
São João do Piauí - Milagres C2; SE 500 kV Barreiras II (nova), 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 visam 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.
7.3
Obras com Influência na Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus
a) Agilizar a outorga da LT 69 kV Macapá (Isolux) – Macapá II com conexão
provisória até a entrada em operação da SE Macapá II (nova), da LT 69 kV
Macapá (Isolux) – Santa Rita com conexão provisória e da LT 69 kV Macapá
(Isolux) – Santana com conexão provisória, para viabilizar a interligação do
sistema Amapá ao SIN.
b) Agilizar a outorga de uma das alternativas descritas a seguir, que viabilizem o
suprimento à carga do município de Laranjal do Jarí quando da entrada em
operação da SE Laranjal (Isolux) 230 / 69 kV – 2 x 100 MVA em conjunto com a
interligação Tucuruí – Macapá – Manaus:
Alternativa 1 – Expansão do setor de 69 kV da SE 230 / 69 kV Laranjal (Isolux)
através de dois transformadores 69 / 13.8 kV – 26.6 MVA e 2 circuitos 13.8 kV até
Laranjal(UTE CEA).
Alternativa 2 – SE 69 kV Laranjal (nova) - dois transformadores 69 / 13.8 kV –
26.6 MVA e LT 69 kV Laranjal (Isolux) – Laranjal (nova).
7.4
Obras na Área Rio Grande do Sul
a) Seccionamento da LT 525 kV Itá – Garabi II na SE Santo Ângelo, a ser
autorizado à Endesa CIEN, que equacionará o problema de baixo perfil de
tensão na área Oeste do Rio Grande do Sul, na contingência da LT 525 kV Itá
– Santo Ângelo.
b) Agilizar a assinatura do Contrato de Concessão da SE Povo Novo 525/230 kV
– 672 MVA, SE Santa Vitória do Palmar 525/138 kV – 75 MVA, LT 525 kV
Nova Santa Rita – Povo Novo, LT 525 kV Povo Novo – Marmeleiro, LT 525 kV
Marmeleiro – Santa Vitória do Palmar, Seccionamento da LT 230 kV Camaquã
3 – Quinta na SE Ponto Novo e Compensador Síncrono – 200 Mvar/525 kV na
SE Marmeleiro, licitadas ao Consórcio BAL (ELETROSUL e CEEE-GT), no
ONS
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Leilão de Transmissão ANEEL nº 005/2012, realizado em 06 de junho de
2012, para viabilizar o escoamento de geração eólica integrada no Sul do R io
Grande do Sul, e que eliminarão as restrições de atendimento a essa região e
reduzirão a dependência do atendimento da carga local ao despacho das
UTEs Presidente Médici e Candiota 3.
c) 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.
d) SE Lajeado 3 230/69 kV– 2 x 83 MVA e LT 230 kV Lajeado 2 – 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 88 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.
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7.5
Obras na Área São Paulo
a) 3º transformador 500/345 kV – 750 MVA da SE Ibiúna para evitar a
necessidade de limitar a injeção pelo ELO de Corrente Contínua, da
UHE Itaipu 50 Hz, através da monitoração de inequações sistêmicas para
controlar o carregamento da transformação da SE Ibiúna 500/345 kV –
2x750 MVA, na contingência de um dos transformadores dessa subestação e
na contingência da LT 500 kV Ibiúna – Itatiba.
b) LT 500 kV Araraquara 2 – Itatiba, para evitar a necessidade de limitar a
injeção pelo ELO de Corrente Contínua, da UHE Itaipu 50 Hz, através da
monitoração de inequações sistêmicas, além de se manter ativado um SEP de
alívio de carregamento na SE Campinas, com objetivo de controlar a
sobrecarga na transformação da SE Ibiúna 500/345 kV – 2x750 MVA, além de
sobrecarga nos transformadores 345/138 kV – 5x150 MVA da SE Campinas,
na contingência da LT 500 kV Campinas – Itatiba.
c) SE Paraguaçu Paulista II 230/88 kV, com implantação do 1º
autotransformador 230/88 kV – 150 MVA e seccionamento da LT 88 kV
Presidente Prudente – Assis (C1 e C2), além da LT 230 kV Assis – Paraguaçu
Paulista II, circuito duplo em 230 kV com 39 km de extensão, que aliviará o
carregamento da transformação 230/88 kV - 2 x 38 MVA da SE Assis,
proposta no PAR 2012 - 2014, para eliminar sobrecarga em condição normal,
para cenários com despachos elevados nas usinas da Bacia do
Paranapanema conectadas na malha de 88 kV bem como nas usinas à
biomassa da região.
d) SE Piracicaba Centro 440/138 kV (Nova), com implantação do 1º e 2º bancos de
transformadores 440/138 kV – 400 MVA e unidade reserva instalação de 2
bancos de capacitores, manobráveis 2x50 Mvar/138 kV, em seccionamento da
LT 440 kV Araraquara – Santa Bárbara, necessária devido às perspectivas de
expansão do mercado na região de Piracicaba e o esgotamento da capacidade
das instalações de fronteira existentes e também para evitar sobrecarga
inadmissível na transformação 440/138 kV da SE Santa Bárbara em situações de
contingência.
e) 3º transformador 440/138 kV – 300 MVA da SE Araras, para evitar que a
contingência de um dos transformadores dessa SE acarrete sobrecarga, nas
unidades remanescentes, superior ao limite de curta duração admitido por
esses equipamentos.
f) Recapacitação da LT 138 kV Mogi Mirim II - Bragança Paulista, DIT, trecho
CD de 43,3 km entre SE Mogi Mirim II e a derivação Amparo (CPFL), para
75º/90º, para eliminação de sobrecarga da ordem de 50% na LT em regime
normal de operação. Obra com necessidade imediata.
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g) SE Três Lagoas 2 440/138 kV (NOVA) - construção de subestação com (6+1)
unidades TR monofásicas 440/138 kV – 100 MVA e conexões, seccionamento
da LT 440 kV Jupiá - Taquaruçu com implantação de trecho de LT circuito
duplo 440 kV com 9 km de extensão, seccionamento da LT 440 kV Jupiá Getulina C1 com implantação de trecho de LT circuito duplo 440 kV com 9 km
de extensão e obras associadas. Construção de trecho de LT circuito duplo
138 kV com 0,4 km de extensão da SE Três Lagoas 2 até a SE Três Lag oas,
da Petrobras, e obras associadas. Elimina sobrecargas em regime normal de
operação na transformação 440/138 kV 1x300 MVA da SE Jupiá no período
de safra, quando coincidente com elevada geração nas unidades da UHE
Jupiá conectadas diretamente no 138 kV (2x110 MW) e na UTE Luis Carlos
Prestes. Obra em fase final de consolidação.
A seguir, letras (h), (i) e (j), estão relacionados problemas identificados em DITs
localizadas na área São Paulo cujas soluções estruturais indicadas pela EPE
estão sendo analisadas e necessitarão de outorga/autorização, assim que a
solução definitiva seja consolidada, para entrada em operação o mais breve
possível:
h) Sobrecarga em regime normal de operação na LT 138 kV Bariri - Bauru que
atualmente pode ocasionar restrição de geração da ordem de 100 MW nas
usinas da Bacia do Médio Tietê.
i) Sobrecargas em regime normal de operação na LT 138 kV Rio Claro - Limeira,
trecho de derivação entre Cordeirópolis e Limeira I.
j) Sobrecargas em regime normal de operação na LT 138 kV Porto Ferreira Araras, trecho de derivação entre Pirassununga Petrobras e UTE Baldin.
7.6
Obras na Área Minas Gerais
a) LT 500 kV Itabirito - Vespasiano, obra planejada pelo trabalho conjunto EPEONS no âmbito FT Copa 2014 para evitar valor elevado de perda de carga,
quando de contingências duplas, além de aumentar a confiabilidade da área
Minas Gerais.
b) Autotransformador 345/289 kV (3+1)x150 MVA - 450 MVA da SE Três
Marias, indicado para eliminação de problema de sobrecarga inadmissível na
transformação existente e também na LT 138 kV Três Marias - Várzea da
Palma em situações de contingências.
7.7
Obras na Área Sudoeste do Sistema Nordeste
Estado da Bahia
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a) Abaixamento 500/230 kV na futura SE Barreiras II, com 1 (um) banco de
autotransformadores 500/230 kV - 300 MVA e o seccionamento da LT 230 kV
Bom Jesus da Lapa - Barreiras na SE Barreiras II, que soluciona o
atendimento do critério N-1 para o sistema radial de Barreiras.
7.8
Obras na Área Leste do Sistema Nordeste
Estado de Pernambuco
a) Remanejamento das linhas de transmissão 230 kV Pau Ferro – Mirueira e
Goianinha – Mirueira para a SE Mirueira II, e os trechos de linha de 230 kV
subterrâneos na entrada da SE Mirueira II, SE já licitada à CHESF para
fevereiro de 2014. Ressalta-se a necessidade de autorização desses reforços
para viabilizar a entrada em operação da SE Mirueira II.
7.9
Obras na Área Goiás e Distrito Federal
a) LT 230 kV Itapaci – Barro Alto C2, para evitar a interrupção total das cargas
atendidas pela SE Itapaci 230/69 kV – 2x50 MVA e consumidor Mineração
Maracá, a qual monta a mais de 100 MW nos períodos de ponta de carga,
quando da contingência da LT 230 kV Itapaci – Barro Alto e da
indisponibilidade da UTE Codora.
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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 está subdividido em dois grupos ,
onde o primeiro se refere às obras constantes dos Documentos de Obras
Consolidadas - PAR/PET, e o segundo aos equipamentos superados
encaminhados através do Plano de Modernização de Instalações – PMI.
8.1
Obras com Necessidade de Agilização para Entrada em Operação,
Encaminhadas Através do PAR/PET
São relatadas, a seguir, obras com outorga da ANEEL cujos impactos na
operação do SIN são significativos. Estas obras merecem acompanhamento
especial e exigem ações que agilizem a sua entrada em operação, sejam ações
junto aos órgãos responsáveis pelo licenciamento ambiental ou mesmo junto ao
próprio empreendedor, para cumprir o cronograma de construção.
