PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO PEL /2014 RELATÓRIO EXECUTIVO

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1 PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO PEL /2014 RELATÓRIO EXECUTIVO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, Centro Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2012/ Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. RE-3-122/2012 PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO PEL /2014 RELATÓRIO EXECUTIVO VERSÃO FINAL RE Relatório Executivo.docx

3 Sumário 1 Introdução 5 2 Objetivo 7 3 Principais Integrações ao Sistema Interligado Nacional Usinas do Rio Madeira Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN 18 4 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul Sudeste Limites e Fatores Limitantes relativos à interligação Norte- Sul, Norte-Nordeste e Sudeste-Nordeste Impacto das lógicas de corte de unidades geradoras da usina de Itaipu 60 Hz no desempenho da Interligação Norte Sul e na Área Goiás/Brasília Geração Térmica necessária devido a Restrições Elétricas UTEs Presidente Médici e Candiota UTE Sepé Tiaraju UTE Jorge Lacerda UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz UTE Governador Leonel Brizola UTE Termonorte II UTEs de Manaus UTE Santana 43 6 Necessidade de Definição de Soluções Estruturais Com Influência na Interligação Sul/Sudeste e Geração na UHE Itaipu 60Hz Com influência nos Estados da Região Sul Com influência nos Estados da Região Sudeste Com Influência nos Estados da Região Norte Com Influência nos Estados da Região Centro-Oeste 49 7 Ações de Aceleração de Outorgas Obras com Influência nas Interligações Sul/Sudeste e Geração na UHE Itaipu 60 Hz Obras com Influência nas Interligações N/NE, N/S e SE/NE Obras com Influência na Interligação Tucuruí Macapá Manaus Obras na Área Rio Grande do Sul Obras na Área São Paulo Obras na Área Minas Gerais Obras na Área Sudoeste do Sistema Nordeste Obras na Área Leste do Sistema Nordeste Obras na Área Goiás e Distrito Federal 55 8 Ações para Obras já Outorgadas Obras com Necessidade de Agilização para Entrada em Operação, Encaminhadas Através do PAR/PET 56 3 / 89

4 8.1.1 Obras Associadas ao Escoamento das Usinas do Madeira para o Sudeste Obras na Interligação Tucuruí Manaus Macapá Obras com Influência na Interligação Sul/Sudeste Obras com Influência nas Interligações Norte/Nordeste e Sudeste/Nordeste Obras na Área Rio Grande do Sul Obras na Área Santa Catarina Obras na Área Paraná Obras na Área Mato Grosso do Sul Obras na Área São Paulo Obras na Área Rio de Janeiro e Espírito Santo Obras na Área Minas Gerais Obras na Área Goiás e Distrito Federal Obras na Área Mato Grosso Obras na Área Acre e Rondônia Obras na Área Sul do Sistema Nordeste Obras na Área Sudoeste do Sistema Nordeste Obras na Área Leste do Sistema Nordeste Obras na Área Norte do Sistema Nordeste Obras na Área Oeste do Sistema Nordeste Obras na Área Pará do Sistema Norte Obras na Área Maranhão/Tocantins do Sistema Norte Equipamentos Superados Encaminhados Através do PMI 79 9 Ações de Caráter Operativo - SEPs SEP com Influência na Interligação Tucuruí Macapá - Manaus SEP com Influência nas Interligações Sul/Sudeste e geração na UHE Itaipu 60 Hz SEP com Influência na Área Rio Grande do Sul SEP com Influência na Área de Santa Catarina SEP com Influência na Área Paraná SEP com Influência na Área São Paulo SEP com Influência na Área Rio de Janeiro/Espírito Santo SEP com influência na Área Minas Gerais SEP com Influência na Área Acre/Rondônia SEP com Influência na Área Sul do Sistema Nordeste SEP com Influência na Área Sudoeste do Sistema Nordeste SEP com Influência na Área Leste do Sistema Nordeste SEP com Influência na Área Oeste do Sistema Nordeste SEP com Influência na Área Norte do Sistema Nordeste 87 Lista de figuras e tabelas 88 4 / 89

