DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - ABRIL DE 2017

(1)

DIRETRIZES

PARA

A

OPERAÇÃO ELÉTRICA COM

HORIZONTE MENSAL - ABRIL

DE 2017

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Diretoria de Planejamento Programação da Operação Rua Júlio do Carmo, 251 - Cidade Nova

20211-160 Rio de Janeiro RJ tel (+21) 3444-9899 fax (+21) 3444-9423

(2)

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS DPP-REL-0035/2017

DIRETRIZES

PARA

A

OPERAÇÃO ELÉTRICA COM

HORIZONTE MENSAL - ABRIL

DE 2017

(3)

ONS DPP-REL-0035/2017 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - ABRIL DE 2017 3 / 141

Sumário

1 INTRODUÇÃO 6

2 PONTOS DE DESTAQUE 7

2.1 Entrada em Operação de Novos Equipamentos 11

2.1.1 Horizonte Mensal 11

2.1.2 Cronograma de Obras – Janeiro a Abril de 2017 16

2.2 Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo 44

2.2.1 Região Sudeste/Centro-Oeste 44

2.2.2 Região Sul 45

2.2.3 Região Norte/Nordeste 48

2.3 Atendimento à Ponta de Carga do Sistema 50

2.4 Intercâmbios entre Regiões 50

3 GERAÇÃO TÉRMICA 51

3.1 Despachos Previstos por Restrição Elétrica 51

3.1.1 Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Uruguai via

Conversora de Frequência de Rivera 53

3.1.2 Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Argentina via Conversora de Frequência de Uruguaiana 54 3.1.3 Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Uruguai via

Conversora de Frequência de Melo 54

3.1.4 Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Argentina

via Conversoras de Frequência de Garabi 54

4 PREMISSAS CONSIDERADAS 55

5 CONCLUSÕES E ANÁLISES 57

5.1 Desempenho em Regime Normal de Operação 57

5.1.1 Controle de Tensão 57 5.1.1.1 Região Sudeste/Centro-Oeste 58 5.1.1.2 Região Sul 58 5.1.1.3 Região Nordeste 62 5.1.2 Controle de Carregamento 63 5.1.2.1 Região Sudeste/Centro-Oeste 63 5.1.2.2 Região Sul 63 5.1.2.3 Região Nordeste 64

5.1.3 Equipamentos com carregamento elevado no SIN 66

5.2 Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema 68

5.2.1 Análise de Segurança 68

5.2.2 Contingências que sofreram modificações com relação ao descrito no relatório

Quadrimestral 70

5.3 Contingências simples e duplas na Rede Básica que podem acarretar em

cortes de carga 94

5.4 Perdas Elétricas no SIN 106

5.5 Atendimento aos Principais Centros Consumidores – Capitais 107

(4)

5.7 Diretrizes para Controle de Tensão do Setor de 138 kV da SE Poços de Caldas 108

5.7.1 Considerações Gerais e Premissas 109

5.7.2 Análises de Regime Permanente 109

5.7.3 Conclusões 112

5.7.4 Recomendações 113

5.8 Controle de Carregamento da LT 500 kV Itacaiúnas – Colinas para Inserção de

seu Capacitor Série 113

5.8.2 Descrição das Análises 114

5.8.2.1 Análise do Efeito do By-Pass do Capacitor Série de Itacaiúnas 500 kV 114 5.8.2.2 Análise do Efeito da Inserção do Capacitor Série da LT 500 kV Itacaiúnas – Colinas116 5.8.3 Avaliação dos Resultados Esperados com a Implantação das Novas Medidas 118

5.8.4 Conclusões e Recomendações 119

5.9 Controle de Carregamento da Transformação 500/138 kV – 4 x 600 MVA da SE

São José com as Barras de 138 kV Desinterligadas 120

5.9.2 Descrição das Análises 123

5.9.2.1 Avaliação das Diretrizes para Controle de Carregamento da Transformação 500/138 kV da SE São José com os Barramentos Desinterligados 123 5.9.2.2 Avaliação das Diretrizes para Controle de Carregamento da Transformação 500/138 kV

da SE São José, mediante Alteração da Configuração da UTE Leonel Brizola 125 5.9.3 Avaliação dos Resultados Esperados com a Implementação das Novas Medidas 126

5.9.4 Conclusões e Recomendações 127

5.10 Avaliação do Nível de Curto-Circuito dos Barramentos de 138 kV das SEs

Grajaú e Jacarepaguá 128

6 ANEXOS 129

(5)

Revisões do relatório

(6)

1 INTRODUÇÃO

Este estudo tem como objetivo avaliar o desempenho da operação elétrica do

Sistema Interligado Nacional (SIN) para o mês de Abril de 2017.

Mediante as novas previsões para implantação das obras de transmissão e/ou

geração, cronograma de manutenção de equipamentos, diretrizes energéticas e a

evolução da carga são determinadas estratégias para a operação do Sistema

Interligado Nacional, visando preservar a sua segurança elétrica.

Este relatório foi produzido a partir de simulações e análises realizadas pelo ONS,

com a colaboração dos representantes das diversas empresas integrantes do SIN.

É importante registrar que permanecem válidas as recomendações constantes no

Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral –

Janeiro a Abril de 2017, à exceção das informações específicas contempladas neste

relatório.

(7)

2 PONTOS DE DESTAQUE

• Durante o mês de Abril de 2017 está prevista a continuidade de testes para a

entrada em operação do segundo bipolo do sistema de transmissão associado

às usinas do rio Madeira.

• Estão previstos diversos desligamentos no período de Novembro de 2016 a

Julho de 2017(data em reavaliação) na subestação de Grajaú, envolvendo

linhas, transformadores e os compensadores síncronos. Tais desligamentos

estão associados à construção de novo pátio de 138 kV da subestação, a SF6,

em substituição ao pátio existente e contemplam períodos curtos e períodos

longos, estes últimos de até 25 dias.

• No dia 03/01/2017 foi entregue para operação comercial o 3º Transformador

500/138 kV – 300 MVA da SE Emborcação, denominado T10, de propriedade

da Cemig GT. A entrada em operação do transformador T10 foi seguida pelo

desligamento do transformador T7 para adequação da conexão de alta. O

transformador

T7

retornou

em

operação

no

dia

15/01/2017,

concomitantemente com o desligamento do transformador T6 também para

adequação da conexão de alta. No dia 19/02/2017, o transformador T6

retornou à operação. Neste dia, todos os três transformadores estavam aptos

a operar, entretanto, conforme MOP-ONS 022-R-2017, por questões de

superação de níveis de curto-circuito da rede em 138 kV, só é permitida a

operação em paralelo de no máximo dois transformadores 500/138 kV – 300

MVA da UHE Emborcação. Assim, as opções para se operar a SE Emborcação

seriam: ou um dos transformadores desta SE deveria ser mantido desligado

ou o setor de 138 kV deveria ser operado com barras separadas. Por opção

do ONS, o transformador T6 foi mandido desligado, alternativa que causa

menor impacto, uma vez que, no cenário atual, a contingência de um dos dois

transformadores em operação é suportada. Ressalta-se que os disjuntores e

respectivos TCs superados pelo nível de curto-circuito da SE Emborcação,

14K4 e 15K4 são pertencentes ao Consórcio Capim Branco Energia e estão

cadastrados no SGPMR (000013/2013, 000013/2014, 000015/2013,

000016/2013). A informação que foi passada para a Cemig GT é que a troca

deverá ocorrer ainda no primeiro semestre de 2017.

• Está prevista para 30 de Março de 2017 a instalação de um esquema

provisório, atendendo ao desligamento do transformador TR-2 345/88 kV da

SE Leste, conforme SGI 7.786-17, a fim de evitar sobrecarga inadmissível no

transformador remanescente em caso de contingência do TR-3 ou TR-4

345/88 kV desta subestação.

