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PLANO DA OPERAÇÃO
ELÉTRICA 2017/2018
PEL 2016
SUMARIO EXECUTIVO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Rua Júlio do Carmo, 251
Cidade Nova - Rio de Janeiro - RJ
CEP 20.211-160 Tel (+21) 3444-9400 Fax (+21) 3444-9444
PEL 2016 - Sumário Executivo.docx
© 2016/ONS
Todos os direitos reservados.
Qualquer alteração é proibida sem autorização.
ONS RE-3-0094/2016
PLANO DA OPERAÇÃO
ELÉTRICA 2017/2018
PEL 2016
SUMARIO EXECUTIVO
AGOSTO 2016
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 3 / 41
Sumário
1 Introdução e Objetivos 4
2 Principais Conclusões do PEL 2016 6
2.1 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais 6
2.2 Escoamento da geração do Complexo do Madeira 17
2.3 Entrada em operação das unidades adicionais da UHE Santo
Antônio 21
2.4 Integração e Desempenho do Sistema de Escoamento do
Complexo Teles Pires 23
2.5 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao
SIN 25
2.5.1 Condições de Atendimento a Manaus 25
2.5.2 Condições de Atendimento a Macapá 30
2.6 Integração da Geração Eólica ao SIN 32
2.7 Geração Térmica por Razões Elétricas 33
3 Recomendações quanto às Obras Prioritárias do SIN 35
Lista de figuras e tabelas 40
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 4 / 41
1 Introdução e Objetivos
O Ciclo Anual de Planejamento da Operação do SIN é um processo composto por
dois estudos de médio prazos, um da operação elétrica, consubstanciado no Plano
de Operação Elétrica - PEL, cujo horizonte de análise é de janeiro do ano
subsequente a sua edição a abril do segundo ano (dezesseis meses), e outro da
operação energética, consubstanciado no Plano da Operação Energética - PEN,
cujo horizonte de análise é de maio do ano em curso a sua edição a dezembro do
quinto ano a frente (cinco anos).
Nesse contexto, no Ciclo de Planejamento da Operação de 2016 foram elaborados
o Plano da Operação Elétrica 2017/2018 - PEL 2016, que avalia o desempenho
dos sistemas elétricos do SIN no horizonte de janeiro de 2017 a abril de 2018, em
conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de
Rede - Submódulo 6.2, e o Plano da Operação Energética 2016/2020 - PEN 2016,
que avalia o desempenho energético dos subsistemas elétricos do SIN no
horizonte de maio de 2016 a dezembro de 2020, em conformidade com os critérios
e padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 7.2.
O PEL 2016 é composto por um Sumário Executivo, a que se refere esse
documento, que tem como objetivo apresentar os principais destaques que exigem
ações imediatas, e o estudo completo do PEL 2016, que é subdividido em outros
três volumes:
Volume I: "Obras Prioritárias do SIN”, que tem como objetivo apresentar um
conjunto de obras previstas, identificadas como prioritárias, que merecem, de
acordo com os critérios de seleção estabelecidos, tratamento especial, tanto do
Poder Concedente e do Órgão Regulador, como dos Agentes Concessionários,
bem como ações especiais que envolvem órgãos e secretarias de governo para
solucionar problemas no intuito de obter licenças ambientais;
Volume II: "Desempenho das Interligações Regionais", que contempla, em
detalhes, as análises do desempenho das interligações regionais e as
recomendações associadas, em especial, nesse ciclo, a integração da UHE Belo
Monte e parte do sistema de transmissão associado, bem como as análises da
integração ao SIN das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira e das usinas
do rio Teles Pires;
Volume III: "Principais Aspectos do Desempenho do SIN e Recomendações" , que
está dividido em 3 Tomos, sendo o Tomo A para a região Sul e Mato Grosso do
Sul, o Tomo B para as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Acre/Rondônia e o
Tomo C para as regiões Norte e Nordeste. O Volume III, assim dividido, apresenta
todos os resultados das avaliações do desempenho elétrico do SIN para as áreas
geoelétricas, as recomendações relacionadas, e a geração térmica mínima devido
a restrições elétricas nas usinas do SIN.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 5 / 41
As avaliações realizadas têm como referência as previsões de carga informadas
pelos Agentes e consolidadas pelo ONS, bem como o programa de obras
apresentado nos relatórios intitulados Consolidação de Obras de Transmissão
2015, documento emitido pelo MME, e Plano de Ampliações e Reforços nas
Instalações de Transmissão – PAR 2017 a 2019/20, ora em andamento, com as
datas atualizadas pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico - DMSE
do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, para os cronogramas das
obras de transmissão e geração outorgadas pela ANEEL.
Os estudos do PEL 2016 foram desenvolvidos com os objetivos de avaliar,
principalmente, i) o desempenho das interligações regionais, ii) a necessidade de
geração térmica decorrente de restrições na transmissão e iii) o atendimento às
áreas elétricas do Sistema Interligado Nacional - SIN.
A partir dessas avaliações, os principais resultados dos estudos do PEL 2016 são:
Limites de transmissão inter-regionais;
Montantes de geração térmica mínima necessária para assegurar operação
dentro dos padrões estabelecidos;
Propostas de adequação do cronograma das obras programadas (linhas de
transmissão, transformadores, etc.) às necessidades do SIN;
Indicação de medidas operativas, tais como: a implantação de Sistemas
Especiais de Proteção - SEP e a mudança de topologia da rede como, por
exemplo, abertura de barramentos. Essas soluções provisórias ou mitigadoras
se justificam como recursos operacionais em última instância, até que se
viabilizem a execução dos reforços e ampliações estruturais identificadas pelos
estudos de planejamento da expansão do sistema;
Efeitos no desempenho elétrico do SIN decorrente da entrada em operação
das obras previstas para o horizonte de estudo; e
Estratégias operativas que serão utilizadas na operação eletroenergética do
SIN neste horizonte, a serem detalhadas e atualizadas nos estudos elétricos
quadrimestrais e mensais, bem como, no que se aplica, aos estudos
energéticos de médio prazo.
Os estudos foram desenvolvidos com o apoio das equipes técnicas do Núcleo
Norte/Nordeste (NNNE), em Recife e Núcleo Sul (NSUL), em Florianópolis, no que
diz respeito às áreas elétricas das Regiões Norte/Nordeste e Sul/Mato Grosso do
Sul, respectivamente. Com relação aos estudos referentes às áreas elétricas das
regiões Sudeste, Centro Oeste, Acre e Rondônia e Interligação Tucuruí-Manaus-
Macapá e das interligações Norte/Nordeste/Sudeste e Sul/Sudeste, as mesmas
foram desenvolvidas pelas equipes do Escritório Central, no Rio de Janeiro,
também responsável pela coordenação geral dos trabalhos.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 6 / 41
2 Principais Conclusões do PEL 2016
2.1 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais
Nos estudos do PEL 2016 foram efetuadas análises do desempenho das
interligações regionais, avaliando-se a influência das obras a serem incorporadas
ao SIN no período de janeiro de 2017 até abril de 2018, buscando-se definir as
máximas transferências de energia entre os subsistemas, segundo critérios que
garantem a operação do SIN com segurança.
Na definição dos limites foram considerados cenários energéticos caracterizados
a partir da diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas. Para cada cenário
energético procurou-se definir os máximos intercâmbios entre os subsistemas sem
que houvesse violação nos critérios de desempenho, tanto em regime permanente
como em regime dinâmico de operação. Estes limites são valores referenciais que
serão atualizados nos estudos de mais curto prazo (quadrimestrais e mensais),
podendo vir a serem modificados por situações conjunturais, com o objetivo de
melhor explorar a capacidade de exportação e/ou importação nas interligações
regionais.
A seguir serão apresentados os principais resultados referentes ao desempenho
das interligações regionais.
Interligação Sul/Sudeste
Atualmente, os limites associados à interligação Sul/Sudeste são determinados de
forma que o sistema suporte todas as contingências simples de LTs e de
transformadores e também a ocorrência de perda simultânea de 2 circuitos do
tronco de 765 kV ou dos 2 circuitos da LT 500 kV Ibiúna – Bateias, em virtude da
gravidade das consequências para o SIN das contingências duplas de circuitos
desse tronco ou da LT 500 kV Ibiúna – Bateias, que utilizam a mesma torre.
Atualmente, o fator limitante ao valor máximo de Recebimento pelo Sudeste (RSE)
é a ocorrência de oscilações de tensão pouco amortecidas na contingência do
circuito duplo da LT 500 kV Ibiúna – Bateias.
No horizonte deste PEL 2016, com a entrada das LTs em 500 kV Londrina-Assis
C2 e Itatiba-Bateias para setembro e novembro de 2017, respectivamente, haverá
um reforço significativo na interligação em questão.
