ONS-DPP-REL-0169-2012- Mensal de Outubro 2012

DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - OUTUBRO DE 2012

Operador Nacional do Sistema ElétricoDiretoria de Planejamento Programação da OperaçãoRua da Quitanda 196/23º andar, Centro20091-005 Rio de Janeiro RJtel (+21) 2203-9899 fax (+21) 2203-9423

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ONS DPP-REL-0169/2012

DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - OUTUBRO DE 2012

Sumário

1 INTRODUÇÃO 6

2 PONTOS DE DESTAQUE 72.1 Entrada em Operação de Novos Equipamentos 82.1.1 Horizonte Mensal 92.1.2 Cronograma de Obras – Setembro a Dezembro de 2012 162.2 Alterações Topológicas 322.3 Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo 322.3.1 Região Sudeste/Centro-Oeste 322.3.2 Região Sul 352.3.3 Região Norte/Nordeste 372.4 Atendimento à Ponta de Carga do Sistema 382.5 Intercâmbios entre Regiões 38

3 GERAÇÃO TÉRMICA 393.1 Despachos Previstos por Restrição Elétrica 393.1.1 Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai via

Conversora de Frequência de Rivera 423.1.2 Procedimentos para operação com exportação de energia para a Argentina via

Conversora de Frequência Uruguaiana 423.1.3 Procedimentos para operação com exportação simultânea de energia para o

Uruguai via Conversora de Freqüência de Rivera e para a Argentina via Conversora de Frequência de Uruguaiana. 43

4 PREMISSAS CONSIDERADAS 44

5 CONCLUSÕES E ANÁLISES 465.1 Desempenho em Regime Normal de Operação 465.1.1 Controle de Tensão 465.1.2 Controle de Carregamento 495.1.2.1 Região Nordeste 495.1.3 Equipamentos com carregamento elevado no SIN 495.2 Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema 505.2.1 Análise de Segurança 505.3 Contingências simples e duplas na Rede Básica que podem acarretar em

cortes de carga em função de sobrecargas e/ou subtensões 525.4 Perdas Elétricas no SIN 635.5 Limites de Fluxo para o Rio Grande do Sul 645.6 Atendimento aos Principais Centros Consumidores – Capitais 645.7 Desempenho em Condições de Emergência 655.7.1 Análise do Atendimento à região do Mato Grosso do Sul 655.8 Alteração no ECE da SE Ouro Preto 2 para controle de carregamento na

LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto em contingência 66

6 ANEXOS 686.1 Cargas e Gerações Consideradas nos Estudos 686.1.1 Patamar de Carga Pesada 686.1.2 Patamar de Carga Média 696.1.3 Patamar de Carga Leve 70

ONS DPP-REL-0169/2012 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - OUTUBRO DE 2012 4 / 78

6.1.4 Patamar de Carga Mínima 716.1.5 Patamar de Carga Sábado 11 horas 726.1.6 Patamar de Carga Sábado 21 horas 736.1.7 Patamar de Carga Domingo 12 horas 746.1.8 Patamar de Carga Domingo 21 horas 75

Lista de figuras, quadros, gráficos e tabelas 76


Revisões do relatório

Rev. Seção Pág. Descrição


1 INTRODUÇÃO

Este estudo tem como objetivo avaliar o desempenho da operação elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o mês de Outubro de 2012.

Mediante as novas previsões para implantação das obras de transmissão e/ou geração, cronograma de manutenção de equipamentos, diretrizes energéticas e a evolução da carga são determinadas estratégias para a operação do Sistema Interligado Nacional, visando preservar a sua segurança elétrica.

Este relatório foi produzido a partir de simulações e análises realizadas pelo ONS, com a colaboração dos representantes das diversas empresas integrantes do SIN.

É importante registrar que permanecem válidas as recomendações constantes no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012, à exceção das informações específicas contempladas neste relatório.


2 PONTOS DE DESTAQUE

Em consonância com a Resolução n.º 001/2005 do CMSE, durante o período das eleições municipais de 2012, será emitida a Nota Técnica ONS 156/2012 específica com o objetivo de apresentar medidas complementares para prover segurança adicional à operação do Sistema Interligado Nacional - SIN.

Segundo os decretos n.º 6.558/2008 e n.º 7.584/2011 o horário brasileiro de verão 2012-2013 entrará em vigor a partir de 21/10/2012 com término em 17/02/2013.

Durante o mês de Outubro é prevista a exportação de energia do Brasil para o Uruguai, via Conversora de Freqüência de Rivera, em todos os patamares de carga. As condições específicas para sua realização estão apresentadas nos itens 3.1.1 e 3.1.3 – Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai via C. F. Rivera e Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai e para a Argentina, via C. F. Rivera e C. F. Uruguaiana, respectivamente.

No final do mês de Agosto, conforme recomendação do Relatório de Análise de Perturbação ONS 3-127/2012, foram revisadas as instruções de operação IO-OI ARE, IO-OI BTA e IO-OI IVP, através da MOP/CNOS 095/2012, alterando o sentido de energização das LT 525 kV Areia – Bateias e Areia – Ivaiporã, como segue:Se não ocorrer o desligamento total das subestações Areia, Bateias e Ivaiporã (ELETROSUL), a recomposição da LT 525kV Areia – Bateias ou da LT 525kV Areia – Ivaiporã (ELETROSUL) será coordenada pelo COSR-S com o seguinte sentido de energização:

- SE Bateias envia tensão para a SE Areia;- SE Ivaiporã (ELETROSUL) envia tensão para a SE Areia.

Esta alteração adveio de solicitação da COPEL-GT, visando reduzir os esforços mecânicos provocados pelas correntes de contribuição de curto-circuito nos transformadores das unidades geradoras da UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto e permanecerão válidos até que a COPEL-GT, promova a revitalização de todos os transformadores desta usina.

A unidade 3 da UTE P. Médici encontra-se em manutenção desde 22/03/2011, conforme cadastrado nos SGI sob os n.º 03.653-11 e 31.446-12. O retorno à operação estava inicialmente previsto para 06/09/2011, contudo, segundo Carta da Eletrobrás CGTEE DT-


110/2011, de 27/09/2011, durante o processo de manutenção foi detectado cisalhamento do anel coletor do rotor do alternador. Em função disso, o término da manutenção desta unidade geradora foi prorrogado para o mês de Outubro/2012.

A unidade 1 da UTE P. Médici encontra-se em manutenção desde 01/09/2011, conforme cadastrado nos SGI sob os n.º 27.876-11 e 42.864-11. O retorno estava inicialmente previsto para 31/10/2011, contudo segundo informações da Eletrobrás CGTEE, este gerador encontra-se com o alternador danificado. Em função disso, o término da manutenção desta unidade geradora foi prorrogado para 31 de Dezembro de 2012.

A LT 230 kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 4, da TPAE, que estava indisponível para manutenção desde o dia 02/01/2012, foi liberada à operação no dia 07/04/2012, contudo este equipamento apresentou novos problemas no dia 13/04/2012 e agora, está sem previsão para retornar à operação.

A COPEL - GT solicitou a manutenção de todas as unidades geradoras da UHE Governador Parigot de Souza, conforme cadastrado no SGI sob n.º 00.018.628-12, para à execução dos serviços de modernização desta usina, no período de 17/07 a 16/10/2012.

Retornou à operação, no mês de setembro, o compensador síncrono de Ilhota (-14 a 20 Mvar). Este equipamento estava indisponível desde setembro de 2010.

2.1 Entrada em Operação de Novos Equipamentos

O cronograma completo das obras previstas para a malha principal do Sistema Interligado Nacional é apresentado em detalhes no item 2.1.2. Entretanto, destacam-se a seguir os empreendimentos que entraram em operação no mês de Setembro, os com previsão de entrada em operação no mês em estudo e aqueles que estavam previstos para o mês anterior e que foram postergados para este mês.


2.1.1 Horizonte Mensal

a) Liberada para operação comercial em 24/09/2012 a 5ª unidade geradora na UHE Santo Antonio, aumentando a disponibilidade de geração no SIN e possibilitando o início dos testes do back-to-back com tecnologia CCC (Capacitor Commutated Converter) composto de 2 conversores de 400 MW.

Figura 2.1.1-1: Diagrama de conexão da

b) Concluídos em 23/09/2012 os testes de energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Montes Claros 2, no estado de Minas Gerais. A inserção desta LT no SIN melhorou as condições de atendimento da malha regional Norte de Minas Gerais.

c) Concluídos em 23/09/2012 os testes nos TR 500/138 kV – 2 x 400 MVA da SE Itatiba (TSP – Transmissora São Paulo S.A.), permanecendo energizados e em carga. A inserção destes equipamentos eliminou a ocorrência de sobrecargas em condição normal e em contingência simples nas transformações 345/138 kV de Campinas e 440/138 kV de Santa Bárbara D’Oeste e Sumaré.

d) Foi concluída em 20/08/2012 a instalação de disjuntores e seccionadores no travessão 345kV na SE Xavantes, para a LT 345kV Xavantes - Bandeirantes C-3 e remanejamento da LT 345kV Xavantes - Interlagos C-2


para este vão. A instalação do novo travessão 345kV pra conexão com a LT Xavantes - Interlagos C-1 já havia sido concluída em Maio/2012. Este conjunto de obras visa a melhoria de confiabilidade da subestação e possibilita a liberação dos disjuntores dos bays 345kV para Interlagos C-1 e C-2, através de sua inserção em vãos de disjuntor e meio.

e) Foi concluída em 23/08/2012 a implantação do setor 230kV da SE Itapeti, com o remanejamento de um novo TR 345/230kV 500 MVA (realizado em Maio/2012) e bays independentes para as LTs 230kV Itapeti - Mogi (realizado em Maio/2012), Itapeti - São José dos Campos e Itapeti - Mogi das Cruzes (Furnas). Esta obra resulta na individualização das conexões de bay das LTs 230kV Itapeti - Mogi, Itapeti - Mogi das Cruzes(Furnas) e Itapeti - São José dos Campos, eliminando a operação através de LT com 3 terminais e a necessidade de operação com o quadrado de Mogi ou com a LT 230kV Mogi - São José dos Campos aberta. Além disso, esta obra também aumenta a confiabilidade da região.

f) Foi concluída em 28/08/2012 a substituição do TR-5 230/88kV da SE Salto Grande, de 30/40 MVA para 75 MVA, e adequação dos módulos de conexão associados. Esta obra elimina sobrecarga nesta transformação (88230kV) em regime normal de operação durante os períodos de leve e com elevada geração no setor 88kV da região (principalmente no período de safra de UTEs), prescindindo da necessidade de restrição de geração para a eliminação do problema.

g) Concluída em 01/07/2012 a substituição de disjuntores (e equipamentos associados) na SE Baixada Santista 88kV superados por corrente de curto-circuito. Após a substituição de disjuntores de 88kV da SE Henry Borden (EMAE) e a alteração dos ajustes de proteção dos TR e LT 88kV da região (prevista para Outubro/2012), esta obra possibilitará a entrada em operação do 3º Transformador 345/88kV da SE Baixada Santista, até então operando como reserva quente desta transformação devido à superação de corrente disruptiva dos referidos disjuntores.

h) Em função da conclusão de substituição de disjuntores superados na SE Poços de Caldas (Furnas), foi realizado no dia 06/09/2012 o fechamento da LT 138kV São João da Boa Vista II – Poços de Caldas C-1/2, que estava operando aberta em função da superação de disjuntores na referida SE.

i) Foi concluída em 16/09/2012 a obra de recondutoramento da LT 345kV Sul – Baixada Santista (no trecho de circuito duplo entre a SE Baixada Santista e o ponto de derivação da LT 345kV Embu Guaçu - Baixada Santista conhecido como “Alto da Serra”). Após a construção de LT 345kV Sul – Baixada Santista (no trecho de circuito duplo entre a SE Sul e o ponto de derivação de “Alto da Serra”), previsto para Dezembro/2013, esta obra


estabelecerá circuitos duplo independentes entre as SEs Embu Guaçu e Sul e entre as SEs Sul e Baixada Santista, eliminando sobrecargas na contingência das LTs atuais e, consequentemente, a necessidade de redução de carga na SE Sul para controle das LTs remanescentes.

j) Foi concluída em 17/09/2012 a substituição de TCs e dos cabos/conexões de bay na SE Valparaíso, nos bays para as LTs 138kV Valparaíso - Da Mata, Valparaíso - Três Irmãos e Valáraíso – Nova Avanhandava C-1/2. Esta obra elimina a restrição de TCs e cabos/conexões de bay na SE Valparaíso, elevando a capacidade da LT 138kV Valparaiso – Três Irmãos/Da Mata nesta extremidade de 127/20127 MVA para 139/163 MVA (capacidade do cabo da LT), e da LT 138kV Valparaíso – Nova Avanhandava C-1/2 nesta extremidade de 136/136 MVA para 139/163 MVA (capacidade do cabo da LT).

k) Os seguintes empreendimentos foram liberados à operação na SE Lajeado 2:

3º TR 230/69 kV – 83 MVA foi liberado à operação em 01/09/2012. A partir da integração deste equipamento ao SIN não será mais observada a ocorrência de sobrecarga em regime normal nos TR 230/69/13,8 kV desta SE ou a necessidade de corte de carga para controle de carregamento desta transformação em situações de perda de um dos TR 230/69/13,8 kV, mesmo no período de verão, quando se observa uma elevação significativa no consumo.

TR 4 e 5 69/13,8 kV – 2 x 25 MVA foram liberados à operação em 01/09/2012, para atendimento ao setor de 13,8 kV, cujas cargas eram atendidas a partir do terciário dos TR 1 e 2 230/69/13,8 kV – 83 MVA da SE Lajeado 2.

BC de 50 Mvar conectado ao 230 kV foi liberado à operação em 23/08/2012. A integração deste equipamento melhora o perfil de tensão do sistema associado a SE Lajeado 2, em regime normal e em contingências de linhas de 230 kV locais, e de linhas de 525 kV de atendimento ao RS, eliminando os problemas de atendimento à região, notadamente, no período de verão.

l) No dia 06/09/2012 ocorreu a integração da nova conexão do sistema de distribuição da Enersul à Rede Básica, na SE Chapadão 230/138 kV. Essa conexão é constituída pelas LT 138 kV Chapadão – Cassilândia e Chapadão – Chapadão do Sul, as quais advém do seccionamento da LT 138 kV Chapadão do Sul – Cassilândia.Visando a redução de perdas elétricas no seu sistema de distribuição, a ENERSUL está operando com a LT 138 kV Cassilândia – Paranaíba desligada no terminal de Paranaíba, em regime normal de operação. Em


situações de emergência, esta linha poderá ser fechada, sendo que na contingência da LT 138 kV Chapadão – Cassilândia seu fechamento se dará de forma automática.O diagrama a seguir mostra o sistema de conexão da Enersul na SE Chapadão 230/138 kV.

Figura 2.1.1-2: Diagrama de conexão da Enersul na SE Chapadão 230/138 kV

m) Está prevista para 31/10/2012, a entrada em operação da LT 230 kV Chapadão – Jataí C1 e C2 (2 RL de 10 Mvar cada) e a SE Jataí com dois TR 230/138 kV de 225 MVA cada. Estes empreendimentos têm como principal objetivo possibilitar o escoamento das novas usinas a biomassa de Goiás, quais sejam:

Alto Taquari: Potência exportada de 44 MW na safra e carga de 5 MW na entressafara;

Jataí: Potência exportada de 70 MW na safra e carga de 8 MW na entressafara;

Morro Vermelho: Potência exportada de 45 MW na safra e carga de 5 MW na entressafara;

Água Emendada: Potência exportada de 56 MW na safra e carga de 5 MW na entressafara.

n) Está prevista para 15/10/2012 a entrada em operação da primeira unidade geradora da UHE Mauá, do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul. Esta usina terá capacidade instalada de 363 MW, sendo composta por três unidades geradoras de 117,3 MW e duas unidades complementares de 5,5 MW. A integração desse empreendimento elevará a capacidade de geração


instalada no subsistema Sul, reduzirá o carregamento das LT 230 kV Chavantes – Figueira e Londrina – Figueira, tanto em regime normal quanto em contingência, e proporcionará recursos adicionais para controle de tensão da região. A partir da entrada em operação da UHE Mauá, as LT 230 kV UHE Mauá – Jaguariaíva e UHE Mauá – Figueira passarão a integrar a Rede Básica, trazendo maior confiabilidade ao atendimento dos consumidores da região.

A figura a seguir mostra em detalhe a região de integração da UHE Mauá.