8.1.1
Obras Associadas ao Escoamento das Usinas do Madeira para o
Sudeste
a) Estação Retificadora Nº 1 CA-CC 500 kV/+/-600 kV e Estação Inversora Nº 1
CC-CA +/-600 kV/500 kV, licitada a Estação Transmissora de Energia Elétrica,
e LT Coletora de Porto Velho – Araraquara CC +/-600 kV C1, licitada a
Interligação Elétrica do Madeira, previstas para fevereiro de 2013. Essas
obras visam permitir o escoamento das usinas do Complexo Madeira em até
3.150 MW para a região Sudeste. Destaca-se que a potência nominal do
Back to Back, 800 MW, bem como o sistema Acre e Rondônia não são
capazes de transmitir uma potência superior a 750 MW, considerando todo o
cronograma de obras previsto para região, logo é imprescindível a entrada em
operação do sistema de escoamento do Madeira a partir da 12ª unidade da
UHE Santo Antônio de modo a viabilizar a disponibilidade dessa geração, bem
como das unidades da UHE Jirau para o SIN.
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b) Estação Retificadora Nº 2 CA-CC 500 kV/+/-600 kV e Estação Inversora Nº 2
CC-CA +/-600 kV/500 kV, licitada à Interligação Elétrica do Madeira, e LT
Coletora de Porto Velho – Araraquara CC +/-600 kV C2, licitada a Norte Brasil
Transmissora de Energia, previstas a partir de dezembro de 2013. Essas
obras visam permitir o escoamento de todas as usinas do complexo do
madeira totalizando 6300 MW para a região Sudeste.
Destaca-se a importância de ações no âmbito do CMSE no sentido de
acompanhar a execução das obras citadas em (a) e (b)
c) LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté licitada à Copel GT, prevista para entrar
em operação em outubro de 2012 e neste PEL, postergada para janeiro de
2014. Estas obras fazem parte do sistema receptor da potência a ser
transmitida pelos bipolos 1 e 2 Porto Velho – Araraquara 2. Seu atraso
implicará em operação não satisfatória na rede de escoamento da geração
das usinas do Rio Madeira para às áreas São Paulo e Rio de Janeiro,
principalmente em situações de contingências.
8.1.2
Obras na Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá
a) LT 500 kV Tucuruí – Xingu – Jurupari e SEs associadas, licitada à Linhas de
Xingu Transmissora de Energia – LXTE prevista para junho de 2013; LT 500
kV Jurupari – Oriximiná e LT 230 kV Jurupari – Laranjal – Macapá e SEs
associadas, licitadas à Linhas de Macapá Transmissora de Energia – LMTE,
previstas para junho de 2013; LT 500 kV Oriximiná – Silves (antiga
Itacoatiara) – Lechuga (antiga Cariri) e SEs associadas, licitada à Manaus
Transmissora de Energia – MTE, prevista para novembro de 2012. Essas
obras integram o sistema de transmissão que interligará os sistemas
atualmente isolados de Manaus e Macapá ao SIN.
8.1.3
Obras com Influência na Interligação Sul/Sudeste
a) LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti C3 e C4, licitada a FURNAS, com data
contratual prevista para outubro de 2007 e neste PEL postergada para
novembro de 2012, visa evitar sobrecargas inadmissíveis em um dos dois
circuitos existentes (C1 ou C2) quando da contingência do circuito paralelo. O
atraso pode comprometer a otimização energética nas situações de valores
elevados de intercâmbios orientados da região Sul para a região Sudeste.
Atualmente as restrições são mitigadas pela utilização de SEP de alteração de
topologia.
b) 4º banco de transformadores 765/345 kV – 1.500 MVA na SE Tijuco Preto,
outorgado a FURNAS, com data contratual prevista para julho de 2011 e neste
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PEL postergada para novembro de 2012, 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 Preto, e a reconfiguração de linhas de transmissão e transformadores
ligados aos dois barramentos de 345 kV.
c) LT 525 kV Salto Santiago – Itá C2 licitada à Transmissora Sul Brasileira de
Energia S.A., sob contrato de concessão nº 004/2012, assinado em 10 de
maio de 2012, com previsão contratual para maio de 2014. Essa obra
minimiza restrições ao recebimento de energia pela Região Sul e limitação
aos cenários de baixa geração nos rios Uruguai e Jacuí sem necessidade de
atuação de esquema de corte de até 700 MW no Rio Grande do Sul quando
da perda do único circuito da LT 525 kV Salto Santiago - Itá. Recomenda-se
antecipar esta obra para dezembro de 2013.
d) Reforço do isolamento das instalações de 765 kV nas Subestações de Tijuco
Preto, Ivaiporã e Foz do Iguaçu (instalação de booster sheds na cadeia de
isoladores), para evitar risco de perda de linhas de 765 kV em decorrência de
falha do isolamento.
8.1.4
Obras
com
Influência
Sudeste/Nordeste
nas
Interligações
Norte/Nordeste
e
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.
b) 2º banco de autotransformadores 500/230 kV – 600 MVA na SE Milagres,
autorizado à Chesf para maio de 2013, atualmente prevista para outubro de
2013, para evitar restrição nos valores de recebimento da região Nordeste,
devido à sobrecarga em condição normal de operação na unidade existente.
c) 3º banco de autotransformadores 500/230 kV – 300 MVA na SE Teresina II,
autorizado à Chesf para dezembro de 2013, para evitar restrição nos valores
de recebimento da região Nordeste, devido à sobrecarga em contingência nas
unidades remanescentes.
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d) 1º CE (-150, +250) Mvar/230 kV na SE Sapeaçu, autorizado a TAESA para
junho de 2013, para melhorar o controle de tensão em condição normal de
operação nas SEs da Interligação Sudeste/Nordeste e nas SEs Camaçari II e
Camaçari IV, além de minimizar afundamentos de tensão em contingências
simples no sistema de 500 kV que atende à área Sul do sistema Nordeste.
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8.1.5
Obras na Área Rio Grande do Sul
a) LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2 e reator de linha manobrável de 150 Mvar
no terminal da SE Nova Santa Rita, licitada à Transmissora Sul Brasileira de
Energia S.A., sob contrato de concessão nº 004/2012, assinado em 10 de
maio de 2012, com previsão contratual para maio de 2014, que permitirá
reduzir a geração térmica mínima necessária por razões elétricas sistêmicas
no Rio Grande do Sul e evitar corte de carga na região de Porto Alegre em
contingências no sistema de 525 kV. Recomenda-se antecipar esta obra para
dezembro de 2013.
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, licitada à Transmissora Sul Brasileira
de Energia S.A., sob contrato de concessão nº 004/2012, assinado em 10 de
maio de 2012, com previsão contratual para maio de 2014, que melhorará o
atendimento às regiões de Camaquã, Pelotas e Quinta, permitirá reduzir a
geração térmica mínima necessária por razões elétricas locais nas UTEs
Presidente Médici e Candiota 3 e evitará corte de carga na região Sul do Rio
Grande do Sul em contingências no sistema de 230 kV. Recomenda-se
antecipar esta obra para dezembro de 2013.
c) Ampliação da planta da UTE Sepé Tiaraju, que compreende a instalação de
um turbogerador a vapor de 88 MW, autorizada à Petrobras pela ReA ANEEL
nº 2907/2011, com previsão contratual para outubro de 2012. A Petrobras
informou ao ONS uma possível postergação desta unidade para final de
fevereiro de 2013. Dada a importância da operação da UTE Sepé Tiaraju em
ciclo combinado, com despacho de 248 MW, no adequado atendimento ao Rio
Grande do Sul nos próximos verões, recomenda-se manter a implantação
desta obra na data contratual.
d) LT 230 kV Nova Santa Rita – Porto Alegre 9 e LT 230 kV Porto Alegre 9 –
Porto Alegre 8, licitadas à Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda., sob
contrato de concessão nº 001/2011, assinado em 27 de julho de 2011, com
previsão contratual para julho de 2013, que evitarão corte de carga em
contingências simples e duplas na rede de 230 kV na região metropolitana de
Porto Alegre.
e) LT 230 kV Monte Claro – Garibaldi, licitadas à RS Energia S.A., sob contrato
de concessão nº 012/2010, assinado em 06 de outubro de 2010, com previsão
contratual para outubro de 2012, que evitará corte de carga na região de
Garibaldi, atualmente atendida radialmente pela LT 230 kV Garibaldi –
Farroupilha, quando da perda desta linha, e também evitará sobrecargas nas
LTs 230 kV Farroupilha – Monte Claro em situações de escoamento máximo
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de geração no complexo das usinas hidrelétricas do CERAN. O
acompanhamento do DMSE indica a data de 30 de janeiro de 2013 para
implantação desta linha. Recomenda-se manter a implantação desta obra na
data contratual.
f) Complementação do seccionamento e adequação das SEs Eldorado do Sul,
Canoas 1 e São Vicente do Sul, autorizadas à CEEE-GT e previstas
respectivamente para julho, agosto e setembro de 2013, as quais seccionam
as LTs 230 kV Camaquã – Porto Alegre 9, Cidade Industrial – Porto Alegre 9 e
Alegrete 2 – Santa Maria 3, que evitarão interrupção do atendimento às
cargas das referidas subestações, quando de contingência simples das linhas
relacionadas.
g) Bancos de capacitores em 230 kV nas SEs, Maçambará – 30 Mvar, São Borja
2 – 30 Mvar e Quinta – 25 Mvar, autorizados à CEEE-GT e previstos para
junho, novembro e dezembro de 2013, respectivamente, que evitarão
violações de tensão decorrentes de contingências de linhas de 230 kV.