Os ganhos previstos são de cerca de 1.700 MWmed no RSE e o fator limitante
passa a ser o carregamento máximo admissível por 30 minutos no banco de
capacitores série (BCS) do circuito remanescente, na perda dupla de circuitos
entre Ivaiporã e Itaberá 765 kV.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 7 / 41
Os empreendimentos em questão também elevam a capacidade de Recebimento
pela Região Sul (RSUL) e de Fornecimento da Região Sul (FSUL) em cerca de
600 MWmed e 1.900 MWmed, respectivamente.
Ressalta-se que, ainda assim, permanece a necessidade da utilização das lógicas
de corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz como forma de garantir a
manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação
de contingências múltiplas no tronco de 765 kV, principalmente quando de
contingência dupla de circuitos paralelos desse tronco, assim como das lógicas de
sobrecarga na transformação de Tijuco Preto.
A substituição/modernização dos CLPs atualmente instalados no tronco de 765 kV
que gerenciam a grande maioria dos SEPs existentes para fazer frente às
contingências simples, duplas e triplas de equipamentos desse tronco,
originalmente prevista para abril de 2015, sofreu um grande revés em vista da
desistência da empresa vencedora da licitação para instalação desse
equipamento. Ressalta-se que o Agente FURNAS já contratou uma nova empresa
responsável pelo novo CLP, porém ainda sem data para implantação.
O novo equipamento trará benefícios significativos para o desempenho do SIN
dando mais confiabilidade aos SEPs existentes, além de permitir substituir, em
algumas situações, o corte instantâneo de unidades geradoras de Itaipu por uma
redução de geração nesta usina, o que trará consequências positivas para a
flexibilidade operativa, principalmente no que tange aos reflexos na Interligação
Norte/Sul, praticamente eliminando a interdependência entre o corte de máquinas
de Itaipu e possíveis limitações no fluxo da Norte/Sul.
A Figura 2-1 e a Figura 2-6, a seguir, apresentam um resumo, no horizonte
analisado, em MWmed, dos limites de intercâmbio e dos ganhos entre as regiões
Sul e Sudeste, com a entrada em operação do cronograma de obras previsto.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 8 / 41
Figura 2-1: Ganhos Associados à Configuração Analisada nas Transferências de Energia entre as Regiões Sul e Sudeste (MWmed)
Interligações Norte/Sul, Norte/Nordeste e Sudeste/Nordeste
O sistema CA planejado para ampliação das interligações associado à UHE Belo
Monte consta de 22 circuitos em 500 kV, cerca de 6.300 km, sendo três reforçando
a interligação Norte/Nordeste e um circuito reforçando a interligação
Nordeste/Sudeste. Os demais 18 circuitos configuram reforços internos nas
regiões Norte, Nordeste e um na região Sudeste. Além dos reforços CA em 500 kV
estão previstos dois Bipolos de 4.000 MW em ± 800 kV ligando a SE Xingu a dois
pontos na região Sudeste. O primeiro está previsto para fevereiro de 2018,
portanto dentro do horizonte deste PEL 2016, conectando a SE Xingu à SE
Estreito. O segundo Bipolo foi licitado em 2015 e está previsto para 2020 e
conectará a SE Xingu ao novo Terminal no Rio de Janeiro na região de Nova
Iguaçu.
Desde a realização do PEL 2015, alguns destes empreendimentos em 500 kV
foram postergados. A Abengoa, vencedora dos leilões referentes a 15 das 22
linhas supracitadas, declarou problemas econômicos/financeiros, de tal forma que
estas 15 linhas estão sem previsão para entrarem em operação, aguardando-se
assim a solução que será encaminhada pela ANEEL/MME. Nesse contexto, foram
analisadas duas configurações para a definição dos limites de transferência entre
as regiões. A Configuração com o sistema atual, acrescida das obras internas da
Região Nordeste que estão previstas para entrarem em operação ao longo de
2016 e a Configuração 2, considerando a entrada do Bipolo Xingu-Estreito e a
LT 500 kV Tucuruí-Itacaiúnas-Colinas, previstas para fevereiro de 2018.
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
RSUL FSUL RSE
613
1.916
1.677
Ganho nos limites com a configuração 2 em MWhora - Horizonte do PEL 2016
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 9 / 41
O grande destaque para esta interligação no horizonte deste PEL 2016 é a entrada
do Bipolo entre as SEs Xingu, na região Norte, e Estreito na região Sudeste.
Este Bipolo será o primeiro sistema CC embutido (Embedded) no sistema CA no
Brasil, previsto para fevereiro de 2018, ele reforçará a Interligação Norte/Sul e
operará em paralelo com a rede em 500 kV nos dois sentidos, com capacidade de
4.000 MW no sentido XinguEstreito e de 3.200 MW no sentido EstreitoXingu,
na tensão de ±800 kV.
Adicionalmente, estão previstas, também para fevereiro de 2018, as LT 500 kV
Tucuruí-Itacaiúnas e o segundo circuito Itacaiúnas-Colinas, que junto com o Bipolo
formam a Configuração 2 estudada neste PEL 2016 e destacada em verde na
Figura 2-2, a seguir. As linhas pontilhadas fazem parte da Configuração 1 e estão
previstas para entrarem em operação ao longo dos anos de 2016 e 2017.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 10 / 41
Figura 2-2: Rede em 500 kV dos Sistemas Norte/Nordeste até Abril de 2018
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 11 / 41
A entrada do Bipolo Xingu-Estreito vai alterar sobremaneira a operação do SIN,
introduzindo um corredor expresso e controlável em paralelo com a rede em
500 kV da Norte/Sul e do sistema da região Nordeste, como mostrado na
Figura 2-3, a seguir.
Figura 2-3: Rede CA em Paralelo com o Bipolo
Embora haja um grande aumento de flexibilidade e controlabilidade com a entrada
do Bipolo, a postergação de parte da rede CA em 500 kV (Abengoa) vai introduzir
algumas restrições na operação do SIN.
A Figura 2-4, a seguir, ilustra os limites de exportação da Região Norte, tanto pelo
sistema CA como pelo sistema CC. Ressalta-se que não será possível atingir
esses limites concomitantemente, devendo ser respeitados os somatórios também
apresentados na Figura em questão. Os limites foramdimensionadas para suportar
qualquer contingência simples e a perda do Bipolo Xingu-Estreito.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 12 / 41
Figura 2-4: Limites para o Cenário Norte Exportador na Configuração 2
O início da entrada em operação da UHE Belo Monte em maio de 2016 representa
um grande aumento na geração instalada na região Norte que será elevada em
quase 40% de janeiro de 2017 a abril de 2018, atingindo 17.770 MW, que somados
à geração térmica local chega a cerca de 20.000 MW.
Esse montante de geração, associado aos limites apresentados na Figura 2-4,
anterior, indica a importância fundamental de atendimento aos cronogramas, tanto
do Bipolo Xingu – Estreito quanto das LTs 500 kV Tucuruí-Itacaiúnas e o segundo
circuito Itacaiúnas-Colinas.
Em abril de 2017, ponto mais alto do período úmido da região prevê-se um gargalo
para exportação da energia da região Norte da ordem de 1.400 MW e 112 MW nos
períodos de carga leve e pesada, respectivamente, totalizando 550 MWmed, para
uma geração média das usinas hidráulicas associada as térmicas inflexíveis. Em
abril de 2018 esse montante cai para 420 MWmed, a partir da entrada em
operação dos empreendimentos de transmissão previstos. Para a situação de
atraso nesses empreendimentos, a restrição de geração pode alcançar
8.600 MWmed, no período de fevereiro a abril, o que reforça a necessidade
premente de antecipação ou no mínimo de garantia de atendimento aos
cronogramas de obras previstos.
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A Figura 2-5 e a Figura 2-6, a seguir, apresentam um resumo, no horizonte
analisado, em MWmed, dos limites de intercâmbio e dos ganhos entre as regiões
Norte/Nordeste/Sul/Sudeste, com a entrada em operação do cronograma de obras
previsto.
Figura 2-5: Ganhos Associados à Configuração Analisada nas Transferências de Energia entre os Subsistemas (MWmed)
Cenário Energético A: Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste sem contribuição do Norte (EXPN=0);
Cenário Energético B: Máxima Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste.
Da Figura 2-5, anterior, observa-se com maior relevância que:
A principal obra da Configuração 2 é o Bipolo Xingu-Estreito, portanto de
influência na interligação Norte/Sudeste. Esta Configuração permite um
aumento da capacidade de exportação da região Norte, da ordem de
3.800 MWmed e da região Sudeste da ordem de 1.800 MWmed.
O Recebimento Nordeste foi impactado apenas no cenário Sudeste Exportador
onde o Bipolo traz um ganho da ordem de 400 MWmed.
Com a postergação das linhas de interligação Norte-Nordeste Miracema-
Gilbués C1 e C2 e do terceiro circuito Presidente Dutra-Teresina que estão
sem data prevista, os limites de RNE, com ênfase da região Norte, e de EXPNE
não são alterados no horizonte deste PEL 2016.