Figura 2.1.1-3: Detalhe da região de integração da UHE Mauá.

o) Está prevista para 21/10/2012, a entrada em operação da SE Nova Petrópolis 2, com um TR 230/69 kV – 83 MVA, seccionando a LT 230 kV Caxias – Taquara, eliminando problemas de sobrecarga na rede de 138 kV, no caso de contingência do TR 230/138 kV da SE Taquara.

p) Está prevista para Outubro a conexão de carga da RGE na SE Caxias 6, a partir da conclusão das obras de integração desta subestação ao sistema de distribuição, evitando corte de carga na perda simples do TR 230/69 kV da SE Caxias 2 ou Caxias 5.

q) Está prevista para 21/10/2012, a entrada em operação do 3º TR 230/69 kV da SE Tapera 2. Esta obra tem como principal objetivo evitar a ocorrência de sobrecarga no TR remanescente quando da contingência de um dos transformadores nesta subestação.


r) Está prevista para 28/10/2012, a entrada em operação do TR 230/138 kV – 75 MVA e do novo setor de 138 kV da SE Lajeado Grande, conectando-a com a SE Lagoa Vermelha através das LT 138 kV Lajeado Grande – Vacaria e Vacaria – Lagoa Vermelha, aumentando a confiabilidade do atendimento à região.

s) Está prevista para 28/10/2012, a entrada em operação de dois TR 230/138 kV – 2 x 50 MVA e do novo setor de 138 kV da SE Foz do Chapecó. Salienta-se que os transformadores estarão operando em vazio até que ocorra a conclusão das obras associadas ao sistema de distribuição da RGE, cujo inicio da operação é estimada para Fevereiro de 2013.

t) Está prevista para 28/10/2012 a adequação do barramento 230 kV da SE Guarita, proporcionando flexibilidade operativa no setor 230 kV desta SE, bem como o aumento da confiabilidade ao atendimento da região.

u) Durante o mês de Setembro, entraram em operação as seguintes pequenas unidades geradoras na região Sul e MS:

Tabela 2.1.1-1: Unidades Geradoras com entrada em operação no mês de Setembro de 2012

Unidade Geradora

Data de entrada

em operação

Potência (MW)

Ponto de Conexão com a Rede Básica Proprietário Estado

EOL Fazenda do Rosário 2 (UG 1 a 10)

06/09/2012 10 x 2,0 SE 230/138 kV Osório 2Parques Eólicos Palmares S.A.

RS

PCH Indaiá Grande (UG3)

01/09/2012 1 x 6,60 SE 230/138 kV ChapadãoIndaiá Grande Energia S.A.

MS

v) Durante o mês de Outubro está prevista a entrada em operação das seguintes pequenas unidades geradoras na região Sul e MS:

Tabela 2.1.1-2: Unidades Geradoras com previsão de entrada em operação no mês de Outubro/2012

Unidade Geradora Potência (MW)

Ponto de Conexão com a Rede Básica Proprietário Estado

PCH São Sebastião 2 x 1,90 SE 230/138 kV ItajaíCotesa Geradora de Energia S.A.

SC

PCH Baitaca 2 x 1,35 SE 230/138 kV Areia Rio Bonito Energia Ltda. SC

PCH Rio Bonito 2 x 0,70 SE 230/138 kV Areia Rio Bonito Energia Ltda. SC

UTE Caal (UG 1) 1 x 3,825 SE 230/138 kV Alegrete 2Companhia Agroindustrial Alegrete LTDA

RS

PCH Mauá (UG 5) 1 x 5,5 SE 230/34,5 kV SE MauáConsórcio Energético Cruzeiro do Sul

PR


w) Está prevista para o mês de Outubro a integração do Parque Eólico Sangradouro 2, com 13 aerogeradores de 2 MW. Este parque eólico será conectado à SE Lagoa dos Barros aumentando a disponibilidade de geração do estado do Rio Grande do Sul.

x) Está previsto para Novembro a entrada em operação comercial da 1ª unidade da UTE Porto do Pecém.

y) No dia 02/09/2012 foi liberado para operação comercial a SE Natal III, a qual secciona a LT 230 kV Campina Grande II/Natal II C4 (04V4), sendo transformada em LT 230 kV Campina Grande II/Natal III C2 (04V4) e LT 230 kV Natal III/Natal II C2 (04N4) de propriedade da Chesf.

z) No dia 01/09/2012 foi liberado para operação comercial, o transformador 230/69/13,8 kV 04T2 100 MVA da SE Catu.

aa) No dia 01/09/2012 foi liberado para operação comercial, o transformador 230/69/13,8 kV PRTF6-03 100 MVA da SE Peritoró

bb) No dia 01/09/2012 foi liberado para operação comercial, o transformador 230/69/13,8 kV PDTF6-02 50 MVA da SE Presidente Dutra.

cc) No dia 10/09/2012 foi disponibilizado para a operação os novos disjuntores 15D3 e 15L4, seccionadoras 35D3-2 e 35L4-5 e TPCs 85B1 e 85B2 na SE Ibicoara.

dd) No dia 16/09/2012 foi liberado para operação comercial o transformador 05T2 500/230 kV 600 MVA da SE Sobral III.

ee) No dia 02/09/2012 foi disponibilizado para a oepração o novo transformador 230/69 kV - 150 MVA da SE Natal III, como também os barramentos de 69 kV 02BP/02BA, Trafo de Aterramento 02A1 e disjuntor de transferência 12D1.

ff) No dia 02/09/2012 foi disponibilizado para a oepração a LT 04V3 Campina Grande II/Natal III - C1, após seccionamento da LT 04V3 CGD/NTD, juntamente com a LT 04N3 Natal III/Natal II - C1, após seccionamento da LT 04V3 CGD/NTD.

gg) No dia 06/09/2012 foi liberado para operação comercial o segundo transformador 230/69 kV - 150 MVA da SE Natal III.

hh) Esta prevista para Outubro a energização do transformador 04T3 da UTE Porto do Pecém II.


2.1.2 Cronograma de Obras – Setembro a Dezembro de 2012

Quadro 2.1.2-1: Sistema Sudeste / Centro Oeste

Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para

Operação Efeito da Obra

IE PinheirosSE Atibaia IIConstrução da SE Atibaia II 345/138kV - 1 x 400MVA e bays associados.

Postergada para Outubro/2012

Conjunto de obras associado à entrada em operação da SE Atibaia II 345/138kV - 1 x 400MVA.Reduz carregamentos na região do Pardo (principalmente na LT Mogi - Mirim II-Bragança Paulista) e elimina sobrecargas verificadas na contingência de equipamentos da região (por exemplo, perda da transformação 440kV/88 da SE Bom Jardim).

IE Pinheiros

LT 345 kV Poços de Caldas - Mogi (Furnas) circuito únicoSeccionamento da LT para conexão da SE Atibaia II.

CTEEP

LT 138 kV Mairiporã - Bragança Paulista C-1 e C-2Seccionamento da LT para conexão da SE Atibaia II e construção dos trechos até o ponto de seccionamento (4 km).

Postergada para Outubro/2012

CTEEP

LT 138 kV Mairiporã - Bragança Paulista C-1 e C-2Reconstrução do trecho entre o seccionamento da SE Atibaia II e o ponto de derivação da SE Atibaia-01/Bom Jesus dos Perdões.

CTEEP

LT 345kV Sul - Baixada SantistaRecondutoramento da LT, circuito duplo, da SE Baixada Santista até o ponto de derivação da LT 345kV Embu Guaçu - Baixada Santista (ponto “Alto da Serra”).

Concluído em 16/09/2012

Estabelece circuitos duplo entre as SE Embu Guaçu e Sul e entre as SE Sul e Baixada Santista, eliminando sobrecargas na contingência das LT atuais e, consequentemente, a necessidade de redução de carga na SE Sul para controle das LT remanescentes.

CTEEP

LT 345kV Sul - Baixada SantistaConstrução de LT, circuito duplo, da SE Sul até a derivação da LT 345kV Embu Guaçu - Baixada Santista (ponto “Alto da Serra”).

Postergada para Dezembro/2013

CTEEP

SE ItapetiImplantação do setor 230kV com o remanejamento de um novo TR 345/230kV 500 MVA (proveniente da SE Anhanguera Provisória) e bays independentes para as LT 230kV Itapeti - São José dos Campo, Itapeti - Mogi (Furnas) e Itapeti - Mogi (CTEEP)

Concluída em 23/08/2012

Individualização das conexões de bay das LT 230kV Itapeti - Mogi, Itapeti - Mogi (Furnas)/São José dos Campos, eliminando a operação através de LT com 3 terminais e a necessidade de operação com o quadrado de Mogi ou com a LT 230kV Mogi - São José dos Campos) aberta. Esta obra também aumenta a confiabilidade da região.




CTEEP

SE ValparaísoSubstituição de TC e cabos/conexões de bay para as LT 138 kV Valparaíso - Da Mata e Valparaíso - Três Irmãos.


Elimina a restrição de TC e cabos/conexões de bay na SE Valparaíso, elevando a capacidade da LT nesta extremidade de 127/20127 MVA para 139/163 MVA (capacidade do cabo da LT)

CTEEP

SE SulSubstituição de disjuntores dos bays para as LT 345 kV Baixada Santista - Sul e Embu Guaçu - Sul (por superação do nível de curto-circuito).


Elimina a restrição por nível de curto-circuito destes equipamentos, mas não se altera a capacidade da LT.

CTEEP

SE Xavantes 345 kVInstalação de disjuntores e seccionadores no travessão 345kV para a LT 345kV Xavantes - Bandeirantes C-3 e remanejamento da LT 345kV Xavantes - Interlagos C-2 para este vão.Instalação de novo travessão 345kV pra conexão com a LT Xavantes - Interlagos C-1


- Melhora a confiabilidade e possibilita a liberação dos disjuntores dos bays 345kV para Interlagos C-1 e C-2, através de sua inserção em vãos de disjuntor e meio.

CTEEP

SE Embu-GuaçuSubstituição de seccionadores e TC no travessão 345 kV para as LT 345kV Embu Guaçu - Sul e Embu Guaçu - Interlagos C-1.


Elimina as limitações de seccionadores e TC no no travessão 345kV em situações de liberação ou contingência de algum equipamento do bay. Em regime normal de operação, não se alteram as capacidades das LT.

CTEEP

SE Ilha Solteira 440 kVSubstituição geral de seccionadores, TC e Bobinas de Bloqueio (por superação do nível de curto-circuito).


Elimina a superação nos níveis de curto-circuito nestes equipamentos provocada pela entrada em operação das usinas de biomassa na região do Mato Grosso do Sul.

CTEEPSE Bauru 440 kVSubstituição de secionadores nos bays de interligação de barras 440 kV N.º 1 e 3.

Postergada para Julho/2013

Elimina a superação de corrente nominal no anel 440kV da SE em determinadas configurações operativas, devido ao elevado despacho de geração das usinas da região e a capacidade das LT's.




Araraquara Transmissora

SE Araraquara 2Instalação de 3 transformadores 500/440 kV – 3x1250 MVA

Em operação em vazio desde Junho/2012

A entrada em operação desses empreendimentos contribuirá para a mitigação de problemas relacionados ao controle de tensão em subestações de 440 kV de São Paulo, sobretudo em situações de elevados intercâmbios para a região.O acoplamento das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2 também proverá o SIN de um importante recurso adicional para equilíbrio da potência reativa nos troncos de 500 kV, 440 kV e 345 kV, sendo previsto um alívio de na geração de potência reativa pelos compensadores síncronos localizados nas SE Ibiúna, Tijuco Preto, Embu Guaçu e Santo Ângelo.

Araraquara Transmissora

2 LT 440 kV Araraquara 2 - Araraquara FURNAS

2 LT 500 kV Araraquara 2 – Araraquara

1 LT 440 kV Araraquara 2 –

Araraquara liberada para operação desde

Junho/2012.

Outros equipamentos:Outubro/2012

TSP

SE ItatibaSeccionamento da LT 500 kV Ibiúna - CampinasInstalação de 2 transformadores 500/138 kV – 2x400 MVA.

Em operação desde 23/09/2012

Elimina sobrecargas em condição normal de operação e em contingências de uma unidade nas transformações das SE Campinas 345/138 kV – 5x150 MVA, SE Santa Bárbara D’ Oeste 440/138 kV - 2x300+2x315 MVA e Sumaré 440/138 kV – 3x300 MVA que atualmente atendem a região de Campinas.

CPFL UTE Vista Alegre – Biomassa Sem previsão

Cogeradora conectada na LT 138 kV Itapetininga – Angatuba, com exportação para o sistema de 35 MW.

CPFL LT 138 kV Franca – Usina Mascarenhas de Moraes c3

Sem previsão (pendência de licença

ambiental)

Alívio de carregamento nos circuitos remanescentes c1 e c2 da LT 138 kV Franca - Usina Mascarenhas de Moraes porém acarreta pequeno acréscimo no carregamento da transformação 345/138 kV da SE Mascarenhas de Moraes.

CEMIG LT2 138 kV Itaúna1 – São Gonçalo do Pará Outubro/2012 Aumenta a confiabilidade no

atendimento às cargas da região.

CEMIG Banco de capacitores de 50 Mvar – 230 kV da SE Barão de Cocais 3


Melhora no perfil de tensão na região.

CEMIG Recapacitação das LT 230 kVIpatinga / Mesquita C1 e C2 Abril/2013

Redução do possível corte de carga em condição n-1.

CEMIGSE Neves 1Banco de capacitores (manobráveis) de 200 Mvar/345 kV


Melhora no perfil de tensão na região.




CEMIG

SE Juiz de Fora 1

Banco de capacitores de 36 Mvar – 138

kV

Outubro/2012Melhora no perfil de tensão na região.

CEMIG SE Governador Valadares 2 Instalação disjuntor 230 kV para T1 e T2


Individualiza a transformação da SE Gov. Valadares, elimina a perda de toda transformação em situação de defeito.

ESDE Montes Claros

SE Santos Dumont 2Transformador 345/138 kV - 1x375 MVA seccionando a LT 345 kV Barbacena - Juiz de Fora

07/11/2012Melhora o perfil de tensão e atendimento às cargas da Malha regional Mantiqueira.

ESDE Montes Claros

SE Santos Dumont 2Compensador estático (-70;+84 Mvar) em 345 kV

07/11/2012Melhora o perfil de tensão e atendimento às cargas da Malha regional Mantiqueira.Melhora atendimento aos consumidores livres conectados no sistema de 345 kV e eliminação de sobrecarga na transformação 500/345 kV da SE Ouro Preto 2. Os benefícios principais dependem da entrada em operação da LT 345 kV Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2.

ESDE Montes Claros

SE ItabiritoTransformador 500/345 kV - 1x560 MVA - seccionamento da LT 500 kV Ouro Preto 2 - São Gonçalo do Pará e LT 345 kV Jeceaba - Ouro Preto 2

Dezembro/2012

ESDE Montes Claros

SE Padre FialhoSeccionamento da LT 345 kV Vitória – Ouro Preto 2 com transformador defasador 345/138 kV – 1x150 MVA

Outubro/2012

Permite o escoamento para a Rede Básica da geração de PCHs, aumentando a disponibilidade de geração para a área Rio de Janeiro/Espírito Santo e melhora do controle de tensão na região.

ESDE Montes Claros

SE Padre FialhoCE Padre Fialho -90/100 Mvar

Outubro/2012

ESDE Montes Claros

LT 345 kV Montes Claros - Pirapora 2 Em operação desde 23/09/2012

Melhora condições de atendimento na malha regional Norte.

ELETROBRAS FURNAS

Recapacitação de LT no tronco de 138 kV entre a SE Santa Cruz e JacarepaguáLT Santa Cruz – JacarepaguáLI Santa Cruz – PalmaresLI Jacarepaguá – ZINLI Jacarepaguá – PalmaresLI Jacarepaguá – Mato AltoLT Mato Alto – Palmares

Recapacitação das LT finalizadas por ELETROBRAS

FURNAS (194/247 MVA).

Atualmente limitadas em 207 MVA devido à

invasão da faixa de passagem cabos da LIGHT na SE ZIN.

Possibilita despacho pleno da usina de Santa Cruz

ELETROBRAS FURNAS

Recondutoramento de LT no tronco de 138 kV entre a SE Santa Cruz e Jacarepaguá

LI Santa Cruz – ZIN – CosmosLI Santa Cruz – ZIN – Ari Franco

Recondutoramento das LT finalizadas por

ELETROBRAS FURNAS (347/457

MVA).Atualmente limitadas em 287/287 MVA por TC na SE Sta. Cruz e limitadas em 194/247

MVA por cabos da LIGHT na SE ZIN.




