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RESTRIÇÕES AOS INTERCÂMBIOS ENTRE OS SUBMERCADOS

(Revisão 1)

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NT Revisão 1 - 0073_2012_Restrições ao Intercâmbio entre

Submercados.docx

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ONS NT-0073/2012

RESTRIÇÕES AOS INTERCÂMBIOS ENTRE OS SUBMERCADOS

(Revisão 1)

A consideração das restrições internas aos submercados no cálculo do CMO/PLD

ONS NT-0073/2012 - RESTRIÇÕES AOS INTERCÂMBIOS ENTRE OS SUBMERCADOS 3 / 25

Sumário

1 Introdução 4

2 Objetivos 6

3 Considerações 7

3.1 Significado e definição dos limites de intercâmbio entre submercados 7

4 Identificação dos pontos de fronteira entre submercados no período 2012 – 2015 8

5 Identificação das restrições estruturais que impactam os limites entre os submercados no período 2012-2015 10

6 Descrição das restrições estruturais que impactam os limites de

intercâmbio entre submercados 14

6.1 Fatores Limitantes para os Cenários: Sudeste para o Norte e Norte para o Sudeste 14

6.2 Fatores Limitantes para o Cenário de Exportação do Nordeste 17

6.3 Fatores Limitantes para o Cenário de Recebimento Nordeste 18

6.4 Fatores Limitantes para o Cenário de Recebimento pelo Sul 18

6.5 Fatores Limitantes para o Cenário de Recebimento pelo Sudeste e Exportação pelo Sul 20

6.6 Impacto das lógicas de corte de unidades geradoras da usina de Itaipu 60 Hz no desempenho da Interligação Norte – Sul e na Área Goiás/Brasília 20

7 Limites de intercâmbio entre submercados 22

Lista de figuras e tabelas 25


1 Introdução

Os limites de intercâmbios de energia entre subsistemas e entre submercados são

determinantes para o cálculo dos Custos Marginais de Operação – CMOs, que orientam a política operativa definida pelo ONS, e para o cálculo do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD, utilizado pela CCEE para a

contabilização/liquidação de energia no mercado de curto prazo, respectivamente. Presentemente, com a definição de quatro submercados para o SIN, há uma

coincidência e identidade entre os subsistemas e os submercados. Por conseguinte, nesta Nota Técnica, será feita referência apenas aos submercados, podendo existir, no entanto, para configurações futuras, a possibilidade da

consideração no planejamento e programação da operação de quantidades diferentes de subsistemas e submercados adotados nos processos de contabilização/liquidação de energia e para outros fins comerciais.

Os limites de intercâmbio entre submercados são determinados pelo ONS considerando os critérios de desempenho elétrico estabelecidos nos

Procedimentos de Rede. Os cálculos consideram todas as restrições elétricas ao intercâmbio de energia entre submercados, sejam elas localizadas nas fronteiras ou internas aos mesmos. Esses limites são necessários tanto aos estudos de

médio prazo do Planejamento da Operação Energética, que empregam o modelo NEWAVE, quanto para os estudos de curto prazo da Programação da Operação Energética, que empregam o modelo DECOMP. Os limites considerados nos dois

modelos, embora coerentes, não são necessariamente idênticos. O NEWAVE, com horizonte de até 5 anos à frente, emprega os limites estruturais associados à rede, enquanto o DECOMP, voltado para a operação de curto prazo, emprega limites

conjunturais, que podem ser afetados por intervenções nas instalações da rede elétrica e mesmo por decisões do CMSE. Essas decisões poderão ter por base situações nas quais, em função do desempenho da instalação e da severidade do

impacto no SIN, é necessário adotar níveis de segurança acima dos padrões estabelecidos, até que medidas mitigadoras possam ser adotadas.

De acordo com as atuais Regras e Procedimentos de Comercialização, as restrições internas aos submercados, de natureza conjuntural, não devem ser consideradas no cálculo dos limites de intercâmbio utilizados na determinação do

PLD. Assim, nas situações em que o intercâmbio entre submercados é limitado por uma restrição interna, conjuntural, os limites de intercâmbio utilizados pelo ONS e pela CCEE serão diferentes, podendo levar a diferenças entre o valor do CMO

calculado pelo ONS e o valor do PLD calculado pela CCEE. Essas diferenças acarretam custos operativos adicionais, cobertos via Encargos de Serviços de Sistema – ESS.

Em 07 de maio de 2010, o ONS elaborou a Nota Técnica ONS-NT 068/2010 que apresentou os fundamentos conceituais e a visão do Operador sobre a


representação das restrições internas aos submercados, que impactavam os limites de intercâmbio entre os submercados em ambos os processos do cálculo do

CMO e de formação do PLD. A partir da análise desta Nota Técnica por parte da ANEEL e das contribuições

recebidas na Consulta Pública nº 07/2010 e na Audiência Pública nº 13/2011 a Agência emitiu a Resolução Normativa nº 477, de 13 de março de 2012, que “Estabelece as condições e os procedimentos para representação das restrições

elétricas internas aos submercados que podem impactar na capacidade de intercâmbio entre os submercados no cálculo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD”.