h) SEs 230/69 kV Porto Alegre 12 – 2 x 83 MVA, Restinga – 2 x 83 MVA e
Viamão 3 – 3 x 83 MVA e linhas de transmissão associadas, licitadas à
Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda., sob contrato de concessão nº
001/2011, assinado em 27 de julho de 2011, com previsão contratual para
julho de 2013, que eliminarão 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 propiciarão 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.
i) 4º banco de autotransformadores 525/230 kV – 672 MVA na SE Nova Santa
Rita, autorizado à ELETROSUL com previsão contratual para dezembro de
2013, que evitará sobrecarga nos bancos de autotransformadores
remanescentes da subestação, na contingência de um dos referidos
equipamentos ou da LT 525 kV Nova Santa Rita – Gravataí.
j) SE 230/69 kV Caxias 6 – 2 x 165 MVA, seccionando a LT 230 kV Caxias –
Castertech, licitada à RS Energia S.A., sob contrato de concessão nº
011/2010, assinado em 06 de outubro de 2010, com previsão contratual para
outubro de 2012, que evitará corte de carga para contingência simples nas
subestações 230/69 kV Caxias 2 e Caxias 5.
k) SE 230/69 kV Nova Petrópolis 2 – 1 x 83 MVA, seccionando a LT 230 kV
Caxias – Taquara, licitada à RS Energia S.A., sob contrato de concessão nº
011/2010, assinado em 06 de outubro de 2010, com previsão contratual para
outubro de 2012, que melhorará o atendimento à Nova Petrópolis, Gramado e
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Canela e evitará corte de carga na região na contingência de um dos
transformadores 230/69 kV da SE Farroupilha.
l) 2º transformador 230/13,8 kV – 50 MVA na SE Porto Alegre 10, autorizado à
CEEE-GT e previsto para janeiro de 2014, que eliminará risco de corte de
carga no centro de Porto Alegre devido à sobrecarga em regime normal de
operação no único transformador da subestação.
m) 2º transformador 230/23 kV – 50 MVA na SE Canoas 1, autorizado à CEEEGT e previsto para agosto de 2013, que eliminará risco de corte de carga na
região de Canoas devido à sobrecarga em regime normal de operação no
único transformador da subestação.
n) Adequação da proteção da LT 138 kV Santa Marta – Passo Fundo 1 no
terminal da SE Santa Marta, autorizada à CEEE-GT, com previsão contratual
para setembro de 2010, que permitirá o fechamento do anel entre Passo
Fundo e Lagoa Vermelha, evitando sobrecargas na SE 230/138 kV Santa
Marta, na contingência de um dos seus transformadores, após a adequação
do barramento de 230 kV desta subestação, previstas para agosto de 2013,
notadamente no caso de despachos reduzidos nas PCHs conectadas na rede
de 138 kV da região.
o) 3º transformador 230/69 kV – 83 MVA na SE Lajeado 2, autorizado à CEEEGT e previsto para agosto de 2012, que evitará risco de corte de carga devido à
sobrecarga inadmissível nos transformadores remanescentes desta subestação,
na contingência de um dos referidos equipamentos.
8.1.6
Obras na Área Santa Catarina
a) LT 230 kV Joinville Norte – Curitiba C2, outorgada à IE Sul, sob contrato de
concessão nº 016/2008 de 18/10/2008, com previsão contratual para
16/04/2010, prevista para agosto de 2013, que visa eliminar sobrecarga no
circuito 1 desta mesma linha, na contingência da LT 525 kV Blumenau –
Curitiba. Recomenda-se manter o prazo contratual.
b) 3º transformador 230/138 kV – 150 MVA SE Biguaçu, outorgado à Eletrosul
pela REA 2589/2010 de 03/11/2010, previsto para novembro de 2012, que visa
eliminar sobrecarga na contingência de um dos transformadores existentes
dessa subestação.
c) 3º transformador 230/138 kV – 150 MVA SE Joinville Norte, outorgado à
Eletrosul pela REA 3161/2011 de 18/10/2011, previsto para outubro de 2013,
que visa eliminar sobrecarga na contingência de um dos transformadores
existentes dessa subestação.
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d) SE Gaspar 230/138 kV – 2 x 150 MVA. que visa aliviar carga da SE
Blumenau, garantindo o adequado suprimento a estas cargas e evitar risco de
corte de carga devido à sobrecarga em condição de contingência nos
transformadores 230/138 kV da SE Blumenau.
8.1.7
Obras na Área Paraná
a) 3º banco de autotransformadores 525/230 kV – 600 MVA na SE Cascavel
Oeste, autorizado à COPEL-GT para agosto de 2013, que equaciona
problemas de sobrecarga na contingência de um dos transformadores dessa
subestação. Recomenda-se manter o prazo contratual.
b) SE Curitiba Leste 525/230 kV –600 MVA e LT 525 kV Curitiba – Curitiba
Leste, previstos para maio de 2014, 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.
c) LT 230 kV Uberaba – Umbará C2, autorizada à COPEL-GT e prevista para
fevereiro de 2013, para eliminar sobrecargas em contingência em linhas do
anel de 230 kV da região metropolitana de Curitiba.
d) SE Umuarama 230/138 kV – 2 x 150 MVA e LT 230 kV Cascavel Oeste –
Umuarama, licitadas à Costa Oeste Transmissora de Energia S.A., com
contrato de concessão nº 001/2012 e previsão contratual para janeiro de
2014, e SE Cascavel Norte 230/138 kV – 2 x 150 MVA e LT 230 kV Cascavel
Oeste – Cascavel Norte C2, com contrato de concessão nº 007/2012 e
previsão contratual para maio de 2014, que equacionam os problemas de
sobrecarga inadmissível nos circuitos 2 ou 3 da LT 230 kV Cascavel Oeste –
Cascavel, na contingência do circuito 1 desta linha e vice-versa (observe-se
que os circuitos 2 e 3 desta linha utilizam a mesma torre).
e) Substituição dos 2 transformadores 230/138 kV de 75 MVA na SE Ponta
Grossa Norte por outros 2 transformadores de 150 MVA, autorizado a COPELGT para dezembro de 2013 pela REA ANEEL nº 3253/2011, que equaciona
problemas de sobrecarga nesta subestação, na contingência de um dos
transformadores.
f) Banco de capacitores de 50 Mvar na tensão de 230 kV na SE Jaguariaíva,
para mitigar problemas de tensão em contingência na rede de 230 kV,
autorizado à COPEL-GT, previsto para outubro de 2012.
ONS
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g) Bancos de capacitores na tensão de 138 kV nas subestações Londrina
(45 Mvar), Maringá (75 Mvar), Ponta Grossa Norte (30 Mvar) e Sarandi (15
Mvar), autorizados à COPEL-GT, previstos para abril de 2013, para corrigir
baixo fator de potência nas barras de 138 kV destas subestações.
8.1.8
Obras na Área Mato Grosso do Sul
a) LT 230 kV Chapadão – Imbirussu, circuito simples, com aproximadamente 295
km de extensão, outorgada à Brilhante Transmissora de Energia Ltda., em
fase final de construção, foi paralisada devido a um embargo da justiça. A
Brilhante já está com o parecer favorável dos peritos, faltando apenas a
sentença final do Juiz. Essa obra, com data de tendência para entrada em
operação prevista para 30 de outubro de 2012. possibilita o fechamento do
anel de 230 kV entre Ilha Solteira e Nova Porto Primavera, aumentando a
confiabilidade do atendimento ao estado do MS, estando também associado
ao escoamento das usinas à biomassa e PCH do MS.
b) LT 230 kV Chapadão – Jataí, circuito duplo, com aproximadamente 128 km de
extensão, outorgada à Transenergia Renovável S.A., prevista para entrar em
operação outubro de 2012. Essa obra está diretamente relacionada com o
escoamento de usinas à biomassa do estado de Goiás, porém com impacto
no estado do Mato Grosso do Sul.
c) 3º transformador 230/138 kV – 150 MVA SE Imbirussu, autorizado à Porto
Primavera Transmissora de Energia S.A., previsto para novembro de 2012,
que visa eliminar sobrecarga na contingência de um dos transformadores
existentes dessa subestação.
d) Instalação de um novo reator fixo de 20 Mvar no terminal da SE Ivinhema da
LT 230 kV Ivinhema - Dourados, autorizado à Porto Primavera Transmissora
de Energia S.A., previsto para dezembro de 2012. Essa obra para possibilitará
a energização da LT 230 kV Ivinhema - Dourados a partir de ambos os
terminais e também contribuirá para o controle de tensão na rede de 230 kV,
nos cenários de carga leve e mínima.
e) Compensador Estático de Reativos de 50 Mvar na SE Anastácio, outorgado à
Linha de Transmissão Corumbá Ltda., previsto para entrar em operação em
junho de 2013.
f) LT 230 kV Anastácio – Corumbá, circuito duplo com cerca de 300 km de
extensão, e reatores de linha associados, outorgada à Linha de Transmissão
Corumbá Ltda., com previsão para junho de 2013.
ONS
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g) Nova SE 230/138 kV Corumbá com dois transformadores 230/138 kV –
100 MVA, e módulos em 138 kV para as linhas Corumbá Enersul C1 e C2,
Aquidauana e Miranda, outorgada à Linha de Transmissão Corumbá Ltda. e
previsto para junho de 2013.