5 1 Introdução O Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo, consolidado neste PEL 2013/2014, apresenta as avaliações do desempenho elétrico do Sistema Interligado Nacional SIN para o período compreendido entre os meses de janeiro de 2013 e abril de 2014, em conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 6.2. As avaliações realizadas têm como referência as previsões de carga informadas pelos Agentes e consolidadas pelo, bem como o programa de obras apresentado nos relatórios intitulados Plano de Ampliações e Reforços da Rede Básica PAR 2013/2015 e Consolidação de Obras de Rede Básica - Período 2012 a 2014 com as datas atualizadas pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE para os cronogramas das obras de transmissão e geração autorizadas pela ANEEL. Os estudos do PEL foram desenvolvidos visando avaliar principalmente o desempenho das interligações regionais, a necessidade de geração térmica decorrente de restrições na transmissão e o atendimento às áreas elétricas do Sistema Interligado Nacional SIN. A partir dessas avaliações, os principais resultados dos estudos do PEL 2013/2014 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 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. 5 / 89

6 Cabe destacar que este Ciclo Anual de Planejamento consolida a implantação do trabalho conjunto dos processos do Plano de Ampliação de Reforços PAR e do PEL, que teve como objetivos: a) Eliminar a duplicidade de esforços das equipes técnicas, permitindo inclusive uma maior integração entre elas; b) Otimizar o número de homens-hora necessários para a elaboração dos três produtos (PAR, PAR-DIT e PEL); c) garantir a equidade das bases de dados dos casos de referência do PAR e do PEL e que fossem disponibilizadas no momento adequado; e d) Eliminar a sobreposição dos horizontes de análises 6 / 89

7 2 Objetivo O objetivo deste Relatório Executivo é apresentar pontos relevantes de interesse gerencial, de forma resumida, buscando-se sempre a simplificação de conclusões e apontando algumas recomendações importantes, todas elas detalhadas no estudo completo PEL 2013/2014, consolidado em 3 volumes: Volume I, Obras Prioritárias do SIN, que tem como objetivo apresentar um conjunto de obras, previstas para o período analisado, 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 Concessiorários, bem como ações especiais que envolvem órgãos e secretarias de governo para solucionar problemas no intuito de obter licenças ambientais; e com os objetivos apresentados. Volume II, que contempla em detalhes as análises da integração ao SIN das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira, da integração ao SIN dos sistemas atualmente isolados de Manaus e de Macapá, do Desempenho das Interligações Regionais e as recomendações associadas; e Volume III, que apresenta todos os resultados das avaliações do desempenho do SIN para as áreas geoelétricas, as recomendações relacionadas, e a geração térmica devido a restrições elétricas nas usinas do SIN. O item 3 deste Relatório Executivo apresenta uma análise, das principais integrações ao SIN, que deverão ocorrer dentro horizonte de análise do PEL, que correspondem a integração das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira, bem como a integração dos sistemas isolados de Manaus e Macapá ao Sistema Interligado Nacional. No Item 4, está apresentada a evolução da capacidade das interligações interregionais, com um resumo das situações que impõem limites de intercâmbios, assunto de relevância para a segurança operativa do SIN. Em sequência, no Item 5, apresenta-se a expectativa de geração térmica necessária para assegurar a operação dentro dos padrões preconizados nos Procedimentos de Rede. Nos casos de atraso de obras da transmissão, ou até mesmo de inadequação da rede em função de crescimento da demanda, poderá ser necessária geração térmica devido a razões elétricas, com impactos diretos nos custos operativos e, portanto, relevantes para a modicidade tarifária. Posteriormente são apresentadas as principais recomendações para as áreas elétricas do SIN, com destaques para ações de caráter gerencial por parte do Poder Concedente, da Agência Reguladora ou do próprio Operador, de forma que sejam mantidos os critérios e padrões operativos do SIN em conformidade com os Procedimentos de Rede. Nestes itens são apontadas: 7 / 89

8 Item 6 Necessidade de ações gerenciais (EPE/MME-), visando à definição de soluções estruturais para problemas importantes, cujos impactos podem comprometer a segurança ou o custo operativo do SIN; Item 7 Necessidade de ações da ANEEL, referentes à agilização de outorgas que devem ser priorizadas em função de benefícios diretos para o desempenho das interligações regionais e/ou para os sistemas de suprimento às áreas elétricas analisadas; Item 8 Necessidade de ações gerenciais (CMSE, Secretarias de Energia, Órgãos Ambientais e Empreendedores), para implantação antecipada ou, no mínimo, dentro dos prazos contratuais, de obras já outorgadas pela ANEEL; e Item 9 Necessidade de ações de caráter operativo pelo e Agentes, para implantação e/ou modificação de Sistemas Especiais de Proteção SEPs, em função das alterações topológicas do SIN, ou crescimento de carga, de forma a adequá-los. 8 / 89