A Resolução Normativa nº 477/2012 determina que o ONS publique anualmente, até o dia 30 de outubro, uma Nota Técnica apresentando um descritivo das

restrições elétricas, internas, de caráter estrutural (restrições que só podem ser eliminadas com solução de planejamento), que limitam as transferências de energia entre os submercados para utilização tanto pelo ONS quanto pela CCEE,

no cálculo do CMO e do PLD, respectivamente. Cabe ressaltar que também deverão ser considerados como parte da restrição

elétrica de natureza estrutural, os elementos de transmissão que possuem critério de confiabilidade específico de caráter definitivo, estrutural e distinto do padrão definido nos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico –

ONS, conforme mencionado no Artigo 1º parágrafo 3º da referida resolução normativa.

A consideração dessas limitações pela CCEE contribui não apenas para a aproximação entre os valores dos CMO e PLD, mas também para que o processo de contabilização/liquidação de energia no mercado de curto prazo reflita o mais

fielmente possível os custos incorridos na operação real do SIN.


2 Objetivos

A presente Nota Técnica, em cumprimento à Resolução Normativa nº 477 de 13 de

março de 2012, tem por objetivo:

a) Identificar os pontos de fronteira entre submercados no período 2012 - 2015 com base na Resolução ANEEL nº 402/2001, considerando a expansão

prevista do SIN;

b) Apresentar o conjunto de restrições elétricas de natureza estrutural que impactam no limite de capacidade de intercâmbio entre os submercados e que

devem ser representadas nos modelos de otimização para programação da operação eletroenergética do Sistema Interligado Nacional – SIN, descrevendo e formulando cada uma dessas restrições. Destaque será dado às restrições

internas aos submercados; e

c) Apresentar, quando for o caso, a motivação para a utilização de critério de confiabilidade específico de caráter definitivo, estrutural e distinto do padrão

definido nos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.


3 Considerações

3.1 Significado e definição dos limites de intercâmbio entre submercados

A interligação entre dois submercados é um sistema físico de transmissão

caracterizado por um conjunto de instalações formado, em geral, por um tronco principal de transmissão, composto por circuitos em série, que transportam grande parte do intercâmbio, podendo ser complementados por outros circuitos que fazem

parte da interligação, e que podem impactar de forma significativa em seu desempenho.

Os limites de intercâmbio entre submercados se constituem em informações importantes para os programas de otimização energética e o cálculo do CMO e do PLD. Representam o máximo de energia que cada submercado pode exportar e

importar em condições de segurança e qualidade preconizadas pelos Procedimentos de Rede para, associados aos recursos hidráulicos e térmicos locais, prover o atendimento ao mercado.

Os limites são definidos buscando-se o valor de máxima transferência de potência entre os submercados, por meio da elevação da geração no submercado

exportador e redução no importador, e verificando o desempenho do sistema quando submetido à contingência simples, ou dupla conforme caracterizado nos Procedimentos de Rede, de qualquer das instalações do SIN e em qualquer ponto

do sistema de transmissão. Outro critério de confiabilidade de operação específico de caráter definitivo, estrutural e distinto do padrão definido nos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico poderá ser adotado pela operação

e assim será considerado no cálculo dos limites. O desempenho é avaliado pelo atendimento ou não aos critérios de segurança e qualidade definidos nos Procedimentos de Rede (níveis de tensão, carregamento dos circuitos, perda de

estabilidade, etc.). Em caso de serem observadas violações, os valores de transferência de potência entre os submercados devem ser reduzidos até que os critérios sejam atendidos. Esse ponto de operação caracteriza o limite de

intercâmbio entre os submercados em análise. Destaca-se que tanto as contingências limitantes como as instalações nas quais

são observadas violações podem ou não estar diretamente associadas às instalações na fronteira dos submercados.


4 Identificação dos pontos de fronteira entre submercados no

período 2012 – 2015

Considerando a abordagem utilizada na definição dos submercados na

NT ONS/ASMAE 001/2001 e a Resolução ANEEL Nº 402, de 21 de setembro de 2001, são apresentados a seguir, os circuitos de fronteira entre os quatro submercados: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul, referentes ao sistema

existente e contemplando as obras previstas no período 2012–2015. O terminal marcado com (*) representa o ponto de medição na fronteira entre os submercados.

A Tabela 4-1 apresenta as fronteiras entre os Submercados Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste.