ELETROBRAS FURNAS LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti C3 e C4 Outubro/2012

Elimina violação de carregamento no circuito remanescente em situações de contingências na LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti em cenários de elevado RSE (9000 MW).Atualmente de modo a evitar limitações de intercâmbio da região Sul para a região Sudeste, utiliza-se como medida operativa mitigadora um SEP de abertura de barramento, instalado na SE Itapeti 345 kV.

ELETROBRAS FURNAS

SE Foz do IguaçuImplantação do pátio em 500 kV

Em operaçãoPossibilitar a entrada em operação da LT 500 kV Foz do Iguaçu – Cascavel do Oeste.

ELETROBRAS FURNAS

SE Tijuco PretoRemanejamentos de linhas no setor de 345 kV e instalação de 2 reatores limitadores de de corrente de curto-circuito

Outubro/2012

Possibilitar a entrada em operação das LT Tijuco Preto – Itapeti 3 e 4 e LT Itapeti – Nordeste.

ELETROBRAS FURNAS

SE BandeirantesSubstituição dos equipamentos que deverão ser superados por nível de curto circuito no setor de 230 kV da SE Bandeirantes devido a entrada da SE Trindade

Novembro/2012

Evita o impedimento para entrada em operação da nova SE Trindade 500/230 kV e empreendimentos associados, devido a inadequação de proteções existentes e superação de equipamentos terminais.

ELETROBRAS FURNAS

TR 230/34,5 kV – 60 MVA SE B. Geral 4o

TR 230/34,5 kV – 60 MVA na SE Brasília Geral e Instalação de um Vão de Interligação novo de 230 kV

Outubro/2012

Evita risco de corte de carga para eliminar sobrecargas na transformação da SE Brasília Geral 230/34,5 kV - 3x30 MVA+2x60 MVA em condições normais de operação e reduz a necessidade de corte de carga por atuação de SEPs, nas situações de contingência de uma das unidades transformadoras dessa subestação.

ELETROBRAS FURNAS

SE Brasília SulInstalação de um vão completo no barramento de 345 kV da SE Brasília Sul para a individualização do AT8B que compartilha o mesmo vão do setor de 345 kV do AT8A

Outubro/2012

Evita a necessidade de corte de carga por atuação de SEP, na situação de contingência dupla, para evitar interrupção total da carga atendida pela SE Brasília Sul 345/138 kV.

ELETROBRAS FURNAS

SE Brasília Sul3o TR 345/230 kV – 225 MVA na SE Brasília Sul

Outubro/2012

Evita risco de corte de carga para eliminar sobrecargas nessa transformação em condições normais de operação e reduz a necessidade de corte de carga nas situações de contingência de uma das unidades transformadoras 345/230 kV – 2x225 MVA da SE Brasília Sul.




ELETROBRAS FURNAS

SE Samambaia3o TR 345/138 kV – 225 MVA na SE Samambaia

Outubro/2012

Reduz a necessidade de corte de carga nas situações de contingência de uma das unidades transformadoras 345/138 kV – 2x225 MVA da SE Samambaia. Isso ocorre a partir da conclusão das obras de expansão do sistema de distribuição em 138 kV da CEB, tornando efetiva a contribuição dessa SE no atendimento às cargas do Distrito Federal.

ELETROBRAS FURNAS

SE Rio Verde3o TR 230/138 kV – 100 MVA na SE Rio Verde

Outubro/2012

Evita risco de corte de carga para eliminar sobrecargas na transformação dessa subestação em situações de contingência.

ELETROBRAS FURNAS

SE Luiz Carlos BarretoTroca de disjuntores

Concluída em Agosto/2012

Elimina restrições de superação de nível de currto-circuito nos disjuntores de SE.

CELGSE PlanaltoSeccionamento da LT 230 kV Cachoeira Dourada - Anhanguera C2 na SE Planalto

Postergado para Novembro/2012

Aumenta a confiabilidade de suprimento às cargas atendidas pela SE Planalto 230/69 kV, eliminado o risco de corte de carga nessa subestação decorrente da contingência do circuito 2 da LT 230 kV Cachoeira Dourada - Anhanguera, independente da presença da UTE Goiasa.

CELGSE CarajásSeccionamento da LT 230 kV Anhanguera –Palmeiras na SE Carajás

Outubro/2012

- Aumenta a confiabilidade de atendimento às cargas supridas pela SE Carajás 230/138 kV, uma vez que elimina o atendimento radial a essa subestação.- Alivia o carregamento dos transformadores das SE’s Anhanguera e Xavantes, bem como, da LT 230 kV Anhanguera – Goiânia Leste.

ELETROGÓES UTE Rondon II (2X12 MW) Sem previsão

Conectada na SE 34,5 kV Rondon II, contribui para aumentar a disponibilidade de energia na região ACRO, podendo ser acionada quando de restrições na importação de energia do SIN

CEMAT Loop na LT 138 kV Rondonópolis-Jaciara

Previsto para Outubro/2012

Impacta no carregamento dos transformadores de Coxipó e Rondonópolis.

CEMAT LT Braço Norte III / Nhandu / Rochedo / Alta Floresta Sem Previsão

LT em 138 kV para aumentar a capacidade de escoamento de energia das PCH’s Curuá, Buriti e 3 de Maio.

CEMAT LT em 138 kV Alta Floresta / Paranaíta - 50 km

Em operação desde Setembro/2012

Suprimento ao canteiro de Obras da UHE Teles Pires.

CEMAT LT em 138 kV Cidade Alta / Votorantim Aguaçu - 35 km

Em operação desde Setembro/2012 Suprimento a Indústria

CEMAT LT em 138 kV Pontes e Lacerda / Mina Ernesto - 16 km

Em operação desde Setembro/2012 Suprimento a Indústria




ELETRONORTESE VilhenaInstalação de 3 Bancos de Capacitores – 3 X 18,5 Mvar

Em operaçãoContribui para a melhoria do controle de tensão no tronco de 230 kV.

PVTELT 230 kV Coletora Porto Velho – Porto Velho C1 e C2 Em operação

Possibilita a conexão provisória da UHE Santo Antônio ao sistema de 230 kV do Acre e Rondônia. Aumentando a disponibilidade hidráulica na Área.

Santo Antônio Energia-SAESA

LT 500 kV UHE Santo Antônio (Margem Direita) – Porto Velho Em operação

Santo Antônio Energia-SAESA

SE Coletora Porto VelhoTransformador 500/230 kV – 450 MVA Em operação

PVTESE Coletora Porto Velho1º Bloco do BtB – 400 MVA

Outubro/2012

Maior confiabilidade para escoamento da energia proveniente da UHE Santo Antônio

ELETRONORTE

SE AbunãAutotransformador 230/138/13,8 kV – 55 MVA e suas conexões

31/08/2013Atualmente como

reserva

Evitar que a perda do único transformador existente provoque a interrupção das cargas supridas pela SE Abunã

ELETRONORTESEs Samuel e Ariquemes: Troca do TC da LT 230 kV Samuel-Ariquemes C1

Outubro/2012Evitar queima do TC ou restrição de geração para atender a perda da LT 230 kV Porto Velho - Abunã

ELETRONORTESE Rio BrancoAutotransformador TR3 230/69/13,8 kV – 100 MVA e suas conexões

Outubro/2012Maior confiabilidade para os consumidores atendidos por essa subestação

ELETRONORTESE Porto VelhoAutotransformador TR4 230/69/13,8 kV – 100 MVA e suas conexões

Em operaçãoMaior confiabilidade para os consumidores atendidos por essa subestação


Quadro 2.1.2-2: Sistema Sul – Rede de Operação

AgenteResponsável Equipamentos Data Prevista para


BRILHANTETransmissora

de Energia

LT 230 kV Chapadão – Imbirussu (2 RL de 20 Mvar cada)

Em operaçãodesde

26/08/2012

Associado ao escoamento das usinas a biomassa do MS.

CEEE-GT

SE Livramento 230 kVRE 30 Mvar

Livramento 2

10/11/2012

Reduzirá as dificuldades para controle de tensão na região da fronteira oeste do Estado do Rio Grande do Sul, nos períodos de carga leve e mínima de inverno, em regime normal de operação e em condições de contingência.

SE GuaritaAdequação do barramento 230 kV

28/10/2012Aumento da confiabilidade ao atendimento da região

SE Lajeado 2 230 kVCapacitor 50 Mvar

Em operação desde

23/08/2012

Eliminará as violações do perfil de tensão no oeste do RS, notadamente no período de verão.

SE Lajeado 23º TR 230/69 kV – 83 MVA

Em operação desde

01/09/2012

Eliminará o risco de sobrecarga inadmissível com provável atuação da proteção de sobrecorrente na contingência do outro TR.

SE Taquara2º TR 230/138 kVAdequação do barramento de 230 kV

20/12/2012

Eliminarão problemas de sobrecarga na rede de 138 kV que interliga as SE Taquara e Cidade Industrial em caso de perda do TR 230/138 kV da SE Taquara.

CIENInterligação dos Barramentos de Garabi I e II

Os testes de interligação sem transferência via Garabi, foram terminados, sendo

concluída sua viabilidade. A interligação dos barramentos sem transferência via Garabi está em análise pelo ONS e

CIEN.

Evitar subtensão / sobretensão na região Oeste do Rio Grande do Sul na contingência da LT 525 kV Itá – Santo Ângelo.

COPEL-GT

SE Jaguariaíva 230 kVBanco de Capacitores – 50 Mvar

23/12/2012Reduzir a subtensão na região de Jaguariaíva em contingência.

Consórcio Energético

Cruzeiro do Sul LT 230 kV UHE Mauá – Jaguariaíva

Liberada à operação desde 09/11/2011 (desligada na SE Jaguariaíva até entrada da

UHE Mauá que está prevista para 15/10/2012)

Associadas ao sistema de transmissão da geração da UHE Mauá.

UHE Mauá UG1: 15/10/2012UG2: 15/11/2012UG3: 15/12/2012

Melhorará o suprimento de energia na região Sul e o controle de tensão na região de




PCH MauáUG1 – Outubro/2012

UG2– Novembro/2012Jaguariaíva e Figueira.

ELETROBRASELETROSUL

TR 230/138 kV Biguaçu3º TR 230/138 kV – 150 MVA

11/11/2012Evitar sobrecarga na contingência de um dos transformadores.

SE Tapera3º ATR 230/69 kV – 83 MVA


IESulLT 230 kV Jorge Lacerda B – Siderópolis C3

Realizou e concluiu os testes para entrada em operação em

01/07/2012. Em operação desde 18/08/2012, após

obtenção da licença ambiental

Evitará restrições ao despacho pleno da UTE Jorge Lacerda por sobrecarga em um dos circuitos existentes da LT 230 kV Jorge Lacerda B – Siderópolis, na contingência do outro circuito.

PPTE

SE Imbirussu3° TR 230/138 kV – 150 MVA


SE Ivinhema 2RE 20 Mvar LT 230 kV Dourados – Ivinhema 2

Dezembro/2012

Reduzirá a sobretensão na contingência simples de LT de 230 kV Nova Porto Primavera – Ivinhema 2 e nas contingência dupla do 440 kV de Nova Porto Primavera.

RS Energia SE Caxias 62 TR 230/69 kV – 165 MVA, seccionando a LT 230 kV Caxias – Castertech

Operação em vazio desde 20/08/2012, com previsão

para conclusão das obras na distribuição em 69 kV em

Outubro/2012.

Evitará o corte de carga na perda simples do TR 230/69 kV da SE Caxias 2 ou Caxias 5, a partir da sua entrada em operação com carga.

SE Ijuí 22 TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA e seccionamento da LT 230 kV Santo Ângelo 2 – Passo Real

02/12/2012 com previsão para conclusão das obras da distribuição em Outubro de

2012.

Aliviar o carregamento do subsistema de 138 kV que atende a região de Cruz Alta e dos TR 230/69 kV da SE Santo Ângelo 2.

SE Nova Petrópolis 2TR 230/69 kV - 83 MVA e seccionamento da LT 230 kV Caxias - Taquara

21/10/2012 Reduzirá o carregamento dos TR 230/69 KV da SE Farroupilha e do TR 230/138 kV da SE Taquara.




SE Lajeado GrandeTR 230/138 kV - 75 MVA (novo pátio de 138 kV)

28/10/2012Melhoria no atendimento do sistema de 69 kV da região.

SE Foz do Chapecó2 TR 230/138 kV –2 x 50 MVA (novo pátio de 138 kV)

28/10/2012 com previsão para conclusão das obras da distribuição em Fevereiro de

2013.

Atendimento a carga da RGE. Até o início da operação com carga nos referidos TR, esta obra não proporciona alteração no desempenho do SIN.

LT 230 kV Monte Claro – Garibaldi 23/12/2012

Evitar sobrecarga inadmissível no circuito remanescente, em caso de cont. da LT 230 kV Monte Claro – Farroupilha e sobrecarga em regime normal na LT 230 kV Monte Claro - Farroupilha

TPAELT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 9

- Liberado à operação em29/12/2011

(indisponível para manutenção no terminal da

SE P. Alegre 4 e sem previsão de retorno à

operação)

Evitará o corte de carga na perda simples e dupla de linhas de 230 kV de Gravataí, Porto Alegre 6, Porto Alegre 4, Porto Alegre 10 e Porto Alegre 9.

Transenergia

LT 230 kV Chapadão – Jataí C1 e C2, (2 RL de 10 Mvar cada em Jataí)

31/10/2012Associado ao escoamento das usinas a biomassa do MS.

SE Jataí 230 kV, TR 230/138 kV – 2 x 225 MVA

31/10/2012Associado ao escoamento das usinas a biomassa do MS.

Ventos do SulUHE Sangradouro 2 13 aerogeradores de 2 MW totalizando 26MW

Outubro/2012Elevação da disponibilidade de geração do estado do Rio Grande do Sul.


Quadro 2.1.2-3: Sistema Sul – Fora da Rede de Operação



CEEE-GT

SE Cachoeirinha 12º TR 138/23 kV – 42 MVA e novo setor 23 kV

27/11/2012

Ampliação de atendimento à carga e atendimento ao critério N-1.

SE Canoas 3 138/23 kV, seccionando a LT 138 kV Cidade Industrial – Cachoeirinha 1

Em operação desde 15/01/2011 (Derivação).

Operação com carga, desde o dia 01/02/2011. Previsão da CEEE-GT

para concluir seccionamento da LT

28/11/2012.

Transferência de carga da rede de 23 kV para a rede de 138 kV, visando descarregar os TR 230/23 kV da SE Cidade Industrial e da SE Canoas 1.

SE Ijuí 1Troca do TR 69/23 kV de8 MVA para 25 MVA

28/10/2012Aumento da confiabilidade ao atendimento da região.

SE Lajeado 22 TR 69/13,8 kV – 25 MVA

Em operaçãodesde

01/09/2012

Eliminará o risco de sobrecarga inadmissível com provável atuação da proteção de sobrecorrente na contingência de um TR 230/69 kV desta SE.

CELESC

LT 138 kV Lages - Berneck


Atendimento definitivo ao consumidor Berneck, que está provisoriamente atendido via SE Klabin Kimberly.

SE São José SertãoInterligação em 138 kV com a SE Palhoça (Eletrobrás Eletrosul).

Sem previsão(pendência judicial)

Redução do carregamento das SE Roçado e Palhoça da Celesc.

SE XanxerêIndividualização do bay de 138 kV dos transformadores 3 e 4 - 230/138 kV da SE Xanxerê (Eletrobrás Eletrosul).

Final de Novembro/2012

Redução da possibilidade de corte de cargas quando da perda ou indisponibilidade de uma dessas unidades.




Eletrobras Eletrosul

LT 138 kV Água Clara – UHE São Domingos

Liberada à operação desde 15/07/2012

(desligada na SE UHE São Domingos até entrada

da UHE São Domingos que está prevista para

Dezembro/2012)

Para conexão da UHE São Domingos.

UHE São Domingos Dezembro/2012

Elevação da disponibilidade de geração no estado do Mato Grosso do Sul.

COPEL-D

SE Passo do IguaçuTR 138/34,5/13,8 kV – 20,8 MVA e seccionamento da LT 138 kV Areia – União da Vitória

30/10/2012

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região Sul do Paraná.

LT 138 kV Passo do Iguaçu – Rio AzulReencabeçamento da LT 138 kV Rio Azul – União da Vitória, com alteração da conexão da SE União da Vitória para a SE Passo do Iguaçu

Sem previsão

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região Sul do Paraná.