9 3 Principais Integrações ao Sistema Interligado Nacional 3.1 Usinas do Rio Madeira No final do horizonte deste PEL 2013/2014 estão previstas 32 unidades geradoras na usina de Santo Antônio (2.286 MW) e 22 unidades na usina de Jirau (1650 MW) perfazendo uma geração total de MW, juntamente com o sistema que fará a interligação dessas usinas ao SIN. Esta integração, quando completa, será composta de dois bipolos de corrente contínua (2 x MW, kv) entre a subestação Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), em uma extensão aproximada de km, e duas conversoras Back-to-Back (2 x 400 MW) entre a subestação Coletora Porto Velho (RO) e Porto Velho (RO). Para escoar toda a potência de MW a ser instalada no complexo do Rio Madeira, composto pelas UHE Jirau (50 unidades 3750 MW) e UHE Santo Antônio (44 unidades 3150 MW), estão previstas obras de reforço de transmissão, tanto no sistema do Acre/Rondônia, a partir da SE 230 kv de Porto Velho, como nas redes de 500 e 440 kv a partir da SE 500 kv de Araraquara. A Figura 3-1, a seguir, apresenta um diagrama eletro geográfico das linhas de transmissão que integrarão a rede de conexão das usinas do Rio Madeira e as linhas de escoamento da potência gerada, na região Centro-Oeste, a partir de Rondônia e na região Sudeste, em Araraquara. 9 / 89

10 Figura 3-1: Sistema de interligação das usinas do Rio Madeira A Tabela 3-1, a seguir, apresenta o programa de obras e as respectivas datas previstas de entrada em operação das obras dessa interligação, de acordo com o acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE, tendo como referência a reunião de maio de / 89

11 Tabela 3-1: Programa e Datas Previstas de Entrada em Operação da Geração e Das Obras da Interligação das Usinas do Rio Madeira Obras de Transmissão Escoamento usinas rio Madeira (Acre Rondônia Mato Grosso) STATCOM -25/+55 Mvar Rio Branco (10/10/12) Back-to-back 2x400 MVA, em Porto Velho (30/08/12) LT 230 kv Porto Velho Abunã Rio Branco C2 (10/10/12) Capacitores de Pimenta Bueno (3x18,5 Mvar) (7/12/12) LT 230 kv Vilhena Pimenta Bueno Ji-Paraná Ariquemes Samuel C2 (31/12/12) Escoamento usinas rio Madeira (São Paulo): Transformação 500/440 kv 3x1250 MVA na SE Araraquara 2 (30/06/12) LT 500 kv Araraquara 2 Araraquara (Furnas) C1 e C2 (30/06/12) LT 440 kv Araraquara 2 Araraquara (Cteep) C1 e C2 (30/06/12) Escoamento das usinas rio Madeira (Acre Rondônia Mato Grosso) LT 500 kv Rio Verde Norte - Trindade C1 e C2 (30/03/13) LT 230 kv Jauru - Vilhena Pimenta Bueno Ji-Paraná Ariquemes Samuel - Porto Velho C3 (30/07/13) Escoamento das usinas rio Madeira (São Paulo): Bipolo 1, 3150 MW, +/-600 kv Coletora Porto Velho Araraquara 2 (30/01/13) LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté C1 (06/01/14) Bipolo 2, 3150 MW, +/-600 kv Coletora Porto Velho Araraquara 2 (30/11/13) 2014 LT 500 kv Taubaté Nova Iguaçu C1 (30/06/14) 11 / 89

12 MW unidades geradoras MW unidades geradoras A Figura 3-2 e a Figura 3-3, a seguir, apresentam o cronograma das máquinas das usinas de Santo Antônio e Jirau, respectivamente. Figura 3-2: Cronograma de Geração da UHE Santo Antônio Santo Antôno S. Antonio Anterior Unidades Unidades Anterior Figura 3-3: Cronograma de Geração da UHE Jirau Jirau JIrau Anterior Unidades Unidades Anterior 12 / 89