8.1.9
Obras na Área São Paulo
De modo geral destaca-se a importância de ações no âmbito do GT São Paulo
para o equacionamento de pendências e agilização de licenciamento ambiental e
acompanhamento dos cronogramas das obras, com a participação direta dos
órgãos estaduais, na tentativa de minimizar o atraso dos empreendimentos.
a) LT 345 kV Itapeti – Nordeste, licitada a Furnas, com data contratual prevista
para outubro de 2007 e neste PEL postergada para junho de 2013. O
atendimento às cargas da SE Nordeste fica comprometido na ocorrência de
contingências de linhas de transmissão que suprem esta subestação, sendo
necessária atuação de SEP de corte de carga.
b) SE Itatiba 500/138 kV - 2x400 MVA e obras associadas na rede de 138 kV da
CPFL, com data contratual prevista para setembro/2011 e neste PEL
postergada para setembro de 2012. Obras importantes para evitar riscos de
sobrecargas em condição normal de operação na transformação 345/138 kV –
5x150 MVA da SE Campinas, o que implica na necessidade de se operar a
rede de 138 kV da CPFL radializada em condição normal de operação. Essas
obras também evitam sobrecargas nos transformadores remanescentes na
contingência de uma das unidades da SE Campinas e em várias contingências
de equipamentos de 500 kV e da malha de 440 kV que atualmente é eliminada
através de SEP de radialização automática de carga.
c) 3º transformador 500/138 kV - 400 MVA da SE Itatiba, para evitar que a
contingência de um dos transformadores da SE Itatiba 500/138 kV 2x400 MVA acarrete sobrecarga, na unidade remanescente, superior ao limite
de curta duração admitido por esses equipamentos.
d) Seccionamento da LT 345 kV Baixada – Embuguaçu na SE Sul, com data
contratual prevista para março/2011 e neste PEL postergada para janeiro de
2014, para eliminar a necessidade de remanejamento de cargas e SEP de
bloqueio automático de LTC na transformação 345/88 kV de Sul, em situações
de contingências na LT 345 kV Baixada Santista – Sul para contornar
sobrecargas na LT 345 kV Embu Guaçu – Sul.
ONS
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e) Pátio de 88 kV na SE Itapeti com transformação 345/88 kV, licitada à CTEEP e
prevista para agosto/2013 e do 4º banco transformador 345/88 kV na SE
Norte, autorizado à CTEEP e previsto para junho de 2013. Essas obras
permitirão à EDP Bandeirante transferir cargas da SE Nordeste 88 kV,
respectivamente para as subestações de 88 kV de Mogi e Norte, e à AES
Eletropaulo transferir cargas da SE Nordeste para Norte, de modo a evitar
corte/remanejamento de carga através da atuação de SEP, devido à
sobrecargas elevadas nos transformadores remanescentes desta subestação,
na contingência de um dos transformadores 345/88 kV – 3 x 400 MVA da SE
Nordeste.
f) 4º transformador 345/88 kV - 400 MVA da SE Bandeirantes, como reserva
quente, autorizado a CTEEP e previsto para novembro de 2013, para
assegurar as condições de atendimento contínuo às cargas supridas pelo
setor de 88 kV da SE Bandeirantes, independentemente dos remanejamentos
emergenciais para Milton Fornasaro, Sul e Piratininga II, até que seja
implantada uma solução estrutural em estudo pela EPE, conforme
recomendado no Grupo de Trabalho da Copa 2014, visto que, mesmo após a
entrada da nova SE Piratininga II 345/88 kV - 3x400 MVA, a contingência de
um dos transformadores 345/88 kV – 3x400 MVA da SE Bandeirantes poderá
ocasionar sobrecargas nos transformadores remanescentes desta subestação.
g) SE Cerquilho: seccionamento da LT 230 kV Botucatu – Edgard de Souza, com
dois bancos de transformadores 230/138 kV – 2x150 MVA e unidade reserva,
2 bancos de capacitores manobráveis 2x 50 Mvar/138 kV e conexão no
sistema de 138 kV através de seccionamento na LT 138 kV Tietê - Itapetininga
II, prevista para junho de 2013, licitada para Copel GT, com Contrato de
Concessão 015/2010, de 06/10/2010. Esta obra visa eliminar dificuldades para
o controle de tensão em condição normal e emergência na rede de 230 e 138
kV da região Sudoeste do estado de São Paulo, bem como sobrecargas na LT
230 kV Capão Bonito - Botucatu durante emergências na interligação com o
Norte do Paraná (SE Itararé 2 230/138kV e LT 230kV Itararé 2 - Jaguariaíva),
reforçando o atendimento elétrico nesta região, que vem apresentando
desenvolvimento superior ao esperado e incorporando novas atividades do
setor industrial.
h) Recapacitação da LT 138 kV Ibitinga - Bariri de 336,4 MCM, CD, 2x6, 14 km
de 50ºC para 75ºC, trecho entre Ibitinga - Derivação Ibitinga (CPFL), com
autorização nº 2919/2011 para a CTEEP e previsão para Junho de 2013, que
visa eliminar restrição de geração da ordem de 100 MW nas usinas da Bacia
do Médio Tietê conectadas na malha de 138 kV da região, devido a
sobrecarga em condições normais de operação.
ONS
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i) Recapacitação do trecho entre a SE Euclides da Cunha - derivação São João da
Boa Vista 1 (ELEKTRO) circuito duplo de 50 para 75º C e do trecho entre
derivação São João da Boa Vista 1 (ELEKTRO) – e SE São João da Boa Vista 2,
circuito duplo, de 50 para 75º autorizado pela ANEEL REA 29219/2011, previsto
para novembro de 2013.
8.1.10
Obras na Área Rio de Janeiro e Espírito Santo
a) SE Zona Oeste com transformação 500/138 kV – 900 MVA, licitada à Furnas e
prevista para janeiro de 2014. Necessária para Copa 2014 para evitar geração
térmica nas UTEs B. L. Sobrinho e Santa Cruz e/ou limitação de geração nas
UTE Mário Lago e Norte Fluminense devido a carregamentos próximos ao
nominal na transformação 345/138 kV – 5 x 225 MVA da SE Jacarepaguá em
regime normal de operação e em contingência simples e atender condições
críticas de contingência dupla no sistema de 500 kV em Grajaú.
b) 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, com
data contratual prevista para fevereiro de 2014 e neste PEL postergada para
junho de 2014. Necessária para o controle do perfil de tensão da área e dos
carregamentos
nas
transformações
de
Adrianópolis
500/345 kV – 3 x 560 MVA, São José 500/138 kV – 4 x 600 MVA e
Jacarepaguá 345/138 kV – 5 x 225 MVA em condição normal de operação e
em contingências.
c) 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 prevista para julho de 2012 e neste PEL postergada para
março de 2013, que propicia um ganho significativo na qualidade do
desempenho do atendimento ao Espírito Santo, eliminando risco de corte de
carga em situações de contingência na rede de 345 kV.
d) SE Linhares 230/138 kV – 150 MVA e LT 230 kV Mascarenhas – Linhares,
licitadas à Furnas, com data contratual prevista para julho/2012 e neste PEL
postergada para dezembro de 2013. Para minimizar os problemas de
carregamento em condição normal de operação e em contingências de linhas
de subtransmissão da região, além de eliminar a dependência do ângulo de
defasagem das transformações de Mascarenhas 230/138 kV – 1 x 300 MVA e
Verona 230/138 kV – 1 x 150 MVA, que promovem variações de fluxo na
interligação entre Cemig e Escelsa. Medidas essas adotadas para evitar
limitação de geração nas usinas da bacia do rio Doce devido a sobrecarga na
transformação da SE Verona 230/138 kV – 150 MVA, na contingência da
transformação da SE Mascarenhas 230/138 kV – 300 MVA.
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e) Segundo Compensador Síncrono de Vitória (-30/+60 Mvar)/13,8 kV a ser
transferido da subestação de Brasília Sul, autorizado a Furnas com data
contratual de 30 de novembro de 2009 e previsto atualmente para janeiro de
2013, que proporciona uma melhora no controle de tensão da área Espírito
Santo, principalmente na contingência da LT 345 kV Ouro Preto – Barro
Branco – Padre Fialho – Vitória.
8.1.11
Obras na Área Minas Gerais
a) LT 500 kV Bom Despacho 3 – Ouro Preto 2, licitada à FURNAS, contrato de
concessão 003/2009 assinado em 28/01/2009 com data contratual prevista
para 28/10/2010, prevista neste PEL para abril de 2013, para minimizar a
restrição aos despachos das usinas da bacia do Paranaíba e Grande, bem
como limitação na transferência de potência pela interligação Norte/Sul.
b) Banco de autotransformadores 345/138 kV - 400 MVA e fase reserva
345/138 kV - 133 MVA na SE Mascarenhas de Moraes, autorizado à Furnas
pela REA 1365/08 de 13/05/2008, com data contratual prevista para
13/05/2010, prevista neste PEL para abril de 2013, que substituirá a atual
transformação de 345/138 kV de 150 MVA para melhorar as confiabilidade do
atendimento às cargas da CPFL supridas por essa subestação e evitar
sobrecargas em condição normal.
c) Nova SE 230 kV Timóteo 2 seccionando a LT 230 kV Ipatinga 1 - Timóteo e
implantação da LT 230 kV Mesquita - Timóteo 2, obras licitadas em
02/09/2011 à Empresa De Transmissão Timóteo-Mesquita S/A, previstas
neste PEL para novembro de 2013. Essas obras irão evitar possíveis corte de
cargas no controle de sobrecargas inadmissíveis na LT 230 kV Ipatinga Mesquita na contingência de um dos dois circuitos da mesma.
d) Compensador estático da SE Bom Despacho 3 (-200;+300) Mvar em 500 kV,
e banco de capacitores da SE São Gotardo 150 Mvar/345 kV, autorizados à
Cemig - REA 3316/2012 de 24/01/2012, previstos para fevereiro de 2014,
objetivam evitar condições críticas de controle de tensão no cenário Norte
exportador para o Sudeste simultaneamente à despachos elevados nas
usinas das bacias dos rios Paranaíba e Grande, quando de contingências no
500 kV, devido ao esgotamento da capacidade de fornecimento de potência
reativa das usinas citadas.
e) Bancos de capacitores de 50 Mvar na SE 230 kV Barão de Cocais e de
50 Mvar na SE 230 kV Itabira 2, autorizados à CEMIG, previstos para
agosto/2012 e abril/2013, respectivamente, para resolver os graves problemas
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de tensão existentes no sistema de 230 kV das regiões de Taquaril e Itabira 2,
agravados pelo aumento de carga de consumidores livres na região.
f) Bancos de capacitores de 2 x 100 Mvar na SE 345 kV Neves 1 e de 100 Mvar
na SE 345 kV Barreiro, autorizados à CEMIG, previstos para setembro/2012 e
janeiro/2013, respectivamente, para resolver os graves problemas de tensão
existentes no sistema de 345 kV das regiões de Neves, Barreiro e Taquaril.