• A portaria nº 454 de 06/09/2016, do Ministério de Minas e Energia (MME),

autorizou até 31/03/2017 a Empresa Produtora de Energia LTDA a exportar

para a República Argentina, até 480 MW de potência e respectiva energia

(8)

elétrica gerada exclusivamente pela UTE Cuiabá. Esta exportação será

realizada através da Estação Conversora de Frequência de Garabi.

• No dia 01/03/2017 ocorreu o desligamento da fase B (capacidade total de

180 MW) do Complexo Térmico Presidente Médici, de propriedade da CGTEE,

devido à impossibilidade de atendimento a condições ambientais (TAC/IBAMA

de 13/04/2011).

• No dia 16/03/2017 ocorreu a alteração da geração de potência mínima

declarada para as unidades 1 e 2 da UTE Jorge Lacerda A, de 25 MW para

35 MW. Segundo a Engie, esta alteração se deve às atividades de

modernização da usina, realizadas entre 2015 e 2016.

• Está previsto para o final de abril de 2017 a instalação de um SEP para corte

de geração, quando da contingência da LT 525 kV Nova Santa Rita – Povo

Novo, visando evitar a limitação prévia da geração eólica nesta região. Logo,

até a entrada em operação deste SEP, poderá ser necessário a limitação

prévia em regime permanente dos parques eólicos de Aura Mirim e Aura

Mangueira, em conjunto com as demais UEE da região.

• Entrou em operação comercial em 05/02/2017 o BC- 2 de 150 Mvar em 230 kV

na SE Bateias, permanecendo em operação até dia 17/02/017, quando foi

desligado em emergência devido à queima de dois varistores dos TCs de

desequilíbrio de corrente do referido equipamento, permanecendo desde

então indisponível para o sistema. Conforme registros da operação do ONS,

nos dias 30/12/2016, 13/01/2017 e 28/01/2017, foram realizadas tentativas

para energização deste equipamento, assim como do BC 1, objetos da mesma

resolução REA nº 4890/2014. Salienta-se que não ocorreu ainda a

energização com sucesso do BC 1. Devido às circunstâncias apresentadas,

foi revogado o TLD (Termo de Liberação Definitivo) do BC 2 conforme a carta

ONS-0417-100-2017, até seu retorno à operação e comprovação de correção

definitiva dos problemas apresentados. Segundo a Copel-GT, está prevista

para 25/03/2017 a entrada em operação em testes dos BC 1 e BC 2.

Observa-se ainda, conforme a carta supracitada, que após o retorno à operação do

BC 2, o mesmo deverá permanecer em testes até que se comprove sua

operação adequada.

• Está prevista para 12/04/2016 a entrada em operação provisória da SE

230/69 kV Restinga – 2 x 83 MVA, em derivação da LT 230 kV Porto Alegre 6

– Porto Alegre 13, melhorando a confiabilidade do atendimento às cargas da

região metropolitana de Porto Alegre, eliminando o risco de corte de carga

devido à sobrecarga em condição normal e emergência. As obras de

distribuição associadas a este empreendimento têm previsão de entrar em

operação junto à entrada em operação dos transformadores 230/69 kV da SE

Restinga. Não há previsão para a entrada definitiva deste empreendimento.

(9)

• Foi concluída em 24/02/2017 a recapacitação da LT 230 kV Klabin Celulose –

Ponta Grossa Norte, da COPEL GT, reduzindo a possibilidade de sobrecarga

nesta LT em regime normal de operação e contingências em cenários de

elevada transferência de energia entre as regiões Sul e Sudeste. A partir desta

recapacitação não é mais necessário o SEP de corte de geração da UTE

Klabin Celulose para o controle de carregamento desta LT, devendo o mesmo

ser desinstalado. Também não haverá mais restrições de carregamento da LT

230 kV Klabin Celulose – Ponta Grossa Norte nas manobras de

desenergização das LT 525 kV Areia – Usina Hidrelétrica Gov. Bento Munhoz

C1 ou C2, Areia – Ivaporã (Eletrosul) e Areia – Segredo.

• Ocorreu dia 06/03/2017 o início dos desligamentos para reconstrução da LT

230 kV Figueira – Klabin Celulose, em circuito simples, com 46 km de

extensão. A reconstrução é objeto da REA ANEEL Nº 4890 de 29 de outubro

de 2014, com prazo limite para outubro de 2016. Devido ao atraso no

cronograma desta obra decorrente das dificuldades de obtenção da licença de

instalação para o início dos serviços, a Copel GeT irá realizar intervenções

programadas contínuas, entre março e julho de 2017, a fim de compensar este

atraso, com previsão de conclusão da obra para 04/07/2017.

• Está previsto para 26/03/2017 a entrada em operação do 2º TR 230/23/13,8 kV

da SE Canoas 1 de forma provisória, atendendo toda a carga desta SE, devido

a indisponibilidade do TR-1. Segundo a CEEE-GT está prevista para

26/06/2017 a entrada definitiva deste equipamento, junto a adequação do 230

kV da SE Canoas 1, o retorno do TR-1 e o seccionamento da LT 230 kV Porto

Alegre 9 – Cidade Industrial C2 na SE Canoas. A entrada em operação deste

conjunto de obras irá eliminar a possibilidade de sobrecarga em regime normal

de operação e irá reduzir o corte de carga quando da contingência do

transformador da SE Canoas 1.

• Para entrar em conformidade com o Submódulo 26.2 dos Procedimentos de

Rede, as usinas UHE São Domingos, UHE Salto Curucaca, UHE Guaricana e

UHE Canastra foram reclassificadas em sua Modalidade de Operação,

passando de Tipo II-B (UHE São Domingos) e Tipo III (demais) para Tipo I.

• A portaria nº 31 de 30/01/2017, do Ministério de Minas e Energia (MME),

conclui o processo de caducidade das concessões outorgadas às SPE MGF e

BRAXENERGY, através dos leilões nº 002/2013, 007/2013 e 013/2013. As

seguintes obras da região sul estão inclusas neste processo: SE 230/69 kV

Lajeado 3, LT 230 kV Garibaldi – Lajeado 3 e LT 230 kV Lajeado 2 – Lajeado

3; SE 230/69 kV Vinhedos, seccionando a LT 230 kV Monte Claro – Garibaldi;

e a LT 230 Bagé 2 – Candiota.

• Em 16 de dezembro de 2016, entrou em operação o CE 230 kV (-45/+90) Mvar

na SE Tauá II, que elimina afundamento de tensão no eixo 230 kV Picos –

(10)

Tauá II, quando de contingências da LT 230 kV São João do Piauí – Picos ou

da LT 230 kV Milagres – Tauá II.

• Em 06 de dezembro de 2016, a LT 500 kV 05L4 Ceará Mirirm II/João

Câmara III entrou em operação comercial após a obtenção da Licença de

Operação, complementando a duplicação do trecho 500 kV Campina

Grande-Ceará Mirim II-João Câmara III, dando maior confiabilidade para o escoamento

de geração eólica do Estado do Rio Grande do Norte.

• Em 22 de dezembro de 2016 entrou em operação a LT 230 kV Paraíso – Lagoa

Nova C1, que amplia a capacidade de escoamento de geração eólica do

estado do Rio Grande do Norte.

• No dia 18/01/2017 foi entregue para operação comercial a LT 500 kV Rio das

Éguas / Barreiras II, 05N2. A SE Barreiras II, LT 230 kV Barreiras II / Rio

Grande II, SE Rio Grande II 230/138 kV e LT 230 kV Rio Grande II – Barreiras

estão previstas atualmente para final de abril de 2017. Destaca-se que o

período úmido da região termina no mês de maio, quando entra o período

crítico para atendimento às cargas da SE Barreiras 230/138/69 kV. As obras

acima são de fundamental importância para solução deste problema.