Tendo em vista o exposto, conclui-se que é de suma importância garantir a entrada
em operação dos empreendimentos que formam a Configuração 2, dentro dos prazos
previstos, de forma a viabilizar o escoamento da energia excedente, em especial da
região Norte para as regiões Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, contribuindo para a
recuperação dos reservatórios desses submercados a partir do período úmido
2017/2018.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 14 / 41
Figura 2-6: Limites de Intercâmbio – MW médios
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 15 / 41
Impacto na Norte/Sul da perda de grandes blocos de geração
Algumas perdas duplas em troncos importantes do SIN estão associadas à perda
de geração que podem impactar o limite da Norte-Sul. Os principais troncos em
questão são o sistema em 765 kV associado à usina de Itaipu e os dois Bipolos de
corrente contínua entre as Subestações Coletora Porto-Velho e Araraquara 2
O limite de intercâmbio na interligação Norte/Sul, no sentido Norte/Nordeste para
o Sudeste/Centro-Oeste é 4.100 MW, para evitar sobrecarga em regime normal
nos bancos de capacitores série da referida interligação.
A partir de outubro de 2016, com a entrada da LT 500 kV Rio das Éguas-Luziânia,
na rede de escoamento da energia proveniente das regiões Norte/Nordeste e das
usinas de Serra da Mesa, Canabrava e São Salvador, denominado Fluxo de Serra
da Mesa (FSM) passará a ser chamado de Recebimento Sudeste/Centro-Oeste
(RSECO) e será elevado dos atuais (5.500, 5.500, 5.100 MW) nos patamares de
cargas pesada, média e leve para os valores de 6.700, 6.700 e 6.200 MW
respectivamente, para que o sistema suporte as contingências locais mais severa
que é a perda de uma das LTs 500 kV Serra da Mesa II – Luziânia – Paracatu.
Estes limites permanecem os mesmos ao longo de todo o horizonte deste PEL.
Ao longo de todo o horizonte deste PEL não foi identificada a necessidade de
limitar o FNS ou o RSECO nas cargas pesada e média.
Entretanto, nos períodos de carga leve com situações operativas nas quais estão
selecionadas para corte pelo CLP do sistema em 765 kV, 3 ou 4 unidades
geradoras de Itaipu e/ou nos casos de despacho máximo nos Bipolos do Madeira,
o RSECO deve ser limitado em 6.100 MW ao longo de todo o período.
A partir da entrada em operação do Bipolo de Xingu-Estreito, em virtude do atraso
dos empreendimentos em 500 kV da Abengoa, será necessário limitar o somatório
de Fluxos pelo Bipolo e na Norte/Sul em 6.300 MW, no cenário Norte Exportador
para o Sudeste. As análises indicam que a melhor estratégia operativa é maximizar
o fluxo pelo Bipolo (4.000 MW), dado que reduz significativamente as perdas
elétricas. Nessa estratégia operativa, além dos benefícios apontados, a operação
com fluxos reduzidos na Norte/Sul (2.300 MW) garante maior margem no sistema
para atender a perdas de grandes de geração na Região Sudeste, eliminando
assim os problemas anteriormente mencionados.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 16 / 41
Interações entre os Elos de Corrente Contínua ( Multi-Infeed )
Após a entrada em operação do elo de corrente continua de ±800 kV entre Xingu
e Estreito, haverá três subestações com inversoras de elos CCAT conversoras
operando na rede de transmissão da região Sudeste, com um total de
aproximadamente 16 GW de capacidade de injeção de potência nessa rede.
Portanto, torna-se extremamente importante analisar as interações entre essas
conversoras frente às condições operativas mais adversas.
A análise Multi-Infeed reveste-se de importância quando da injeção de potência
de todos os bipolos na região Sudeste. Desta forma, no que se refere ao bipolo
Xingu - Estreito que podem ter seus fluxos invertidos, do Sudeste para o Norte, os
cenários estudados são os de transferência do Norte para o Sudeste.
Desta forma, buscou-se o cenário de carga/geração de menor inércia e nível de
curto-circuito na região Sudeste. O cenário analisado foi aquele no qual há elevada
transferência de potência da região Norte e reduzido despacho de usinas da região
Sudeste no patamar de carga leve. Dessa forma, considerou-se aproximadamente
5.850 MW fornecidos à rede em Araraquara 2; 6.000 MW injetados na rede por
Ibiúna; 3.800 MW disponibilizados na rede por Estreito.
Foram realizadas faltas sistêmicas monofásicas junto ao terminal inversor do
Bipolo sob investigação, que em função da proximidade elétrica com os outros
Bipolos impacta todos os demais, com o objetivo de observar a dinâmica da
recuperação dos Bipolos e do sistema CA, após a eliminação das faltas.
Para comparação com índices similares de outros sistemas existentes, foram
feitos estudos estáticos preliminares relacionados com a capacidade de recepção
da região Sudeste. Os índices utilizados foram: Multi-Infeed Interaction Factors
(MIIFs) entre inversores, Relações de curto-circuito (SCRs) e Multi-Infeed Short
Circuit Ratios (MISCRs), que consideram os efeitos conjuntos de todos os
inversores em cada barra inversora.
Esses índices indicaram que os inversores de Araraquara 2 e Ibiúna possuem uma
forte interação, o que indica que uma falha de comutação em uma dessas
inversoras ocasionará falha de comutação na outra. O inversor em Estreito possui
uma interação moderada com os outros inversores.
Na análise dinâmica foram simuladas diversas contingências com curto-circuito
monofásicos nos barramentos de 500 kV de Estreito, Xingu, Araraquara e 345 kV
de Ibiúna, bem como nos polos das linhas de transmissão em corrente contínua
dos elos em questão.
Considerando como premissa que para todos os conversores, a recuperação é
considerada completa a partir do instante, após a falta, que a potência CC do elo
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 17 / 41
atinge 90% da potência CC anterior à falta e atingido o valor de 90% da potência
inicial, o mesmo não deve cair abaixo deste valor.
Para todos os elos observou-se comportamento adequado com recuperações de
potência inferiores a 200 ms.
Cabe ressaltar que os estudos preliminares de Multi-Infeed serão reavaliados,
quando do recebimento dos modelos do elo de Estreito em ANATEM e PSCAD
pelo ONS, que permitirão detalhamento adequado quanto à detecção da falha de
comutação, dos tempos adotados para eliminação da falha, bem como avaliação
de curto-circuito trifásico nas conversoras.
2.2 Escoamento da geração do Complexo do Madeira
Para janeiro de 2017, início do horizonte de análise deste PEL, é previsto que
estejam em operação 48 e 50 unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio e
Jirau, respectivamente, interligadas ao SIN através do sistema Acre/Rondônia
pelas duas conversoras Back-to-Back (2 x 400 MW), entre as subestações
Coletora Porto Velho (RO) e Porto Velho (RO), através de um circuito duplo em
230 kV Porto Velho - Santo Antônio adicional e através de dois Bipolos de corrente
contínua (2 x 3.150 MW, ± 600 kV), entre as subestações Coletora Porto Velho
(RO) e Araraquara 2 (SP), em uma extensão aproximada de 2.375 km.
Em abril de 2018, final do horizonte de análise deste estudo, deverão estar
presentes todas as máquinas previstas para o complexo do Madeira, isto é, 50
unidades geradoras na usina de Santo Antônio (3.568 MW) e as 50 unidades da
usina de Jirau (3.750 MW), já que o final da motorização está previsto para o final
de março de 2017 perfazendo uma geração total de 7.318 MW.
Após a entrada do 2° Bipolo, o sistema de corrente contínua chega à sua
capacidade nominal e o aproveitamento da energia das usinas do Complexo do
Rio Madeira passará a ser limitado pela capacidade do sistema receptor na SE
Araraquara 2.
Dessa forma, em função do atraso no cronograma de obras em 500 kV que partem
da SE 500 kV Araraquara 2, poderão haver restrições no sistema receptor da
região Sudeste, conforme descrito a seguir. A Figura 2-7, mostra o sistema
previsto para o escoamento dos Bipolos do Madeira a partir da SE 500 kV de
Araraquara 2.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 18 / 41
Figura 2-7: Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira
Como pode ser observado na Figura anterior, antes da entrada das LTs em 500 kV
entre a SE Araraquara 2 e as SEs Taubaté, Itatiba e Fernão Dias o escoamento a
partir de Araraquara 2 conta apenas com as duas LTs 440 kV Araraquara 2 –
Araraquara (CTEEP) em série com os três bancos de autotransformadores
500/440 kV e duas LTs 500 kV Araraquara 2 – Araraquara (Furnas). Esta última
desembocando em Campinas e daí para o Rio de Janeiro via Cachoeira Paulista
e para a região Sul via Ibiúna e Assis. Portanto, para se controlar os fluxos nestas
duas únicas saídas de Araraquara 2 deve-se contar com três variáveis: a geração
nas usinas conectadas à rede em 440 kV; geração das usinas térmicas da área
Rio de Janeiro; e o intercâmbio para a região Sul.
De acordo com o acompanhamento do MME/DMSE, o cronograma de obras
previstas para esse sistema sofreu um grande atraso, o que poderá implicar em
restrições à operação do SIN, bem como o despacho pleno de potência dos
Bipolos.
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As obras fundamentais para garantir a flexibilidade operativa e a otimização do
SIN são: LT 500 kV Marimbondo II – Assis (jul/16), LT 500 kV Araraquara 2 –
Taubaté (mai/2017), e as LTs de 500 kV Araraquara 2 - Itatiba e Araraquara 2 -
Fernão Dias, previstas para o mês de dezembro de 2017. Com exceção da
Marimbondo II – Campinas todas estão no horizonte deste PEL 2016.