8.1.12
Obras na Área Goiás e Distrito Federal
a) SE Trindade 500/345 kV – 3x400 MVA, LT 230 kV Trindade – Xavantes C1
e C2 e LT 230 kV Trindade – Carajás, atualmente previstas para 31 de março
de 2013. Este empreendimento, junto com a LT 500 kV Trindade – Rio Verde
Norte C1 e C2, também prevista para 31 de março de 2013, evita risco de
corte de carga para eliminar sobrecargas nas linhas de transmissão em
230 kV e na transformação 345/230 kV da SE Bandeirantes em condições
normais de operação e em situações de contingências e traz benefícios para o
controle de tensão da rede de 230 kV de atendimento às regiões da Grande
Goiânia, Oeste do Estado de Goiás e Anápolis.
b) É importante compatibilizar o cronograma de substituições de equipamentos e
instalações de proteções nas SEs Carajás, Xavantes e Anhanguera da CELG
e na SE Bandeirantes, de Furnas, com o cronograma de implantação dos
empreendimentos associados da SE Trindade 500/230 kV de forma permitir a
entrada em operação comercial plena desta SE prevista para 31 de março de
2013.
c) 2o circuito da LT 230 kV Barro Alto – Niquelândia, previsto para 30 de junho
de 2013, que junto com o 2 o circuito da LT 230 kV Serra da Mesa –
Niquelândia com previsão atual de 14 meses após a obtenção da licença de
instalação. Essas obras evitam violação de tensão mínima nos barramentos
de 230 kV da região norte do estado de Goiás em regime normal de operação
e necessidade de corte de parcela ou total das cargas dos consumidores
Anglo American (183,2 MW), Mineração Maracá (27 MW) e Votorantim Metais
Níquel (82 MW) por atuação de SEPs quando de subtensão no barramento de
230 kV desses consumidores na contingência da LT 230 kV Serra da Mesa Niquelândia ou da LT 230 kV Barro Alto - Brasília Sul, tape Águas Lindas.
d) LT 138 kV Samambaia Oeste – Ceilândia Norte, SE Taguatinga Norte
138/13,8 kV – 2x32 MVA e SE Guará 2 138/13,8 kV – 2x32 MVA, todas com
previsão atual de 12 meses, após a obtenção da licença de intalação, e
previstas pela CEB para dezembro de 2013, que juntamente com as demais
obras na rede de 138 kV de Furnas e da CEB são importantes para permitir a
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transferência para a SE Samambaia 345/138 kV – 2x225 MVA de parcela das
cargas atualmente atendidas pela SE Brasília Sul 345/138 kV - 6x150 MVA.
Essas obras evitam risco de corte de carga para eliminar sobrecargas na
referida transformação em regime normal de operação e ainda reduzem a
necessidade de corte de carga de até 200 MW por atuação de SEP nas
situações de contingência de um dos transformadores dessa subestação.
e) Seccionamento da LT 138 kV Atlântico - Campinas na SE Carajás 230/138 kV,
ainda sem LI, previsto pela Celg-D para abril/2013, que permite efetivamente
a transferência para suprimento a partir da SE Carajás 230/138 kV – 2 x
225 MVA (2º tr previsto para 30/06/2012), de parcela expressiva das cargas
atendidas pelas subestações 230/138 kV - 3x100 MVA de Anhanguera (3º tr
previsto para 30/08/2012) e 230/138 kV - 3x150 MVA de Xavantes, de modo a
evitar risco de corte de carga para eliminar sobrecargas nas referidas
transformações em regime normal de operação e reduzir a necessidade de
corte de carga nas situações de contingência de uma das unidades
transformadoras dessas subestações.
f) Compensação reativa capacitiva na região metropolitana de Goiânia de
54 Mvar do montante total de 125 Mvar previstos para 30 de julho de 2012
que visam atender ao critério de fator de potência nas subestações da área de
influência da SE Bandeirantes 345/230 kV e banco de 80 Mvar/138 kV na SE
Carajás previsto para 18 de janeiro de 2013, empreendimentos que trazem
benefícios para o controle de tensão e redução da potência reativa no
carregamento de circuitos e transformadores da rede de 230 kV de
atendimento às regiões da Grande Goiânia, Oeste do Estado de Goiás e
Anápolis.
g) 3o TR 230/13,8 kV – 50 MVA na SE Goiânia Leste em substituição ao de
36 MVA existente, previsto para 25 de junho de 2013 que evitará risco de
corte de carga para eliminar sobrecargas nessa transformação em regime
normal de operação.
h) 2o TR 230/138 kV – 225 MVA na SE Pirineus, previsto para 20 de dezembro
de 2013, que evitará a interrupção total das cargas atendidas pela SE Pirineus
230/138 kV de até 184 MW nos períodos de ponta de carga, quando da
contingência do único transformador existente de 225 MVA.
i) 2o circuito da LT 230 kV Xavantes – Pirineus, previsto para 09 de dezembro
de 2013 que evitará risco de corte de carga para eliminar sobrecargas no
circuito existente em regime normal de operação.
j) 3o TR 230/138 kV – 100 MVA na SE Anhanguera, evitar risco de corte de
carga para eliminar sobrecargas nestaa transformação em regime normal de
operação, nas situações onde se observa esgotamento das medidas
operativas, e reduzir a necessidade de corte de carga de até 148 MW por
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atuação de SEP nas situações de contingência de um dos transformadores
dessa subestação.
k) Banco de capacitores manobrável de 80 Mvar/138 kV na SE Carajás, que visa
trazer benefícios para o controle de tensão da rede de 230 kV de atendimento
às regiões da Grande Goiânia, Oeste do Estado de Goiás e Anápolis e reduzir
a potência reativa no carregamento de circuitos e transformadores das
referidas regiões.
l) SE Niquelândia 230/69 kV – 30 MVA, novo ponto de atendimento às cargas
da CELG D na região norte de Goiás que incoporará cargas atualmente
atendidas pelo consumidor livre Codemin.
8.1.13
Obras na Área Mato Grosso
a) 1º banco de autotransformadores monofásicos 230/138 kV – (3+1)x50 MVA na
SE Várzea Grande e seccionamento da LT 230 kV Jauru – Coxipó C1, com
transferência do reator de linha fixo de 30 Mvar da SE Coxipó para o terminal
Várzea Grande e obras associadas no 138 kV, parte do leilão 001/2010,
vencido pela Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A., contrato de
concessão 018/2010, assinado em 23/12/2010, com data contratual prevista
para 23/12/2012 e previsão atual para fevereiro de 2013. Essa obra evita o
risco de corte de parte das cargas atendidas pela subestação de Coxipó, em
virtude do esgotamento da sua capacidade de suprimento em regime normal
de operação.
b) 3º transformador 230/138 kV trifásico – 100 MVA na SE Rondonópolis,
autorizado à Eletronorte através da Resolução ANEEL nº 3216/11 com data
contratual prevista para 20/12/2013 . Esta obra objetiva 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. A Eletronorte
deverá providenciar a emissão de LP/LI de imediato e execução das obras.
c) 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 09/06/2013,
atualmente previstos pela concessionária para dezembro de 2013. 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.
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8.1.14
Obras na Área Acre e Rondônia
a) Estações conversoras CA/CC/CA back-to-back 2 x 400 MW , licitadas a Porto
Velho Transmissora de Energia, previstas para outubro de 2012, obras que
permitem a integração da UHE Santo Antônio. Anteriormente à entrada em
operação da estação conversora a UHE Santo Antônio está integrada ao
sistema provisoriamente através de um transformador 500/230 kV – 465 MVA.
b) LT 230 kV Porto Velho – Abunã – Rio Branco C2 e um compensador estático
trifásico 230 kV (-20,+55) Mvar na SE Rio Branco, licitados Rio Branco
Transmissora de Energia, e previstos para novembro/2012, essenciais para
permitir o adequado atendimento aos consumidores do Acre e Rondônia,
evitando corte de carga na região em contingências simples no trecho Porto
Velho – Abunã - Rio Branco.
c) 2º circuito da LT 230 kV Samuel – Ariquemes – Ji-Paraná – Pimenta Bueno –
Vilhena, licitadas a Jauru Transmissora de Energia – JTE e previstas para
janeiro de 2013, que evitará corte de carga na região em contingências
simples, além de permitir o escoamento de parte da potência da UHE Santo
Antônio.
d) 3º circuito da LT 230 kV Samuel – Ariquemes – Ji-Paraná – Pimenta Bueno –
Vilhena – Jauru, licitadas a Rio Branco Transmissora de Energia, e previstos
para agosto de 2013, necessários para permitir o adequado atendimento aos
consumidores do Acre e Rondônia.
e) 3° transformador 230/69 kV – 100 MVA e 2° transformador 230/138 kV –
55 MVA na SE Rio Branco 230 kV, previstos para setembro de 2012 e junho
de 2013, respectivamente, foram autorizados à Eletronorte, de maneira a
evitar risco de corte de carga para eliminar sobrecargas nessas
transformações em condições de contingência de um dos transformadores.
f) 4° transformador 230/69/13.8 kV - 100 MVA na SE Porto Velho, previsto para
setembro de 2012, autorizado à Eletronorte, de maneira a evitar risco de corte
de carga para eliminar sobrecargas nessa transformação em condições de
contingência de um dos transformadores subestação.