LT 138 kV Areia – União da Vitória C2 Sem previsão

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região do Médio Iguaçu do Paraná.

SE Bairro Alto2 TR 138/69/13,8 kV – 20,83 MVA e seccionamento da LT 69 kV Uberaba – Atuba C.2

Novembro/2012

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região metropolitana de Curitiba.

SE 69 kV Afonso Pena1 TR 69/13,8 kV - 41,67 MVA e seccionamento da LT 69 kV Uberaba – São José dos Pinhais

Novembro/2012

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região metropolitana de Curitiba.

LT 138 kV Santa Terezinha Paranacity – Paranavaí

Novembro/2012

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região de Maringá.




SE IbaitiTR 138/34,5/13,8 kV – 20,8 MVA e seccionamento da LT 138 kV Figueira – Siqueira Campos

Final de Outubro/2012

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região Nordeste do Paraná.

LT 138 kV Altônia – Guaíra Novembro/2012

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região Noroeste do Paraná.

LT 138 kV Rosana - Paranavaí Dezembro/2012

Eliminar a necessidade da operação segregada do barramento 138 kV da SE Rosana e melhorar as condições de atendimento da região noroeste do Paraná.

SE MandacaruSeccionando a LT 138 kV Maringá – Jardim Alvorada

Outubro/2012


LT 138 kV Campo Mourão – Santos Dumont C2 Novembro/2012


Seccionamento LT 138 kV Praia de Leste - Matinhos na SE Posto Fiscal

Dezembro/2012

Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição do litoral paranaense.

Enersul

SE ChapadãoAcesso à SE Chapadão 138 kV através do seccionando da LT 138 kV Chapadão do Sul – Cassilândia


Suprimento à carga e escoamento das usinas a biomassa do MS.

RGE

LT 69 kV Caxias 6 - Caxias 4

Outubro/2012

Redução no carregamento dos TR 230/69 kV da SE Caxias do Sul 2 e Caxias do Sul 5.

LT 69 kV Caxias 6 - Caxias 3

Outubro/2012

Redução no carregamento dos TR 230/69 kV da SE Caxias do Sul 2 e Caxias do Sul 5.




LT 138 kV Lajeado Grande - Vacaria

Outubro/2012

Aumento de confiabilidade no atendimento a SE Vacaria.

LT 69 kV Nova Petrópolis 2 - Nova Petrópolis 1

Outubro/2012Redução do carregamento da SE 230/69 kV Farroupilha.

LT 69 kV Nova Petrópolis 2 - Gramado

Outubro/2012

Redução no carregamento do sistema de 138 kV entre Taquara e Cidade Industrial.

LT 69 kV Ijuí 2 - Ijuí 1 Outubro/2012

Melhoria nas condições de atendimento do sistema de 69 KV da região de Ijuí.

LT 69 kV Ijuí 2 - Ceriluz Outubro/2012

Melhoria nas condições de atendimento do sistema de 69 KV da região de Ijuí.


Quadro 2.1.2-4: Sistema Norte / Nordeste

Agente Responsável Instalações Data Prevista

para Operação Efeito da Obra

Área Centro

CHESF

SE Modelo Reduzido: subestação e 1 transformador 69/13,8kV – 10 MVA

Julho de 2012Proporcionar mais um ponto de suprimento as cargas da área centro do sistema nordeste.

Área Leste

CHESF

SE Natal III – Nova subestação com 2 transformadores 230/69kV – 150 MVA


Possibilidade de mais um ponto de suprimento as cargas da Energisa Paraíba e da Cosern.

SE Suape II – Nova subestação com 1 ATR 500/230/13,8kV – 1200 MVA

Outubro de 2012Reforço para as cargas do complexo industrial de Suape.

SE Suape III – Nova subestação com 2 transformadores 230/69/13,8kV – 100 MVA


Possibilidade de mais um ponto de suprimento as cargas da Celpe.

Área Sudoeste

Área Sul

CHESF

LT 230 kV – Jardim - Penedo

Novembro de 2012

Proporcionará melhora no controle de tensão da SE Penedo em condição normal de operação.

SE Camaçari IV: 2º ATR 500/230/13,8 kV (1200 MVA)

Outubro de 2012Aumentar a confiabilidade do atendimento das cargas da Área Sul do Sistema Nordeste.

SE Jardim: 2º ATR 500/230/13,8 kV (600MVA)

Outubro de 2012

Aumentar a confiabilidade do atendimento às cargas das subestações derivadas da SE Jardim.

SE Cícero Dantas: 2º TR 230/69 kV 50 MVA (substitui os 2 TR de 16 MVA)

Dezembro de 2012Aumentar a confiabilidade do atendimento das cargas da SE Cícero Dantas.

Área Oeste

CHESF LT 230kV Picos - Tauá Dezembro de 2012Melhorar a confiabilidade do

atendimento às cargas da SE Tauá

Área Norte


Agente Responsável Instalações Data Prevista

para Operação Efeito da Obra

CHESF

SE Sobral IIISegundo autotransformador 500/230 kV 600 MVA


Evitará afundamento de tensão e conseqüente rejeição natural de carga nas SE Piripiri e Sobral II e atuação de SEP por subtensão na SE Sobral II, em caso de desligamento do ATR 500/230kV em operação.

SE IcóSeccionamento da LT Milagres – Banabuiú na SE Icó

Outubro de 2012Aumentar a confiabilidade das cargas atendidas pela SE Icó

Porto do Pecém Geração de Energia S.A.

UTE Porto do Pecém I1x360 MW(UTE possuirá 2x 360 MW, sendo 60 MW de consumo próprio do agente.)

Inicio dos testes em Abril de 2012

Energização do primeiro

transformador em Outubro de 2012

Elevação da disponibilidade de geração no Estado de Ceará

Área Maranhão/Tocantins

ELETRONORTE

SE Presidente Dutra

1 transformador TR3 3F –

50 MVA – 230/69/13,8 kV

Em operação desde Setembro de

2012

Aumentará a confiabilidade do atendmiento ao mercado suprido em 69kV a partir dessa subestação.

SE PeritoróTransformador TF3 3F – 100 MVA – 230/69/13,8 kV e suas conexões

Em operação desde Setembro de

2012-

Diferencial Energia

Empreendimentos e Participações

Ltda

UTE Porto do Itaqui Outubro de 2012

Elevará a potência instalada da Região Norte e aumentará a confiabilidade do atendimento às cargas derivadas da SE São Luís II.

Área Pará

ELETRONORTE

SE CastanhalSeccionamento da LT Utinga – Santa Maria

Novembro de 2012Aumentará a confiabilidade das

cargas atendidas pela área Pará

SE MarabáTransformador TF4 3F – 33 MVA – 230/69/13,8 kV e suas conexões

Outubro 2012

Aumentará a confiabilidade das

cargas atendidas pela SE

Marabá


2.2 Alterações Topológicas

Não são esperadas alterações topológicas significativas no período em estudo.

2.3 Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo

O programa de manutenções em unidades geradoras e equipamentos de transmissão é aquele constante no Sistema de Gestão de Intervenções – SGI. No entanto, vale que sejam destacados os seguintes equipamentos, cuja situação pode variar ao longo do mês de Outubro entre informada, em análise, aprovada, cancelada ou indeferida.

2.3.1 Região Sudeste/Centro-Oeste

Linhas de Transmissão

LT 345 kV Neves – Três Marias – C1 - 508 MVA.Fora de operação desde 06/06/2012. Previsão de retorno para 27/10/2012. Durante a indisponibilidade desta linha deve-se proceder conforme SGI 14.967-12.

LT 230 kV Coxipó – Nobres – C1 - 239 MVA.Fora de operação desde 15/07/2012. Previsão de retorno para 31/10/2012. Durante a indisponibilidade desta linha deve-se proceder conforme SGI 35.560-11.

LT 138 kV Jaciara – São Tadeu – C1 - 98 MVA.Fora de operação desde 07/11/2011. Previsão de retorno para 16/10/2012. Durante a indisponibilidade desta linha deve-se proceder conforme SGI 37.364-11.

Transformadores

Transformador TR13 500/345 kV – 400 MVA da SE Jaguara. Fora de operação desde 21/02/2012. Previsão de retorno para 31/12/2012. Durante a indisponibilidade deste transformador deve-se proceder conforme SGI 5.939-12.

Transformador TR1 345/138 kV – 225 MVA da SE Itutinga. Fora de operação desde 19/12/2010. Previsão de retorno para 30/12/2012. Durante a indisponibilidade deste transformador deve-se proceder conforme SGI 37.413-10.


Transformador TR1 440/88 kV – 400 MVA da SE Jandira. Fora de operação desde 19/12/2010. Previsão de retorno para 30/12/2012. Durante a indisponibilidade deste transformador deve-se proceder conforme SGI 37.413-10.

Compensadores Síncronos

Compensador Síncrono 02 -10/20 Mvar da SE Bras. Geral. Fora de operação desde 19/08/2002. Sem previsão de retorno à operação.

Compensador Síncrono 01 -220/330 Mvar da SE Tijuco Preto. Fora de operação desde 03/09/2012. Previsão de retorno para 27/10/2012.

Reatores de Barra

Reator 01 de 30 Mvar (13,8 kV) da SE Jacarepaguá. Fora de operação desde 06/08/2009. Sem previsão de retorno à operação.

Reator 03 de 50 Mvar (13,8 kV) da SE Adrianópolis. Fora de operação desde 15/04/2010. Sem previsão de retorno à operação.

Reator 01 de 25 Mvar (13,8 kV) da SE Brasília Sul. Fora de operação desde 01/11/2005. Sem previsão de retorno à operação.

Reator 01 de 10 Mvar (13,8 kV) da SE Brasília Geral. Fora de operação desde 03/11/2004. Sem previsão de retorno à operação.

Reator 01 de 329 Mvar (765 kV) da SE Tijuco Preto. Fora de operação desde 12/06/2011. Previsão de retorno para 27/12/2012.

Reator 04 de 50 Mvar (13,8 kV) da SE Campinas. Fora de operação desde 12/09/2012. Previsão de retorno para 11/11/2012.

Reator 03 de 99,2 Mvar (440 kV) da SE Santo Ângelo. Fora de operação desde 17/09/2012. Previsão de retorno para 15/10/2012.


Unidades Geradoras

Durante o mês de Outubro estarão indisponíveis à operação, para manutenção, as seguintes unidades geradoras:

Quadro 2.3.1-1: Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Sudeste / Centro Oeste

Usina Unidade Geradora IndisponibilidadeUHE Canoas I 01 De 16/04/2012 até 26/10/2012

UHE Euclides da Cunha 03 De 07/08/2012 até 04/12/2012

UHE Furnas 01 De 08/08/2012 até 01/06/2013

UHE Henry Borden

06 De 17/07/2012 até 14/12/2012

14 De 31/05/2012 até 21/11/2012

16 De 13/08/2012 até 27/12/2012

UHE Ibitinga 03 De 26/08/2012 até 25/06/2013

UHE Três Irmãos 05 De 17/09/2012 até 29/11/2012

UHE Três Marias04 De 18/06/2012 até 31/10/2012

06 De 01/08/2012 até 31/10/2012

UHE Ilha Solteira 06 De 21/07/2012 até 14/01/2013

UHE Limoeiro 02 De 26/01/2012 até 31/10/2012

UHE Jupiá 12 De 04/01/2012 até 31/10/2012

UHE U. Mascarenhas 02 De 09/02/2012 até 09/02/2013

UHE Funil Grande 02 De 17/09/2012 até 14/11/2012

UHE Igarapava 01 De 24/09/2012 até 31/10/2012

UHE Guilman Amorim 03 De 17/09/2012 até 17/10/2012

UHE Promissão 03 De 14/10/2012 até 30/11/2012

UTE Rio Acre 01 De 24/08/2012 até 21/09/2012

UTE Termonorte II 01 De 12/05/2012 até 18/12/2012

UTE U. Campos1 De 19/10/2011 até Sem Previsão

2 De 26/10/2011 até Sem Previsão

UTE Santa Cruz

01 De 25/05/2012 até 28/12/2012




UHE Salto Pilão 01 De 15/10/2012 até 24/10/2012


2.3.2 Região Sul


LT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 9 - CEEE-GTEste equipamento está indisponível desde 13/04/2012 e não tem previsão para retornar à operação devido a problemas no terminal da SE P. Alegre 4.

LT 230 kV Gravataí 2 – Cidade Industrial C.4 - CEEE-GTDevido a execução do SGI n.º 29.864-12 para troca do disjuntor 52-5 do TR 2 230/138 kV de Gravataí 2, este equipamento utilizará durante esta intervenção o disjuntor do circuito 4 da LT 230 kV Gravataí 2 – Cidade Industrial a qual permanecerá desligada neste período. As diretrizes para esta indisponibilidade serão definidas em instruções de operação específicas.

Transformadores

TR 1 230/69/13,8 kV da SE Lajeado 2 – CEEE-GTNo período de 23/09/2012 a 21/10/2012 estará indisponível à operação para troca dos painéis de proteção, medição e comando, e para desconexão e desmontagem do antigo barramento de 13,8 kV. As diretrizes para esta indisponibilidade serão definidas em instruções de operação específicas.


CS 1 da SE Porto Alegre 06 (-15 a 30 Mvar) – CEEE-GT Indisponível à operação desde 18/04/2006 (6 anos e 5 meses). Sua desativação definitiva, ou retorno à operação, está em análise pelo ONS e ANEEL.

Outros Equipamentos

Filtro Harmônico n.º10 (03 Mvar) da Conversora de Frequência de Uruguaiana – Eletrobras Eletrosul

No período de 30/07 a 28/12/2012 estará indisponível à operação, devido à utilização dos TCs deste filtro, em substituição aos TCs dos filtros n.º 08 e n.º 09, que apresentaram vazamento. Após revisão dos TCs danificados ocorrerá o retorno do filtro n.º 10 à operação.

Unidades Geradoras

Durante o mês de Outubro existem as seguintes solicitações de manutenção para unidades geradoras, cuja viabilidade será avaliada pelo ONS:


Quadro 2.3.2-1: Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Sul e MS

Usina Unidade Geradora IndisponibilidadeUHE G. B. Munhoz 3 01/10/2012 a 09/10/2012

UHE G. J. Richa 4 23/10/2012 a 31/10/2012

UHE G. N. Braga1 01/10/2012 a 05/10/2012

4 22/10/2012 a 22/11/2012

UHE Salto Santiago 1 17/10/2012 a 21/10/2012

UHE Itá1 15/10/2012 a 24/10/2012

2 15/10/2012 a 13/11/2012

UHE G. P. Souza1,2,3 e 4 17/07/2012 a 16/10/2012

1 17/10/2012 a 16/04/2013

UHE Fundão 1 24/10/2012 a 25/10/2012

UHE Santa Clara 2 22/10/2012 a 30/11/2012

UHE Foz do Chapecó1 24/09/2012 a 08/10/2012

2 15/10/2012 a 29/10/2012

UHE Monte Claro1 24/09/2012 a 30/11/2012

2 24/09/2012 a 30/11/2012

UHE Passo Real 1 15/10/2012 a 19/10/2012

UHE Itaúba3

20/10/2012 a 21/10/20124

UHE Jacuí 5 01/10/2012 a 05/10/2012

UTE Jorge Lacerda3 30/09/2012 a 14/10/2012

6 20/10/2012 a 14/11/2012

UTE São Jerônimo 1 01/03/2010 a 31/12/2012

UTE P. Médici 1 01/09/2011 a 31/12/2012

UTE Charqueadas 1 17/09/2012 a 31/10/2012


2.3.3 Região Norte/Nordeste


LT 69 kV Fortaleza/Delmiro Gouveia 02J4Intervenção informada. Período de 26/08/2012 até 26/11/2012.


CS 30/-15 Mvar da SE Bom Jesus da LapaFora de operação desde 03/01/2009. Previsão de retorno 30/11/2012.

CS1 100/-70 Mvar P.DutraFora de operação desde 09/08/2012. Previsão de retorno 06/11/2012. CS2 100/-70 Mvar P.DutraIntervenção informada. Período: 15/10/2012 a 06/02/2013.

Transformadores

TR 230/69 kV Cic. Dantas TR1 e TR2Intervenção informada. Período: 12/09/2012 a 12/11/2012. TR 230/138kV Miranda IIIntervenção informada. Período: 15/10/2012 a 30/11/2012. TR 230/13,8kV P.DutraIntervenção informada. Período: 15/10/2012 a 06/11/2012.

