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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

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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

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PEL 2016 - Sumário Executivo.docx

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS RE-3-0094/2016

PLANO DA OPERAÇÃO

ELÉTRICA 2017/2018

PEL 2016

SUMARIO EXECUTIVO

AGOSTO 2016

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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

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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.

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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Figura 2-2: Rede em 500 kV dos Sistemas Norte/Nordeste até Abril de 2018

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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.

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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.

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Figura 2-6: Limites de Intercâmbio – MW médios

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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.

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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

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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.

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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.

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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

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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

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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 –

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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.

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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,

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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.

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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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ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 38 / 41

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.

Page 39: SUMARIO EXECUTIVO · 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

ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 39 / 41

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.

Page 40: SUMARIO EXECUTIVO · 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

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

Page 41: SUMARIO EXECUTIVO · 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

ONS RE-3-0094/2016 - PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 41 / 41

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