Tabela 4-1: Fronteiras entre os Submercados Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste

Norte Nordeste kV Ano

Presidente Dutra Boa Esperança (*) 500 Existente

Presidente Dutra (*) Teresina 500 Existente

Presidente Dutra (*) Teresina C2 500 Existente

Colinas (*) Ribeiro Gonçalves 500 Existente

Colinas (*) Ribeiro Gonçalves C2 500 Existente

Peritoró Teresina (*) 230, Existente

Paraibano Boa Esperança (*) 69 Existente

Caxias Teresina (*) 69 Existente

São João dos Patos Boa Esperança (*) 13.8 Existente

Presidente Dutra (*) Teresina C3 500 futura

Miracema (*) Gilbués C1 500 futura

Miracema (*) Gilbués C2 500 futura

Sudeste Nordeste

Serra da Mesa (*) Rio das Éguas 500 Existente

Norte Sudeste

Colinas Miracema (*) 500 Existente

Colinas Miracema C2 (*) 500 Existente

Colinas Miracema C3 (*) 500 Existente

Miracema Miracema1 (*) 138/500 Existente

Gurupi (*) Alvorada 138 Existente


A Tabela 4-2, a seguir, apresenta os circuitos de fronteira entre os submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste:

Tabela 4-2: Fronteiras entre os Submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste

Sudeste Sul kV Ano

Foz do Iguaçu (*) Cascavel Oeste 500 Existente

Ivaiporã FCE (*) Ivaiporã ESUL 500 Existente

Ibiúna (*) Bateias 500 Existente

Assis (*) Londrina 500 Existente

Chavantes (*) Figueira 230 Existente

Assis (*) Londrina (Eletrosul) 230 Existente

Assis (*) Londrina (Copel) 230 Existente

Assis (*) Maringá 230 Existente

Dourados (*) Guaíra 230 Existente

Itararé (*) Jaguariaiva 230 Existente

Rosana (*) Loanda 138 Existente

Capivara (*) Florestópolis 138 Existente

Itararé (*) Jaguariaiva 69 Existente

S.Grande (*) Andirá 88 Existente


5 Identificação das restrições estruturais que impactam os limites

entre os submercados no período 2012-2015

As interligações entre submercados são formadas por troncos de transmissão compostos por conjuntos de circuitos em série, com a finalidade maior de promover

o intercâmbio de energia entre os diversos submercados do SIN. A Tabela 5-1, a seguir, apresenta uma síntese das restrições estruturais aos

intercâmbios entre os submercados Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Observa-se, que alguns dos fatores limitantes apresentados, apesar de internos aos submercados, cumprem a função de troca de energia entre dois submercados.

Tal fato pode ser comprovado pela relação direta existente entre o intercâmbio e o fluxo nesses equipamentos, justificando o impacto significativo que contingências nesses equipamentos provocam na definição dos limites de intercâmbios entre

esses submercados.

Tabela 5-1: Elementos que limitam os intercâmbios entre os submercados Norte, Nordeste e SE/CO

Intercâmbio impactado

Elemento Limitante Fator limitante (contingência)

tensão Submercado/Fronteira

Sudeste para o Norte

Sobrecarga nos capacitores série

LT Miracema - Colinas 500 kV Fronteira

Norte para o Sudeste

Sobrecarga nos capacitores série

Regime permanente e contingência das LTs entre Serra da Mesa e Gurupi

500 kV Sudeste

Desempenho dinâmico Contingência da LT Luziânia – Paracatu

500 kV Sudeste

Desempenho dinâmico Perda dupla no 765 kV com atuação de SEP de corte de 3 ou mais máquinas em Itaipu 60 Hz

765 kV Sudeste

Exportação do Nordeste

Sobrecarga no circuito remanescente

LT Sobradinho – São João do Piauí

500 kV Nordeste

Paulo Afonso – Bom Nome – Milagres – Banabuiú 230 kV

LT Luiz Gonzaga - Milagres (até a entrada do 2º circuito - 2015)

500 kV

Sobrecarga no circuito na LT 500 kV L. Gonzaga – P. Afonso

LT Xingó – Angelim

(a partir de 2015)

500 kV

Desempenho dinâmico LT Luziânia – Paracatu 500 kV Sudeste

Recebimento pelo Nordeste

Esgotamento dos recursos para controle de tensão

LT Serra da Mesa – Rio das Éguas e LT Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa

500 kV Fronteira / Nordeste

Desempenho dinâmico LT Tucuruí – Marabá 500 kV Norte





(cenário Norte exportador)

Tabela 5-1: Elementos que limitam os intercâmbios entre os submercados SE/CO e S




Recebimento pelo Sul

Desempenho dinâmico LT Ibiúna – Bateias 525 kV Fronteira

LT Salto Santiago – Itá (até a entrada do 2º circuito - 2014)

525 kV Sul

Recebimento pelo Sudeste


Exportação pelo Sul


Nas figuras 5-1 e 5-2, a seguir, estão destacados os circuitos que constituem as fronteiras entre os submercados Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, e

também aqueles não pertencentes às fronteiras cujas contingências implicam em restrições no valor dos intercâmbios.