Unidades Geradoras

Durante o mês de outubro estarão indisponíveis à operação para manutenção, as seguintes unidades geradoras:

Quadro 2.3.3-1: Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Norte / Nordeste

Usina Unidade Geradora IndisponibilidadeUHE Boa Esperança UG4 De 02/07/2012 até 28/02/2013

UHE Boa Esperança UG3 De 02/07/2012 até 28/02/2013

UHE Paulo Afonso I 01G2 De 06/02/2012 até 23/11/2012

UHE Paulo Afonso II 01G1 De 17/09/2012 até 31/10/2013





UHE Paulo Afonso IV 01G1 De 22/10/2012 até 21/12/2012

UHE Sobradinho 01G4 De 10/09/2012 até 10/10/2012

UHE Tucurui UG5 De 27/08/2012 até 10/10/2012

UHE Curuá Una UG 2 De 10/09/2012 até 14/11/2012

UTE Camaçari 01G2 De 17/09/2011 até 14/12/2012


2.4 Atendimento à Ponta de Carga do Sistema

Considerando os cenários de carga e geração previstos para o mês de outubro de 2012, não são esperadas dificuldades para o atendimento à ponta de carga do sistema.

2.5 Intercâmbios entre Regiões

Permanecem válidos os limites descritos no Relatório de Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012, a exceção daqueles atualizados neste documento.


3 GERAÇÃO TÉRMICA

3.1 Despachos Previstos por Restrição Elétrica

Os despachos mínimos de geração térmica consideram montantes adicionais por restrições elétricas em relação aos valores mínimos para conservação de equipamentos e/ou contratos de combustíveis, ressaltando que os despachos mínimos poderão ser revisados na programação diária da operação eletroenergética, em virtude das previsões de carga e geração e de alterações topológicas do SIN.

Complexo Termelétrico Jorge Lacerda

As tabelas a seguir indicam (destacados em negrito) os despachos térmicos mínimos necessários em regime normal de operação, para atendimento aos requisitos elétricos da rede na condição (N-1). Considera-se ainda, para a determinação da configuração mínima necessária, o mínimo custo operacional do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda. Os valores foram calculados tendo como base as diretrizes indicadas no submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.

Tabela 3.1-1: Geração térmica mínima no Complexo Jorge Lacerda para atendimento às restrições elétricas

Despacho de Geração

Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW)

Configuração Total Configuração Total Configuração Total

- 1M - - 33 - - - - -1P - - - 25- 2M - - 66 - - - - -

1P 1M - - 58 - - - - -2P - - - 50 - - - - -- - 1G - 80 - - - - -

1P 2M - - 91 - - - - -2P 1M - - 83 - - - - -- 1M 1G - 113 - 1M 1G - 113 - - - - -

1P - 1G - 105 1P - 1G - 105 - - - - -2P 2M - - 116 2P 2M - - 116 - - - - -- 2M 1G - 146 - 2M 1G - 146 - - - - -

1P 1M 1G - 138 1P 1M 1G - 138 - - - - -2P - 1G - 130 2P - 1G - 130 - - - - -- - - 1GG 180 - - - 1GG 180 - - - - -- - 2G - 160 - - 2G - 160 - - - - -

1P 2M 1G - 171 1P 2M 1G - 171 - - - - -2P 1M 1G - 163 2P 1M 1G - 163 - - - - -- 1M - 1GG 213 - 1M - 1GG 213 - - - - -

1P - - 1GG 205 1P - - 1GG 205 - - - - -- 1M 2G - 193 - 1M 2G - 193 - - - - -

1P - 2G - 185 1P - 2G - 185 - - - - -2P 2M 1G - 196 2P 2M 1G - 196 - - - - -


Despacho de Geração

Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW)

Configuração Total Configuração Total Configuração Total- 2M - 1GG 246 - 2M - 1GG 246 - - - - -

2P - - 1GG 230 2P - - 1GG 230 - - - - -- 2M 2G - 226 - 2M 2G - 226 - - - - -

1P 1M 2G - 218 1P 1M 2G - 218 - - - - -2P - 2G - 210 2P - 2G - 210 - - - - -- - 1G 1GG 260 - - 1G 1GG 260 - - - - -

Notas: 1. Considerando a carga máxima prevista e a configuração de geração mínima apresentada (destacada em negrito), a execução do controle de tensão na região de influência na condição (N-1) implica na necessidade da utilização de todos os recursos disponíveis, conforme recomendados no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012.2. O valor indicado de geração para o Complexo Jorge Lacerda é o necessário para evitar o corte de carga por subtensão na contingência / indisponibilidade da LT 230 kV Lajeado Grande - Forquilhinha. 3. A unidade 3 do Complexo Jorge Lacerda tem previsão para realizar manutenção no período de 30/09 a 14/10/2012.4. A unidade 6 do Complexo Jorge Lacerda tem previsão para realizar manutenção no período de 20/10 a 14/11/2012.

UTE P. Médici (A e B) e UTE Candiota III (C)

A tabela a seguir indica (destacados em negrito) os despachos térmicos mínimos necessários em regime normal de operação, para atendimento aos requisitos elétricos da rede na condição (N-1). Considera-se ainda, para a determinação da configuração mínima necessária, o mínimo custo operacional para a UTE P. Médici e Candiota III. Os valores foram calculados tendo como base as diretrizes indicadas no submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.

Tabela 3.1-2: Geração térmica mínima necessária na UTE P. Médici e na UTE Candiota III para atendimento às restrições elétricas

Despacho de Geração(1)(2)(3)(4)

Pesada (MW) Média (MW) Leve e Mínima (MW)

Configuração Total Configuração Total Configuração Total0 0 0 0

1A - - 25

2A - - 50 2A - - 50 2A - - 50

- - 1C 175 - - 1C 175 - - 1C 175

- 1B - 90 - 1B - 90 - 1B - 90

1A - 1C 200 1A - 1C 200 1A - 1C 200

1A 1B - 115 1A 1B - 115 1A 1B - 1152A - 1C 225 2A - 1C 225 2A - 1C 225

2A 1B - 140 2A 1B - 140 2A 1B - 140

- 1B 1C 265 - 1B 1C 265 - 1B 1C 265

- 2B - 180 - 2B - 180 - 2B - 180

1A 1B 1C 290 1A 1B 1C 290 1A 1B 1C 290

1A 2B - 205 1A 2B - 205 1A 2B - 205

2A 1B 1C 315 2A 1B 1C 315 2A 1B 1C 315

2A 2B - 230 2A 2B - 230 2B 2B - 230


Despacho de Geração(1)(2)(3)(4)

Pesada (MW) Média (MW) Leve e Mínima (MW)

Configuração Total Configuração Total Configuração Total- 2B 1C 355 - 2B 1C 355 - 2B 1C 355

1A 2B 1C 380 1A 2B 1C 380 1A 2B 1C 380

2A 2B 1C 405 2A 2B 1C 405 2A 2B 1C 405

Notas:1. Segundo informações da Eletrobras CGTEE, as indisponibilidades e as limitações das unidades geradoras da UTE P. Médici para este mês são as seguintes:

- P. Médici A - UG 1 = indisponível durante todo o mês.- P. Médici A - UG 2 = limitada em 50 MW. - P. Médici B - UG 3 = limitada em 100 MW.- P. Médici B - UG 4 = limitada em 100 MW.

2. O valor indicado de geração para as UTE P. Médici e Candiota III é o necessário para evitar o corte de carga por subtensão na contingência / indisponibilidade dos seguintes equipamentos:

- Carga Pesada: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV Quinta – Pelotas 3.- Carga Média e Leve: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3.

3. Caso ocorra exportação via C.F. Rivera e/ou C.F. Uruguaiana, os valores da geração térmica mínima na UTE P. Médici e Candiota III somente se alteram para a carga pesada de sábado, qual seja: 1A+1C=200MW.4. Para realização da exportação via C.F. Rivera e/ou C.F. Uruguaiana é necessário o atendimento às diretrizes incluídas nos itens 3.1.1, 3.1.2 e 3.1.3 – Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai e Argentina via C.F. Rivera e/ou C.F. Uruguaiana.

Observações:

a) O valor de despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e a configuração de máquinas apresentada na Tabela 3.1-1, foi dimensionado para atender à seguinte contingência / indisponibilidade mais crítica:

No patamar de carga pesada, média e leve: LT 230 kV Lageado Grande - Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

Os valores de geração são os mínimos necessários no Complexo de Jorge Lacerda para evitar tensões abaixo de 90% nos barramentos de 13,8 kV deste complexo, assim como nos barramentos de 69 kV e 230 kV da área Sul de Santa Catarina (SE Forquilhinha e Siderópolis), quando de contingências simples.Para a condição de indisponibilidade de elementos, considera-se como critério, a obtenção de valores mínimos de tensão de 90% nas barras de 230 kV e de 95% nos barramentos de 13,8 kV do Complexo de Jorge Lacerda, desde que atendida a tensão mínima da faixa operativa recomendada, nos respectivos períodos, para as barras de fronteira com a Rede Básica (barras controladas de 138 kV e 69 kV).Ressalta-se ainda, que para a determinação da configuração mínima de unidades foi considerado o menor custo operacional para o sistema, bem como eventuais indisponibilidades programadas de unidades geradoras nesta UTE.


b) O despacho mínimo na UTE P. Médici e na UTE Candiota III apresentado na tabela 3.1-2, foi dimensionado para atender às seguintes contingências / indisponibilidades:

Patamar de carga média e leve, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Patamar de carga pesada, havendo ou não exportação via C. F. de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV Quinta – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Ressalta-se ainda, que para a determinação da configuração mínima de unidades foi considerado o menor custo operacional para o sistema, bem como eventuais indisponibilidades programadas de unidades geradoras nesta UTE.

c) Não será necessário o despacho na UTE Charqueadas por razões elétricas.

d) Não será necessário despachar as UTE Araucária, UTE Sepé Tiaraju, UTE W. Arjona e UTE Uruguaiana por razões elétricas.

3.1.1 Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai via Conversora de Frequência de Rivera

Carga pesada, média, leve e mínima:

É possível a realização da exportação de energia para o Uruguai, via Conversora de Frequência de Rivera, desde que respeitada a geração mínima por restrições elétricas indicada para as UTE P. Médici e UTE Candiota III, conforme descrito na Tabela 3.1-2.

3.1.2 Procedimentos para operação com exportação de energia para a Argentina via Conversora de Frequência Uruguaiana


É possível a realização da exportação de energia para a Argentina, via Conversora de Frequência Uruguaiana, desde que respeitada a geração mínima por restrições elétricas indicada para as UTE P. Médici e UTE Candiota III, conforme descrito na Tabela 3.1-2.

3.1.3 Procedimentos para operação com exportação simultânea de energia para o Uruguai via Conversora de Freqüência de Rivera e para a Argentina via Conversora de Frequência de Uruguaiana.



É possível a realização da exportação de energia para o Uruguai e Argentina, via Conversora de Frequência de Rivera e Uruguaiana, desde que respeitada a geração mínima por restrições elétricas indicada para as UTE P. Médici e UTE Candiota III, conforme descrito na Tabela 3.1-2.


4 PREMISSAS CONSIDERADAS

a) A transferência de energia entre o Brasil e a Argentina através das Conversoras de Freqüência de Garabi I e II foi considerada nula em todos os patamares de carga.

b) A transferência de energia entre o Brasil e a Argentina através da Conversora de Freqüência de Uruguaiana foi considerada nula em todos os patamares de carga.

b) Foi considerada transferência de 72 MW, do Brasil para o Uruguai, através da Conversora de Freqüência de Rivera, em todos os patamares de carga.

d) Para a montagem e análise dos casos de referência foram consideradas todas as informações relatadas nos itens 2, 3 e 4.

Os intercâmbios a seguir considerados nos casos analisados são apresentados na Tabela 4-1, que ilustra uma série de grandezas utilizadas no Sistema Interligado Nacional, incluindo níveis de transferência para áreas geoelétricas, entre subsistemas e nas interligações internacionais e ainda, a geração de Itaipu. Os valores apresentados foram utilizados como referência nas simulações.

Tabela 4-1: Níveis de Transferência entre Regiões e Geração de Itaipu (MW)

FluxosPatamar de Carga

Pesada Média Leve Mínima

FSM 2229 -1952 -2866 -2564

FMG 5801 5500 3555 3501

FRS 2950 3000 780 780

RSUL -900 -700 -4500 -3350

FMT 286 101 464 244

RACRO 54 77 21 -65

FRJ 4633 4599 2283 1946

FNS 1303 -2988 -3000 -2543

FSENE 503 874 810 671

FNE 1508 1666 1470 1013

Exp.N 1965 -2031 -2262 -2152

Exp.SE 47 4572 4543 3837

RNE 2011 2540 2280 1684

RSE 7103 6948 8524 7397

FSE 6066 6211 5543 4830

ITAIPU 60Hz 6300 6300 5000 5000

Garabi I (ARG BRA) 0 0 0 0

Garabi II (ARG BRA) 0 0 0 0

Uruguaiana(ARGBRA) 0 0 0 0

Rivera (URU BRA) -72 -72 -72 -72


Onde:

FSM Fluxo de potência ativa que sai do barramento 500 kV de Serrada Mesa para a área Goiás-Brasília

FCOSE + Paranaíba Fluxo de potência ativa da região SE para a regiãoCO + Geração na Bacia do Paranaíba

FMG Fluxo de potência ativa para a área Minas Gerais FRS Fluxo de potência ativa para o estado do Rio Grande do Sul FMT Fluxo de potência ativa que sai do estado do Mato Grosso FRJ Fluxo de potência ativa para a área Rio de Janeiro e E. Santo FNS Fluxo de potência ativa na interligação Norte-Sul FSENE Fluxo de potência ativa na interligação Sudeste-Nordeste FNE Fluxo de potência ativa na interligação Norte-Nordeste Exp. N Exportação pelo Norte Exp. SE Exportação pelo Sudeste para as regiões Norte e Nordeste RNE Recebimento pelo Nordeste RSUL Recebimento pelo Sul RSE Recebimento pelo Sudeste FSE Fluxo de potência ativa que sai do barramento 765 kV de

Ivaiporã para Itaberá RACRO Fluxo de potência ativa medido nas LT 230 kV Jauru / Vilhena C1 e C2, no terminal de Jauru e no sentido de Jauru para Vilhena.

As demandas utilizadas para cada patamar de carga são apresentadas no item 6. Estas tabelas mostram os valores totalizados das cargas informadas pelos Agentes, em cada região, e que foram consideradas nos estudos. São apresentados, para os diferentes patamares, os valores da carga por empresa e por região, bem como os valores totalizados do sistema.


5 CONCLUSÕES E ANÁLISES

As diretrizes operativas relativas ao mês em estudo estão contidas no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012. No entanto, a seguir são apresentados os principais pontos de destaque e as diretrizes que sofrerão atualização para a operação durante o mês de outubro.

5.1 Desempenho em Regime Normal de Operação

5.1.1 Controle de Tensão

Região Sudeste/Centro-Oeste

Área São Paulo

No período de carga mínima, considerando uma geração reduzida nas usinas ligadas ao tronco de 440 kV, bem como uma redução do número de unidades em operação, poderá ser necessária a abertura de LT 440 kV, conforme descrito na IO.ON.SE.4SP, para controle de tensão, mesmo depois de tomadas todas as outras medidas (ligar reatores, desligar capacitores, comutação de tape de transformadores, sobretudo da transformação 440/500 kV de Água Vermelha, subexcitar os compensadores síncronos de Embu-Guaçu e Santo Ângelo);

Área Rio de Janeiro/Espírito Santo

Para os valores de FRJ previstos para o mês, da ordem de 2000 MW nos períodos de carga leve e mínima, não se verificou necessidade de abertura de circuitos para controle de tensão na área Rio de Janeiro / Espírito Santo, sendo as medidas operativas existentes suficientes para auxiliar no controle de tensão.


Região Sul

Sistema de 525 kV

Carga Leve/Mínima

Dadas as diretrizes eletroenergéticas e os montantes de carga previstos, não são previstas dificuldades para a execução do controle de tensão no sistema de 525 kV, considerando os recursos disponíveis, descritos no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012.

Como orientação geral, a medida de abertura de circuito(s) para controle de tensão só poderá ser tomada em situações nas quais todos os demais recursos disponíveis no SIN já tenham sido explorados de forma coordenada, incluindo a solicitação da utilização dos recursos associados aos sistemas de distribuição.