(11)

2.1 Entrada em Operação de Novos Equipamentos

O cronograma completo das obras previstas para a malha principal do Sistema

Interligado Nacional é apresentado em detalhes no item 2.1.2. Entretanto,

destacam-se a seguir os empreendimentos que entraram em operação no mês de

Março, os com previsão de entrada em operação no mês em estudo e aqueles que

estavam previstos para o mês anterior e que foram postergados para este mês,

bem como outros empreendimentos que entraram em operação em meses

diferentes dos mencionados anteriormente, porém relevantes para serem citados.

2.1.1 Horizonte Mensal

a) Foi concluído em 25 de Fevereiro de 2017 o seccionamento da LT 230 kV Assis –

Chavantes, no ponto de conexão do ramal Salto Grande, através da construção de

12 km de LT circuito simples entre a SE Salto Grande e o ponto de conexão. Esta

obra estabelece circuitos independentes entre as SEs, formando as LTs 230 kV Assis

– Salto Grande e Salto Grande – Chavantes, além de eliminar a configuração de LT

com 3 terminais, aumentando a confiabilidade na região.

b) Está previsto para o final de abril de 2017 a instalação de um SEP para corte de

geração, quando da contingência da LT 525 kV Nova Santa Rita – Povo Novo,

visando evitar a limitação prévia da geração eólica nesta região. Logo, até a entrada

em operação deste SEP, poderá ser necessário a limitação prévia em regime

permanente dos parques eólicos de Aura Mirim e Aura Mangueira, em conjunto com

as demais UEE da região.

c) Entrou em operação comercial em 05/02/2017 o BC- 2 de 150 Mvar em 230 kV na SE

Bateias, permanecendo em operação até dia 17/02/017, quando foi desligado em

emergência devido à queima de dois varistores dos TCs de desequilíbrio de corrente

do referido equipamento, permanecendo desde então indisponível para o sistema.

Conforme registros da operação do ONS, nos dias 30/12/2016, 13/01/2017 e

28/01/2017, foram realizadas tentativas para energização deste equipamento, assim

como do BC 1, objetos da mesma resolução REA nº 4890/2014. Salienta-se que não

ocorreu ainda a energização com sucesso do BC 1. Devido as circunstâncias

apresentadas, foi revogado o TLD (Termo de Liberação Definitivo) do BC 2 conforme

a carta ONS-0417-100-2017, até seu retorno a operação e comprovação de correção

definitiva dos problemas apresentados. Segundo a Copel-GT, está prevista para

25/03/2017 a entrada em operação em testes dos BC 1 e BC 2. Observa-se ainda,

conforme a carta supracitada, que após o retorno a operação do BC 2, o mesmo

deverá permanecer em testes até que se comprove sua operação adequada.

d) Está prevista para 12/04/2016 a entrada em operação provisória da SE 230/69 kV

Restinga – 2 x 83 MVA, em derivação da LT 230 kV Porto Alegre 6 – Porto Alegre 13,

melhorando a confiabilidade do atendimento às cargas da região metropolitana de

Porto Alegre, eliminando o risco de corte de carga devido à sobrecarga em condição

normal e emergência. As obras de distribuição associadas a este empreendimento

(12)

têm previsão de entrar em operação junto à entrada em operação dos

transformadores 230/69 kV da SE Restinga. Não há previsão para a entrada definitiva

deste empreendimento.

e) Está previsto para 26/03/2017 a entrada em operação do 2º TR 230/23/13,8 kV da

SE Canoas 1 de forma provisória, atendendo toda a carga desta SE, devido a

indisponibilidade do TR-1. Segundo a CEEE-GT está prevista para 26/06/2017 a

entrada definitiva deste equipamento, junto a adequação do 230 kV da SE Canoas 1,

o retorno do TR-1 e o seccionamento da LT 230 kV Porto Alegre 9 – Cidade Industrial

C2 na SE Canoas. A entrada em operação deste conjunto de obras irá eliminar a

possibilidade de sobrecarga em regime normal de operação e irá reduzir o corte de

carga quando da contingência do transformador da SE Canoas 1.

f) As seguintes pequenas centrais geradoras na região Sul e MS foram liberadas para

a operação em teste ou para a operação comercial:

Tabela 2.1.1-1: Unidades Geradoras com liberação para operação em teste na região Sul e MS

Unidade Geradora Potência _(MW) _{com a Rede Básica}Ponto de Conexão Proprietário Estado _liberaçãoData da CGH Cachoeira do

Pinheirinho 1 x 0,3 SE 230/138 kV Canoinhas NB Geração de Energia Ltda. SC 24/06/2015

CGH Roncador 1 x 1,0 SE 230/138 kV _Xanxerê Hidrelétrica Roncador Ltda SC 22/08/2015

PCH Passo do

Ajuricaba 2 x 1,04 SE 230/69 kV Ijuí 2 Departamento Municipal de Energia de Ijuí Geração RS 14/01/2015

CGH Passo do Cervo 1 x 0,750 SE 230/138 kV Passo _Fundo Usinas Hidrelétricas _{Bringhenti Ltda.,} RS 06/08/2016

PCH Tigre 2 x 4,500 (UG1 e

UG2) SE 230/138 kV Areia

Tigre Produção de Energia

Elétrica Ltda PR 11/10/2016 CGH Padovani 1 x 0,285 UG1 1 x 0,126 UG2

Foz do Iguaçu Norte

230/138 kV Centrais Elétricas Padovani Ltda PR 20/12/2016

PCH Cantú 2 1 x 0,417 _{(UG 4)} Campo Mourão _{230/138 kV} Cantú Energética S.A PR 21/12/2016

CGH Willy Faller 1 x 1,000 Campos Novos _{230/138 kV} _{Reflorestamento Ltda.}Mafrás Energia e SC 10/02/2017

CGH Maria Preta 2 x 0,275 Xanxerê 230/138 kV Wasser Kraft Geração de _{Energia Elétrica Ltda.} SC 16/02/2017

PCH Buricá 2 x 0,700 Santo Ângelo _{230/69 kV} Desenvolvimento Social Cooperativa de

(13)

Tabela 2.1.1-2: Unidades Geradoras com liberação para operação comercial na região Sul e MS

Unidade Geradora Potência _(MW) _{com a Rede Básica}Ponto de Conexão Proprietário Estado _liberaçãoData da PCH Bela União

(Trincheira) 2 x 1,125 SE 230/69 kV Santa Rosa

Cooperativa de Geração de Energia e Desenvolvimento

– COOPERLUZ Geração RS 10/04/2015

CGH São Pedro I 1 x 0,30 SE 230/138 kV Pato _Branco Usina São Pedro Ltda. PR 06/03/2015

CGH Benedito Alto 1 x 0,954 SE 230/138 kV Rio do _Sul Hidrelétrica Sens Ltda. SC 08/08/2015

UTE Iaco Agrícola 1 x 34,0 _(UG2) SE 230/138 kV _Chapadão Iaco Agrícola S.A MS 16/07/2016

UTE Curitiba Energia 3 x 1,426 SE 230/138 kV Campo _{do Assobio} Curitiba Energia SPE Ltda PR 20/08/2016

PCH Volta Grande 2 x 1,565 (UG1 e UG2)

SE 138/69 kV Jorge

Lacerda Cooperzem Geração SC 24/12/2016

PCH Capivari 1 x 6,030 _(UG3) SE 138/69 kV Jorge _Lacerda Cerbranorte Geração S.A. e Urbano Agroindustrial