Na análise realizada procurou-se pesquisar e mapear diversos cenários de
geração hidráulica de bacias e intercâmbios entre subsistemas, com o objetivo de
identificar as restrições ao escoamento da potência transmitida pelos Bipolos de
corrente contínua, e os pontos de operação nos quais será possível a operação
dos Bipolos sem restrições.
Foram pesquisadas influências de três principais blocos de geração, são eles: 1)
as usinas conectadas à malha de 440 kV; 2) usinas térmicas da área Rio de
Janeiro; e 3) usinas das bacias do Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Anta, na região Sul.
A seguir estão apresentados os resultados mostrando as restrições operativas
esperadas em função da evolução cronológica da rede.
Com dois Bipolos CC, potência de 5.000 MW e LT 500 kV Marimbondo II -– Assis-
referência 2016
Ainda serão necessárias ações de controle de carregamento de forma a evitar
sobrecarga em regime normal de operação na LT 440 kV Araraquara –
Araraquara 2 e na LT 500 kV Araraquara – Campinas ao se praticar elevadas
transferências para a região Sul.
Uma geração elevada nas usinas conectadas à rede em 440 kV contribui para
aliviar o carregamento nas LT 440 kV Araraquara - Araraquara 2 C1 e C2. Para
cenários de geração térmica reduzida na área Rio de Janeiro o carregamento
na LT 500 kV Araraquara – Campinas ultrapassará o valor nominal. Assim, ao
se praticar elevadas transferências para a região Sul (RSUL) poderá ser
necessário utilizar elevada geração térmica na área Rio de Janeiro, de forma
a controlar também a operação da LT 500 kV Araraquara – Campinas dentro
da capacidade nominal.
Para valores da ordem de 6.500 MW de transferência para a região Sul (RSUL)
seria necessária uma geração mínima nas usinas conectadas à rede de 440 kV
de São Paulo em cerca de 5.500 MW e de geração térmica na área RJ/ES de
6.400 MW para que os carregamentos nas LT 440 kV Araraquara 2-
Araraquara C1 e C2 e LT 500 kV Araraquara – Campinas sejam controlados
dentro dos seus valores nominais.
Cabe ressaltar que somente serão possíveis elevadas transferências para o
Sul com a simultaneidade de elevadas gerações na área RJ/ES e nas usinas
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conectadas à rede em 440 kV, o que traria o sistema para a área de operação
sem violações de carregamento em regime normal de operação.
Com os dois Bipolos CC (com 6.300 MW) com a LT 500 kV Marimbondo II - Assis
e com a LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté
Será possível explorar a geração do Madeira em valores da ordem de
6.300 MW para a região Sudeste, porém ainda assim serão necessárias ações
de controle de carregamento. Ressalta-se que comparativamente com
Configuração 1, situação sem a linha Araraquara 2 - Taubaté, será possível
escoar cerca de 1.200 MW adicionais na geração do Complexo do Madeira e
ainda assim reduzir a necessidade de geração tanto no 440 kV da ordem de
700 MW, como na área RJ/ES de 1.200 MW.
Com os dois Bipolos CC (com 6.300 MW) com a LT 500 kV Araraquara 2 – Itatiba
considerando o atraso da LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté
A entrada em operação LT 500 kV Araraquara 2 – Itatiba sem a LT Araraquara
2-Taubaté, elimina a necessidade de geração nas usinas térmicas da área Rio
de Janeiro para o controle de carregamento na LT 500 kV Araraquara -
Campinas, nos cenários de elevadas transferências de energia para a região
Sul. Ainda assim seriam necessárias ações de controle de carregamento, de
forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 440 kV
Araraquara 2 – Araraquara, porém de menores valores, ao se praticar elevadas
transferências para a região Sul.
Com os dois Bipolos CC (com 6.300 MW) com todas as obras previstas dentro
do horizonte
Essa Configuração, prevista para dezembro de 2017, elimina a necessidade
de geração mínima nas usinas térmicas da área Rio de Janeiro para o controle
de carregamento na LT 500 kV Araraquara – Campinas, assim como elimina a
necessidade de geração mínima nas usinas conectadas à rede de 440 kV de
São Paulo para o controle de carregamento na LT 440 kV Araraquara 2 –
Araraquara, nos cenários de elevadas transferências de energia para a região
Sul.
A Figura 2-8, a seguir, apresenta um resumo das análises realizadas neste PEL
2016 para um ponto de operação específico da área de segurança operativa com
valores de RSUL de 6.500 MW e dois valores de injeção em Araraquara 2
considerados como limites referenciais.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 21 / 41
Figura 2-8: Resumo das Análises das Restrições de Escoamento do Madeira
A operação do sistema com todas as obras planejadas para o sistema elimina
quaisquer restrições operativas quanto à transferência de energia para a região
Sul. Porém, cabe ressaltar que após a entrada em operação das obras citadas
anteriormente, considerando a conclusão das obras da LT 500 kV Estreito –
Fernão Dias e do 1º Bipolo CC de Belo Monte, serão necessárias ações de
controle de carregamento, de forma a evitar sobrecarga em regime normal de
operação no transformador 550/440 kV – 1.200 MVA da SE Fernão Dias ao se
praticar elevadas transferências para a região Sul. Desta forma, o limite de
Recebimento Sul (RSUL) fica restrito a cerca de 7.000 MW.
2.3 Entrada em operação das unidades adicionais da UHE Santo Antônio
O projeto inicial das usinas do rio Madeira foi composto de 44 máquinas na UHE
Santo Antônio (3.150 MW) e 44 máquinas na UHE Jirau (3.300 MW), totalizando
6.450 MW. Posteriormente, a UHE Jirau recebeu autorização para conexão de
mais 6 unidades perfazendo o montante de 6.901 MW.
Em 2014, a UHE Santo Antônio vendeu energia no leilão de energia nova da Aneel
LEN A-3 correspondente a 6 máquinas adicionais de 69,59 MW com previsão de
motorização a partir de outubro de 2016 e término em março de 2017. Em outubro
de 2014, a UHE Santo Antônio solicitou acesso à subestação de Porto Velho
230 kV para conexão dessas unidades.
Para acesso das seis máquinas adicionais da UHE Santo Antônio à Rede Básica
a EPE indicou diversos reforços no sistema de transmissão, são eles: 02
compensadores síncronos de -90 / +150 Mvar, sendo um na SE Ariquemes 230 kV
e outro na SE Ji-Paraná 230 kV, LT 230 kV Samuel - Ariquemes C4, LT 230 kV
Ariquemes - Ji-Paraná C4, compensação série de 50% nos três circuitos entre as
SEs Jauru – Vilhena, em Vilhena. Os compensadores síncronos e os dois circuitos
5.5004.800
4.400
6.400
5.200
5.000
6.300 6.3006.300
Com LT 500 kV Marimbondo II -–Assis- referência 2016
Com a LT 500 kV Marimbondo II - Assis e com a LT 500 kV Araraquara 2 –
Taubaté
Com a LT 500 kV Araraquara 2 –Itatiba considerando o atraso da LT
500 kV Araraquara 2 – Taubaté
Com todas as obras previstas dentrodo horizonte
Valores de Geração Mínima em SP e RJ para RSUL de 6.500 MW
Mínima Geração nas usinas ligadas à rede em 440 kV (MW) Mínima Geração Térmica no Rio (MW) Geraçao no Bipolo (MW)
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de 230 kV foram outorgados à ISOLUX no leilão de transmissão ANEEL 001/2015,
de 26.08.15, e a LT 500 kV Jauru - Cuiabá C2 foi outorgada à SPE Santa Lucia
Transmissora de Energia S.A. A compensação série de Vilhena C3 embora
também seja fundamental para o escoamento dessa energia ainda não foi
autorizada. As compensações série de Vilhena C1 e C2 foram autorizadas à Jauru
Transmissora de Energia S.A, previstas para novembro de 2017 e são os únicos
reforços citados previstos no horizonte de estudo deste PEL. A , a seguir apresenta
o sistema de transmissão previsto para a região.
Figura 2-9: Sistema de Transmissão dos Estados do Acre e Rondônia
O efeito de aproximação do sistema Acre e Rondônia, a partir da inclusão dos
bancos de capacitores série na LT 230 kV Vilhena - Jauru C1 e C2 na SE Vilhena,
promove um ganho de desempenho dinâmico da área frente à perda dos dois
blocos do Back-to-Back e de um dos circuitos entre a Coletora Porto Velho e Porto
Velho 230 kV, eliminando as áreas de segurança atualmente normatizadas.
Todavia, essas compensações não proporcionam ganhos quanto à exportação de
energia do Acre e Rondônia quem se manterá limitada a 340 MW.
Ressalta-se que para a Configuração atual o escoamento da potência das seis
máquinas adicionais dessa usina, 417 MW, irá concorrer com outras injeções de
potência na região, são elas: o Back-to-Back, com potência de até 750 MW, UHE
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Samuel com 215 MW, e a UTE Termonorte com potência instalada de 340 MW,
embora atualmente esteja sem contrato de combustível.