Figura 5-1: Fronteiras e elementos internos aos submercados que impactam de forma significativa

os intercâmbios entre os submercados N, NE e SE/CO:


Figura 5-2: Fronteiras e elementos internos aos submercados que impactam de forma significativa

os intercâmbios entre os submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste:


6 Descrição das restrições estruturais que impactam os limites de

intercâmbio entre submercados

A seguir será apresentado um descritivo de cada uma das restrições estruturais que impactam os limites de intercâmbio entre submercados para que sejam

avaliadas pela ANEEL, de forma a serem consideradas pela CCEE como limitante para os intercâmbios no cálculo do PLD. Ressalta-se que a NT ONS 046-2012 – “LIMITES DE TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE REGIÕES E GERAÇÃO

TÉRMICA POR RESTRIÇÕES ELÉTRICAS PARA O PERÍODO 2012/2016” apresenta uma descrição detalhada de todos os Limites, assim como dos fatores limitantes aos intercâmbios entre os submercados.

. 6.1 Fatores Limitantes para os Cenários: Sudeste para o Norte e Norte para o

Sudeste

a) Contingência de um dos circuitos de 500 kV da interligação Norte-Sul

Com o terceiro circuito da interligação Norte-Sul é possível transferir energia por

essa interligação até o limite de carregamento dos seus circuitos, definido pela capacidade dos bancos de capacitores série. Em tese, pode-se transferir cerca de 4000 MW em qualquer trecho desta interligação, em ambos os sentidos.

No sentido Sudeste para o Norte, o fluxo máximo no trecho entre as subestações de Miracema e Colinas, LT de fronteira, deverá ser da ordem de 4000 MW

garantindo que na perda de um dos circuitos de 500 kV entre Miracema - Colinas o carregamento resultante nos circuitos remanescentes fique igual ou inferior a 2250 A/2000 MVA.

No sentido Norte para o Sudeste, o fluxo máximo na interligação Norte – Sul no trecho entre as subestações de Gurupi/Peixe II e Serra da Mesa/Serra da Mesa II

(FNS), internas ao submercado sudeste, é limitado em regime permanente no valor de 4100 MW para todas as condições de carga em função da capacidade nominal dos capacitores série dessa interligação. Deve-se ressaltar que neste cenário é

possível utilizar toda a capacidade da transmissão em regime normal de operação, 4100 MW, tendo em vista que para fluxos no sentido Norte para o Sudeste é eficaz a utilização de um Esquema de Corte de Geração na usina de Tucuruí para

redução do carregamento nos circuitos remanescentes, no caso de contingências, fato que não ocorre na situação de fluxo inverso, isto é, do Sudeste para o Norte/Nordeste.

Espera-se, no entanto que, com a entrada em operação das obras associadas ao aumento da capacidade de exportação da região Nordeste e do recebimento de


energia proveniente de Belo Monte, tal restrição seja minimizada ou eliminada (obras referentes à expansão da interligação Norte – Sul). Essa análise estará

contemplada quando da emissão da revisão dessa Nota Técnica.

É importante destacar, que ao longo da LT 500 kV Colinas – Miracema – Gurupi -

Serra da Mesa existem conexões das usinas Lajeado, na SE Miracema, e Peixe Angical, na SE Peixe, entre Gurupi e Serra da Mesa, cuja geração concorre com os fluxos máximos possíveis de ser praticados nesta interligação.

Desse modo, no cenário de intercâmbio do Norte para o Sudeste, faz-se necessário restringir o fluxo no trecho Miracema - Colinas a valores bem inferiores aos 4000 MW para que seja possível utilizar a geração nas UHEs Lajeado e Peixe

Angical sem violar o limite no trecho Gurupi – Serra.

A Figura 6-1, a seguir, apresenta um diagrama unifilar onde é possível verificar-se a topologia da Interligação Norte – Sul e os pontos de conexão das UHEs citadas

acima.

Figura 6-1: Interligação Norte-Sul


b) Contingência da LT 500 kV Luziânia - Paracatu (Interna ao Sudeste).

Para evitar que esta contingência provoque problemas dinâmicos, no cenário Norte

exportador para o Sudeste, é necessário limitar o valor do Fluxo Serra da Mesa (FSM), que chega ao Sudeste, a 5100 MW em carga Pesada e Média e 4500 MW em carga Leve e Mínima.

FSM = Geração na UHE Serra da Mesa + geração na UHE Cana Brava + geração na UHE São Salvador + FNS + FSENE, onde

• FNS = Fluxo Norte/Sudeste = Somatório dos fluxos nas LTs 500 kV Gurupí /

Serra da Mesa C1 e C2 e Peixe 2 / Serra da Mesa 2;

• FSENE = Fluxo Sudeste/ Nordeste = Fluxo na LT 500 kV Serra da Mesa 2 /

Rio das Éguas.

Nas situações operativas nas quais seja desejável explorar a geração nas usinas de Serra da Mesa, Cana Brava e São Salvador, o limite de FSM poderá impor uma

restrição ao somatório FNS + FSENE.

Espera-se que com a entrada em operação das obras associadas ao aumento da capacidade de exportação da região Nordeste e do recebimento de energia

proveniente de Belo Monte, tal restrição seja minimizada ou eliminada (obras referentes à expansão da interligação Norte – Sul). Essa análise estará contemplada quando da emissão da revisão dessa Nota Técnica.

c) Contingência dupla no tronco de 765 kV com atuação de esquema de corte

de geração de 3 ou mais máquinas em Itaipu 60 Hz.