13 Os cronogramas apresentados tiveram como base o programa de obras de geração com concessão da ANEEL, atualizado pelo acompanhamento das usinas em construção realizado pelo MME/DMSE, na reunião de maio de 2012, ressaltando-se que não levam em consideração as limitações da rede para escoamento da potência plena das respectivas usinas, detalhadas a seguir. As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) estão conectadas, desde março de 2012, ao sistema Acre/Rondônia através de um transformador provisório 500/230 kv 465 MVA, dois circuitos simples em 230 kv entre as subestações de Porto Velho e Coletora Porto Velho (17,3 km) e dois circuitos simples em 500 kv entre a usina (Margem Direita) e a SE 500 kv Coletora Porto Velho (12,5 km). A partir da entrada em operação do primeiro bloco da estação conversora Backto-Back, em setembro de 2012, até a entrada em operação do 3 circuito em 230 kv entre as subestações de Jauru e Porto Velho, em agosto de 2013, o transformador provisório poderá permanecer em operação paralela à estação conversora Back-to-Back, garantindo maior confiabilidade ao atendimento das cargas e melhor desempenho do sistema em regime normal e em situações de contingências. Cabe salientar que tal configuração deverá ser detalhada no âmbito dos estudos preoperacionais, levando em consideração nos ajustes dos controles do back-toback. Entretanto, análises iniciais, no período entre a entrada em operação do 1 Bipolo do Madeira, previsto para fevereiro de 2013, e entrada em operação do 3 circuito em 230 kv entre as subestações de Jauru e Porto Velho, em agosto de 2013, poderá ser necessário a utilização de um SEP, que promoverá o desligamento do transformador provisório, quando da rejeição total do bipolo. Cabe lembrar que deve ser adequada a função do Master Control de corte de geração de unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio e Jirau, para o funcionamento apropriado nesta configuração. Essa ação é necessária para se evitar que o excesso de energia remanescente seja redirecionado para o sistema de 230 kv do Acre e Rondônia, podendo ocasionar colapso de tensão na região. Neste PEL 2013/2014 não foram contemplados os estudos relativos à configuração com apenas um circuito no sistema Acre e Rondônia, dado que estão sendo realizados os estudos pré-operacionais que apresentam os detalhamentos respectivos a essa configuração. 13 / 89

14 A Figura 3-4, a seguir, ilustra as diversas configurações que serão detalhadas no âmbito dos estudos preoperacionais. Figura 3-4: Evolução das Configurações de Conexão das UHEs Sto Antônio e Jirau até a Entrada em Operação do 3 Circuito de 230 kv entre as Subestações de Jauru e Porto Velho A partir da duplicação do trecho entre Vilhena e Samuel em janeiro de 2013, será possível escoar uma potência de até 600 MW pelos dois blocos da estação conversora Back-to-Back, enquanto que após a entrada em operação do 3 circuito de 230 kv entre Jauru e Porto Velho, prevista para agosto de 2013, será possível escoar uma potência de cerca de 750 MW, na ponta, podendo sofrer restrições principalmente durante o período de carga leve ou de elevada geração nas usinas de Samuel e Rondon. Tal limitação poderá ser eliminada com a utilização de ordem de potência no back-to-back, através de um SEP (um-back).. Ressalta-se que os valores de despacho da estação conversora Back-to-Back descritos acima são valores referenciais e estão condicionados às previsões de cargas, cronogramas das obras da geração e transmissão, bem como da conclusão de estudos para adequação de sistemas especiais de proteção - SEP. Destaca-se ainda que todas as conclusões relacionadas à potência máxima a ser transmitida pela estação conversora Back-to-Back poderão sofrer modificações, tendo em vista a evolução dos estudos operativos, que podem propor novos ajustes para os controladores das unidades geradoras de Santo Antônio e Jirau. Além disso, os controles do Back-to-Back poderão sofrer adequações para se 14 / 89