É importante destacar que mesmo sem a instalação das unidades adicionais da
UHE Santo Antônio, o sistema de transmissão de 230 kV do Acre/Rondônia não
permite o pleno escoamento da energia do Complexo Madeira transmitida pelo
Back-to-Back e das demais fontes de geração local. As restrições impostas pelo
sistema de transmissão irão depender do balanço das cargas da SE Rio Branco,
SE Abunã e SE Porto Velho versus geração (injeção de potência pelo Back-to-
Back, UHE Samuel, UTE Termonorte II).
De forma a possibilitar a elevação da capacidade de transferência de energia do
sistema com a garantia do desempenho dinâmico e o atendimento aos requisitos
mínimos dos Procedimentos de Rede, o Agente será responsável pela instalação
de recursos de proteção e controle capazes de atender aos problemas de
estabilidade do sistema para todas as perturbações no tronco entre a SE Porto
Velho e a SE Jauru, resultantes do despacho da potência adicional da UHE Santo
Antônio, podendo ser, inclusive, uma proteção de caráter sistêmico ou um tipo de
SEP em fase de análise pela equipe de estudos pré-operacionais.
Esse SEP possibilitará elevar o atual escoamento entre as SEs 230 kV Samuel e
Ariquemes, além de permitir o aumento de exportação de energia a partir da
LT 230 kV Vilhena - Jauru dos atuais 340 MW para valores da ordem de 400 MW.
Esses valores representarão ganhos para as contingências simples do tronco de
230 kV e a perda dupla da LT 230 kV Jauru - Vilhena.
Adicionalmente, recomenda-se a antecipação dos compensadores síncronos
previstos para Ariquemes e Ji-Paraná. Esses equipamentos irão viabilizar a
exportação da geração plena dos sistemas Acre e Rondônia, considerando a
atuação do SEP anteriormente mencionado, da ordem de 600 MW. Ressalta-se
que para valores superiores a 500 MW de exportação (FACRO) poderá haver a
separação do sistema, porém sem consequências para a ilha formada.
2.4 Integração e Desempenho do Sistema de Escoamento do Complexo Teles
Pires
O complexo de geração de Teles Pires é formado pelas usinas de São Manoel
(700 MW), Sinop (400 MW), Teles Pires (1.820 MW) e Colíder (300 MW),
totalizando um montante de geração de 3.220 MW. Essas usinas serão
interligadas ao SIN através de um sistema em 500 kV partindo da subestação de
Ribeirãozinho e composto pelas subestações de Paranatinga, Cláudia e
Paranaíta, num total de aproximadamente 1.000 km
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 24 / 41
Na sua fase inicial, devido ao atraso do trecho em 500 kV Cláudia - Ribeirãozinho,
as usinas de Teles Pires foram integradas ao SIN através de uma conexão
provisória na SE Sinop, em outubro de 2015. Para tal, foi necessário a
transferência do transformador 500/230 kV – 400 MVA destinado à
SE Ribeirãozinho para a SE Sinop, e a construção de um ramal em 500 kV da SE
Sinop até um trecho da LT 500 kV Cláudia – Paranatinga, com cerca de 25 km
(ligação em tape). Posteriormente, as linhas em 500 kV entre Paranaíta e
Ribeirãozinho entraram em operação.
Nessa Configuração provisória foi possível o escoamento de até duas unidades
geradoras da UHE Teles Pires, limitadas a cerca de 380 MW, devido à potência
nominal do transformador 500/230 kV – 400 MVA, proveniente da
SE Ribeirãozinho, instalado na SE Sinop.
A Figura 2-10, a seguir, ilustra o detalhamento da Configuração atual desse
sistema.
Figura 2-10: Diagrama Unifilar de Integração da UHE Teles Pires
Com a conclusão das obras referentes aos trechos de linhas entre as subestações
Claudia, Paranatinga e Ribeirãozinho, o sistema poderá retornar à Configuração
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 25 / 41
inicialmente planejada, ou seja, sem o tape para Sinop, ou passar a operar com a
SE Sinop conectada em TAP na LT 500 kV Claudia – Paranatinga, circuito 1.
Na Configuração com o TAP na LT 500 kV Claudia – Paranatinga, circuito 1, será
possível o escoamento de todas as unidades das usinas hidrelétricas Teles Pires,
Sinop, São Manoel e Colíder considerando emergências simples. Cabe destacar
que as análises consideraram uma geração no Complexo de Teles Pires de
2.800 MW, geração essa prevista no horizonte desse ciclo do PEL 2016.
No entanto, para permitir a exploração desta potência, é necessário contar com o
SEP para abertura do transformador 500/230 kV – 400 MVA de Sinop, além do
SEP de corte de toda a geração do complexo de Teles Pires, de forma a evitar
sobrecargas inadmissíveis no sistema em 230 kV do norte de Mato Grosso quando
da contingência de qualquer trecho de circuito duplo (perda dupla) do trecho
Paranatinga - Ribeirãozinho.
Para a operação com os dois circuitos diretos de Teles Pires até Ribeirãozinho
será possível transmitir toda a geração das usinas hidrelétricas Sinop, São
Manoel, Colíder e Teles Pires em regime normal. Ressalta-se que para as
contingências simples entre Paranaíta e Ribeirãozinho será necessário um SEP
para a retirada da usina da UHE Teles Pires. Entretanto, para perdas duplas do
mesmo trecho do tronco de transmissão em 500 kV entre as subestações Cláudia
– Paranatinga – Ribeirãozinho, haverá o desligamento total das usinas do
complexo Teles Pires.
Está em andamento um estudo da EPE para definir as adequações necessárias para
viabilizar a operação da conexão provisória em Sinop como um seccionamento do
circuito um da LT 500 kV Cláudia – Paranaíta de forma definitiva. Nesta Configuração
do sistema de transmissão para o escoamento da geração do Complexo do Rio Teles
Pires, o transformador 500/230 kV – 400 MVA previsto para a SE Ribeirãozinho não
será mais necessário e deverá permanecer em Sinop.
2.5 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN
2.5.1 Condições de Atendimento a Manaus
No decorrer do ano de 2015, em função das diversas dificuldades operativas que
envolvem o atendimento aos sistemas de Manaus e Macapá, em junho de 2015
foi criado o GT Manaus e Macapá, sob coordenação do ONS, tendo como objetivo
principal propor soluções de curto e médio prazos que possam garantir maior
segurança e confiabilidade no atendimento a esses sistemas.
Ainda no ano de 2015, o ONS, tendo como foco os Jogos Olímpicos e Paralímpicos
– Rio 2016 emitiu, em novembro de 2015, o Relatório ONS RE-3 0128/2015 –
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 26 / 41
Volume IV, avaliando as condições de atendimento à cidade-sede para os jogos
de futebol em Manaus. Neste volume, foram identificadas as ações a serem
realizadas para garantir o suprimento de energia elétrica com padrões de
segurança diferenciados, como os adotados em eventos especiais, em
consonância com o estabelecido na Resolução CMSE 001/2005 e considerando
os critérios estabelecidos pelo Comitê Olímpico Internacional – COI.
Em 2016, o ONS elaborou a NT ONS 0004/2016, com objetivo de apresentar um
novo diagnóstico das condições de atendimento à cidade-sede de Manaus durante
o período das Olimpíadas Rio 2016, considerando, além do parque térmico atual,
as unidades térmicas de contingência (no total de 82,2 MW) das usinas de Ponta
Negra (16,5 MW), Manauara (16,7 MW), Jaraqui (27 MW) e Tambaqui (22 MW),
bem como a nova previsão de carga para o sistema Manaus.
Tendo em vista a necessidade de manutenção de todo o parque térmico existente,
inclusive das unidades alugadas, foi emitida a Portaria MME nº 15, de 20 de janeiro
de 2016, que reconheceu a necessidade de contratação emergencial, de forma
excepcional, pelo período de 6 meses, de geração termoelétrica no montante de
155 MW, referentes às usinas de Flores (80 MW), Iranduba (25 MW) e São José
(50 MW), assim como a permanência do Bloco IV (14 MW) da usina termoelétrica
de Mauá atualmente disponível.
Adicionalmente, o Artigo 3º da referida portaria solicitava ao ONS, EPE, Eletrobrás
Eletronorte, Eletrobrás Amazonas Geração e Transmissão, Eletrobrás Distribuição
Amazonas e a outros Agentes, se necessário, a avaliação completa dos sistemas
de transmissão e de distribuição para atendimento a Manaus, no horizonte de
curto, médio e longo prazos, elencando as medidas operativas, o tempo
necessário de permanência das térmicas emergenciais e as soluções
estruturantes necessárias para a região, de modo a eliminar a necessidade de
complementação térmica interna no sistema de distribuição.
Nesse contexto, o ONS encaminhou no dia 12 de abril de 2016, por meio da Carta
ONS 055-100-2016, o Volume I da NT 0035/2016, que apresentou um diagnóstico
do sistema de atendimento à área Manaus, para o período compreendido entre os
anos de 2016 e 2017, sem contemplar as obras estruturais previstas para a malha
de distribuição do sistema de Manaus.