8.1.15
Obras na Área Sul do Sistema Nordeste
Estado da Bahia
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014 – RELATÓRIO EXECUTIVO
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a) SE Camaçari IV, com dois autotransformadores 500/230 kV – 2x1.200 MVA,
através do seccionamento LT 500 kV Jardim – Camaçari II e obras
associadas, licitadas à Chesf, com data contratual prevista para 12 de maio de
2012 e atualmente previstas para outubro/2012, que visa evitar que o
autotransformador 500/230 kV – 600 MVA 05T4 da SE Camaçari II fique
submetido a um carregamento de até 128%, em cenários sem a geração da
UTE Celso Furtado, em caso de contingência simples em um dos
autotransformadores 500/230 kV – 600 MVA desta subestação, além de
viabilizar o despacho pleno das UTEs dos leilões A-3 e A-5 de 2008.
b) Remanejamento da SE Camaçari II para a SE Camaçari IV das seguintes LTs
de 230 kV, autorizadas à Chesf, e que viabilizam a implantação da SE
Camaçari IV e o despacho pleno das UTEs dos leilões A-3 e A-5 de 2008:
Catu – Camaçari II C1/C2, previstas para agosto/2013;
Pituaçu – Camaçari II C1, prevista para agosto/2013;
Cotegipe – Camaçari II C1, prevista para setembro/2013;
Jacaracanga – Camaçari II C1/C2, previstas para outubro/2013.
As LTs 230 kV Pólo – Camaçari II C1/C2, que serão remanejadas da SE
Camaçari II para a SE Camaçari IV, também fazem parte do conjunto de obras
que viabilizam a implantação da SE Camaçari IV e o despacho pleno das
UTEs dos leilões A-3 e A-5 de 2008, foram autorizadas à Afluente com
previsão para janeiro/2013.
c) Recapacitação (recondutoramento) de LT 230 kV Jacaracanga - Cotegipe, de
251 MVA para 517 MVA, outorgada à Chesf e prevista para dezembro de
2013, e que soluciona os problemas de sobrecarga em LTs 230 k V da referida
área em caso de contingência da LT 500 kV Camaçari II - Camaçari IV, além
de viabilizar o despacho pleno de todas as UTEs existentes e previstas para
entrar em operação até janeiro de 2013 na região de Camaçari.
d) LT 500 kV Sapeaçu - Camaçari IV, outorgada à Chesf, com data contratual
prevista para dezembro de 2013, atualmente prevista para dezembro 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, além de
viabilizar o despacho pleno de todas as UTEs existentes e previstas para
entrar em operação até janeiro de 2013 na região de Camaçari.
Estado de Sergipe
a) SE Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV – 2x150 MVA, outorgada à Chesf,
com data contratual prevista para maio de 2014. Trata-se da 2ª SE de
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014 – RELATÓRIO EXECUTIVO
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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.
b) 3º transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Itabaiana, autorizado à Chesf,
com data contratual prevista para 30/03/2013, previsto atualmente para
setembro de 2013, para evitar desligamento de toda a carga pela atuação da
proteção de sobrecorrente, quando da contingência de um dos
transformadores dessa subestação. O ONS deverá articular junto à Chesf a
antecipação da entrada em operação do 3º transformador na SE Itabaiana.
8.1.16
Obras na Área Sudoeste do Sistema Nordeste
Estado da Bahia
a) 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
até junho de 2012, atualmente previstas para outubro de 2013, 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.
b) 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 fevereiro 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.
c) LT 230 kV Funil – Itapebi C3, 198 km, CS. Visa 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.
d) SE Pólo - Novo setor de 69 kV e 1º TR 230/69 kV – 100 MVA visa eliminar
sobrecarga atualmente verificada, em condição de contingência, nos
transformadores 230/69 kV – 2 x 100 MVA da SE Camaçari II.
8.1.17
Obras na Área Leste do Sistema Nordeste
Estado de Alagoas
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014 – RELATÓRIO EXECUTIVO
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a) SE Arapiraca III 230/69 kV – 1x100 MVA, através do seccionamento da LT
230 kV Rio Largo II – Penedo, outorgada à Chesf para outubro de 2012,
atualmente prevista para fevereiro de 2013, que visa solucionar o atendimento
(problema de controle de tensão e carregamento) às cargas da região sul do
estado de Alagoas e região norte do estado de Sergipe, supridas pelo sistema
de distribuição da Eletrobras Distribuição Alagoas.
b) SE Maceió II 230/69 kV – 2x200 MVA e a LT 230 kV Messias – Maceió II,
circuito duplo, outorgadas à Chesf para maio de 2014. 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.
Estado de Pernambuco
a) LT 500 kV Recife II – Suape II C2, outorgada à Chesf para outubro de 2013,
atualmente prevista para fevereiro de 2014, e que evitará sobrecarga nas LTs
230 kV Recife II – Pirapama II C1 e C2, quando da perda da LT 500 kV Recife
II – Suape II, na condição de despacho máximo da geração térmica existente
e prevista para a região do Porto de Suape, vencedora nos leilões de energia
A-3 e A-5 de 2008.
b) SE Suape II, 2º autotransformador 500/230 kV – 1x600 MVA, outorgado à
Chesf para dezembro de 2013, e que evitará sobrecarga em condição normal
de operação no único autotransformador 500/230 kV existente, na condição
de despacho máximo da geração térmica existente e prevista para a região do
Porto de Suape, vencedora nos LEN A-3 e A-5 de 2008.
c) SE Garanhuns, com um autotransformador 500/230 kV – 1x600 MVA, através
do seccionamento LT 500 kV Luiz Gonzaga – Angelim II, SE Pau Ferro com
dois autotransformadores 500/230 kV – 2x750 MVA, através do
seccionamento de uma das LT 500 kV Angelim II – Recife II, LT 500 kV Luiz
Gonzaga – Garanhuns C2, LT 500 kV Garanhuns – Pau Ferro, LT 500 kV
Garanhuns – Campina Grande III e LT 230 kV Garanhuns – Angelim C4,
outorgadas à Interligação Elétrica Garanhuns para junho 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.
d) SE Mirueira II 230/69 kV – 2x150 MVA, outorgadas à Chesf para fevereiro 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.
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014 – RELATÓRIO EXECUTIVO
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e) SE Jaboatão II 230/69 kV – 2x150 MVA, e seccionamento da LT 230 kV
Recife II – Pirapama II C1 (04C1), circuito duplo, outorgadas à Chesf para
fevereiro 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.
Estado da Paraíba
a) Construção da LT 230 kV Pau Ferro – Santa Rita II, outorgada à Chesf com
data contratual prevista para 03 de junho de 2011, atualmente prevista para
outubro de 2013, que visa evitar risco de corte de carga na região de João
Pessoa, em caso de contingência do circuito duplo 230 kV Goianinha –
Mussuré II (04F1 e 04F2), provocado por sobrecarga no circuito remanescente
(04F3) e afundamento de tensão na SE Mussuré II, sem a presença da
geração das UTEs Termoparaíba e Termonordeste.
Estado do Rio Grande do Norte
a) 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 licitadas à Chesf para
entrar em operação até junho de 2012, atualmente previstas para junho de
2013, 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.
b) SE Lagoa Nova II 230/69 kV com dois transformadores de 150 MVA e LT
230 kV Paraíso – Lagoa Nova II, licitadas à Chesf para entrar em operação
até agosto de 2013, atualmente previstas para setembro de 2013, 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.
c) Construção do setor de 69 kV e dois transformadores 230/69 kV - 2x150 MVA
na SE Extremoz II 230 kV, outorgados à SE Narandiba S.A. para novembro de
2013, e 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.
8.1.18
Obras na Área Norte do Sistema Nordeste
Estado do Ceará
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014 – RELATÓRIO EXECUTIVO
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a) SE Aquiraz II 230/69 kV – 3x150 MVA, seccionando os circuitos 04F2 e 04F3
da LT 230 kV Banabuiú – Fortaleza, que visa eliminar sobrecarga em
condição normal de operação nos transformadores 230/69 kV – 4 x 100 MVA
da SE Fortaleza, e evitar risco de corte de carga na região de Fortaleza, na
contingência de um dos transformadores 230/69 kV – 100 MVA das SEs
Fortaleza ou Delmiro Gouveia, devido à sobrecarga nos remanescentes.
Ressalta-se que a SE Aquiraz II e o circuito 230 kV 04F2 foram licitados à
Transmissora Delmiro Gouveia – TDG para entrar em operação até maio de
2012, atualmente previstos para janeiro de 2013, enquanto que o circuito
04F3 da LT 230 kV Banabuiú – Fortaleza foi autorizado à Chesf para fevereiro
de 2013, atualmente previsto para dezembro de 2013.
b) SE Pecém II 500/230 kV – 3x1200 MVA, seccionando as LT 500 kV Sobral III
– Fortaleza II (05V6 e 05V7), licitada à Transmissora Delmiro Gouveia – TDG
para entrar em operação até maio de 2012, atualmente prevista para fevereiro
de 2013, para viabilizar escoamento da energia dos empreendimentos
térmicos vencedores nos LEN A-5 de 2007 e 2008 e LER de 2009, previstos
para essa região do estado do Ceará.
c) 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 junho/2012, atualmente
previstas para setembro de 2013, 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.
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
2010 que se conectarão à ICG Ibiapina II, no estado do Ceará.
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
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8.1.19
Obras na Área Oeste do Sistema Nordeste
Estado do Piauí
a) SE Teresina III 230/69 kV – 2x200 MVA e a LT 230 kV Teresina II –
Teresina III, circuito duplo, outorgadas à Chesf para agosto de 2013,
atualmente previstas para dezembro de 2013. Trata-se da 2ª SE de
atendimento à capital Maceió 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 das SEs
Renascença e Pólo Industrial, obras 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.
8.1.20
Obras na Área Pará do Sistema Norte
Estado do Pará
a) SE Miramar II 230/69 kV – 2x150 MVA e a LT 230 kV Utinga – Miramar II,
circuito duplo, outorgada à Eletronorte para dezembro de 2013, que consiste
na solução estrutural para o atendimento à região metropolitana de Belém,
eliminando problemas de sobrecarga em contingência de um dos
transformadores das SEs Guamá ou Utinga, que atendem a capital do Pará.
b) 2º autotransformador 500/230 kV – 450 MVA na SE Tucuruí, outorgada à
Eletronorte para dezembro de 2013, atualmente prevista para dezembro de
2014. Essa obra é necessária para evitar corte de carga nesta subestação,
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 – 3x33,3 MVA ou do único banco de autotransformadores
500/230/13,8 kV – 3x150 MVA da SE Tucuruí, que compartilham a mesma
conexão em 500 kV.