15 ajustar as novas configurações previstas no sistema de transmissão do Acre e Rondônia. A transmissão da potência equivalente a 10ª unidade da UHE Santo Antônio está condicionada à disponibilidade do 1 bipolo para operação comercial. A potência correspondente a essas máquinas não poderá ser transmitida para o sistema Acre e Rondônia. Caso haja atraso na entrada em operação do 1 bipolo, e após a entrada em operação do 3 circuito, seria possível viabilizar um número máximo de 12 unidades para o Acre e Rondônia, dado que a capacidade máxima de transferência pela estação conversora Back-to-Back é de 750 MW. Entretanto, ressalta-se que para a operação do bipolo será necessário estar disponível um número mínimo de unidades geradoras no complexo Santo Antônio e Jirau, que pode variar entre 12 a 14 unidades, com cerca de 55% da potência máxima despachada, de modo a evitar risco de autoexcitação nessas unidades. A exata determinação do número mínimo de unidades para operação com apenas 1 bipolo será definido no âmbito dos estudos preoperacionais. Neste PEL foi analisada uma potência transmitida pelo bipolo de corrente contínua entre Porto Velho e Araraquara de até MW, o que corresponde a capacidade máxima do 1 Bipolo, e ao número máximo de unidades disponíveis considerando o cronograma previsto. No horizonte de análise deste PEL a entrada em operação das obras de integração das usinas do Rio Madeira, na região de Araraquara, trará os seguintes benefícios principais: a) Quanto ao controle de tensão: A injeção de potência (da ordem de MW) nas redes de 440 kv e 500 kv, bem como a utilização dos tapes da transformação 500/440 kv da SE Araraquara, possibilitarão maior flexibilidade para otimização dos perfis de tensão na rede de atendimento a São Paulo. b) Quanto às oscilações eletromecânicas: O acoplamento adicional das redes de 500 kv e 440 kv, tanto em Araraquara quanto em Ribeirão Preto (já em operação), contribuem significativamente para evitar problemas de oscilações com baixo amortecimento decorrentes de contingências duplas na malha de 440 kv. c) Quanto ao Intercâmbio de energia para a Região Sul: Os benefícios citados permitirão que sejam realizadas elevadas transferências de energia para a região Sul, quando necessárias, sem comprometimento do 15 / 89

16 atendimento local, principalmente nas regiões de Araraquara, Bauru e Ribeirão Preto. Situações de contingência com ocorrência de curto-circuitos, sejam nas malhas de 440 e de 345 kv de São Paulo, nas redes de 500 kv de suprimento ao Rio de Janeiro ou a Minas Gerais, de escoamento das usinas do Paranaíba, assim como no tronco de transmissão de 765 ou 500 kv da Interligação Sul-Sudeste, poderão provocar falhas de comutação no bipolo entre Porto Velho e Araraquara. Para os níveis de transmissão estudados, compatíveis com o cronograma de obras do horizonte analisado, as falhas observadas nas simulações não interferiram no desempenho do SIN. A partir de injeções de potência pelo Elo CC de Araraquara maiores que 3150 MW, deverão ser reavaliadas as respostas aos impactos, principalmente aqueles associados ao tronco de 765 kv, verificando as situações de risco de falhas de comutação neste ELO. A potência máxima instalada na UHE Santo Antônio, prevista para o período em que o sistema terá apenas um bipolo, será de 2560 MW, o que, considerando-se um despacho da ordem de 600 MW para o Acre-Rondônia, implica um despacho máximo em torno de 2000 MW no bipolo único. Com esse despacho sua perda não provoca problemas ao sistema. Com a entrada do segundo bipolo o sistema também suporta, sem restrições, a perda de um dos bipolos para a potência instalada prevista. Entretanto, considerando a possibilidade de atraso do segundo bipolo, foi analisada neste PEL uma potência transmitida de até 3150 MW por um único bipolo, com uma potência direcionada para o sistema Acre e Rondônia através do Back-to-Back de 600 MW. Nessa situação, a partir de um despacho de 2400 MW no bipolo 1, haverá necessidade de se monitorar o fluxo na interligação Norte Sul e o fluxo FSM, para evitar riscos de atuação da PPS da referida interligação, com objetivo de evitar colapso de tensão na região de Brasília. Considerando-se um fluxo no Back-to-Back da ordem de 600 MW e o cronograma de entrada em operação das máquinas de Santo Antônio e Jirau, informado pelo DMSE, a partir de janeiro de 2014, já haverá a possibilidade de fluxos superiores a 2400 MW no bipolo 1, desde que esteja em operação apenas um dos bipolos. Para fluxos de até 2400 MW no único bipolo, o sistema suporta a perda do mesmo com FNS e FSM simultaneamente em até 4000 e 5150 MW, respectivamente, em qualquer patamar de carga e intercâmbio com a região Sul. 16 / 89