Posteriormente, no dia 13 de maio de 2016, por meio da Carga ONS 0749-100-
2016, o ONS encaminhou o Volume II da referida NT, que contempla as análises
para os anos de 2018 a 2020, bem como as análises adicionais para o ano de
2017, considerando as obras estruturais, tanto para Rede Básica como para a rede
de distribuição de Manaus.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 27 / 41
Com base nas referidas Notas técnicas, o PEL 2016, apresenta os principais
resultados das condições de atendimento aos sistemas de Manaus, conforme a
seguir:
a) Para o ano de 2016, para o atendimento à área Manaus deve-se manter toda
a geração térmica disponível na rede de distribuição, ou seja, 241,5 MW no
subsistema de Mauá, que contempla também nesse somatório a UTE Mauá
Bloco IV (14 MW) e 277 MW no subsistema de Manaus. Além disso, será
necessário manter contratadas as UTEs de Flores (80 MW), Iranduba (25 MW)
e São Jose (50 MW), bem com as unidades de contingência de Ponta Negra
(16,5 MW) e Jaraqui (27 MW).
b) No sentido de minimizar a necessidade de geração térmica, a AmD propôs
adequações na rede de 69 kV do subsistema de Mauá, o que permitirá uma
redução de 40 MW no requisito de geração térmica para atender ao critério “N”
no referido subsistema. Além disso, a entrada em operação da UTE Mauá 3,
prevista para outubro de 2016, elimina os riscos de blecaute no subsistema
Mauá frente a perdas duplas dos circuitos de 230 kV Jorge Teixeira – Mauá.
c) Para o ano de 2017 deve ser mantida a disponibilidade de geração térmica
mencionada para o ano de 2016. No entanto, há expectativa que ocorra uma
redução no decorrer do ano de 2017 à medida que entre em operação as obras
estruturantes previstas no sistema de distribuição e ações emergenciais
propostas.
d) Buscando-se reduzir a necessidade de geração térmica no subsistema de
Manaus foi recomendada a transferência de 3 transformadores de Vila do
Conde (230/69 kV – 3 x 33 MVA) para a SE Manaus, o que irá proporcionar
uma redução na necessidade de geração térmica do subsistema Manaus em
aproximadamente 70 MW. Esses transformadores devem permanecer até a
entrada em operação do 4º transformador de 230/69 kV de Manaus, ainda sem
outorga definida.
e) Com a entrada em operação da SE 138 kV de Centro, localizada no subsistema
de Jorge Teixeira, prevista para junho de 2017, será possível transferir as
cargas do subsistema Manaus e do subsistema Mauá. Porém, essa
transferência acarreta sobrecargas inadmissíveis na transformação de Jorge
Teixeira em situação de contingência de um dos transformadores de Jorge
Teixeira ou do circuito 3 da LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira em 138 kV.
Para evitar essa situação, foi recomendada a transferência de um dos
transformadores de Lechuga para a SE Jorge Teixeira.
f) Com a entrada em operação das novas linhas de 69 kV associadas à
substituição dos três transformadores de Mauá 3 138/69 kV - 150 MVA,
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 28 / 41
indicados para correção da defasagem angular, e a implantação do 4º
transformador de 138/69 kV, bem como das novas subestações de 138 kV de
Iranduba 2 e Manacapuru 2, em dezembro de 2017, será possível prescindir
de algumas usinas térmicas.
g) As novas SEs 138 kV Amazonas, Parque Dez e Santa Etelvina possibilitam
remanejamentos de cargas dos subsistemas de Manaus e Mauá para essas
novas subestações, com impacto direto na necessidade de GT na rede de
distribuição.
h) A entrada em operação do 4º transformador de Manaus implica na superação
do nível de curto circuito na SE 69 kV de Manaus, mesmo na operação radial.
Logo, o barramento de 69 kV de Manaus deverá operar seccionado em três
trechos. Para viabilizar a operação do sistema Manaus em anel será
necessária a implantação de dois reatores limitadores de curto circuito na
subestação de 69 kV de Manaus e o seccionamento em dois trechos
barramento de 69 kV da referida instalação. Cabe ressaltar que a
implementação dessa proposição ainda depende da análise de viabi lidade
técnica/econômica.
i) Destaca-se que a partir do ano de 2018, considerando o cronograma de obras
previsto, a GT necessária para operação da área Manaus será
preponderantemente para atendimento à perda da Interligação TMM, com
atuação de até 5 estágios de ERAC.
j) Os anos de 2020 e 2019 são similares ao ano 2018, ou seja, a GT necessária
para operação da área Manaus será preponderantemente para atendimento à
perda da Interligação TMM, com atuação de até 5 estágios de ERAC. Por esse
motivo, a entrada em operação da subestação de Tarumã 230/138 kV e da
LT 230 kV Manaus – Mauá 3, previstas para o ano de 2020, não implicará na
redução da geração térmica global. Todavia, haverá aumento de
confiabilidade, pois será possível atender às perdas duplas de 230 kV sem
corte de carga e ainda não será mais necessária qualquer geração térmica na
malha de distribuição na operação em anel a necessidade de GT para a
operação em radial ou em anel é aquela dimensionada para atender ao critério
“N-2” na Interligação TMM.
A Tabela 2-1, a seguir, apresenta um resumo da necessidade de geração térmica
prevista para ao longo do horizonte 2017 a 2020, em função do cronograma de
obras previsto. Destaca-se que os montantes mínimos de geração térmica para o
ano de 2017, são para o atendimento aos critérios “N” e “N-1”, o que atende aos
critérios “N-2” da Interligação TMM e de linhas de 230 kV, com atuação de 5
estágios, com exceção da LT 230 kV Lechuga – Manaus. A partir de 2018 a GT
mínima necessária é para atender a perda dupla da interligação.
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Tabela 2-1: Geração Térmica Necessária em Manaus versus Cronograma de Obras
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2.5.2 Condições de Atendimento a Macapá
A Figura 2-11, a seguir, apresenta a Configuração atual do sistema Macapá.
Ressalta-se para a área Macapá está prevista a entrada em operação das
entradas de linhas (EL) de 69 kV definitivas, ainda data prevista, o que possibilitará
o retorno das linhas de 69 kV que operam abertas, eliminando as limitações de
capacidade operativa das linhas de 69 kV.
Figura 2-11: Diagrama da Integração Definitiva do Sistema Elétrico de Macapá ao SIN
O sistema interligado do Macapá é atendido pela interligação em 230 kV no eixo
Jurupari-Laranjal-Macapá e por meio das UHE Ferreira Gomes (252MW),
Cachoeira Caldeirão (219 MW) e Coaracy Nunes (78 MW), além de eventual
geração térmica da UTE Santana.
Durante o período de carga mais elevado (esperado para os meses de novembro
e dezembro), coincidente com a estação seca na região, poderá não haver
geração interna disponível para atender ao limite de recebimento estabelecido no
valor máximo de 50% da carga da área de Macapá, uma vez que existem
restrições para o despacho pleno da UTE Santana, de acordo com o Ofício nº
128/2016 –SEE-MME.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 31 / 41
Face ao exposto, para fazer frente à contingência dos dois circuitos da LT 230 kV
Laranjal – Macapá, para casos de elevados valores de recebimento do Amapá
pelo SIN, evitando-se o blackout do sistema Macapá, foi avaliado pelo ONS um
corte complementar de carga superior ao valor de atuação de até 5 estágios do
ERAC (equivalente a 50% da carga) para garantir a estabilidade de frequência da
ilha formada quando da contingencia supracitada.
As principais conclusões com relação a Macapá são descritas abaixo:
a) Para o horizonte do PEL 2016 será necessário a permanência da UTE Santana
que em conjunto com as UHEs Coaracy Nunes e Ferreira Gomes, atenderá a
parte da carga na perda dupla da LT 230 kV Laranjal – Macapá CD,
contingência que isola o sistema Macapá do SIN.
b) Considerando o histórico de vazões (1931/2014) para as UHEs Coaracy
Nunes, Ferreira Gomes e Cachoeira Caldeirão, para atendimento à maior
carga prevista, que ocorre no período de carga média do mês de novembro, o
fluxo entre Laranjal e Macapá poderá ser maior que o limite estabelecido de
50% da carga ou de 65% (com alteração do ERAC/SEP) em função dos
cenários de geração previstos com o histórico de vazões, para o mês de
novembro. Dessa forma, o sistema Macapá operará com os riscos de violação
dos limites de intercâmbio, conforme indicado na Tabela 2-2, abaixo, em
função do despacho na UTE Santana.
Tabela 2-2: Empreendimentos Prioritários que Necessitam de Acompanhamento
Risco de violação de intercâmbio
Geração na UTE
Santana
0 24 MW 50 MW 70 MW
ERAC atual – 50% 92% 81% 58% 34%
Com alteração do ERAC/SEP – 65% 64% 53% 12% < 5%
c) A operação com fluxos superiores aos limites definidos, implicam em risco de
blecaute na contingência dupla do circuito de 230 kV entre Laranjal e Macapá,
mesmo após atuação de todos os estágios do ERAC.
d) Está prevista a entrada em operação em outubro de 2017 do terceiro
transformador de 500/230 kV de Jurupari, possibilitando escoar a geração das
UHEs Cachoeira Caldeirão, Ferreira Gomes, Coaracy Nunes e Santo Antônio
do Jari para o SIN, sem necessidade de contar com o SEP de corte de geração
para a perda de um dos transformadores.