Ltda. SC 23/02/2017

PCH Serra dos Cavalinhos 1

1 x 12,5

(UG 1) _{SE 230 kV Lajeado}

Grande Serra dos Cavalinhos I Energética S.A. RS

04/01/2017 1 x 12,5

(UG 2) 25/01/2017

CGH Rio Alegre 1 x 0,760 Ijuí 2 230/69 kV Geração de Energia Hidropan

Elétrica S.A., RS 25/02/2017 CGH Rio Palmares 1 x 0,340 UG1 1 x 0,400 UG2

Ijuí 2 230/69 kV Hidroelétrica Palmeiras _S.A. RS 14/03/2017

g) No dia 04 de Setembro de 2016 foram liberados para operação os seguintes

equipamentos da SE Juazeiro III: Barramentos de 500 kV 05B2 e de 230 kV 04B1 e

04B2; Transformador 500/230 kV 05T1; LT 230 kV 04S4 Juazeiro II/ Juazeiro III. O

seccionamento da LT 500 kV Sobradinho – Luiz Gonzaga, 05C3, na SE Juazeiro III,

está atualmente previsto para Agosto de 2017.

h) No dia 26 de Outubro de 2016 foi disponibilizada para operação comercial a LT

230 kV Ceará Mirim II – João Câmara II C2, energizada a vazio a partir da SE João

Câmara II, pois está faltando o bay desta linha na SE Ceará Mirim II, atualmente com

previsão de ser entregue à operação em Setembro de 2017.

i) As seguintes usinas entraram em operação na região Nordeste e foram liberadas para

a operação comercial, desde o início do quadrimestre em vigor:

(14)

Tabela 2.1.1-3: Unidades Geradoras com liberação para operação comercial na região Nordeste

Usina Eólica Potência _(MW) Ponto de Conexão com a Rede

Básica Proprietário Estado

Data da liberação EOL Cacimbas I 4 x 2,7 _{(UG1 a 4)} SE Pecem II Central Eólica Cacimba _LTDA CE 07/01/2017

EOL Ventos de

Santo Estevão V 2 x 2,3 (UG11 e 12) SE Curral novo do Piauí II

Ventos de Santo Estevão V Energias Renováveis

S.A. PI 01/02/2017

EOL Ventos de

São Virgílio 02 5 x 2,3 (UG1 a 5) SE Curral novo do Piauí II Energias Renováveis S.A. Ventos de São Virgílio 02 PI 10/02/2017

EOL Ventos de

Santo Augusto I 8 x 2,3 (UG1 a UG8) SE Curral novo do Piauí II

Ventos de Santo Augusto I Energias

Renováveis S.A. PI 18/02/2017

EOL Ventos de

São Virgílio 02 2 x 2,3 (UG6 e UG8) SE Curral novo do Piauí II Energias Renováveis S.A. Ventos de São Virgílio 02 PI 18/02/2017

EOL Ventos de São Virgílio 02 2x2,3 (UG7 e UG9 a UG13) SE Curral novo do

Piauí II Energias Renováveis S.A. Ventos de São Virgílio 02 PI 24/02/2017

EOL Ventos de

Santo Augusto VII 4x2,3 (UG1 a UG4) SE Curral novo do Piauí II

Ventos de Santo Augusto VII Energias Renováveis

S.A. PI 04/03/2017

EOL Ventos de

Santo Augusto VII 4x2,3 (UG5 a UG8) SE Curral novo do Piauí II

Ventos de Santo Augusto VII Energias Renováveis

S.A. PI 16/03/2017

EOL Estrela 11x2,7 _{(UG1 a UG11)} SE Pecem II Central Eólica Trairi II _Ltda. CE 18/03/2017

j) Está prevista para final de Abril de 2017 a entrada em operação da SE Barreiras II

500/230 kV – 300 MVA, LT 230 kV Barreiras II – Rio Grande II, SE Rio Grande II 230

kV e LT 230 kV Rio Grande II – Barreiras. Esta obra elimina o problema de restrição

de carga por estabilidade de tensão na SE Barreiras, em condição normal de

operação, e perda da SE Barreiras em contingência simples de linha de transmissão.

Destaca-se que o período úmido da região termina no mês de maio, quando entra o

período crítico para atendimento às cargas da SE Barreiras 230/138/69 kV. As obras

acima são de fundamental importância para solução destes problemas.

k) Entrou em operação em 18 de Janeiro de 2017 a LT 500 kV Rio das Éguas – Barreiras

II. Esta obra, juntamente com a obra descrita no ítem anterior, é a solução para o

problema de atendimento às cargas da SE Barreiras 230/138/69 kV.

l) Foram postergadas para Setembro de 2017 as entradas em operação da SE Morro

do Chapéu 230/69 kV – 150 MVA e da LT 230 kV Irecê – Morro do Chapéu, que

possibilitará o escoamento da geração eólica conectada a esta subestação.

m) Foi energizada e disponibilizada para operação em 22 de Dezembro de 2016 a LT

230 kV Paraíso – Lagoa Nova II C1, 04L7, que permite o escoamento pleno da

geração eólica conectada à SE Lagoa Nova II.

n) Em 16 de dezembro de 2016, entrou em operação o CE 230 kV (-45/+90) Mvar na SE

Tauá II, o qual elimina afundamento de tensão no eixo 230 kV Picos – Tauá II, quando

de contingências da LT 230 kV São João do Piauí – Picos ou da LT 230 kV Milagres

– Tauá II.

(15)

o) Foi postergada para Dezembro de 2017 a entrada em operação da SE Teresina III

230/69 kV – 2x200 MVA e da LT 230 Teresina II – Teresina III C1 e C2. Esta obra

elimina sobrecarga nos transformadores da SE Teresina, em condição normal de

operação, representrando um reforço ao suprimento às cargas da capital do Piauí.

(16)

2.1.2 Cronograma de Obras – Janeiro a Abril de 2017

Quadro 2.1.2-1: Sistema Sudeste / Centro-Oeste – Rede Básica Agente

Responsável Equipamentos

Data Prevista

para Operação Efeito da Obra

FURNAS SE Mascarenhas de Moraes Instalação de 2º transformador 345/138 kV – 400 MVA. Postergada para Agosto de 2017 Atualmente em operação na subestação de Campos, para aumentar a capacidade de atendimento à região em atendimento à solicitação do ONS. A transferência do banco de Campos para Mascarenhas de Moraes depende da entrada do 4º banco de Campos, conforme recomendação do ONS.

Elimina risco de corte de carga na região de Franca, principalmente nos períodos de entressafra de cana-de-açúcar, quando as usinas térmicas à biomassa encontram-se desligadas, e necessidade de adoção de medidas operativas de alteração de topologia na rede de 138 kV e de redespacho de geração nas usinas da bacia do rio Grande, na contingência da 1ª unidade de 400 MVA. COPEL LT 230 kV Assis – Paraguaçu Paulista II Construção de LT Concluída em Fevereiro de 2016 Medição para Faturamento concluída em 16/02/2017 (Aguardando relatório de comissionamento da medição) Viabiliza a conexão da SE Paraguaçu Paulista II ao sistema de 88 kV da região, eliminando a necessidade de operação radial das LTs em regime normal de operação, devido a problemas de sobrecarga e infeed de geração, além de eliminar as sobrecargas existentes em regime de emergência. MARECHAL RONDON TRANSMISSORA DE ENERGIA SA SE Marechal Rondon 440 kV Construção de subestação com 2 TR 440/138 kV – 300 MVA e seccionamento da LT 440 kV Jupiá – Taquaruçu e da LT 440 kV Jupiá - Getulina C1 Entrou em operação em Dezembro de 2016 com o seccionamento da da LT 440 kV Jupiá - Getulina C1, faltando o seccionamento da LT 440 kV Jupiá – Taquaruçu.

Possibilita o escoamento pleno de geração das usinas conectadas na rede de 138 kV da região de Três Lagoas.

(17)

Agente

Responsável Equipamentos para Operação Data Prevista Efeito da Obra

TMT Seccionamento da LT 500 kV Marimbondo – Araraquara C1 e C2 na nova SE Marimbondo II e LT 500 kV Marimbondo II – Assis A LT 500 kV Marimbondo II – Assis entrou em operação em Dezembro de 2016, faltando o Seccionamento da LT 500 kV Marimbondo – Araraquara C1 e C2.