Área Paraná

SE Guaíra 230/138 kV

Considerando a conclusão da manutenção do TR-2 138/34,5/13,8 kV da SE Guaíra, que ocorreu em 23/09/2012, a COPEL informou que a faixa operativa de tensão para o barramento de 138 kV desta subestação deverá ser alterado conforme indicado na tabela a seguir:

Tabela 5.1.1-1: Alteração em faixas de tensão recomendada para barramentos controlados.

Barramento Carga Pesada (kV)

Carga Média (kV)

Carga Leve(kV)

Carga Mínima (kV)

Guaíra 138 kV 136 – 145 136 – 145 134 – 140 134 – 140

Rio Grande do Sul

Região Oeste

Nos patamares de carga Leve e Mínima poderão ocorrer dificuldades para controle de tensão (sobretensão) nesta região, até a entrada em operação do RE 30 Mvar na SE Livramento 2, prevista para o mês de novembro. Neste caso, recomenda-se que, de acordo com a necessidade, sejam utilizadas as medidas operativas definidas no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012.


Região Nordeste

Área Leste

Adequar os limites inferiores das faixas de controle de tensão nas SE Recife II, Angelim e Campina Grande II, para viabilizar o controle da tensão 230kV nas SE Açu II e Alegria, assim como flexibilizar o limite inferior de tensão do 500 kV da SE Messias.

Tabela 5.1.1-1: Alterações nas faixas do controle de tensão em função da demanda da área 500/230 KV da área Leste do Nordeste

SubestaçãoFaixas de Tensão (kV)

Demanda da Área Leste (MW)< 2200 Entre 2700 e 2200 > 2700

Recife II 220 a 230 222 a 235 227 a 240

Angelim 220 a 235 225 a 240 225 a 240

Messias 230 kV 230 a 242 (obs.1) 235 a 242 (obs.1) 235 a 242 (obs.1)

Campina Grande II 225 a 235 (obs.2) 225 a 240 (obs.2) 225 a 240 (obs.2)

Messias 500 kV 490 a 550

Obs.1. Face dificuldades na tensão da SE Penedo, manter em operação o maior número possível de BC 69 kV da SE Rio Largo II. Caso não seja suficiente para manter a tensão da SE Penedo superior a 210 kV, elevar a tensão da SE Messias para faixa superior e controlar as tensões nas SE Maceió e Rio Largo II em valor inferior a 242 kV.

Obs. 2. Observar a tensão na barra da SE Alegria para a mesma não ficar superior a 244 kV.

Vale salientar que o Agente New Energy Options informou que a tensão na barra da SE Alegria 230 kV não pode ultrapassar 244 kV.


5.1.2 Controle de Carregamento

5.1.2.1 Região Nordeste

Área Sul

Sul da Bahia

No período de carga pesada (dia útil, sábado e domingo), a demanda do Sul da Bahia (DSBA) prevista será superior a 630 MW, sendo necessário o despacho de geração na UHE Itapebi para controle da inequação que visa evitar colapso de tensão no Sul da Bahia em caso de contingência simples em equipamentos. Em caso de indisponibilidade da geração do consumidor Veracel nesse período, haverá necessidade de geração adicional em Itapebi, tanto no período de carga pesada quanto nos períodos de carga média de dia útil e sábado.

5.1.3 Equipamentos com carregamento elevado no SIN

Considerando as diretrizes eletroenergéticas e a carga prevista, são esperados carregamentos iguais ou superiores a 95% da capacidade nominal nos equipamentos da rede básica, conforme apresentados na tabela a seguir:

Tabela 5.1.3-1: Equipamentos com Carregamento Elevado no SIN

EQUIPAMENTO ESTADO

TR 345/88 kV – 400 MVA Nordeste SPLT 230 kV Barro Alto – Itapaci GOLT 230 kV Anhanguera - Carajás GOTR 345/230 kV – 225 MVA Brasília Sul DFLT 230 kV Salto Osório – Foz do Chopim(1) PRLT 230 kV Monte Claro – Farroupilha(3) RSAT 1 230/138 kV – 150 MVA SE Taquara RSTR 1 230/138 kV – 150 MVA SE P. Real (2) RSTR 1 e 2 230/69/13,8 kV – 83 MVA SE Porto Alegre 6 RSTR 1 e 2 230/69/13,8 kV – 83 MVA SE Porto Alegre 10 RSTR 5 230/23 kV – 50 MVA SE Scharlau RSTR 1 230/23 kV – 50 MVA SE Canoas 1 RSTR 230/69 kV - 100 MVA SE Abaixadora BATR 230/69 kV - 100 MVA SE Cotegipe 04T4 BATR-1 230/69 kV – 88 MVA SE Farroupilha RSTR-2 230/69 kV – 88 MVA SE Farroupilha RSTR 230/13,8 kV – 33 MVA 04T1 SE Teresina PITR 230/69 kV - 100 MVA SE Fortaleza CETR 230/69 kV - 100 MVA SE Mussuré 04T4 PB

Notas:1. Quando de operação com despachos elevados nas UHE Salto Osório, Foz do Chapecó, Passo Fundo e Monjolinho.2. Pode apresentar sobrecarga em regime normal de operação nos períodos de carga leve e mínima, quando de

operação com despacho elevado na UHE Jacuí e nas PCH Ernesto Jorge Dreher e Eng° Henrique Kotzian.3. Quando de operação com despacho elevado nas UHE Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho.


5.2 Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema

5.2.1 Análise de Segurança

Os limites de transferência de energia entre as regiões foram definidos de acordo com os critérios constantes nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema suportará, sem perda de carga e/ou violações inadmissíveis de tensão ou carregamento, qualquer contingência simples.

No entanto, com o objetivo de analisar a segurança do SIN e de seus equipamentos foram estabelecidas algumas inequações que visam evitar violação em equipamentos quando de contingências simples e, em casos especiais, de contingências duplas. Estas inequações foram estabelecidas em estudos anteriores e constam no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012 e são monitoradas no processo de validação diária da programação e na operação em tempo real do sistema elétrico.

A reavaliação, que visa identificar a necessidade de alteração de alguma destas inequações e/ou inclusão de novas, foi realizada utilizando os casos base do mês em estudo.

São citadas as seguintes inequações que, com base nos casos de referência e considerando os cenários de cargas e gerações previstos para o mês, apresentaram resultados iguais ou superiores a 90% de seus limites:

Tendência de violação dos limites operativos da LT 230 kV Monte Claro - Farroupilha C1 ou C2, quando da contingência LT 230 kV Monte Claro - Farroupilha C2 ou C1, em todos os períodos de carga, em situações que o SEP para controle de carregamento desta LT esteja fora de operação.

Tendência de violação dos limites operativos da LT 230 kV Salto Osório - Foz do Chopim, quando da contingência da LT 230 kV Salto Osório - Cascavel, em todos os períodos de carga, em situações que o SEP para controle de carregamento desta LT esteja fora de operação.

Tendência de violação dos limites operativos da LT 230 kV Salto Osório - Foz do Chopim, quando da contingência da LT 525 kV Salto Caxias – Cascavel Oeste, em todos os períodos de carga, em situações que o SEP para controle de carregamento desta LT esteja fora de operação.


Observação:

As inequações citadas acima são somente aquelas que apresentaram violação ou tendência de violação baseando-se nos casos de referência. Vale ressaltar que a ocorrência de cargas, intercâmbios e despachos de geração e topologias diferentes dos previstos poderão resultar na violação de inequações não listadas acima. Durante o processo da validação diária da programação eletroenergética, estas violações serão identificadas e as restrições atendidas.


5.3 Contingências simples e duplas na Rede Básica que podem acarretar em cortes de carga em função de sobrecargas e/ou subtensões

Devido às restrições em alguns pontos do SIN, características topológicas e em função das condições de carga, algumas contingências simples na Rede Básica poderão conduzir a cortes de carga. O corte pode ser necessário para reduzir a sobrecarga decorrente da perda de circuitos ou de transformadores, na transformação remanescente ou em circuitos remanescentes. Outra condição que pode requerer corte de carga como medida corretiva refere-se à ocorrência de subtensões que implicam no comprometimento da qualidade da energia suprida. Contingências de linhas de transmissão que suprem consumidores de forma radial ou que possuem subestações em derivação implicarão na interrupção de fornecimento, sendo a causa decorrente da topologia da rede. Ressalta-se que o corte de carga pode ser efetuado de forma manual ou devido à atuação de ECE.

Cabe registrar que os efeitos têm repercussão local, não tendo reflexos para o restante do sistema. Essas contingências estão a seguir relacionadas:

Região Sudeste/Centro-Oeste

Área Rio de Janeiro / Espírito Santo

Tabela 5.3.1-1a – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área RJ/ES

Contingência Motivo

TR 230/138 kV – 300 MVA SE MascarenhasSobrecarga inadmissível no TR 230/138 kV – 150 MVA da SE Verona, que com o seu desligamento pode causar corte de carga por subtensão no ES.

Tabela 5.3.1-1b – Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área RJ/ES

Contingência MotivoLT 500 kV Adrianópolis – Grajaú e Grajaú – Zona Oeste

Sobrecargas inadmissíveis que levam a atuação de proteção e consequente corte de carga.

LT 500 kV Adrianópolis – São José e Angra – São José Atuação imediata do 1o estágio do ECE de Perda Dupla.


Área São Paulo

Tabela 5.3.1-2a – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área SP


1 Transformador 440/138 kV – 150 MVA da SE Cabreúva Sobrecarga no TR remanescentes.

1 Transformador 440/138 kV – 150 MVA da SE Bom Jardim Risco de corte de carga por subtensão.

1 Transformador 440/138 kV – 300 MVA da SE Taquaruçu Risco de corte de carga por subtensão.

1 Transformador 345/88 kV – 400 MVA da SE Milton Fornasaro Sobrecarga nos TR remanescentes.

1 Transformador 345/88 kV – 400 MVA da SE Nordeste Sobrecarga nos TR remanescentes.

1 Transformador 345/88 kV – 400 MVA da SE SulSobrecarga no TR remanescente e atuação do ECE.

1 Transformador 230/88 kV – 150 MVA da SE Pirituba Sobrecarga nos TR remanescentes

LT 345 kV Guarulhos – Nordeste Sobrecargas na LT 345 kV Nordeste – Mogi e atuação de ECE.

LT 345 kV Mogi – NordesteRisco de corte de carga por subtensão e sobrecarga na LT 345 kV Guarulhos – Nordeste

Tabela 5.3.1-2b – Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área SP


LT 440 kV M. Mirim – Sto. Ângelo e M. Mirim – AraraquaraSobrecarga na rede de 138 kV adjacente

LT 440 kV Araras – Sto. Ângelo e M. Mirim – Araraquara

LT 345 kV Itapeti – Mogi C1 e C2 Sobrecarga no transformador 345/230kV de Itapeti e na LT 230 kV Itapeti – Mogi

LT 345 kV Baixada Santista – Tijuco Preto – Em 2 dos 3 circuitos Sobrecarga inadmissível no remanescente.

LT 345 kV Leste – Tijuco Preto – Em 2 dos 3 circuitos Sobrecarga inadmissível no remanescente.

LT 345 kV Xavantes – Bandeirantes – Em 2 dos 3 circuitos Sobrecarga inadmissível no remanescente.

LT 345 kV Baixada Santista – Sul e Embu Guaçu – Sul Topologia de Rede – Perda total de carga da SE Sul

LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho C1 e C2 Topologia de Rede – Perda total de carga da SE Ramon Reberte Filho.

LT 345 kV Norte – Guarulhos C1 e C2 Topologia de Rede – Perda total da carga das SE Norte e Miguel Reale.

LT 345 kV Norte – Miguel Reale C1 e C2 Topologia de Rede – Perda total de carga da SE Miguel Reale.

LT 345 kV Guarulhos – Nordeste e Nordeste – Mogi Topologia de Rede – Perda total da carga da SE Nordeste

LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba C1 e C2 Topologia de Rede – Perda total da carga da SE Pirituba

LT 230 kV Anhanguera – Centro C1 e C2 Topologia de Rede – Perda total da carga da SE Centro


Área Minas GeraisTabela 5.3.1-3 – Contingências que podem causar corte de carga na Área MG

Contingência MotivoTransformador 230/13,8 kV – 33 MVA da SE Itabira

Topologia da Rede.

Transformador 230/69 kV – 66 MVA da SE Itabira

Transformador 230/13,8 kV – 2x33 MVA da SE Gov. Valadares 2

Transformador 230/13,8 kV – 33 MVA da SE Conselheiro Pena

Transformador 230/13,8 kV – 33 MVA da SE Ipatinga 1

Transformador 230/138 kV – 225 MVA da SE Ipatinga 1

Transformador 230/161 kV – 150 MVA da SE Ipatinga 1

Transformador 230/13,8 kV – 2x33 MVA da SE Timóteo

Transformador 230/69 kV – 62 MVA da SE Acesita

Transformador 345/138 kV – 150 MVA da SE Barbacena Sobrecarga no TR remanescente

Transformador 345/230 kV – 225 MVA da SE Irapé Topologia de Rede – Subtensão com risco de corte de carga na Região atendida por estes Transformadores.Transformador 230/138 kV – 225 MVA da SE Araçuaí

LT 500 kV Bom Despacho – São Gonçalo do ParáSobrecargas na LT 345 kV Ouro Preto 2 – Taquaril e nos transformadores 345/138 kV de Barreiro. Afundamento de tensão na região da Mantiqueira com destaque para o barramento de 138 kV de Ouro Preto 2

LT 500 kV São Gonçalo do Pará – Ouro preto 2

LT 230 kV Mesquita – Ipatinga Sobrecarga no circuito remanescente

LT 230 kV Aimorés – Governador Valadares 2 Interrupção de carga no tape Conselheiro Pena

LT 230 kV Irapé - AraçuaiTopologia de Rede – Subtensão com elevado risco de corte de carga na região atendida pela SE 230 kV de Araçuaí

LT 230 kV Acesita – Ipatinga 1Atuação do ECE da UHE Sá Carvalho, ilhando a usina com as cargas essenciais da Acesita e provocando interrupção à SE Timóteo

LT 230 kV Ipatinga – Usiminas1

Topologia da Rede – Característica Radial.LT 230 kV Mesquita – Usiminas2

LT 230 kV Itumbiara - Paranaíba


Área Goiás/BrasíliaTabela 5.3.1-4 – Contingências que podem causar corte de carga na Área GO/BR

Contingência MotivoTransformador 230/13,8 kV – da SE Codemin.

Topologia da rede - configuração radial.

Transformador 230/138 kV – 1 x 225 MVA da SE Carajas

Transformador 230/138 kV – 1 x 225 MVA da SE Pirineus.

Transformador 345/13,8 kV – 1 x 50 MVA da SE B. Sul.

Transformador 230/13,8 kV – 1 x 75 MVA da SE B. Sul.

Transformador 230/13,8 kV da SE N. Tocantins.

Transformador 230/13,8 kV – 2 x 50 MVA + 1 x 36 MVA da SE Goiânia Leste.

Transformador 230/69 kV – 50 MVA da SE Anhanguera.

Transformador 230/138 kV – 3x150MVA da SE Xavantes.Sobrecarga no transformador remanescente com risco de corte de carga

Transformador 230/138 kV – 2 x 100 MVA da SE Anhanguera.Sobrecarga elevada no transformador remanescente e risco de atuação de ECE com corte de carga

LT 230 kV Itumbiara – Paranaíba.

Topologia da RedeLT 230 kV Niquelândia – N.Tocantins e Niquelândia – Codemin.

LT 230 kV Barro Alto – Itapaci.

LT 230 kV M. Maraca – Itapaci.

LT 230 kV Barro Alto – B. Sul (Tape Águas Lindas)

Afundamento de tensão na região com risco de atuação de SEPs de corte de carga por subtensão. Interrupção do suprimento à SE àguas Lindas 230/69 kV, conectada por TAPE.

LT 230 kV Serra da Mesa – NiquelândiaSubtensões na região de Niquelândia, Barro Alto e consumidores Votorantin e Mineração Maracá. Atuação de SEP com corte de carga.

LT 230 kV Anhanguera – PalmeirasCorte de carga na SE Palmeiras e sobrecargas inadmissívies nos trafos 230/138 kV – 3x150 MVA de Xavantes.

LT 230 kV Anhanguera – C. Dourada (Tape Planalto). Corte de carga na SE Planalto.