8.1.21
Obras na Área Maranhão/Tocantins do Sistema Norte
Estado do Maranhão
a) LT 230 kV São Luís II – São Luís III C2, outorgada à Transmissora Delmiro
Gouveia – TDG para maio de 2012, atualmente prevista para fevereiro de
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014 – RELATÓRIO EXECUTIVO
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2013, e que visa evitar corte temporário de toda a carga da SE São Luís III,
em caso de contingência da única LT 230 kV São Luís II – São Luís III.
b) 2º transformador 230/69 kV – 150 MVA na SE São Luís III, autorizado à
Eletronorte para junho de 2013, atualmente prevista para janeiro de 2013, que
visa evitar corte temporário de toda a carga, em caso de contingência do
único transformador existente nesta subestação.
Estado do Tocantins
a) 2º banco de transformadores 500/138/13,8 kV – 180 MVA na SE Miracema,
autorizado à Eletronorte para junho de 2013, para evitar corte temporário de
toda a carga atendida pela SE Miracema, na contingência do único
autotransformador desta subestação.
8.2
Equipamentos Superados Encaminhados Através do PMI
Ressalta-se a importância de se cumprir o cronograma da substituição dos
equipamentos com capacidade superada, com ênfase para os disjuntores e
equipamentos terminais, já autorizados, destacados a seguir:
Nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste:
a) Substituição dos equipamentos superados no sistema da região do Rio Grande,
em Minas Gerais, SEs Furnas e Luís Carlos Barreto, que permitirá a entrada em
operação de importantes obras, tais como a SE Estreito 500/345 kV - 2 x
900 MVA, pronta para operação desde outubro de 2009 e da LT Furnas –
Pimenta, circuito 2, pronta para operação desde março de 2010, impedida de
operar simultaneamente com o circuito 1. A entrada em operação da SE Estreito
e da LT Furnas – Pimenta, circuito 2, eliminarão limitações ao pleno
aproveitamento da geração nas usinas dos rios Paranaíba e Grande
simultaneamente com fluxos elevados na Interligação Norte - Sul no cenário de
Norte exportador e exportação do Mato Grosso.
b) Substituição de disjuntores e equipamentos superados nas SEs Mogi e Poços de
Caldas, para permitir a entrada em operação, sob carga, de ampliações nas
redes de 345 kV de São Paulo e Minas Gerais, como exemplo, a LT 345 kV T.
Preto – Itapeti C3 e C4.
c) Substituição dos equipamentos (disjuntores, chaves seccionadoras, bobinas de
bloqueio e TCs) que deverão ser superados por nível de curto circuito no setor de
230 kV da SE Bandeirantes, devido a entrada da SE Trindade, permitindo a
entrada em operação desta SE.
ONS
RE-3-122/2012 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO
PEL - 2013/2014 – RELATÓRIO EXECUTIVO
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d) Substituição de proteção diferencial de barras no setor de 230 kV da SE Carajás
para permitir a inclusão do novo vão para a SE Trindade.
e) Substituição dos equipamentos que deverão ser superados por nível de curto
circuito no setor de 230 kV da SE Xavantes devido a entrada da SE Trindade,
permitindo a entrada em operação desta SE.
f) Substituição dos equipamentos (disjuntores, chaves seccionadoras e TCs) que
deverão ser superados por nível de curto circuito no setor de 230 kV da SE
Anhanguera devido a entrada da SE Trindade, permitindo a entrada em operação
desta SE.
Na Região Sul:
g) No setor de 230 kV da SE Campo Comprido: substituição de 1 chave
seccionadoras devido a superação da corrente nominal e 8 chaves seccionadoras
e 6 TCs no setor de 69 kV dessa SE, devido superação da capacidade da
corrente de curto-circuito.
h) No setor de 69 kV da SE Cidade Industrial de Curitiba: substituição de 2 chaves
seccionadoras, devido a superação da corrente nominal.
i) No setor de 69 kV da SE Umbará: substituição de 1 disjuntor, 2 chaves
seccionadoras e 3 TCs, devido a superação da capacidade da corrente de curtocircuito.
j) No setor de 230 kV da SE Londrina, substituição dos equipamentos (disjuntores,
chaves seccionadoras, bobinas de bloqueio e TPs) que deverão ser superados
por nível de curto circuito, esgotamento de vida útil, flexibilidade de TRT,
superação da capacidade da corrente de curto-circuito e possibilidade a conexão
da nova LT 138 kV Londrina – Rolândia.
Na região Nordeste:
k) 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 para substituição.
l) Pelo mesmo seccionamento, a SE Cotegipe 69 kV passa a apresentar 17
(dezessete) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica.
Conforme a resolução ANEEL nº 1.814/2009, os 17 (dezessete) disjuntores
superados da instalação já estão autorizados para substituição.
ONS
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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, constituindose, portanto, numa solução conjuntural. Os itens a seguir descr evem, 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.
9.1
SEP com Influência na Interligação Tucuruí – Macapá - Manaus.
a) Analisar os ERACs existentes em Manaus e Macapá e compatibilizá-los à
nova topologia prevista a partir da interligação desses sistemas ao SIN.
b) Analisar a viabilidade de implantação de SEP de corte de máquinas na UHE
Tucuruí para perda da interligação Tucuruí – Manaus – Macapá.
c) Analisar a viabilidade de implantação de SEP de desligamento de linhas e
controle de tensão, após a perda da interligação Tucuruí – Manaus – Macapá,
em qualquer trecho para preservar o sistema remanescente, evitando a
operação com linhas de transmissão em vazio.
9.2
SEP com Influência nas Interligações Sul/Sudeste e geração na UHE
Itaipu 60 Hz.
a) Analisar a viabilidade de implantação de novos sistemas especiais de
proteção 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 à 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) Analisar a viabilidade de implantação de SEP para evitar sobrecargas acima
da máxima capacidade de emergência de curta duração da transformação
525/230 kV – 2x672 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.
c) Analisar a viabilidade de implantação de SEP para evitar sobrecargas acima
da máxima capacidade de emergência de curta duração da transformação
ONS
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525/230 kV – 2x600 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 de elevados valores de
Recebimento pelo Sul, o que pode causar restrições à política energética.
d) A partir da entrada em operação do 4º transformador 765/345 kV – 4 x
1500 MVA de Tijuco Preto será necessário reavaliar a lógica 9 provisória do
SEP do troco de 765 kV, existente 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 Ibiuna – Bateias 525 kV.
9.3
SEP com Influência na Área Rio Grande do Sul
a) Reavaliar o ajuste do SEP da SE Gravataí, tendo em vista a entrada em
operação da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2, que melhorará
significativamente o perfil de tensão no barramento de 525 kV das
subestações Gravataí e Nova Santa Rita.
b) Avaliar a implantação de SEPs de corte de carga para evitar sobrecargas
acima da capacidade operativa de curta duração dos transformadores
remanescentes, na contingência de um dos transformadores das subestações
230/69 kV Garibaldi, Guarita, Santa Maria 3, Uruguaiana 5, Lajeado 2 e São
Borja 2 e das subestações 230/138 kV Santa Marta e Pelotas 3.
9.4
SEP com Influência na Área de Santa Catarina
a) Analisar a necessidade de revisão do SEP em operação para controle de
carregamento dos transformadores 230/138 kV da SE Xanxerê após a entrada
em operação da individualização das conexões de 138 kV dos
transformadores TF3 e TF4.
9.5
SEP com Influência na Área Paraná
a) Avaliar a possibilidade de implantação de um SEP que possa contornar os
problemas de sobrecargas acima da capacidade operativa de curta duração
no transformador remanescente, na contingência de um dos transformadores
das subestações 230/138 kV Apucarana e Foz do Chopim
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9.6
SEP com Influência na Área São Paulo
a) Avaliar a possibilidade de desativar os seguintes SEPs:
SEP de alívio de carga da SE Nordeste atualmente instalado para reduzir o
carregamento na LT 345 kV Mogi - Nordeste e/ou LT 345 kV Guarulhos –
Nordeste, após a entrada em operação da LT 345 kV Itapeti – Nordeste.
SEP de transferência/corte de carga da SE Nordeste após a implantação do
pátio de 88 kV na SE Itapeti com transformação 345/88 kV e do 4º banco
transformador 345/88 kV na SE Norte.
SEP de alívio de carregamento da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti C1 e C2,
após a entrada em operação dos circuitos C3 e C4 dessa linha.
SEP de alívio de carregamento da LT 345 kV Embu Guaçu – Sul após a
entrada em operação do seccionamento em Sul da LT 345 kV Embuguaçu –
Baixada Santista.