Permite maior acoplamento entre as redes de 500 kV e 440 kV com benefícios para o controle de tensão das mesmas. Propiciará uma redução, da ordem de 7%, no carregamento da LT 500 kV Araraquara – Campinas. Triângulo Mineiro Transmissora LT 500 kV Marimbondo II – Assis Construção de LT Concluído em Dezembro de 2016 Minimizar a necessidade de redução de geração nas usinas da bacia do Rio Teles Pires e do Rio Madeira, necessária para evitar violação inadmissível no carregamento da rede de escoamento dessas usinas para as áreas São Paulo e Rio de Janeiro, em regime normal e em situações de contingências. COPEL GT LT 500 kV Araraquara II – Taubaté Construção de LT Postergada para final de Junho de 2017

Elimina medidas operativas de redução de geração nas usinas do Rio Madeira, necessárias para evitar violação inadmissível do limite de carregamento da rede de escoamento dessas usinas para as áreas São Paulo e Rio de Janeiro, em situações de regimes normal e contingências. CTEEP SE Araraquara 440 kV Substituição de disjuntores, seccionadores e TCs nos

bays das LTs 440 kV para

Araras, Água Vermelha, Piracicaba e Mirassol C-1 e C-2, dos TRs 440/138 kV nº1, 2 e 4, do RE-3 e dos módulos de interligação de barras 1, 4, 7, 10 e 13, por superação da capacidade nominal. Substituição dos barramentos I e II de 440 kV devido à superação da capacidade nominal. Concluída em 23 de Dezembro de 2016 Elimina a superação da capacidade dos referidos equipamentos, elevando a capacidade de seus bays. Obs: Obras complementares futuras para a eliminação de todas as restrições. CTEEP SE Capão Bonito 230 kV Instalação de 30 Mvar de compensação capacitiva na barra 230 kV e módulo de conexão associado. Concluída em 02 de Dezembro de 2016

Melhora o perfil de tensão da malha de 230 kV da referida SE.

(18)

Agente

CTEEP

SE Salto Grande

Adequação do setor de 230 kV para barra dupla e instalação do 2º transformador (TR-6) 230/88 kV – 75 MVA e bays associados. Concluída em 03 de Fevereiro de 2017 Elimina sobrecarga na transformação 230/88 kV da SE Salto Grande em regime normal de operação quando do período de elevada geração das UTEs e UHEs da região. Além disso, elimina sobrecargas e melhora a confiabilidade da região em situações de contingências de equipamentos. CTEEP LT 230 kV Assis – Salto Grande - Chavantes Seccionamento da LT 230 kV Assis – Chavantes, no ponto de conexão do ramal 230 kV de Salto Grande, através da construção de 12 km de LT circuito simples entre a SE Salto Grande e o ponto de conexão.

Concluído em 25 de Fevereiro de 2017

Estabelece circuitos independentes entre as SEs, formando as LTs 230 kV Assis – Salto Grande e Salto Grande – Chavantes.

Elimina a configuração de LT com 3 terminais, aumentando a confiabilidade na região.

(19)

Agente

Furnas LT 500 kV Bom

Despacho 3 - Ouro Preto 2

Entrou em operação em 20 de Fevereiro de 2016 A LT foi energizada sem o banco de reatores do terminal de Bom Despacho porque identificou-se a atuação da proteção de sobrecorrente de neutro desse equipamento. Análises posteriores identificaram um problema de ressonância. O ONS, em conjunto com FURNAS e CEMIG, decidiu que

serão adotadas medidas para a liberação à operação do referido reator, dentre as quais a alteração das IOs

do ONS condicionando a operação da LT em questão com apenas um de seus reatores.

- Evitar perda de carga por subtensão na região Central de Minas Gerais decorrente de contingência simples na rede de 500 kV adjacente.

- Evitar carregamentos acima da máxima capacidade de emergência admitida na

LT 345 kV Ouro

Preto 2 – Taquaril na contingência da LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gonçalo do

Pará ou LT 500 kV

Itabirito 2 - São Gonçalo do Pará.

- Evitar restrição de geração nas usinas mais influentes necessária para evitar carregamentos superiores à capacidade nominal na LT 345 kV Barreiro - Neves, na contingência da LT 500 kV Bom Despacho 3 - São Gonçalo do

Pará ou LT 345 kV

Neves 1 - Taquaril.

- Eliminar restrição de geração nas usinas mais influentes necessária para evitar carregamentos superiores a máxima capacidade de emergência admitida no transformador 500/345 kV – T3=560 MVA da SE Itabirito 2 na contingência da LT 500 kV Ouro Preto 2- Itabirito 2. Cemig-GT 3º_{Transformador} 500/138 kV - T10=300 MVA na SE Emborcação

Outorgado por meio da Resolução Autorizativa ANEEL no 4.329/17-09-2013, com data contratual para operação em 27/09/2015. Entrou em operação em 03/01/2017.

Eliminar restrição de geração nas usinas mais influentes, necessária para evitar carregamentos acima da máxima capacidade de emergência no transformador remanescente da SE Emborcação 500/138 kV – 2x300 MVA na contingência de uma das suas unidades, nos períodos de carga leve e mínima.

(20)

Agente

Cemig-GT

Substituição dos dois autotransformadores trifásicos da SE Pimenta 345/138 kV -

T1=T2=150 MVA por duas unidades monofásicas de (6 + 1) x 75 MVA cada, formando dois bancos de transformadores de 225 MVA

Outorgada por meio da Resolução Autorizativa ANEEL no 5.596/15-12-2015, com data contratual para operação em 21/12/2018, e está atualmente prevista para a mesma data.

Eliminar restrição de geração nas usinas mais influentes necessária para evitar carregamentos acima da máxima capacidade de emergência no transformador remanescente T1 na contingência do T2. Cemig-GT

Substituição dos dois autotransformadores trifásicos da SE

Barbacena 2 345/138 kV - T1=T2=150 MVA por uma unidade monofásica de (3 + 1) x 100 MVA, formando um banco de transformadores de 300 MVA

Evitar carregamentos superiores a capacidade nominal no transformador íntegro quando do retorno deste à operação na indisponibilidade do transformador sob falha.

Cemig-GT Substituição na SE Ipatinga 1 do transformador TR1 por uma unidade de autotransformadores monofásicos 230/161-138 kV de (3 + 1) x 75 MVA, formando um banco de transformadores de 225 MVA

Outorgada por meio da Resolução Autorizativa ANEEL no 5.596/15-12-2015, com data contratual para operação em 21/12/2018. Este transformador terá um tape de 161 kV (conforme “Consolidação de Obras de Transmissão 2015”) e irá substituir o transformador T1 230/161 kV até a extinção do nível de tensão 161 kV na SE Ipatinga 1 com a entrada da obra SE Braúnas. Entrou em operação em 18/12/2016. - Evitar necessidade de redespacho na UHE Salto Grande ou transferência de carga para eliminar carregamentos próximos a capacidade nominal no transformador

230/138 kV – T4=225 MVA da SE Ipatinga 1.

- Eliminar o corte de toda a carga atendida pelos setores de 161 kV e 138 kV da SE Ipatinga 1 na contingência do transformador 230/138 kV – T4=225 MVA da SE Ipatinga 1. - Na função do transformador T1 230/161 kV, por ser de maior capacidade (225 MVA) este transformador elimina a necessidade de corte de carga associada ao limite atual desta transformação (150 MVA), na contingência de perda do transformador T4 230/138 kV.