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2.6 Integração da Geração Eólica ao SIN
A energia eólica vem ocupando uma crescente posição de destaque na matriz elétrica
brasileira. Em 2005, o Brasil tinha cerca de 30 MW de capacidade instalada, que
representava menos de 0,5% da capacidade instalada. Em 2011, experimentou uma
evolução sustentada, cuja capacidade instalada chegou a 1.500 MW. Em dezembro
de 2012, atingiu o marco de 2.500 MW, e em junho de 2014 de 3.200 MW distribuídos
em 12 estados. No horizonte deste PEL, até abril de 2018, a capacidade instalada
deverá atingir cerca de 13.500 MW, constituindo-se assim em um dos mercados mais
promissores para geração de energia eólica nos próximos dois anos, conforme Figura
2-12, a seguir.
Figura 2-12: Evolução da Capacidade Instalada de Energia Eólica por Região (MW)
Notadamente as regiões Nordeste e Sul são as que se destacam como produtoras de
energia eólica. Deste conjunto novo de centrais eólicas, previstas para entrar em
operação entre 2016 e 2018, cerca de 3.800 MW serão integrados na região Nordeste
e 300 MW na região Sul.
Em 2018, a previsão percentual da potência instalada da energia eólica no SIN
será da ordem de 10%, na região Nordeste esse percentual representará 40%, ou
seja, cerca de 11.000 MW de geração eólica instalada nesta região. Na região Sul
a penetração é menor que na região Nordeste e representará cerca de 10% da
capacidade instalada no Sul em 2018.
A crescente participação da geração eólica na matriz de energia elétrica brasileira,
traduzida pela grande quantidade de parques eólicos a serem implantados,
sobretudo nas regiões Sul e Nordeste, demandam soluções estruturais robustas
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na Rede Básica para viabilizar o escoamento de toda essa produção, além do
desenvolvimento de projetos que visem aprimorar o processo de previsão de
geração eólica com vistas aos processos de programação e despacho.
2.7 Geração Térmica por Razões Elétricas
A identificação dos valores de geração mínima necessária a serem despachados
nas usinas térmicas do SIN, por razões elétricas para o atendimento aos critérios
e padrões operativos definidos nos Procedimentos de Rede é importante para a
estimativa anual da conta de Encargos de Serviço do Sistema – ESS, buscando
retratar adequadamente os custos financeiros a serem imputados nas tarifas das
distribuidoras.
Dessa forma estima-se, para as condições mais críticas esperadas para o pior
mês de cada um dos três ciclos característicos do horizonte de análise do PEL,
quais sejam: os ciclos do verão de 2016/2017, do inverno de 2017 e do verão
2017/2018, os valores de geração mínima por restrições elétricas. Esses valores
serão atualizados nos estudos de Diretrizes para Operação Elétrica com horizonte
quadrimestral (“Quadrimestral”) e, posteriormente, mais uma vez, são refinados
pelos estudos mensais de Planejamento da Operação Elétrica do SIN (“mensal”).
A necessidade de geração térmica devido a restrições elétricas no horizonte do
PEL 2016 está restrita às seguintes usinas: UTEs Presidente Médici, Candiota 3,
Araucária e Jorge Lacerda, Governador Leonel Brizola, Norte Fluminense ou Mario
Lago, Viana, Linhares, UTEs de Manaus, Santana, Santarém e Araguaia até o final
do horizonte analisado. A UTE Santa Cruz será necessária até a entrada em
operação da SE Nova Iguaçu, prevista para março de 2017, a UTE Barbosa Lima
Sobrinho será necessária a partir da entrada da SE Nova Iguaçu e a UTE Sykué
será necessária até a entrada em operação do novo setor de 230 kV na SE
Barreiras II, seccionando a LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Barreiras e da
transformação 500/230 kV da SE Barreiras. Entretanto, o setor de 500 kV desta
SE não possui previsão de entrada pois o contrato de concessão está em processo
de caducidade.
A Figura 2-13, a seguir, apresenta, por região, o montante de geração térmica
total. Da figura pode-se observar que os maiores montantes estão previstos para
o verão 2016/2017, chegando a valores de 3.011 MW no mês de fevereiro de 2017.
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Figura 2-13: Geração Térmica Necessária por Região (MW)
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3 Recomendações quanto às Obras Prioritárias do SIN
O ONS vem atuando em conjunto com o MME e ANEEL no âmbito do Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE no sentido de viabilizar a entrada em
operação dos empreendimentos apontados como prioritários para garantir a
operação segura e mais econômica possível do SIN.
Ressalta-se, neste contexto, a importância dos Grupos de Trabalho coordenados
pelo ONS, com participação ativa dos Agentes, ANEEL, MME, Secretarias de
Estado e Confederações de Classes que vêm atuando, desde 2005, no sentido de
viabilizar a implantação das soluções apresentadas e garantir o cumprimento dos
cronogramas, buscando, se possível, a antecipação das obras.
Foram consideradas prioritárias as obras de ampliações e reforços com os
seguintes objetivos: i) eliminar necessidade de corte de carga em condição normal
de operação; ii) eliminar necessidade de restrição de escoamento de geração;
iii) eliminar necessidade de geração térmica por razões elétricas; e
iv) eliminar necessidade de corte de carga em contingências em capitais.
A relação das obras prioritárias do SIN, todas detalhadas no Volume I, desse
Relatório, com ou sem concessão já outorgadas, que solucionam os problemas
identificados de acordo com os critérios definidos, está apresentada em função
das ações necessárias, ou seja, que necessitam de: i) ações do poder concedente
e/ou do órgão regulador para revisão de outorga; ii) ações do poder concedente
e/ou do órgão regulador para agilizar outorga; iii) ações do agente e órgãos
ambientais para agilizar o licenciamento ambiental; e iv) ações do agente para
agilizar implementação da instalação.
A Tabela 3-1, a seguir, apresenta um quadro resumo do número de
empreendimentos considerados prioritários, por unidade da Federação
considerados no Volume I "Obras Prioritárias do SIN”, deste PEL 2016, conforme
os critérios anteriormente mencionados e que podem impactar a continuidade do
fornecimento de energia e a otimização eletroenergética do SIN.
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Tabela 3-1: Empreendimentos Prioritários que Necessitam de Acompanhamento
Dos 176 empreendimentos indicados na Tabela 3-1, anterior, ressalta-se que
107 empreendimentos não obtiveram licenciamento ambiental, estão em processo
de revisão de outorga ou ainda não foram outorgados. Dentre esses
empreendimentos, 13 estão associados a problemas de atendimento em regime
normal de operação e 54 à restrição de escoamento de geração ou intercâmbio.
Logo, ressalta-se que será necessário conviver com uma série de restrições na
operação eletroenergéticas por um período ainda indefinido.
Para pronta referência, dos 176 empreendimentos elencados, foi selecionado um
subconjunto com as obras de extrema relevância, as quais indicam restrição no
atendimento à carga ou restrição de geração/intercâmbio de energia, conforme
apresentado na Tabela 3-2, a seguir.
Ressalta-se que as recomendações de Caráter Operativo, no que diz respeito a
implementação de novos SEPs, adequações dos existentes e desativação de
outros, encontram-se detalhados nos Volumes II e III desse PEL 2016.
Solução Para Total
Regime Normal 7BA (1), RS (1),
SC (1), SP (4)2 BA (2) 4
CE (1), ES (1), MA
(1), RS (1)19
BA (4), ES (1),
GO (3), PI (2),
RS (6), SC (1),
SP (2)
32
Restrição de
Geração ou
Intercâmbio
23
(1), BA (7), MG
(1), PA (5), RN
(1), RO (3), RS
(3), SP (2)
18
BA (2), BA/PI
(1), CE (3), PA
(3), PE (1), PI
(4), PI/TO (1),
RN (1), RN/CE
(1), TO (1)
13
CE (1), MG (1),
PR (2), RO (5), SP
(4)
28
CE (1), ES (1),
GO (2), MT (2),
PR (1), RJ/SP
(1), RN (8), RS
(1), SP (11)
82
Necessidade de GT
por Razões
Elétricas
4AC (2), ES (1),
MG (1)0 0 17
AM (2), ES (2),
MT (3), PA (3), RJ
(1), SC (6)
11AM (8), PA (1),
RJ (2)32
Corte de Carga em
Capitais, em
contingências
4 AC (1), BA (3) 1 CE (1) 14AM (2), ES (4), SC
(2), SP (2), TO (4)11
BA (1), CE (2),
GO (2), PI (1),
RS (2), SE (2),
SP (1)
30
Total 176
Sem Licença Sem OutorgaRevisão de Outorga Implementação
38 48 6921
Obras Prioritárias
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Tabela 3-2: Empreendimentos de Extrema Relevância que Necessitam de Acompanhamento
1) Obras que Eliminam Restrição ao Escoamento de Belo Monte e Interligação Norte /
Nordeste/Sudeste
Empreendimentos Ação
SE Xingu 500 kV, LT 500 kV Xingu - Parauapebas C1 e C2, SE
Parauapebas 500 kV, LT 500 kV Parauapebas - Itacaiúnas C1 e
LT 500 kV Parauapebas - Miracema C1 e C2, LT 500 kV Miracema –
Gilbués C1 e C2, SE Gilbués 500 kV, LT 500 kV Gilbués – Barreiras
II C1, SE Barreiras II 500 kV, LT 500 kV Barreiras II – Bom Jesus da
Lapa C1, LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara C2 e LT 500 kV
Ibicoara – Sapeaçu C2.