Para evitar que esta contingência provoque risco de atuação da PPS da interligação Norte – Sul para evitar problemas de colapso de tensão na área Brasília, mesmo considerando-se em operação o ECE de corte de geração em

Tucuruí, é necessário limitar o valor do Fluxo Norte - Sul (FNS) a 3900 MW em carga Pesada, 3800 MW em carga Média e 3400 MW em carga Leve e Mínima.

FNS = Fluxo Norte/Sudeste = Somatório dos fluxos nas LTs 500 kV Gurupí / Serra

da Mesa C1 e C2 e Peixe 2 / Serra da Mesa 2


6.2 Fatores Limitantes para o Cenário de Exportação do Nordeste

a) Contingência da LT 500 kV São João do Piauí – Sobradinho (Interna ao

Nordeste)

Essa contingência é limitante devido à sobrecarga que acarreta no circuito

remanescente, valores da ordem do seu limite de carregamento de curta duração de 2300 A / 1992 MVA.

b) Contingência da LT 500 kV Luiz Gonzaga – Milagres (Interna ao Nordeste)

Até a entrada em operação do 2º circuito previsto para 2015, esta contingência é limitante no cenário de máxima exportação do Nordeste com ênfase para a região

Norte. O fator limitante é o carregamento máximo admissível nos circuitos de 230 kV Paulo Afonso – Bom Nome – Milagres – Banabuiú.

c) Contingência da LT 500 kV Xingó – Angelim (Interna ao Nordeste)

A partir de 2015 a antecipação de um conjunto de obras na região Nordeste, possibilitará o escoamento do parque gerador eólico e térmico alocado no

Nordeste, aumentando assim a capacidade de exportação do Nordeste para as regiões Norte e Sudeste para valores da ordem de 5.700 MW médios. Nessa situação a contingência da LT Xingó – Angelim 500 kV será limitante o novo fator

limitante, para evitar sobrecarga na LT 500 kV Paulo Afonso - Luiz Gonzaga.

d) Contingência da LT 500 kV Luziânia – Paracatu (Interna ao Sudeste)

Para evitar que esta contingência provoque problemas dinâmicos, no cenário Nordeste exportador para o Sudeste, é necessário limitar o valor do Fluxo Serra da Mesa (FSM), que chega ao Sudeste, a 5100 MW em carga Pesada e Média e 4500

MW em carga Leve e Mínima.

FSM = Geração na UHE Serra da Mesa + geração na UHE Cana Brava + geração na UHE São Salvador + FNS + FSENE, onde

• FNS = Fluxo Norte/Sudeste = Somatório dos fluxos nas LTs 500 kV Gurupí /

Serra da Mesa C1 e C2 e Peixe 2 / Serra da Mesa 2;

• FSENE = Fluxo Sudeste/ Nordeste = Fluxo na LT 500 kV Serra da Mesa 2 / Rio das Éguas.

Nas situações operativas nas quais seja desejável explorar a geração nas usinas

de Serra da Mesa, Cana Brava e São Salvador, o limite de FSM poderá impor uma restrição ao somatório FSENE + FNS.

Espera-se que com a entrada em operação das obras associadas ao aumento da

capacidade de exportação da região Nordeste e do recebimento de energia proveniente de Belo Monte, tal restrição seja minimizada ou eliminada (obras


referentes à expansão da interligação Norte – Sul). Essa análise estará contemplada quando da emissão da revisão dessa Nota Técnica.

6.3 Fatores Limitantes para o Cenário de Recebimento Nordeste

a) Contingência da LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas – Bom Jesus da

Lapa (fronteira)

Em todas as condições de carga a perda da interligação Sudeste – Nordeste que atinge fluxos da ordem de 1000 MW é limitante, pois provoca grandes afundamentos de tensão nos barramentos de 500 kV de Sobradinho e Ribeiro

Gonçalves com perda da capacidade do sistema manter o sincronismo entre as máquinas do Norte, Nordeste e do Sudeste.

Espera-se que com a entrada em operação das obras associadas ao aumento da

capacidade de exportação da região Nordeste e do recebimento de energia proveniente de Belo Monte, tal restrição seja minimizada ou eliminada (obras referentes à expansão da interligação Norte – Sul). Essa análise estará

contemplada quando da emissão da revisão dessa Nota Técnica.

b) Contingência do circuito 2 da LT 500 kV Tucuruí – Marabá (Interna ao

Norte)

Esta contingência poderá limitar a exportação da região Norte para a região

Nordeste, nas condições de carga pesada e média, para evitar problemas de estabilidade angular e consequente perda de sincronismo entre os sistemas Norte e Nordeste na contingência do circuito 2 da LT 500 kV Tucuruí – Marabá.

Da mesma forma que para a contingência anterior, espera-se que com a entrada em operação das obras associadas ao aumento da capacidade de exportação da região Nordeste e do recebimento de energia proveniente de Belo Monte, tal

restrição seja minimizada ou eliminada (obras referentes à expansão da interligação Norte – Sul). Essa análise estará contemplada quando da emissão da revisão dessa Nota Técnica.