17 Entretanto, caso a entrada do segundo bipolo seja postergada e a disponibilidade de geração total permita o despacho máximo no bipolo 1, o sistema Sudeste poderá ser submetido a situações de baixa inércia, especialmente na carga leve, recebendo elevadas transferências das regiões Norte e Sul, conforme mostrado na Figura 3-5, a seguir. Figura 3-5: Situação de Carga Leve e Baixa Inércia na Região Sudeste FNS = 4000 e FSM 5160 MW Neste cenário, caso a prioridade seja despachar as usinas do Madeira no máximo, o recebimento da região Norte deve ser limitado em carga leve para evitar a atuação da PPS das linhas da Norte-Sul que elimina o risco de colapso de tensão na região de Brasília na perda deste bipolo. 17 / 89

18 A Tabela 3-2, a seguir, apresenta esses limites de acordo com o despacho do bipolo e condição de carga. Tabela 3-2: Limites de FNS e FSM com um Único Bipolo entre Coletora Porto Velho e Araraquara 2 Bipolo Porto Velho-Ararquara Bipolo Porto Velho-Ararquara Condição de Carga no SIN (MW) > 2400 MW < 2400 MW Limite de FNS Limite de FSM Limite de FNS Limite de FSM (MW) (MW) (MW) (MW) Leve Leve Media Pesada O corte de uma máquina de Tucurui eliminaria essa restrição. Entretanto, devido ao curto espaço de tempo em que o sistema vai operar com apenas um bipolo, não se recomenda a instalação de SEP para esta situação. Portanto, nas situações operativas de carga leve nas quais o bipolo único Coletora Porto Velho-Araraquara 2 esteja despachado acima de 2400 MW, devem ser monitorados e limitados os fluxos na interligação Norte-Sul (FNS) e fluxo Serra da Mesa (FSM) para se evitar os riscos mencionados. 3.2 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN Atualmente o sistema elétrico de atendimento ao estado do Amazonas opera isolado do SIN, contando apenas com a UHE Balbina, de 250 MW, como geração hidráulica de porte, sendo a maior parte da energia suprida por usinas térmicas a óleo. Da mesma forma o estado do Amapá opera isolado do SIN, contando apenas com geração hidráulica de 78 MW da UHE Coaracy Nunes, que é complementada pela usina térmica a diesel de Santana e outras pequenas usinas. A interligação das capitais Manaus (AM) e Macapá (AP) ao SIN, prevista para junho de 2013, será através de um sistema de transmissão em 500 kv, em circuito duplo de mesma torre, na rota pela margem esquerda do rio Amazonas, com compensação série de 70% em cada trecho de linha de 500 kv, partindo do barramento de 500 kv da etapa II da UHE Tucurui, na subestação de Tucurui, 18 / 89

19 com quatro subestações intermediárias de 500 kv nas proximidades de Xingu, Jurupari, Oriximiná, no estado do Pará e Silves (antiga Itacoatiara) no estado do Amazonas. A partir da SE Oriximiná está previsto o atendimento às comunidades da margem esquerda do rio Amazonas. A Figura 3-6, a seguir, apresenta o diagrama eletrogeográfico dessa interligação Figura 3-6: Diagrama Eletrogeográfico da Interligação Tucurui Macapá - Manaus A licitação desse empreendimento foi dividido em três lotes: Lote A - LT 500 kv Tucuruí Xingu Jurupari e SEs associadas - licitada à Linhas de Xingu Transmissora de Energia LXTE, previsto para 31 de maio de 2013; Lote B - LT 500 kv Jurupari Oriximiná e LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá e SEs associadas - licitada à Linhas de Macapá Transmissora de Energia LMTE, previsto para 31 de maio de 2013; e Lote C - LT 500 kv Oriximiná Silves (antiga Itacoatiara) Lechuga (antiga Cariri) e SEs associadas - licitada à Manaus Transmissora de Energia MTE, previsto para 31 de outubro de A interligação do sistema de Manaus ao SIN será na subestação de Lechuga (antiga Cariri) através de uma transformação 500 / 230 kv 3 x 600 MVA. A interligação do sistema de Macapá ao SIN será a partir da SE Jurupari através de uma transformação 500 / 230 kv 2 x 450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre. 19 / 89