(21)

Agente

Cemig-GT Substituição dos três autotransformadores trifásicos da SE Neves 1 500/138 kV – T3=T4=T5=300 MVA por duas unidades monofásicas de (6 + 1) x 250 MVA cada, formando dois bancos de transformadores de 750 MVA

Ampliar a capacidade da transformação. Cemig-GT Instalação de banco de reatores de barra (3+1) x 60 Mvar na SE São Gonçalo do Pará 500 kV, formando um banco de reatores de 180 Mvar

Reduzir a necessidade de desligamento de circuitos para controle de tensão nos períodos de carga leve e mínima.

Cemig-GT

Recondutoramento LT 230 kV Itabira 2 - Itabira 5 para 354/478 MVA

Sem previsão Aumento na capacidade de transmissão dessa LT.

Orteng - Empresa de Transmissão

Timóteo-Mesquita LTDA

SE Timóteo 2 230 kV

Integrada ao SIN a partir do seccionamento da

LT 230 kV Aperam – Ipatinga 1 tape Timóteo (originando os circuitos 230 kV Aperam – Timóteo 2 tape Timóteo e Timóteo 2 – Ipatinga 1) e LT 230 kV Mesquita – Timóteo 2 Outorgadas por meio do leilão ANEEL no 004/2011, com data contratual para operação em 18/11/2013, e estão atualmente previstas para Abril

de 2017.

Evitar carregamentos acima da máxima capacidade de emergência admitida no circuito remanescente na contingência de um dos dois circuitos da LT 230 kV Ipatinga 1 – Mesquita, o que pode levar à necessidade de restrição de geração nas usinas mais influentes. Linhas de Transmissão de Montes Claros LTDA 2o_{transformador} 500/345 kV – T2=560 MVA na SE Itabirito 2 (3x186,6 MVA autotransformadores monofásicos)

Outorgado por meio da Resolução Autorizativa ANEEL no 4.904/11-11-2014, com data contratual para operação em 19/11/2016, e está atualmente previsto para Julho de 2018.

Eliminar restrição de geração nas usinas mais influentes, necessária para evitar carregamentos superiores à máxima capacidade de emergência admitida no transformador 500/345 kV – T3=560 MVA da SE Itabirito 2 na contingência da LT 500 kV Ouro Preto 2 - Itabirito 2.

(22)

Agente

Serra Paracatu Transmissora de

Energia S.A.

Um banco de reatores de barra com três unidades monofásicas de 26,6 Mvar cada na SE Pirapora 2 345 kV, formando um banco de reatores de 80 Mvar

Previsto para Julho de 2018.

Reduzir sobretensão nos barramentos de 345 kV das subestações Montes Claros 2, Pirapora 2 e Várzea da Palma 1, em condição normal de operação, provocada pela modulação (redução de carga) dos consumidores industriais da malha regional Norte da região Central, e minimizar a necessidade de abertura de LTs para controle de tensão.

ATE XVIII Transmissora de

Energia S.A.

LT 500 kV Estreito – Itabirito 2

Outorgada por meio do leilão ANEEL no 007/2012, com data contratual para operação em 25/08/2015, e está atualmente prevista para 31/10/2020.

Reduzir restrição de geração nas usinas mais influentes necessária para evitar violação de tensão mínima nas subestações das redes de 345 kV e 500 kV de atendimento à região Central decorrente de contingências simples na rede de 500 kV adjacente, nas situações de exploração de despachos elevados nas usinas das bacias dos rios Paranaíba e Grande associado a elevados valores de intercâmbio na interligação Norte/Sul no sentido Norte exportador (FNS) ou exploração de elevados valores de Recebimento Sudeste/Centro-Oeste (RSECO). Furnas SE Vitória 345/138 kV Transferência do CS (-30 / +60 Mvar) e transformador elevador associado 345/13,8 kV instalado na SE Brasília Sul. Previsto para 1º semestre de 2017

A instalação desse segundo CS (-30/+60 Mvar), 345 kV, na SE Vitória, permite a reforma do atual síncrono de Vitória e propicia melhor controle de tensão na área.

Furnas SE Linhares 2 e LT 230 kV Mascarenhas – Linhares 2

Postergadas para Dezembro de 2017

Eliminar o risco de colapso de tensão na região norte do Espírito Santo, quando da perda simples da LT 230 kV Mascarenhas – Verona ou do transformador 230/130 kV – 150 MVA de Verona.

(23)

Agente

Furnas 4º Transformador 345/138 kV – 225 MVA da SE Campos Furnas já disponibilizou um banco de transformadores monofásicos de 225 MVA no lugar do transformador trifásico AT2 falhado (obra indicada no PAR 2015-2017 ainda não autorizada pela ANEEL). Esse banco ainda não foi testado e

disponibilizado à operação, tendo em vista a orientação do ONS para que o 2º banco de 400 MVA da SE Mascarenhas de Moraes permaneça em operação no seu lugar, para aumentar a capacidade de atendimento à região. Com a entrada em operação do AT4, o novo banco AT2 poderá ser testado e liberado à operação. O vão de conexão onde se encontra provisoriamente instalado o banco de 400 MVA está limitado em 1200 A (381 MVA), devido à capacidade dos TC.

Postergado para Abril de 2017

Eliminar o risco de sobrecargas na transformação 345/138 kV da SE Campos em regime normal de operação. E eliminar risco de corte de carga na região para evitar sobrecargas nos transformadores 346,5/138/13,8 kV da SE Campos em situações de contingências simples. Furnas Nova GIS de 138 kV da SE Grajaú

Construção de novo pátio de 138 kV em substituição ao existente.

Prevista para Junho de 2017

Eliminar a superação por nível de curto circuito na SE Grajaú com a entrada em operação da

SE Nova Iguaçu

500/138 kV - T1=900 MVA.

Furnas

Substituição das 11 fases na SE Grajaú 525/138/13,8 kV - T52 = T54 = T56 = T58 = 600 MVA A substituição das 11 fases já foi concluída e os 4 bancos atendem às sobrecargas definidas nos PR vigentes.

As unidades passarão a ter limites de emergência.

Furnas

Substituição das 7 fases na SE São José

525/138/13,8 kV - T11 = T12 = T13 = T14 = 600 MVA e segunda unidade reserva

Prevista para Junho de 2017 (Unidade reserva prevista para Setembro/2017) O T11, T13 e T14 passarão a ter limites de emergência: T11 e T12: 600/660 MVA T13 e T14: 600/720 MVA

(24)

Agente

Furnas 4º transformador de 225 MVA na SE Viana 346,5/138/13,8 kV - T1 = T2 = T3 = 400 MVA Previsto para Dezembro de 2017

Eliminar restrição de geração nas usinas mais influentes necessária para evitar

sobrecargas nos

transformadores

346,5/138/13,8 kV - T1 = T2 = T3 = 225 MVA da SE Viana em regime normal de operação e em situações de contingências simples. Isolux Linhas de Taubaté Transmissora de Energia (LTTE) SE Nova Iguaçu 500/345 kV – T1 = 900 MVA e 500/138 kV – T1 = 900 MVA (que seccionará as linhas de transmissão existentes: LT 500 kV Angra - São José, LT 500 kV Grajaú - Zona Oeste e LT 345 kV Adrianópolis – Jacarepaguá C2), LT 500 kV Taubaté - Nova Iguaçu

Prevista para Abril de 2017

Eliminar necessidade de geração na UTE Governador Leonel Brizola (Termorio) para controle de carregamento nos transformadores

525/138/13,8 kV - T11 = T12 = T13 = T14 = 600 MVA da SE São José, em regime normal de operação e em situações de contingências simples. Isolux Linhas de Taubaté Transmissora de Energia (LTTE) 2º transformador de 900 MVA na SE Nova Iguaçu 500/345 kV – T1 = 900 MVA

Previsto para Abril de 2019

Eliminar possibilidade de restrição de geração nas usinas mais influentes, necessária para evitar sobrecarga no transformador 500/345 kV – T1 = 900 MVA da SE Nova Iguaçu em regime normal de operação e em situações de contingências simples.