SEP de alívio de carregamento nas LTs 230 kV São José dos Campos – Mogi
Furnas C1 e C2, após a reconfiguração do sistema de 345 KV e 230 kV de
atendimento à região do Vale do Paraíba.
b) Com a entrada em operação do 4º banco transformador 345/88 kV – 400 MVA
na SE Norte será necessária a operação com barramentos segregados no
88 kV dessa subestação devido a superação dos equipamentos terminais
quanto aos níveis de curto-circuito. Sendo assim, deverá ser avaliada a
possibilidade de implantação de um SEP para fechamento do barramento de
88 kV na contingência de um transformador, de modo a evitar sobrecarga da
ordem de 120% (carregamento de 220%) na unidade remanescente.
c) Avaliar a possibilidade de implantação de um SEP de radialização de circuitos
na malha de 138 kV da CPFL, para contornar os problemas de sobrecarga
superior ao limite de curta duração na unidade remanescente, na contingência
de um dos transformadores da SE Itatiba 500/138 kV - 2x400 MVA.
d) Avaliar a necessidade de revisar o SEP de alívio de carregamento da LT
345 kV Tijuco Preto – Baixada Santista, na contingência dos circuitos C1 e
C2, visto que a atuação desse SEP não será suficiente para eliminar a
sobrecarga no circuito remanescente, após a entrada em operação do
seccionamento em Sul da LT 345 kV Embu Guaçu – Baixada Santista.
e) Avaliar a possibilidade de implantação de um SEP que possa contornar os
problemas de sobrecarga de até 43% na LT 345 kV Embu Guaçu – Interlagos
C1 e C2, na contingência dupla da LT 345 kV Ibiúna - Interlagos C1 e C2,
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após a entrada em operação da SE Piratininga II 345/88 kV em conjunto com
a LT 345 kV Interlagos – Piratininga II.
f) Avaliar a possibilidade de implantação de um SEP que permita preservar
parte das cargas atendidas pelas SEs 345/88 kV Leste e Ramon Rebert Filho,
as quais montam a mais de 1410 MW, na contingência dupla da LT 345 kV
Tijuco Preto – Leste C1 e C2, devido ao risco de desligamento em cascata,
com rejeição total dessa carga, devido a sobrecarga no circuito remanescente
da ordem de 54%.
g) Após a entrada em operação do 4º transformador da SE Bandeirantes 345/88 kV
– 400 MVA, como reserva quente, avaliar a possibilidade de implantação de um
SEP para possibilitar a entrada em operação em carga dessa unidade, quando
da contingência de uma das unidades em operação.
9.7
SEP com Influência na Área Rio de Janeiro/Espírito Santo
a) Reavaliar o ECS da área Rio de Janeiro e Espírito Santo, considerando a
entrada em operação da SE Viana 500/345 kV – 900 MVA, LT 500 kV
Mesquita – Viana 2 e obras associadas, e considerando também 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 e ainda a SE
Zona Oeste com transformação 500/138 kV – 900 MVA e obras associadas.
b) Reavaliar o ECE de perda dupla do tronco 345 kV Adrianópolis – Venda das
Pedras – Macaé Merchant – Campos – Viana – Vitória considerando o
seccionamento da LT 345 kV Campos – Vitória na SE Presidente Kennedy
(CL Ferrous Resources do Brasil), seccionamento da LT 345 kV Campos –
Viana na SE Anchieta (CL Samarco), seccionamento da LT 345 kV
Adrianópolis – Macaé C2 na SE Comperj (CL Petrobrás) e a entrada em
operação da SE Viana 500/345 kV – 900 MVA, da LT 500 kV Mesquita –
Viana 2 e obras associadas.
c) Reavaliar o ECC-RIO de perda dupla na SE Adrianópolis 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 na malha de 138 kV da Light que reduzem a sobrecarga
inadmissível nos transformadores 345/138 kV – 5 x 225 MVA da subestação
de Jacarepaguá na contingência dupla das LTs 500 kV Adrianópolis – Grajaú
e Adrianópolis – São José.
d) Reavaliar 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
que eliminarão as sobrecargas nos transformadores 500/345 kV – 3 x 560
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MVA da subestação de Adrianópolis na contingência dupla das LTs 500 kV
Adrianópolis – São José e Angra – São José.
e) Reavaliar o 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 na malha de 138 kV da Light, dado que esses
empreendimentos reduzem a sobrecarga inadmissível nos transformadores
345/138 kV – 5 x 225 MVA da subestação de Jacarepaguá na contingência
dupla das LTs 500 kV Adrianópolis – Grajaú e Nova Iguaçu – Grajaú.
9.8
SEP com influência na Área Minas Gerais
a) Avaliar a implantação de SEP 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.
9.9
SEP com Influência na Área Acre/Rondônia
a) Avaliar a possibilidade de implantação de um SEP que promova o
desligamento do transformador provisório em situações de rejeição total ou
falhas de comutação no 1° Bipolo do Madeira. Essa ação pode ser necessária
para evitar que o excesso de energia seja redirecionado para o sistema de
230 kV do Acre e Rondônia, podendo ocasionar colapso de tensão na região.
Além disso, deve ser adequada a função do Master Control de corte de
geração de unidades geradoras nas UHE´s Santo Antônio e Jirau, para o
funcionamento apropriado do SEP. Essa ação está condicionada a evolução
dos estudos operativos que definirá a condição de operação no Acre e
Rondônia no período que compreende a entrada em operação do 1° bipolo e
anterior a entrada do 3° circuito Jauru – Porto Velho.
b) Avaliar a possibilidade de adequação da PPS atualmente instalada na SE
Ariquemes, para a entrada em operação do segundo e terceiro circuitos 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.
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9.10
SEP com Influência na Área Sul do Sistema Nordeste
a) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Itabaiana para evitar
risco de desligamento de toda a carga da subestação pela atuação da
proteção, em condição de contingências simples.
b) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Cícero Dantas para
evitar risco de desligamento de toda a carga da subestação pela atuação da
proteção, em condição de contingências simples.
c) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Funil para evitar
sobrecarga na unidade remanescente acima de 20%, em condição de
contingências simples.
d) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Eunápolis para evitar
sobrecarga na unidade remanescente acima de 20%, em condição de
contingências simples.
9.11
SEP com Influência na Área Sudoeste do Sistema Nordeste
a) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/138 kV da SE Barreiras para evitar
risco de desligamento de toda a carga da subestação pela atuação da
proteção, em condição de contingências simples.
9.12
SEP com Influência na Área Leste do Sistema Nordeste
a) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Maceió para evitar
sobrecarga na unidade remanescente acima de 20%, em condição de
contingências simples.
b) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Rio Largo II para evitar
sobrecarga na unidade remanescente acima de 20%, em condição de
contingências simples.
c) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Mirueira para evitar, em
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condição de contingências simples, sobrecargas nas unidades remanescentes
acima de 20%.
d) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Bongi para evitar
sobrecargas nas unidades remanescentes acima de 20%, em condição de
contingências simples.
9.13
SEP com Influência na Área Oeste do Sistema Nordeste
a) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Teresina para evitar, em
condição de contingências simples, sobrecargas nas unidades remanescentes
acima de 20%.
9.14
SEP com Influência na Área Norte do Sistema Nordeste
a) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Sobral II para evitar
sobrecargas nas unidades remanescentes acima de 20%, em condição de
contingências simples.
b) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Cauípe para evitar
sobrecargas na unidades remanescente acima de 20%, em condição de
contingências simples.
c) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Pici II para evitar
sobrecargas nas unidades remanescentes acima de 20%, em condição de
contingências simples.
d) Avaliar a implantação de SEP de corte de carga associado ao controle de
carregamento dos transformadores 230/69 kV da SE Bom Nome para evitar
risco de desligamento de toda a carga da subestação pela atuação da
proteção, em condição de contingências simples.
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Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 3-1: Sistema de interligação das usinas do Rio Madeira
Figura 3-2: Cronograma de Geração da UHE Santo Antônio
Figura 3-3: Cronograma de Geração da UHE Jirau
Figura 3-4: Evolução das Configurações de Conexão das UHEs Sto
Antônio e Jirau até a Entrada em Operação do 3° Circuito de
230 kV entre as Subestações de Jauru e Porto Velho
Figura 3-5: Situação de Carga Leve e Baixa Inércia na Região Sudeste –
FNS = 4000 e FSM 5160 MW
Figura 3-6: Diagrama Eletrogeográfico da Interligação Tucurui – Macapá Manaus
Figura 4-1: Limites de Intercâmbio Sul/Sudeste/Norte/Nordeste –
MWmédios
Figura 5-1: Despachos Mínimos nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3
por Razões Elétricas – Pesada, Média e Leve, Ano de 2013 e
verão 2013/2014.
Figura 5-2: Despachos Mínimos na UTE Sepé Tiaraju por Razões Elétricas
– Ano 2013 e verão 2013/2014
Figura 5-3: Despachos Mínimos na UTE Jorge Lacerda por Razões
Elétricas Locais e Sistêmicas – Pesada, Média e Leve, Ano de
2013 e verão 2013/2014
Figura 5-4: Despachos Mínimos nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa
Cruz por Razões Elétricas – Pesada, Média e Leve - Ano 2013 e
2014
Figura 5-5: Despachos Mínimos na UTE Governador Leonel Brizola por
Razões Elétricas – Pesada, Média e Leve - Ano 2013 e 2014
Figura 5-6: Curva de carga do sistema Manaus – Junho/2013 - Abril/2014 –
(MW)
Figura 5-7: Geração térmica mínima do sistema Manaus – Junho/2013 –
Abril/2014 – (MW)
Figura 5-8: Curva de carga do sistema Amapá – Junho/2013 – Abril/ 2014 (MW)
Figura 5-9: Geração Térmica mínima do sistema Amapá – Junho/2013 –
Abril/2014 – (MW)
10
12
12
14
17
19
22
33
35
36
37
38
41
43
44
45
Tabelas
Tabela 3-1: Programa e Datas Previstas de Entrada em Operação da
Geração e Das Obras da Interligação das Usinas do Rio
Madeira
Tabela 3-2: Limites de FNS e FSM com um Único Bipolo entre Coletora
Porto Velho e Araraquara 2
Tabela 4-1: Limites nas Interligações Sul/Sudeste e Limites de Geração em
Itaipu 60 Hz- (MW)
Tabela 4-2: Limites nas Interligações Norte–Sul, Norte–Nordeste e
Sudeste–Nordeste - (MW)
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Tabela 4-3: Limites de exportação do Nordeste - (MW)
Tabela 4-4: Limites de FNS e FSM – SEP Ligado
Tabela 4-5: Limites de FNS e FSM – SEP Desligado
Tabela 5-1: Geração média mensal na UHE Balbina – (MWmed)
Tabela 5-2: Usinas térmicas convertidas para gás natural até Abril de 2014
Tabela 5-3: Geração média mensal na UHE Coaracy Nunes – (MWmed)
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