Revisão do contrato de
concessão que se encontra
em processo de
caducidade.
LT 500 kV Tucuruí - Itacaiúnas C1, LT 500 kV Itacaiúnas - Colinas
C2 e 1º Bipolo CC entre as SEs Xingu (PA) e Estreito (MG), previstas
para fevereiro de 2018, LT 500 kV Estreito – Fernão Dias C1, prevista
para março de 2018.
Garantir a entrada em
operação no prazo previsto.
Se possível antecipar o
empreendimento.
2) Obras que Eliminam Restrição ao Escoamento do Madeira
Empreendimentos Ação
LT 500 kV Araraquara 2 - Taubaté C1, atualmente prevista para maio
de 2017
Equacionar pendências
para finalizar o processo de
licenciamento ambiental.
LT 500 kV Araraquara 2 - Itatiba C1, Araraquara 2 – Fernão Dias, e
SE Fernão Dias 500/440 kV – 1200 MVA, previstas para novembro
de 2017.
Garantir a entrada em
operação no prazo previsto.
Se possível antecipar o
empreendimento.
3) Obras que Eliminam Restrições para o Intercâmbio Sul – Sudeste
Empreendimentos Ação
LT 500 kV Assis – Londrina C2 e LT 500 kV Itatiba – Bateiras C1,
atualmente previstas para setembro e novembro de 2017,
respectivamente.
Garantir a entrada em
operação no prazo previsto.
Se possível antecipar o
empreendimento.
Esses reforços melhoram o desempenho dinâmico do SIN além de aliviar o carregamento nas linhas
de 230 e 138 kV em contingências, permitindo elevar em cerca de 600 MW médios os limites de
Recebimento e Fornecimento pelo Sul e em cerca de 1.700 MW médios os limites de recebimento
pelo Sudeste.
4) Obras que Eliminam Restrições de escoamento de geração no Sul do Rio Grande do Sul
e Importação de Energia do Uruguai através da Conversora de Frequência de Melo
Empreendimentos Ação
SE Guaíba 3 525/230 kV – 672 MVA, seccionando a LT 525 kV Porto
Novo – Nova Santa Rita, LT 525 kV Guaíba 3 – Porto Novo C2 e
LT 525 kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2, previstas atualmente para
março de 2018.
Equacionar pendências
para finalizar o processo de
licenciamento ambiental.
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5) Obras que Eliminam Restrições para atendimento à carga da Região Metropolitana de
Porto Alegre
Empreendimentos Ação
SE Candelária 2 230/69 kV – 2 x 83 MVA, seccionando a
LT 230 kV Itaúba - Nova Santa Rita, SE Porto Alegre 12 230/69 kV –
3 x 83 MVA, seccionando a LT 230 kV Gravataí2 - Porto Alegre 10,
LT 230 kV Nova Santa Rita - Porto Alegre 9, LT 230 kV Porto Alegre
8 - Porto Alegre 9, SE Restinga 230/69 – 3 x 83 MVA, LT 230 kV
Porto Alegre 13 – Restinga, LT 230 kV Restinga - Viamão 3 e SE
Viamão 3 230/69 – 3 x 83 MVA, seccionando a LT 230 kV Gravataí 2
- Porto Alegre 6 C3. Obras outorgadas à TESB, mas que atualmente
não possuem previsão de entrada em operação.
Garantir a entrada em
operação no menor prazo
possível.
Esses empreendimentos irão evitar corte de carga, em regime normal de operação ou em
contingência, nessa região e deveriam estar em operação desde 2013.
6) Obras que Eliminam Restrições para atendimento à carga de Florianópolis
Empreendimentos Ação
SE Ratones 230/138 kV - 2 x 150 MVA, seccionando a
LT 138 kV Ilha Norte – Saco Grande e LT 230 kV Biguaçu – Ratones
C1 e C2,
Providenciar com a maior
brevidade possível a
outorga do
empreendimento.
Obras que irão evitar corte de carga na região em situações de contingência nessa região.
7) Obras que Eliminam Restrições para atendimento à carga do Extremo Sul da Bahia
Empreendimentos Ação
Transformador de Teixeira de Freitas 230/138 kV – 2 x 100 MVA e
LT 230 kV Eunápolis - Teixeira de Freitas C1 e C2, previstos para
dezembro de 2017 e LT 230 kV Funil - Itapebi C3, prevista para
dezembro de 2017.
Garantir a entrada em
operação no prazo previsto.
Se possível antecipar o
empreendimento.
Essas obras irão evitar corte de carga, em regime normal de operação nessa região.
8) Obras que Eliminam Restrições para atendimento à carga da Região de Barreiras (BA)
Empreendimentos Ação
SE Barreiras II 500 kV
Revisão do contrato de
concessão que se encontra
em processo de
caducidade.
LT 500 kV Rio das Éguas - Barreiras II, prevista para agosto de 2016 Garantir a entrada em
operação no prazo previsto.
Transformador 500/230 kV – 300 MVA de Barreiras II,
LT 230 kV Barreiras II - Rio Grande II, LT 230 kV Rio Grande II –
Barreiras e SE Rio Grande II 230/138 kV – 100 MVA, obras previstas
para outubro de 2016
Garantir a entrada em
operação no prazo previsto.
Se possível antecipar o
empreendimento.
Obras que irão evitar corte de carga em condição normal de operação nessa região.
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9) Obras que Eliminam Restrições para atendimento à carga da Região Metropolitana de
Fortaleza
Empreendimentos Ação
Seccionamento dos circuitos 230 kV Banabuiú - Fortaleza (04F1 e
04F2), na SE Aquiraz, previsto para julho de 2017, e 5º transformador
de Pici II 230/69 kV - 100 MVA,
Providenciar com a maior
brevidade possível a
outorga do
empreendimento.
SE Maracanaú 230/69 kV – 3 x 150 MVA
Revisão do contrato de
concessão que se encontra
em processo de
caducidade.
As obras em questão irão evitar corte de carga em situações de contingência nessa região.
10) Obras que Obras que Eliminam Restrições para atendimento à carga e Reduzem Geração
Térmica a óleo em Manaus
Empreendimentos Ação
4º Transformador 230/69 kV – 150 MVA de Manaus e 3º e 4º
transformadores de Jorge Teixeira 230/138 kV – 150 MVA.
Providenciar com a
maior brevidade
possível a outorga do
empreendimento.
Essas obras irão reduzir a necessidade de geração térmica a óleo em Manaus e permitir a integração
dos empreendimentos de 138 kV necessários para efetivar a transferência de carga do subsistema
de Manaus para o subsistema de Jorge Teixeira.
Finalmente, vale destacar que o detalhamento de todos os itens apresentados nesse
sumário executivo, encontra-se registrado nos Volumes I, II e III do Plano da
Operação Elétrica – PEL 2016.
ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 40 / 41
Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 2-1: Ganhos Associados à Configuração Analisada nas
Transferências de Energia entre as Regiões Sul e
Sudeste (MWmed) 8
Figura 2-2: Rede em 500 kV dos Sistemas Norte/Nordeste até Abril
de 2018 10
Figura 2-3: Rede CA em Paralelo com o Bipolo 11
Figura 2-4: Limites para o Cenário Norte Exportador na
Configuração 2 12
Figura 2-5: Ganhos Associados à Configuração Analisada nas
Transferências de Energia entre os Subsistemas
(MWmed) 13
Figura 2-6: Limites de Intercâmbio – MW médios 14
Figura 2-7: Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira 18
Figura 2-8: Resumo das Análises das Restrições de Escoamento do
Madeira 21
Figura 2-9: Sistema de Transmissão dos Estados do Acre e
Rondônia 22
Figura 2-10: Diagrama Unifilar de Integração da UHE Teles Pires 24
Figura 2-11: Diagrama da Integração Definitiva do Sistema Elétrico
de Macapá ao SIN 30
Figura 2-12: Evolução da Capacidade Instalada de Energia Eólica
por Região (MW) 32
Figura 2-13: Geração Térmica Necessária por Região (MW) 34
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Tabelas
Tabela 2-1: Geração Térmica Necessária em Manaus versus
Cronograma de Obras 29
Tabela 2-2: Empreendimentos Prioritários que Necessitam de
Acompanhamento 31
Tabela 3-1: Empreendimentos Prioritários que Necessitam de
Acompanhamento 36
Tabela 3-2: Empreendimentos de Extrema Relevância que
Necessitam de Acompanhamento 37