Elecnor/PTE

3º transformador de 400 MVA na SE Venda das Pedras 345/138 kV – T1 = T2 = 400 MVA

Previsto para Março de 2019

Eliminar possibilidade de restrição de geração nas usinas mais influentes, necessária para evitar sobrecarga no transformador remanescente da SE Venda das Pedras na contingência de um dos seus dois transformadores.

(25)

Agente

Alupar Investimentos S/A

SE Rio Novo do Sul 345/138 kV – T1 = T2 = 400 MVA

Prevista para Junho de 2019

A referida subestação foi projetada para ser um novo ponto de suprimento pela Rede Básica às cargas da Escelsa, de modo a eliminar possibilidade de restrição de geração nas usinas mais influentes necessária para evitar sobrecarga na LT 138 kV Campos – Cachoeiro do Itapemirim C1 e C2, a qual apresenta atualmente a capacidade operativa esgotada e reduzir o carregamento das transformações

345/138/13,8 kV da SE Campos e 345/138/13,8 kV da SE Viana.

(26)

Agente

Mariana Transmissora de Energia Elétrica

S.A.

LT 500 kV Itabirito 2 – Vespasiano 2

Outorgada por meio do leilão ANEEL no 013/2013, com data contratual para operação em 02/05/2017, e está atualmente prevista para Outubro de 2018.

- Evitar perda de significativos blocos de carga por subtensão na região Central de Minas Gerais na contingência dupla da

LT 500 kV Bom

Despacho 3 – Neves 1, o que pode ser necessário impor grandes limitações no FMG e, com isso, contar com a geração plena nas usinas hidráulicas e térmicas da área Minas Gerais, como também disponibilidade adicional de geração térmica na área RJ/ES, o que contribui significativamente para reduzir o FMG em valores que minimizem o corte de carga.

- Evitar carregamento superior à capacidade nominal na LT 138 kV Neves 1 – Neves 2 na contingência da LT 500 kV Neves 1 – Vespasiano 2, dado que o circuito não admite sobrecarga acima do seu limite contínuo, o que pode levar a medida operativa de abertura da LT 138 kV Santa Luzia 2 - Serra Verde no terminal da SE Serra Verde para controle de carregamento do circuito citado, afetando a confiabilidade de atendimento às cargas da malha regional Metropolitana da região Central.

- Evitar restrição de geração nas usinas mais influentes necessária para evitar carregamentos superiores a capacidade nominal no transformador T5 da SE Ouro Preto 2 500/345 kV – T1=T2=T5=400 MVA na contingência dupla da LT 500 kV Bom Despacho 3 – Neves 1 C1 e C2, dado que o transformador não admite sobrecarga por ser um equipamento com presença de óleo com enxofre corrosivo.

Consórcio Vale do São Bartolomeu LT 230 kV Brasília Sul – Brasília Geral C3 Postergada para Abril de 2017

Elimina a perda total da carga atendida pela SE Brasília Geral em condição N-2.

(27)

Agente

CELG GT Bancos de Capacitores manobráveis 50 Mvar/230 kV na SE Itapaci Postergada para Abril de 2017

Traz benefícios para o controle de tensão da rede de 230 kV de atendimento à região Norte do Estado de Goiás, além de eliminar possibilidade de corte de carga no consumidor industrial Mineração Maracá e na região de Itapaci em regime normal de operação.

Goiás Transmissora LT 230 kV Serra da Mesa – Niquelândia C2

Prevista para 21 de Maio de 2017

Melhora o controle de tensão na região norte de Goiás em condições normais de operação e minimiza a necessidade de atuação de SEPs instalados na região de corte seletivo de carga nos consumidores Anglo American unidade Barro Alto (183,2 MW), Mineração Maracá (27 MW) e Votorantim Metais Níquel (VMN) (82 MW), quando de subtensão no barramento de 230 kV desses consumidores nas situações de contingência de circuitos de 230 kV. Consórcio Vale do São Bartolomeu SE Brasília Leste 500/138 kV - 2x540 MVA LT 500 kV Brasília Leste - Luziânia C1 e C2 Postergada para Abril de 2017

Alívio das transformações de Brasília Sul e Samambaia da ordem de 15%. CELG GT SE Anhanguera 230/138 kV Troca do AT1 e AT2 Postergado para Abril de 2017

Melhora o atendimento à capital do estado de Goiás ao substituir os transformadores da SE Anhanguera 230/138 kV que estão no final de vida útil.

FURNAS SE Serra da Mesa 230 kV 2 BC 2x150 Mvar

Prevista para Dezembro de 2017

Melhora no perfil de tensão da área Goiás e Distrito Federal, permitindo que as máquinas da UHE Serra da Mesa operem com folga de potência reativa.

CELG GT 4º TR 230/13,8 kV – 50 MVA na SE Goiânia Leste Previsto para 01 de Junho de 2017 Melhora o controle de carregamento dos transformadores existentes nesta subestação. Além disso, poderá possibilitar o fechamento do barramento secundário desta SE.

(28)

Agente

FURNAS LT 230 kV Xavantes – Pirineus C2 10/04/2018 (Em operação, conectada provisoriamente utilizando os bays do circuito 1) Empreendimento em operação de forma provisória, desde 25/03/2016, mas sem Termo de

Liberação.

Evita risco de corte de carga para eliminar sobrecargas no circuito existente em regime normal de operação, nas situações onde se observa esgotamento das medidas operativas, bem como redução da necessidade de geração térmica. MATRINCHÃ LT 500 kV Cláudia - Paranatinga – Ribeirãozinho, circuitos 1 e 2 Em operação desde Maio de 2016. O circuito 2 da LT 500 kV Cláudia – Paranatinga entrou em operação em Dezembro de 2016. Permitir o escoamento completo das UHEs Teles Pires e Colíder. Compensador Estático de Paranatinga (-200/200 Mvar) Postergado para Abril de 2017 ITE

SE Rio Verde Norte Capacitor Série – 390 Mvar da LT 500 kV Ribeirãozinho – Rio Verde Norte, circuito 1

CATXERÊ

SE Rio Verde Norte Capacitor Série – 480 Mvar da LT 500 kV Ribeirãozinho – Rio Verde Norte, circuito 2

GUARACIABA

SE Rio Verde Norte Banco de Capacitor Série na LT RIB-RVN, circuito 3

Concluído em Dezembro de 2016

Compensador Estático de Rio Verde Norte

(-200/300 Mvar)

LT 500 kV Rio Verde Norte – Marimbondo II, circuitos 1 e 2 Concluído em Dezembro de 2016 Transmissão de uso exclusivo da SAESA LT 230 kV Porto Velho –

Santo Antônio Em operação.

Escoamento de geração de 6 unidades adicionais da UHE Santo Antônio.

(29)

Quadro 2.1.2-2: Sistema Sudeste / Centro-Oeste – Fora da Rede Básica Agente

Responsável Equipamentos

Data Prevista

para Operação Efeito da Obra

CPFL LT 138 kV Iguapé - Morro do Cipó C2

Postergada para Agosto de 2017

Redistribuição das cargas entre os circuitos, melhorando a confiabilidade da região. Além de eliminação de sobrecargas na saída da SE Morro do Cipó, em condições de emergências. CPFL SE Catu 69 kV Bancos de Capacitores 1x21 Mvar Postergada para Agosto de 2017

Melhorar o perfil de tensão da malha de 138 kV. CPFL SE Gávea 138 kV Bancos de Capacitores 1x21 Mvar Postergada para Maio de 2017

Melhorar o perfil de tensão da malha de 138 kV. CTEEP SE Mairiporã Substituição do ATR-1 138/88 kV 36/40 MVA (autotrafo) pelo TR de 60 MVA proveniente da SE Caraguatatuba (ligação estrela-ziguezague). Concluída em 02 de Novembro de 2016 Elimina as sobrecargas no TR remanescente quando de baixa geração na UHE Jaguari (regime normal de operação) e evita corte de carga em caso de perda de um dos TRs.