6.4 Fatores Limitantes para o Cenário de Recebimento pelo Sul

a) Contingência da LT 500 kV Ibiuna – Bateias, C1 e C2 (fronteira)

Devido às graves consequências para o SIN, a perda dessa LT de circuito duplo na mesma torre, é analisada e considerada para os cálculos dos limites, sendo o fator

limitante para evitar riscos de perda de sincronismo entre as máquinas das regiões


Sul (e Itaipu) e Sudeste, em todas as condições de carga e em ambos os sentidos de intercâmbio entre essas regiões.

Espera-se que com a definição da expansão da interligação entre as regiões Sudeste e Sul, que está sendo definida pela EPE tal restrição seja minimizada ou eliminada.

b) Contingência da LT 525 kV Salto Santiago – Itá (Interna ao Sul)

Até o início de 2014, quando está previsto o 2º circuito desta LT de 525 kV, esta contingência pode limitar o Recebimento pela região Sul, principalmente nas situações de grande desbalanço de geração entre as usinas do Iguaçu e as demais

usinas da região Sul, o que provoca um elevado fluxo na referida LT, e, consequentemente, graves problemas de oscilação no sistema com risco de perda de sincronismo entre as máquinas da região Sul e do Sudeste, quando da

ocorrência dessa contingência.


6.5 Fatores Limitantes para o Cenário de Recebimento pelo Sudeste e Exportação pelo Sul

a) Contingência da LT 500 kV Ibiuna – Bateias, C1 e C2 (Interna ao Sul)

Pelos mesmos motivos apresentados para o cenário de Recebimento pelo Sul, a

perda dessa LT de circuito duplo na mesma torre, é analisada e considerada para os cálculos tanto dos limites de Recebimento pelo Sudeste quanto dos limites de Fornecimento pelo Sul.

Espera-se que com a definição da expansão da interligação entre as regiões Sudeste e Sul, que está sendo definida pela EPE tal restrição seja minimizada ou eliminada.

b) Contingência de dois circuitos paralelos do tronco de 765 kV entre as SEs

Ivaiporã, Itaberá e Tijuco Preto (Interna ao Sudeste)

Essas contingências são analisadas para avaliação dos limites de recebimento pelo Sudeste (RSE) devido ao seu histórico de ocorrências e à gravidade das consequências para o SIN, devido ao risco de perda de sincronismo entre as

máquinas das regiões Sul (e Itaipu) e Sudeste, na hipótese de ocorrer uma dessas perdas duplas. Considerando-se o esquema de corte de máquinas na UHE Itaipu 60 Hz, existente, essas perdas duplas de 765 kV deixam de ser limitantes ao

recebimento pelo Sudeste, isto é, maximização das transferências do submercado Sul em conjunto com a geração em Itaipu 60 Hz para o Sudeste, que, neste caso, é então definido pela perda dos dois circuitos 500 kV Ibiúna – Bateias.

c) Contingência na transformação 765/345 kV – 3x1500MVA da SE Tijuco

Preto (Interna ao Sudeste)

Assim como para as perdas duplas de circuitos de 765 kV, a consideração dos esquemas de corte de máquinas em Itaipu, para alívio do carregamento dessa transformação, fazem com que essa contingência deixe de ser limitante no cenário

de maximização do Recebimento pela região Sudeste (RSE).

6.6 Impacto das lógicas de corte de unidades geradoras da usina de Itaipu 60 Hz no desempenho da Interligação Norte – Sul e na Área Goiás/Brasília

Nas situações operativas nas quais estiverem selecionadas para corte pelo CLP do

765 kV, 3 ou 4 unidades geradoras de Itaipu pelas lógicas de perda dupla no tronco de 765 kV, o fluxo na interligação Norte – Sul, deve ser monitorado para se evitar riscos de queda de tensão em Brasília e perda de sincronismo das usinas do

Acre/Rondônia, independente do ECE de corte de unidades em Tucuruí estar ou não ligado (chave 43 on/off ligada ou desligada). As análises apontam para


necessidade de se manter a limitação dos fluxos na interligação Norte-Sul (FNS) e fluxo Serra da Mesa (FSM).

As Erro! Fonte de referência não encontrada. e Erro! Fonte de referência não

encontrada. mostradas a seguir apresentam esses limites estando o esquema de Tucuruí, respectivamente LIGADO e DESLIGADO, para as situações de corte de 3

ou 4 máquinas em Itaipu: (Chave 43 ON/OFF fechada e aberta, respectivamente)


7 Limites de intercâmbio entre submercados

Considerando-se todas as restrições apresentadas ao longo desta Nota Técnica, reproduzimos a seguir, nas tabelas 7-1 e 7-2 os limites de intercâmbios entre os submercados por patamar de carga constantes da NT ONS 046-2012, citada

anteriormente. A evolução dos limites é função das mudanças de configuração previstas ao longo do horizonte 2012 – 2016, de acordo com os programas de obras de geração e transmissão, com concessão da Aneel, para o período em

análise. O cronograma das principais obras que impactam nos Limites está resumido na tabela 7-3, a seguir.