20 Estão previstos compensadores estáticos de +200/-200 Mvar nas SEs Jurupari, Oriximina e Silves e um de +100/-100 na subestação de 230 kv de Macapá. Com a entrada em operação da interligação dos sistemas Manaus/Macapá ao SIN, está prevista a desativação do parque térmico a óleo que atende estes sistemas. Com a chegada do gás natural da bacia de Urucú, foram consideradas que 8 destas usinas térmicas serão convertidas para gás natural ou bicombustível conforme apresentado em detalhes no Volume II do PEL 2013/2014. Os estudos desenvolvidos neste PEL 2013/2014 indicam que: A interligação dos sistemas Manaus/Macapá ao SIN não altera os limites relativos à interligação Norte-Sul, Norte-Nordeste e Sudeste-Nordeste. Não existe um limite dinâmico para a interligação Tucurui Manaus - Macapá para contingências simples na mesma e nas interligações Norte - Nordeste, Norte Sul e Sudeste Nordeste, uma vez que para os cenários analisados ocorreriam intercâmbios máximos da ordem de 1800 MW, dentro do horizonte estudado, com geração térmica nula, considerando a indisponibilidade do gás, o que representa fluxos muito abaixo da capacidade de 2500 MW para a qual a mesma foi projetada; Como esta interligação é composta de linhas de transmissão em 500 kv, circuito duplo, foi analisada a perda dupla dessa interligação que provocará sobretorques instantâneos elevados nas máquinas térmicas dos sistemas Manaus/Macapá, que operarão em paralelo com o SIN e que ficarão isoladas quando da perda dessa interligação. A geração térmica dimensionada e descrita nos Itens 5.8 e 5.9 é de regime permanente e considerou a possibilidade de implantação de um corte de carga de cerca de 50% da carga de Manaus e Macapá, por atuação do ERAC. A realização de análises dinâmicas para o correto dimensionamento da geração térmica e do ERAC, quando da perda dupla da interligação, está em andamento, em função da atualização dos modelos dinâmicos dos geradores e seus respectivos controladores do sistema Manaus. Será necessário definir um esquema de corte de máquinas na UHE Tucuruí para a perda dupla dessa interligação, como objetivo de evitar abertura da interligação Norte Sul, quando da operação no cenário de máxima exportação da região Norte para a região Sudeste. 20 / 89

21 4 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais Nos estudos do PEL 2013/2014 foram efetuadas análises do desempenho das interligações regionais, avaliando-se a influência das obras a serem incorporadas ao SIN no período de janeiro de 2013 até abril de 2014, 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 são 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 deverão ser 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 das interligações regionais. A Figura 4-1 apresenta os principais pontos de interesse das interligações regionais e os Itens 4.1 e 4.2 apresentam os limites de transmissão e suas variações associadas às obras ou fatos relevantes nas interligações Sul-Sudeste e Norte-Sul, Norte-Nordeste e Sudeste- Nordeste, respectivamente. 21 / 89

22 Figura 4-1: Limites de Intercâmbio Sul/Sudeste/Norte/Nordeste MWmédios 22 / 89

23 4.1 Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul Sudeste A Tabela 4-1, a seguir, apresenta os limites da interligação Sul-Sudeste considerando os SEPs implantados no CLP de 750 kv. Tabela 4-1: Limites nas Interligações Sul/Sudeste e Limites de Geração em Itaipu 60 Hz- (MW) Configuração Período Patamar de Carga GIPU Geração na UHE Itaipu 60 HZ RSE Recebimento pelo Sudeste RSUL Recebimento pelo Sul FSUL Fornecimento pelo Sul Pesada Configuração 1: Até Dezembro/2012 Configuração 2: 1 Bipolo Madeira Janeiro/2013 a Abril/2014 Média Leve Pesada Média Leve Fatores limitantes (a) (b) (c) (d) Os fatores que determinaram os limites apresentados na Tabela 4-1 são descritos a seguir. Deve-se ressaltar que para a prática desses limites poderá ser necessária a adoção de medidas operativas como, por exemplo, a utilização de sistemas especiais de proteção (SEPs) existentes ou a implantação de novos SEPs, a utilização da capacidade de sobrecarga em emergência em equipamentos e, eventualmente, a adoção de medidas de alteração de topologia da rede. Estas medidas, quando necessárias, estarão apresentadas no item a seguir. Fatores Limitantes (a) Para GIPU: Desde a entrada em operação da LT 525 kv Foz Cascavel Oeste, em dezembro de 2011, e a posterior construção do barramento definitivo da SE Foz do Iguaçu 500 kv, em junho de 2012, a geração da UHE Itaipu 60 Hz pode ser plenamente aproveitada, desde que: Esteja em operação o SEP de redução de geração da UHE Itaipu 60 Hz para controle de carregamento carregamento da transformação 765/500 kv 4x1650 MVA da SE Foz do Iguaçu, quando da contingência de um dos quatro transformadores dessa subestação ou ainda da LT 525 kv Foz do Iguaçu Cascavel Oeste; 23 / 89