OBS: Obras necessárias para conexão da SE Sabesp Igaratá.

CTEEP SE Peruíbe Substituição de seccionadoras, bobinas de bloqueio, TCs, cabos de bay e sistema de proteção/teleproteção nos bays da LT 138 kV Embu Guaçu – Peruíbe 1 e C-2, por superação da capacidade nominal. Concluída em 27 de Novembro de 2016

Elimina a restrição imposta pelos referidos equipamentos, elevando a capacidade da LT nesta extremidade de 96/108 MVA para 108/129 MVA (capacidade do cabo da LT). Adequação dos bays para futura reconstrução da LT, prevista para Setembro de 2019.

CTEEP

LT 138 kV Bom Jardim – Bragança Paulista

Instalação de torre DY para conexão da SE Cummins (CPFL).

Concluída em 25 de Novembro de

2016

Instalação de torres/bays para entrada de novos acessantes.

CTEEP SE Sumaré Substituição de TCs nos bays para a LT 88 kV Sumaré – Aparecida C-1, C-2 e C-3, por superação da capacidade nominal.

Eleva a capacidade da LT para o valor de ampacidade do cabo (de propriedade da CPFL).

CTEEP

SE Oeste

Substituição de

seccionadores, cabos de

bay e sistema de proteção

nos bays para a LT 88 kV Oeste – São Roque C-1 e C-2, por superação da capacidade nominal.

Eleva a capacidade da LT para o valor de ampacidade do cabo (de propriedade da CPFL).

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Agente

CTEEP

SE Mongaguá

Implantação do novo setor de 138 kV, arranjo barra dupla, blindada a SF6, com a instalação de 6 módulos de entrada de LT, 2 módulos de conexão de transformadores e 1 módulo de interligação de barramentos.

Prevista para Maio de 2017

Obra associada à futura conexão da SE Padre Manoel da Nóbrega 230/138 kV - 2 x 225 MVA e à reconstrução da LT 138 kV Mongaguá – Peruíbe (ambas obras da ELEKTRO, previstas para 2019).

CTEEP

SE Bom Jardim

Substituição de

seccionadores e TCs nos

bays para a LT 88 kV Bom

Jardim – Vila Rami C-3 e C-4, por superação da capacidade nominal.

Eleva a capacidade da LT para o valor de ampacidade do cabo (de propriedade da CPFL). Cemig-D LT 138 kV BH Barro Preto – BH Centro 2 Postergada para 01 de Maio de 2017 Aumenta a segurança e flexibilidade operativa do sistema da região

metropolitana de Minas Gerais.

Cemig-D LT 138 kV Barreiro 1 – Nova Lima 1 C2

Postergado para Junho de 2017

Evitar carregamento acima da máxima capacidade de emergência na LT 138 kV Barreiro 1 - Nova Lima 1 C1 na contingência de um dos transformadores da SE Taquaril 345/138 kV - T3=T4=225 MVA. Ampla Recapacitação da LT 138 kV Venda das Pedras (Elecnor) – Venda das Pedras

Falta trocar o TC no lado da Ampla

Eliminar restrição na transformação 345/138 kV – 2x400 MVA da SE Venda das Pedras.

Furnas

Reconstrução da LT 138 kV Angra

(Furnas) - Angra (Enel)

Prevista para Novembro de 2019

Atualmente, o fluxo no transformador defasador de Angra de 400 MVA está limitado em 310 MVA em regime normal de operação. Esta medida é necessária para evitar sobrecargas nas linhas de transmissão em 138 kV entre as subestações de Angra (Furnas) e Santa Cruz.

Light/CSN Instalação de 2 bancos de 108 Mvar na SE Saudade 138 kV Postergada para Abril de 2017

Melhorar o perfil de tensão na região de Resende, eliminando o risco de subtensão nessa região.

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Agente

CELG D Seccionamento da LT 138 kV Atlântico – Campinas na SE Carajás 230/138 kV Sem previsão

Permite a transferência para suprimento a partir da SE Carajás 230/138 kV - 2x225 MVA de parcela das cargas atualmente atendidas pelas subestações de Anhanguera 230/138 kV - 2x100 MVA e Xavantes 230/138 kV - 3x150 MVA, de modo a reduzir o risco de corte de carga para eliminar

sobrecargas nessas

transformações em condições normais de operação e nas situações de contingência de

uma das unidades

transformadoras dessas subestações. CELG GT Bancos de Capacitores manobráveis 1x80 Mvar/138 kV na SE Carajás Postergada para Abril de 2017

Traz benefícios para o controle de tensão da rede de 230 kV de atendimento às regiões da Grande Goiânia, Oeste do Estado de Goiás e Anápolis, e reduz a potência reativa no carregamento de circuitos e transformadores das referidas regiões.

CELG D LT 138 kV Rio Vermelho – Luziânia (circuito duplo)

Entrou em operação em Julho de 2016, com os circuitos conectados provisoriamente utilizando o bay do circuito 2 na SE Luziânia.

A serem conectadas pela SE Luziânia 500/138 kV – 2 x 225 MVA, novo ponto de atendimento às cargas na região de Cristalina. CELG D LT 138 kV Cristalina – Luziânia (circuito simples) Prevista para Dezembro de 2017 CEB SE Brazlândia 138/13,8 kV – 2x32 MVA LP emitida.

Sem previsão Obra de expansão do sistema _{de distribuição em 138 kV da} CEB, que tem o intuito de melhorar o atendimento às cargas, atualmente supridas pela SE Brazlândia, e elevar a capacidade para uma possível expansão de demanda da região. CEB Derivação da LT 138 kV Taguatinga – Radiobrás para a SE Brazlândia LP emitida. Sem previsão

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Agente

CEB LT 138 kV Samambaia Oeste – Ceilândia Norte

Prevista para Julho de 2019

Obras de expansão do sistema de distribuição em 138 kV da CEB que permitirão um maior aproveitamento da capacidade da transformação 345/138 kV - 4x225 MVA da SE Samambaia e consequente alívio da SE Brasília Sul 345/138 kV - 6x150 MVA. CEB SE Guará 2 138/13,8 kV – 2x32 MVA a qual seccionará a LT 138 kV Brasília Sul - Brasília Norte

Sem LP LI + 12 meses Sem previsão

CEB SE 06

138/13,8 kV - 2x32 MVA

Atendimento de cargas atualmente feito a partir das SEs Brasília Norte e Brasília Centro. Energisa MT SE Juína Conexão da SE Juína à rede de distribuição da Energisa Postergada para Abril de 2017 Eleva a confiabilidade no atendimento as cargas da região Noroeste do estado do Mato Grosso. Energisa MT LT 138 kV Sinop – Claudia – Colíder circuito 2 Postergada para Abril de 2017 Eleva a confiabilidade no atendimento às cargas da região do Alto Araguaia.

Energisa MT

LT 138 kV Barra do Garças – Nova Xavantina circuito 2

Postergada para Abril de 2017

Eleva a confiabilidade no atendimento às cargas da região do Baixo Araguaia.

Energisa MT Compensador Síncrono de 50 MVA na SE Confresa Postergada para Abril de 2017 Eleva a confiabilidade no atendimento às cargas da região do Baixo Araguaia.

Energisa MT Banco de Capacitores (5 x 1,8 Mvar) de 138 kV na SE Nova Xavantina Em operação desde Agosto de 2016 Eleva a confiabilidade no atendimento às cargas da região do Baixo Araguaia.

Energisa MT

Banco de Capacitores (3 x 1,8 Mvar) de 138 kV na SE Querência

Previsão para Abril de 2017

Eleva a confiabilidade no atendimento às cargas da região do Baixo Araguaia.