LT 230 kV Anhaguera – Goiânia Leste Sobrecarga na LT 230 kV Xavantes – Bandeirantes

LT 230 kV B. Sul – PirineusSobrecarga nos transformadores 345/230 kV da SE Bandeirantes

LT 230 kV C. Brava – Serra da Mesa Sobrecarga no circuito remanescente

LT 230 kV Barro Alto – NiquelândiaSobrecarga na LT 230 Barro Alto – B. Sul (Tape Águas Lindas

Área Mato GrossoTabela 5.3.1-5: Contingências da Rede Básica que podem causar corte de carga na Área MT

Contingência MotivoLT e TR 230 kV a partir da SE Nova Mutum Topologia da rede – configuração radial


Área Acre / Rondônia

Tabela 5.3.1-6 – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área ÁC/RO

Contingência MotivoLT 230 kV Vilhena – Pimenta Bueno

Topologia de Rede – Atuação do ECE de corte de carga da região para manter o equilíbirio entre carga e geração do sistema isolado.

LT 230 kV Pimenta Bueno – Ji-Paraná

LT 230 kV Porto Velho – Abunã

LT 230 kV Abunã – Rio Branco

LT 230 kV Ji-Paraná – Samuel (Tapes Jaru e Ariquemes)

Topologia de Rede – Atuação do ECE e interrupção das cargas atendidas pelos tapes de Jaru e Ariquemes.

TR 500/230kV SE Coletora Porto VelhoTopologia de Rede – Atuação do ECE. Caso haja operação fora da região de segurança, poderá ocorrer a atuação do ERAC na região.

Região Sul

Área ParanáTabela 5.3.1-7: Contingências na Rede Básica na Área PR que podem causar corte de carga

Contingência MotivoLT 230 kV Bateias – Ponta Grossa Sul Subtensão na região de Ponta Grossa.

LT 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra Subtensão na região de Guaíra, Cascavel (PR) e nas SE Navirai e Eldorado (MS).

LT 230 kV Figueira - UHE Mauá(1) Topologia de rede – configuração radial do atendimento ao Consumidor Livre Klabin.

LT 230 kV Gralha Azul – Cisa Topologia de rede – configuração radial.

SE Areia – TR 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA Topologia de rede – configuração radial no 13,8 kV.

SE Figueira – TR 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA Topologia de rede – configuração radial no 13,8 kV.

SE Gov. Parigot de Souza – TR 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA Topologia de rede – configuração radial no 13,8 kV.

SE P. Grossa Norte – TR 1 230/34,5/13,8 kV – 48 MVA Topologia de rede – configuração radial na média tensão.

SE P. Grossa Norte – TR 2 230/34,5/13,8 kV – 2 48 MVA Topologia de rede – configuração radial na baixa tensão.

SE P. Grossa Sul – TR 1 230/34,5/13,8 kV – 48 MVA Topologia de rede – configuração radial na média tensão.

SE P. Grossa Sul – TR 3 230/34,5/13,8 kV – 48 MVA Topologia de rede – configuração radial na baixa tensão.

SE São Mateus do Sul – TR 1 230/34,5/13,8 kV – 31 MVA Topologia de rede – configuração radial na média tensão.

SE São Mateus do Sul – TR 2 230/34,5/13,8 kV – 31 MVA Topologia de rede – configuração radial na baixa tensão.

SE Campo Comprido – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA Topologia de rede – configuração radial na baixa tensão.

SE Campo do Assobio – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA Topologia de rede – configuração radial na baixa tensão.

SE Cidade Industrial de Curitiba – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA Topologia de rede – configuração radial na baixa tensão.

SE Dist. Ind. São José dos Pinhais – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA Topologia de rede – configuração radial na baixa tensão.

Nota:1. Até a entrada em operação da UHE Mauá, prevista para 15/10/2012, quando a LT 230 kV UHE Mauá – Jaguariaíva será ligada.


Área Santa Catarina

Tabela 5.3.1-8: Contingências na Rede Básica na Área SC que podem causar corte de carga

Contingência MotivoSE Xanxerê – Contingência do TR 3 e do TR 4 230/138 kV – 2 x 150 MVA

Sobrecarga nos TRs remanescentes e atuação de ECE(1)

LT 230 kV Forquilhinha – Lajeado Grande e LT 230 kV Forquilhinha – Siderópolis

Subtensão na região Sul de Santa Catarina (SE Forquilhinha).

Nota:1. Considerando geração reduzida nas pequenas usinas da região de Xanxerê e na UHE Quebra Queixo e geração elevada nas UHE Foz do Chapecó, Salto Osório, Passo Fundo e Monjolinho.

Área Rio Grande do Sul

Tabela 5.3.1-9: Contingências na Rede Básica que podem causar corte de carga na Área RS

Contingência MotivoSE Alegrete 2 – TR 230/69 kV – 1 x 83 MVA Subtensão na região de Alegrete.

SE Porto Alegre 6 – TR 230/69/13,8 kV - 2 x 83 MVA Atuação de ECE de corte de carga.

SE Porto Alegre 10 - TR 230/69 kV - 2 x 83 MVA Atuação de ECE de corte de carga.

SE UHE Passo Real – TR 230/138 kV – 1 x 150 MVA Sobrecarga inadmissível na LT 69 kV Alegrete 2 – Alegrete e no TR 230/69 kV da SE Alegrete 2.

SE Taquara – TR 230/138 kV – 150 MVA Sobrecarga inadmissível na LT 138 kV Canoas 3 – Cachoeirinha 1.

SE Caxias 2 – TR 230/69 kV – 165 MVA (3) Sobrecarga na LT 69 kV Caxias 5 – Caxias 2 e TR 230/69 kV da SE Caxias 5, com atuação de ECE de corte de carga.

SE Caxias 5 – TR 230/69 kV – 165 MVA (3) Sobrecarga no TR 230/69 kV da SE Caxias 2, com atuação de ECE de corte de carga.

SE Farroupilha – TR 230/69 kV – 2 x 88 MVA Sobrecarga no TR remanescente e atuação de ECE de corte de carga.

SE Guarita – TR 230/69 kV – 2 x 83 MVASobrecarga no TR remanescente que poderá levar a atuação da proteção de sobrecorrente, considerando geração nula nas PCHs da região.

SE Garibaldi – TR 230/69/13,8 kV – 2 x 83 MVA Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.

SE Pelotas 3 –TR 230/13,8 kV – 2 x 83 MVA Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.

SE Santa Maria 3 – TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.

LT 230 kV Farroupilha – Garibaldi 1 Topologia da rede – configuração radial (SE Garibaldi 1).

LT 230 kV Porto Alegre 6 – Porto Alegre 13 Topologia da rede – configuração radial (SE Porto Alegre 13).

SE Campo Bom – TR 230/23 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 23 kV.

SE Canoas 1 – TR 230/23 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Caxias 5 – TR 230/13,8 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.

SE Charqueadas – um dos TR 230/69/13,8 kV – 2 x 88 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Cidade Industrial – TR 230/23 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 23 kV.

SE Eldorado do Sul – TR 230/23 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Gravataí 2 –TR 230/23 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Gravataí 3 – TR 230/69 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Lagoa Vermelha 2 – TR 230/138 kV – 1 x 150 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Livramento 2 – TR 230/69/13,8 kV – 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.


Contingência MotivoSE Porto Alegre 4 – TR 230/13,8 kV – 5 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.

SE Porto Alegre 6 – TR 230/13,8 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.



SE Porto Alegre 13 – TR 230/13,8 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.

SE Quinta – TR 230/69 kV – 2 x 165 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Quinta – TR 230/138 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – disjuntores comuns.

SE Santa Marta – TR 230/138 kV – 2 x 75 MVA Topologia da rede – disjuntor comum na AT.

SE Santa Marta – TR 230/69 kV – 83 MVA Topologia da rede – configuração radial.

SE Scharlau – TR 230/23 kV – 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.

LT 230 kV Guaíba 2 – Porto Alegre 9 Topologia da rede (SE Eldorado conectada em derivação)

LT 230 kV Cidade Industrial – Porto Alegre 9 C1 Topologia da rede (SE Canoas 1 conectada em derivação)

LT 230 kV Gravataí 3 – Osório 2 Topologia da rede (SE Fibraplac conectada em derivação).

LT 230 kV Alegrete 2 – Santa Maria 3 Topologia da rede (SE São Vicente do Sul conectada em derivação).

LT 230 kV Polo Petroquímico – Nova Santa Rita e Cidade Industrial – Polo Petroquímico C1 Subtensão na região do Pólo Petroquímico.

LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 10 e LT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 6(1) Subtensão na região de Porto Alegre.

LT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 6 e LT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 10(1) Topologia de rede.

LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C3 e LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 10(1)

Sobrecarga na LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C.1 e C.2

LT 230 kV Cidade Industrial – Porto Alegre 9 C1 e C2 (2)

LT 230 kV Nova Santa Rita – Scharlau 2 C1 e C2 Sobrecarga inadmissível nas LT de 138 kV entre Cidade Industrial e Scharlau.

LT 230 kV Gravataí 3 – Alântida 2 e LT 230 kV Osório 2 – Atlântida 2 Topologia da rede – configuração radial (SE Atlântida 2).

Notas:1. Durante a indisponibilidade da LT 230 kV P. Alegre 9 – P. Alegre 4.2. Após a perda dos 2 circuitos da LT 230 kV C.Industrial – P. Alegre 9 (14,8 km em circuito duplo) ocorrerá corte de carga na região de Guaíba, devido à ocorrência de sobrecarga inadimissível na LT 230 kV Cidade Industrial – Guaíba 2, durante a indisponibilidade da LT 230 kV P. Alegre 9 – P. Alegre 43. Até a conexão do setor de 69 kV da RGE à SE Caxias 6, prevista para o mês de Outubro.

Área Mato Grosso do Sul

Durante esse mês não são previstas contingências na Rede Básica que levem a corte de carga.


Região Nordeste

Área Sudoeste

Tabela 5.3.1-10: Contingências que podem causar corte de carga na Área Sudoeste

Contingência MotivoLT 230 kV Bom Jesus da Lapa - Barreiras – C1 (04L1) Topologia da rede – configuração radial.SE Bom Jesus da Lapa Transformador 230 / 69 kV 50 MVA – 04T1 Sobrecarga

SE Senhor do Bonfim Transformador 230/138 kV – 100 MVA Transformador único

LT 230 kV Juazeiro da Bahia II - Jaguarari - Senhor do Bonfim II – C1 ou C2 (04N1 ou 04N2)

Poderá causar a perda de suprimento ao Consumidor Mineração Caraíba e sobrecarga até o Seccionamento da LT Juazeiro_ Senhor do Bonfim em Jaguarari.

LT 230 kV Juazeiro da Bahia II - Jaguarari - Senhor do Bonfim II – C1 e C2 (04N1 e 04N2)

Atendimento por circuito duplo, até o Seccionamento da LT Juazeiro_ Senhor do Bonfim em Jaguarari.

LT Sobradinho – Juazeiro 230 kV 04S1 e 04S2 (duplo) Atendimento por circuito duploLT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Bom Jesus da Lapa II C1 e C2 – 04F3 e 04F4 Atendimento por circuito duplo

Área SulTabela 5.3.1-11: Contingências que podem causar corte de carga na Área Sul

Contingência MotivoLT 230 kV Camaçari II - Tomba – C1 (04S1) e Tomba - Governador Mangabeira – C1 (04S2) Atendimento da SE Tomba por circuito duplo.

LT 230 kV Itapebi - Eunápolis – C1 e C2 (04N1 e 04N2) Atendimento por circuito duplo (suprimento precário através do eixo de 138 kV Funil / Eunápolis).

LT 230 kV Camaçari II - Jacaracanga – C1 e C2 (04C3 e 04C4) (Circuito duplo)

Sobrecarga.( desde que a Termobahia não esteja despachada)

LT 230 kV Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus – C1 (04L2) e Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus – C2 (04F3)

Sobrecarga.( desde que a UHE Itapebi não esteja despachada com pelo menos duas maquinas)

LT 230 kV Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus – C1 (04L2) Sobrecarga.( desde que a UHE Itapebi não esteja despachada com pelo menos duas maquinas)

LT 230 kV Santo Antônio de Jesus - Funil – C1 (04F2) e Santo Antônio de Jesus - Funil – C2 (04L3)

Sobrecarga.( desde que a UHE Itapebi não esteja despachada com pelo menos duas maquinas)

LT 230 kV Camaçari II - Tomba – C1 (04S1)Poderá implicar perda de suprimento ao Consumidor Embasa Pedra do Cavalo (EPC)LT 230 kV Tomba - Embasa - Governador Mangabeira – C1

(04S2)

LT 230 kV Cícero Dantas - Catu – C1 (04L2) Poderá implicar perda de suprimento às cargas da SE Olindina 230 / 13,8 kV

LT 230 kV Cícero Dantas - Schincariol - Catu – C2 (04L3) Haverá interrupção no fornecimento do consumidor industrial Schincariol.

LT Pituaçu – Narandiba (04L5 e 04L6) Atendimento da SE Narandiba por circuito duplo.SE Camaçari II TR 230/69 kV – 100 MVA, 04T5 ou 04T6 SobrecargaSE Olindina TR 230/13,8 kV – 40 MVA Transformador único.SE Catu TR 230 / 69 kV 100 MVA – 04T3 ou TR 230/13,8/69 kV 100/30/100 MVA 04T1 Sobrecarga

SE Jardim ATR 500/230 kV 600 MVA 05T6 Afundamento de tensão – Autotransformador único

SE Catu TR 230/13,8/69 kV 62/22/40 MVA – 04T2 Haverá interrupção das cargas de 13,8 KV da SE Catu.

SE Governador Mangabeira TR 230 / 69 kV 100 MVA – 04T1 Transformador único.

SE Cícero Dantas TR 230/69 kV – 50 MVA – 04T3 Sobrecarga.

SE Matatu TR 230 / 11,9 kV 40 MVA – 04T4 ou 04T5 Topologia da rede – As barras de 11,9 kV operam separadas.


Contingência MotivoSE Funil TR 230/138 kV – 100 MVA, 04T1, 04T2, 04T3 ou 04T6 Sobrecarga

Área CentroTabela 5.5.1-12: Contingências que podem causar corte de carga na Área Centro


SE Abaixadora TR 230/69 kV – 100 MVA Transformador único.

Área Leste Tabela 5.3.1-13: Contingências que podem causar corte de carga na Área Leste


LT 230 kV Recife II – Mirueira 230 kV 04C6Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação em LT

LT 230 kV Rio Largo – Penedo 230 kV 04S9 Topologia da rede – configuração radial

LT Recife Il – Joairam 230 kV 04V2 e 04V3 (Circuito duplo) Sobrecarga

LT Bongi – Joairam 230 kV 04V5 e 04V6 (Circuito duplo) Sobrecarga

LT Campina Grande II – Natal II 04V3 e 04V4 (Circuito Duplo) Afundamento de tensão

LT Recife Il – Goianinha 230 kV 04C8 e 04C9 (Circuito duplo) Sobrecarga

LT Santa Rita II – Mussuré II e Goianinha - Mussuré II – (04F1 e 04F2)

Sobrecarga

LT Goianinha – Santa Rita II e Goianinha - Mussuré II – (04F4 e 04F2)

Sobrecarga

LT Messias – Rio Largo II 230 kV, 04S4 e 04S5 (Circuito duplo)

Sobrecarga

LT Recife Il – Pirapama II 230 kV 04C1 e 04C2 (Circuito duplo) Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo

LT Pirapama II – Suape III 230 kV C1 e C2 (Circuito duplo) Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo

LT Messias – Maceió 230 kV, 04S6 e 04S7 (Circuito duplo) Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo

LT Recife II – Mirueira 230 kV 04C5 e 04C6 (circuito duplo)Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação em LT

SE Mussuré II TR 230/69 kV – 100 MVA Sobrecarga

SE Bongi TR 230/13,8 kV – 40 MVA Sobrecarga


Área NorteTabela 5.3.1-14: Contingências que podem causar corte de carga na Área Norte


LT 230 kV Banabuiú - Libra - Fortaleza – C2 (04F2)Implicará perda de suprimento às cargas do consumidor Libra

LT 230 kV Milagres - Tauá II – C1 (04M4) Topologia da rede – configuração radial (temporário)

LT 230 kV Milagres - Icó - Banabuiú – C1 (04M3) Atendimento por derivação em LT

SE Tauá II Transformador 230 / 69 kV 100 MVA – 04T1 Transformador único (temporário)

Indisponibilidade das LT 230 kV Fortaleza II - Delmiro Gouveia – C1 e C2 (04F4 e 04F5)

Atendimento por circuito duplo e sobrecarga

Indisponibilidade das LT 230 kV Fortaleza II - Pici II – C1 e C2 (Z2 e Z3)

Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo

Indisponibilidade das LT 230 kV Milagres – Banabuiú C2 e C3 (04M2 e 04M3)

Atendimento por circuito duplo e atendimento a SE Icó por derivação em LT

Área OesteTabela 5.3.1-15: Contingências que podem causar corte de carga na Área Oeste


SE Teresina Transformador 230/69/13,8 kV 33 MVA – 04T1Bay único

SE Teresina Transformador 230/13,8 kV 40 MVA – 04T2

SE Teresina Transformador 230/69 kV 100 MVA – 04T3, 04T4, 04T5 ou 04T6

Sobrecarga

SE Piripiri Transformador 230/138 kV 55 MVA – 04T4 ou 04T5

Sobrecarga

SE Piripiri Transformador 230/69 kV 50 MVA – 04T3 Sobrecarga

SE São João do Piauí Autotransformador 550 / 230 / 13,8 kV 300 MVA 05T1

Autotransformador único. Interrompe cargas das SE São João do Piauí, Picos e Eliseu Martins

LT 230 kV Usina Boa Esperança - Boa Esperança – C1 (04V1) Topologia da rede – configuração radial

LT 230 kV São João do Piauí - Eliseu Martins – C1 (04M2) Topologia da rede – configuração radial

LT 230 kV São João do Piauí - Picos – C1 (04M1) Topologia da rede – configuração radial

SE Boa Esperança Transformador 230 / 69 kV 39 MVA – 04T5 ou Transformador 230 / 69 kV 33 MVA – 04T6

Falta de seletividade no setor de 69 kV (temporário)


Região Norte

Área MaranhãoTabela 5.3.1-16: Contingências que podem causar corte de carga na Área Maranhão

Contingência MotivoSE Miracema Autotransformador 500/138,8/13,8 kV 180 MVA MCTF7-01

Autotransformador único

LT 230 kV Imperatriz – Porto Franco - C1 (IZPF-LT6-01) Topologia da rede – configuração radial.