Tabela 7-1: Limites de geração em Itaipu 60 Hz e Limites nas interligações Sul / Sudeste (MW)

mai-12 P 6300 7200 7200 5600 9200

e M 6300 7200 7400 5600 9200

jun-12 L 6300 7200 6860 5500 9200

jul-12 P 6300 7200 7200 5800 9200

a M 6300 7200 7400 5800 9200

ago-12 L 6300 7200 6860 5650 9200

set-12 P 6300 7200 7500 5800 9300

a M 6300 7200 7700 5800 9400

dez-12 L 6300 7200 6860 5650 9200jan-13 P 6300 7200 7500 5800 9500

a M 6300 7200 7700 5800 9800dez-13 L 6300 7200 6860 5650 9300jan-14 P 6300 7200 7700 5800 9500

a M 6300 7200 7900 5800 9800dez-14 L 6300 7200 7100 5650 9300jan-15 P 6300 7200 8000 5800 9500

a M 6300 7200 8200 5800 9800dez-16 L 6300 7200 7400 5650 9300

PERÍODOCapacidade

ELO CCITAIPU 60Hz

Recebimento

pelo Sul

(RSUL)

Exportação do Sul

(FSUL)RSE


Tabela 7-2: Limites nas interligações Norte-Nordeste, Sudeste-Nordeste e Norte – Sudeste

N => S Importação ExportaçãoPERÍODO Gurupi NE IPZ/Col Norte SE NE N EXP Norte

FNE FNE

S.Mesa IPZ/Col NE + NE MIR/SM +

C.Energ. A C.Energ.B (2) (3) FMCCO (1) (3) FCOMC

mai-12 P 3200 4000 4100 2580 3300 1000 600 4200 5000 4200 4200 3750 2750 3000 3750a M 3200 4000 4100 1790 3300 1000 600 4200 5000 4200 4200 3750 2200 3150 3900

jun-12 L 3200 4000 4100 2800 3300 1000 600 4200 5000 4200 4200 3750 3100 3100 3900jul-12 P 3200 4000 4100 2580 4200 1000 600 4200 5000 5200 4200 3750 2750 3000 3750

a M 3200 4000 4100 1790 3960 1000 600 4200 5000 4900 4200 3750 2200 3150 3900dez-12 L 3200 4000 4100 2800 3860 1000 600 4200 5000 4800 4200 3750 3100 3100 3900jan-13 P 3200 4000 4100 3700 4200 1000 600 4200 5000 5200 4200 3750 3700 3800

a M 3200 4000 4100 3000 3960 1000 600 4200 5000 4900 4200 3750 3000 3500dez-14 L 3200 4000 4100 4500 3860 1000 600 4200 5000 4800 4200 3750 4500 4600jan-15 P 3200 4000 4100 3500 4200 1000 1900 4200 5000 5200 4200 3750 5400 5400

a M 3200 4000 4100 3500 3960 1000 1900 4200 5000 4900 4200 3750 5400 5400dez-16 L 3200 4000 4100 3900 3860 1000 2400 4200 5000 4800 4200 3750 6300 4700

(4)

Os cenários hachurados em cinza não serão considerados pelos estudos energéticos.

Exportação NE EOL=60-50% (2015)

NE->N NE->SE

Recebimento NE S => N FNE Miracema

Colinas

CenárioEnergético

B

Carga do Norte

menos 5 geradores na UHE Tucuruí

em carga pesada, média e

leve

(mcco+smre)Exportação SE => NNE

(1) A partir da entrada em operação do 3º circuito da interligação Norte-Sul, para garantir que não haverá ilhamento da região Norte mesmo com perda dupla de circuitos nesta interligação e possibilitar o máximo recebimento nesta região, o f luxo nas LT Colinas - Miracema deverá ser limitado a 2000MW. A partir da entrada da interligacao Tucurui - Macapa - Manaus a carga do Norte é acrescida da carga de Manaus e Macapa.

(2) Limitar o fluxo FNS em 3900, 3800 e 3400 MW em carga pesada, média e leve, respectivamente, considerando-se o critério N-2 no tronco de 765 kV, estando o CLP de Itaipu setado para corte de 4 máquinas e limitar o fluxo FNS em 3900, apenas em carga leve, estando o CLP de Itaipu setado para corte de 3 máquinas.

(3) Os valores apresentados para 2015 são o somatório dos f luxos Miracema - Gilbués e S.Mesa2 - R.Éguas, considerando a EXPNE para o Norte com EOL=50%

(4) Até junho/2013 permanecem os valores acima, a partir de julho com a entrada em operação da interligação Tucurui - Macapá - Manaus, a exportação da região Norte será o resultado da diferença entre a geração desta região e sua demanda, incluindo Manaus e Macapá.