LT 230 kV Peritoró – Coelho Neto – C1 (PRCH – LT6-01)Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação em LT

LT 230 kV São Luís II – São Luís III – C1 (LDLT – LT6-01) Topologia da rede – configuração radial

SE Coelho Neto Transformador 230/69/13,8 kV 65 MVA (CHTF6-01 ou CHTF6-02)

Sobrecarga - Limite de proteção ajustado em 40 MVA

SE São Luís III Transformador 230/69/13,8 kV 150 MVA(LTTF6-01)

Transformador único

LT Miranda II – Encruzo Novo Topologia da rede – configuração radial.

Área ParáTabela 5.3.1-17: Contingências que podem causar corte de carga na Área Pará


LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde C1, C2 ou C3 Subtensão

SE Tucuruí Autotransformador 500/230/13,8 kV 450 MVA (TCAT7-01)

Transformador único.

SE Tucuruí Transformador 525/69/13,8 kV 100 MVA TCTF7-01


LT 230 kV Vila do Conde – Guamá C1 ou C2 (VCGM-LT6-01 ou 02)

Sobrecarga.

LT 230 kV Vila do Conde – Castanhal Subtensão.

LT 230 kV Marabá-Carajás C1 com derivação para SE09 (MBCJLT6-01)

Topologia da rede – configuração radial (a partir da SE09).

LT 230 kV Tucuruí – Altamira C1 (TCAT-LT6-01) Topologia da rede – configuração radial.

LT 230 kV Altamira – Transamazônica - Rurópolis C1 (ATRU-LT6-01)

Topologia da rede – configuração radial.

SE Altamira Transformador 230/69/13,8 kV 60 MVA ATTF6-01


SE Transamazônica Transformador 230/34,5 kV 30 MVA (TMTF6-01)


SE Rurópolis Transformador 230/138/13,8 kV 100 MVA (RUAT6-01 – Lado Itaiatuba)


SE Rurópolis Transformador 230/138/13,8 kV 100 MVA (RUAT6-02 – Lado Tapajós)


LT 230 kV Vila do Conde - Guamá – C1 e C2 (VCGM-LT6-01 e VCGM-LT6-02)

Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão.

LT 230 kV Guamá - Utinga – C1 e C2 (GMUG-LT6-01 e GMUG-LT6-02)

Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão.

LT 230 kV Itacaiúnas - Carajás – C1 e C2 Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão.


5.4 Perdas Elétricas no SIN As Tabelas 5.4-1, 5.4-2 e 5.4-3 apresentam um resumo dos valores das perdas elétricas totais no Sistema Interligado Nacional e por região. Os valores são apresentados considerando as perdas verificadas em todo o sistema e considerando as perdas elétricas verificadas apenas na rede básica (Caso Base: Outubro 2012).

É interessante observar que, independente do patamar de carga, o percentual de perdas totais em relação à carga fica entre 4,2% a 5,0% para a rede completa (SIN) e em torno de 2,9% a 3,3% para a rede básica. Estes valores indicam que, das perdas totais do sistema, aproximadamente 70% ocorrem na Rede Básica.

Tabela 5.4-1: Perdas totais e por região: Carga Pesada

Notas: As perdas “AC” referem-se ao método convencional para cálculo do fluxo de potência

Tabela 5.4-2: Perdas totais e por região: Carga Média

Tabela 5.4-3: Perdas totais e por região: Carga Leve


5.5 Limites de Fluxo para o Rio Grande do Sul

Permanecem válidos os procedimentos descritos no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral (Setembro a Dezembro de 2012).

5.6 Atendimento aos Principais Centros Consumidores – Capitais

Para este mês, a Rede Básica de suprimento aos grandes centros consumidores atendidos pelo SIN apresentará desempenho satisfatório, atendendo aos critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, à exceção de:

Região Metropolitana Porto Alegre:

Devido a configuração radial, a ocorrência das seguintes perdas simples de transformadores de fronteira com a Rede Básica levarão a cortes de carga:

TR 230/13,8 kV – 1 x 50 MVA SE Porto Alegre 6; TR 230/13,8 kV – 5 x 50 MVA SE Porto Alegre 4; TR 230/13,8 kV – 60 MVA SE Porto Alegre 9; TR 230/13,8 kV – 50 MVA SE Porto Alegre 10; TR 230/13,8 kV – 50 MVA SE Porto Alegre 13.


5.7 Desempenho em Condições de Emergência

A seguir são apresentadas as contingências que sofreram modificações com relação ao descrito no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do SIN – Setembro a Dezembro de 2012.

5.7.1 Análise do Atendimento à região do Mato Grosso do Sul

Tabela 5.7-1: Perdas do CER da SE Imbirissu

Perda do CER da SE Imbirussu

Período de carga/Cenário: Todos os períodos de cargaConseqüências:

Elevação de tensão de até 5% nas SE 230 kV de Sidrolândia, Anastácio, Imbirussu e Rio Brilhante, podendo atingir valores de até 107%.

Ações operativas:

Para reduzir a tensão nas SE citadas deve-se:- Reduzir a tensão nos barramentos de 230 kV da SE Ilha Solteira 2, atuando no comutador

sob carga da transformação 440/230 kV desta SE.- Reduzir a tensão nos barramentos de 230 kV da SE Nova Porto Primavera, atuando no

comutador sob carga da transformação 440/230 kV desta SE e, se necessário, a tensão terminal nas unidades geradoras da UHE Porto Primavera;- Desligar ou manter desligados os bancos de capacitores da região de Aquidauana,

Corumbá e Campo Grande.- Ligar ou manter ligados os reatores de linha das SE Sidrolândia e Imbirussu.- Ligar ou manter ligados os reatores da SE Aquidauana.- Reduzir a tensão na barra de 138 kV da SE Jupiá, atuando no comutador sob carga do ATR

440/138 kV desta SE, juntamente com a excitação das unidades geradoras de Jupiá (setor 138 kV);

Corte de carga estimado:

Não há.

Notas:

Não há.


5.8 Alteração no ECE da SE Ouro Preto 2 para controle de carregamento na LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto em contingência

Durante o verão 2012, em função da maior carga e de elevada geração nas usinas de Minas Gerais devido à grande disponibilidade energética, verificou-se que uma eventual perda da LT 500 kV Bom Despacho - São Gonçalo do Pará ou da LT 500 kV São Gonçalo do Pará - Ouro Preto provocaria sobrecarga inadmissível na LT 345 kV Taquaril - Ouro Preto.

Tal fato motivou uma revisão do ECE para controle do carregamento da LT 345 kV Taquaril - Ouro Preto, para a abertura do barramento de 345kV da SE Ouro Preto (atuando nos disjuntores 2P4 e 6P4), considerando a indisponibilidade do transformador T1 500/345 kV nesta SE. Com o retorno à operação deste transformador, fez-se necessário retornar à concepção original deste ECE, para manutenção de sua efetividade.

Assim, após a readequação, caso haja sobrecarga inadmissível na LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto, o ECE atua abrindo os disjuntores 2P4 e 5P4 do setor de 345 kV da SE Ouro Preto, separando o barramento na configuração a seguir:

• Barra 1 de 345 kV: Barra 2 de 345 kV:- LT 345 kV O.Preto – Taquaril - LT 345 kV O.Preto – Jeceaba - T1 500/345 kV O.Preto - T2 500/345 kV O.Preto- T5 500/345 kV O.Preto - LT 345 kV O.Preto – Vitória

Figura 5.8-1: ECE de abertura de barramento na SE Ouro Preto para controle de carregamento na LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto


Após a alteração, devem ser monitoradas as inequações, para controle do carregamento na LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto, considerando a atuação do ECE:

- Em Função da Perda da LT 500 kV Ouro Preto 2 / São Gonçalo do Pará:F(TAQU/OPR2) + 0,57xF(SGPA/OPR2) - 0,29xF(OPR2/JEC) - 0,29xF(OPR2/VIT) + 0,29xF(T2 500->345 kV)< 826 MW

- Em Função da Perda da LT 500 kV Bom Despacho 3 / São Gonçalo do ParáF(TAQU/OPR2) + 0,41xF(BDE3/SGPA) - 0,27xF(OPR2/JEC) - 0,27xF(OPR2/VIT) + 0,27xF(T2 500->345 kV) < 826 MW

Caso o ECE esteja fora de operação, deverão ser monitoradas as seguintes inequações:

- Em Função da Perda da LT 500 kV Ouro Preto 2 / São Gonçalo do Pará:F(TAQU/OPR2) + 0,57 x F(SGPA/OPR2) < 826 MW

- Em Função da Perda da LT 500 kV Bom Despacho 3 / São Gonçalo do ParáF(TAQU/OPR2) + 0,43 x F(BDE3/SGPA) < 826 MW

Ainda, o esquema deverá ser bloqueado nas seguintes situações:

- Indisponibilidade de quaisquer dos disjuntores não pertencentes ao esquema no setor de 345 kV da SE O.Preto2 (1P4, 3P4, 4P4 e 6P4);

- Indisponibilidade de qualquer dos transformadores 500/345 kV da SE Ouro Preto;


6 ANEXOS

6.1 Cargas e Gerações Consideradas nos Estudos

6.1.1 Patamar de Carga Pesada

Tabela 6.1.1-1: Patamar de carga pesada: carga e geração


6.1.2 Patamar de Carga Média

Tabela 6.1.2-1: Patamar de carga média: carga e geração


6.1.3 Patamar de Carga Leve

Tabela 6.1.3-1: Patamar de carga leve: carga e geração


6.1.4 Patamar de Carga Mínima

Tabela 6.1.4-1: Patamar de carga mínima: carga e geração


6.1.5 Patamar de Carga Sábado 11 horas

Tabela 6.1.5-1: Patamar de carga sábado 11h: carga e geração


6.1.6 Patamar de Carga Sábado 21 horas

Tabela 6.1.6-1: Patamar de carga sábado 21h: carga e geração


6.1.7 Patamar de Carga Domingo 12 horas

Tabela 6.1.7-1: Patamar de carga domingo 12h: carga e geração


6.1.8 Patamar de Carga Domingo 21 horas

Tabela 6.1.8-1: Patamar de carga domingo 21h: carga e geração


Lista de figuras, quadros, gráficos e tabelas

Quadros e FigurasFigura 2.1.1-1: Diagrama de conexão da 9Figura 2.1.1-2: Diagrama de conexão da Enersul na SE

Chapadão 230/138 kV 12Figura 2.1.1-3: Detalhe da região de integração da UHE

Mauá. 13Quadro 2.1.2-1: Sistema Sudeste / Centro Oeste 16Quadro 2.1.2-2: Sistema Sul – Rede de Operação 23Quadro 2.1.2-3: Sistema Sul – Fora da Rede de Operação 26Quadro 2.1.2-4: Sistema Norte / Nordeste 30Quadro 2.3.1-1: Previsão de indisponibilidade de unidades

geradoras no Sistema Sudeste / Centro Oeste 34Quadro 2.3.3-1: Previsão de indisponibilidade de unidades

geradoras no Sistema Norte / Nordeste 37Figura 5.8-1: ECE de abertura de barramento na SE Ouro

Preto para controle de carregamento na LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto 66

Tabelas e GráficosTabela 2.1.1-1: Unidades Geradoras com entrada em

operação no mês de Setembro de 2012 14Tabela 2.1.1-2: Unidades Geradoras com previsão de

entrada em operação no mês de Outubro/2012 14Tabela 3.1-1: Geração térmica mínima no Complexo Jorge

Lacerda para atendimento às restrições elétricas 39Tabela 3.1-2: Geração térmica mínima necessária na UTE P.

Médici e na UTE Candiota III para atendimento às restrições elétricas 40

Tabela 4-1: Níveis de Transferência entre Regiões e Geração de Itaipu (MW) 44

Tabela 5.1.1-1: Alterações nas faixas do controle de tensão em função da demanda da área 500/230 KV da área Leste do Nordeste 48

Tabela 5.1.3-1: Equipamentos com Carregamento Elevado no SIN 49

Tabela 5.3.1-1a – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área RJ/ES 52

Tabela 5.3.1-1b – Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área RJ/ES 52

Tabela 5.3.1-2a – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área SP 53

Tabela 5.3.1-2b – Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área SP 53

Tabela 5.3.1-3 – Contingências que podem causar corte de carga na Área MG 54

Tabela 5.3.1-4 – Contingências que podem causar corte de carga na Área GO/BR 55


Tabela 5.3.1-5: Contingências da Rede Básica que podem causar corte de carga na Área MT 55

Tabela 5.3.1-6 – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área ÁC/RO 56

Tabela 5.3.1-7: Contingências na Rede Básica na Área PR que podem causar corte de carga 56

Tabela 5.3.1-8: Contingências na Rede Básica na Área SC que podem causar corte de carga 57

Tabela 5.3.1-9: Contingências na Rede Básica que podem causar corte de carga na Área RS 57

Tabela 5.3.1-10: Contingências que podem causar corte de carga na Área Sudoeste 59

Tabela 5.3.1-11: Contingências que podem causar corte de carga na Área Sul 59

Tabela 5.5.1-12: Contingências que podem causar corte de carga na Área Centro 60

Tabela 5.3.1-13: Contingências que podem causar corte de carga na Área Leste 60

Tabela 5.3.1-14: Contingências que podem causar corte de carga na Área Norte 61

Tabela 5.3.1-15: Contingências que podem causar corte de carga na Área Oeste 61

Tabela 5.3.1-16: Contingências que podem causar corte de carga na Área Maranhão 62

Tabela 5.3.1-17: Contingências que podem causar corte de carga na Área Pará 62

Tabela 5.4-1: Perdas totais e por região: Carga Pesada 63Tabela 5.4-2: Perdas totais e por região: Carga Média 63Tabela 5.4-3: Perdas totais e por região: Carga Leve 63Tabela 5.7-1: Perdas do CER da SE Imbirissu 65Tabela 6.1.1-1: Patamar de carga pesada: carga e geração 68Tabela 6.1.2-1: Patamar de carga média: carga e geração 69Tabela 6.1.3-1: Patamar de carga leve: carga e geração 70Tabela 6.1.4-1: Patamar de carga mínima: carga e geração 71Tabela 6.1.5-1: Patamar de carga sábado 11h: carga e

geração 72Tabela 6.1.6-1: Patamar de carga sábado 21h: carga e

geração 73Tabela 6.1.7-1: Patamar de carga domingo 12h: carga e

geração 74Tabela 6.1.8-1: Patamar de carga domingo 21h: carga e

geração 75


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ONS-DPP-REL-0169-2012- Mensal de Outubro 2012