(5) Para elevação da exportação do Sudeste bem como do Recebimento Nordeste no cenário (A) de máximo recebimento Nordeste é preciso que estejam em operação 3 unidades geradoras em Serra da Mesa

Cenário Energético A - busca do máximo recebimento do Nordeste - obtido com a combinação de exportação do Sudeste e Norte auto-suficiente.

Cenário Energético B - busca da máxima exportação do SE

CenárioEnergético

A (MAX RNE)

SE EXP

CenárioEnergético

B

Cenário Energético

A

(5)

FSENE


Tabela 7-3: Cronograma dos principais eventos envolvendo as interligações inter-regionais

DATA Obras

Em operação

Desde om 2º semeste de 2011 entraram em operação cerca de 1350 Mvar de bancos

de capacitores na região de São Paulo (350 em Interlagos, 200 em Embu, 300 em Poços, 100 em Bauru e 100 em Mmirim, 150 em Jandira e 57 em Piratininga II) e

ainda estão previstos 250 Mvar/345 kV na SE Guarulhos para o mês de maio de 2012 e 57,6

Mvar para a SE Oeste em junho de 2012

Em operação LT Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste 500 kV

Mar/2012 UTE Porto Pecém I – 1ª unidade de 360 MW

Abr/2012 Conclusão do barramento de 500 kV da SE Foz do Iguaçu

Mai/2012 250 Mvar de Bancos de Capacitores Shunt na SE Guarulhos

Jun/2012 57,6 Mvar de Bancos de Capacitores para a SE Oeste

Jun/2012 UTE Porto Pecém I – 2ª unidade de 360 MW

Jun/2012 2° circuito da LT 230 kV Banabuiú - Mossoró

Jul/2012 LT Tijuco Preto – Itapeti 345 kV circuito duplo

Jul/2012 1ª unidade da UHE Mauá – 3 x 116,7 MW.

Jul/12 a jan/13 6ª a 8ª unidades geradoras da UHE Estreito (1ª a 5ª em operação)

Set/2012 4o banco de transformadores 765/345 kV – 1500 MVA de Tijuco Preto

Set/2012 2 bancos de reatores limitadores de corrente de curto-circuito, 15 ohms por fase, entre seções de barramentos de 345 kV na SE Tijuco Preto.

Nov/2012 Sistema de 500 kV para escoamento das UTEs Pecém 1 e 2

Dez/2012 UTE Porto Pecém II – 360 MW

Jun/2013 Interligação Tucurui- Macapá – Manaus

Dez/2013 2º circuito da LT 525 kV Salto Santiago - Itá

Jan/2014 MC2 Pecém 2 – 350 MW

Jan/2014 UTE Maracanaú – 70 MW

Jan/2014 SE Curitiba Leste 525/230 kV – 1 x 600 MVA

Mar/2014 LT 500 kv Açailândia – Miranda II

Abr/2014 2º circuito da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita

Abr/2014 LT 230 kV Nova Santa Rita – Camaquã 3 - Quinta

2015 LT 500 kV P. Dutra – Teresina II C3

2015 LT 500 kV Teresina II - Sobral III C3

2015 LT 500 kV L. Gonzaga - Milagres C2

2015 LT 500 kV Miracema – Gilbués C1 e C2

2015 LT 500 kV Gilbués – Barreiras – B. J. Lapa

2015 LT 500 kV B. J. Lapa – Ibicoara C2

2015 LT 500 kV Ibicoara – Sapeaçu C2

2015 LT 500 kV Gilbués – S. J. Piauí

2015 LT 500 kV S. J. Piauí – Milagres C2

Obs.: Considera-se que as obras apresentadas deverão estar disponíveis para operação no final do mês, logo

seu impacto no intercâmbio será considerado no mês seguinte à entrada em operação do equipamento


Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 5-1: Fronteiras e elementos internos aos submercados que impactam de forma significativa os intercâmbios entre os submercados N, NE e SE/CO: 12

Figura 5-2: Fronteiras e elementos internos aos submercados que impactam de forma significativa os intercâmbios entre os submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste: 13

Figura 6-1: Interligação Norte-Sul 15

Tabelas

Tabela 4-1: Fronteiras entre os Submercados Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste 8

Tabela 4-2: Fronteiras entre os Submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste 9

Tabela 5-1: Elementos que limitam os intercâmbios entre os submercados Norte, Nordeste e SE/CO 10

Tabela 5-1: Elementos que limitam os intercâmbios entre os submercados SE/CO e S 11

Tabela 7-1: Limites de geração em Itaipu 60 Hz e Limites nas interligações Sul / Sudeste (MW) 22

Tabela 7-2: Limites nas interligações Norte-Nordeste, Sudeste-Nordeste e Norte – Sudeste 23

Tabela 7-3: Cronograma dos principais eventos envolvendo as interligações inter-regionais 24

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RESTRIÇÕES AOS INTERCÂMBIOS ENTRE OS … · de contabilização/liquidação de energia no mercado de curto prazo reflita o mais ... Elementos que limitam os intercâmbios entre