24 Estejam em operação as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kv, as quais efetuam corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kv. (b) Para RSE: Para todo o horizonte deste PEL, ou seja, já considerando em operação o 1 o bipolo CC Coletora Porto Velho Araraquara 2 ±600 kv de escoamento da potência instalada das usinas do rio Madeira, previsto para janeiro de 2013, será verificado um aumento nos limites de RSE com relação aos limites vigentes, principalmente no período de carga média, sendo este aumento associado, principalmente, à melhoria das condições de tensão da área São Paulo. O fator limitante para o RSE permanece o mesmo que se verifica atualmente, que é a possibilidade da ocorrência de oscilações de tensão mal amortecidas na contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias. Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados é necessário: Utilizar a lógica 9 provisória do CLP do tronco de 765 kv, que efetua o corte de até três unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz para eliminar sobrecargas acima da máxima capacidade admissível de curta duração dos transformadores remanescentes 765/345 kv da SE Tijuco Preto, quando da contingência de um dos transformadores da referida subestação, mesmo considerando-se a presença do 4º transformador de 1500 MVA desta SE; Utilizar as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kv, as quais efetuam corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kv. O detalhamento dos valores limites de intercâmbio para a Região Sudeste e seus fatores limitantes encontra-se no Volume II deste PEL 2013/2014. (c) Para RSUL: O fator que limita a capacidade de Recebimento pela Região Sul (RSUL) em qualquer período de carga é a possibilidade da ocorrência de oscilações de tensão mal amortecidas no sistema decorrentes da contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias. Nos períodos de carga pesada e média e em codições de despacho reduzido na UHE Mauá e elevado na UHE Chavantes, além das demais usinas da bacia do Paranapanema, UHEs Jurumirim, Piraju, Salto Grande, Ourinhos, Canoas 1 e 2, poderá haver restrição à exploração de elevados valores de RSUL em função do carregamento da LT 230 kv Chavantes Figueira em regime normal de operação, assim como da máxima capacidade admissível de curta duração da transformação 230/138 kv da SE Chavantes na 24 / 89

25 contingência da LT 230 kv Londrina Figueira e da LT 230 kv Londrina Figueira na contingência da LT Chavantes - Figueira. Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados é necessário: Respeitar um fluxo máximo no circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias (Fin-ba), da ordem de 2000 MW, de modo a evitar possibilidade de oscilações de tensão mal amortecidas na contingência dupla da referida linha de transmissão; Utilizar a Lógica 3 do ECE do Rio Grande do Sul, a qual promove, para fluxos superiores a 1500 MW na LT 525 kv Salto Santiago Itá, corte de carga no Rio Grande do Sul em até 4 estágios, de forma a evitar a ocorrência de oscilações de tensão mal amortecidas na região de Curitiba decorrentes da contingência simples da LT 525 kv Salto Santiago Itá; Respeitar uma configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas nas usinas da região Sul, a fim de dotar o sistema da região Sul da inércia necessária para evitar oscilações de tensão pouco amortecidas nas situações de contingência; Utilizar as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kv, as quais efetuam corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kv. Utilizar o SEP de alteração de topologia da rede atualmente instalado na SE Chavantes, o qual efetua a abertura local da LT 230 kv Chavantes Assis, tape Salto Grande, a fim de contornar os problemas de sobrecarga inadmissível na LT 230 kv Chavantes Figueira decorrentes da contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias, em situações hidrológicas desfavoráveis nas usinas da região, notadamente na UHE Mauá; Utilizar o SEP de alteração de topologia da rede atualmente instalado na SE Cascavel Oeste, o qual efetua a abertura local do circuito 1 da LT 230 kv Cascavel Cascavel Oeste, a fim de eliminar contornar os problemas de sobrecarga inadmissível nesse circuito, quando da contingência dos circuitos 2 e 3 desta LT, os quais compartilham a mesma torre; Utilizar a configuração de segregação do barramento de 138 kv da SE Andirá para evitar sobrecargas em condições normais de operação na transformação 130/88 kv 20 MVA da SE Andirá; Utilizar a configuração de segregação do barramento de 138 kv da SE Rosana para evitar sobrecargas em regime normal de operação na LT 138 kv Rosana Loanda. 25 / 89

26 (d) Para FSUL: O fator que limita a capacidade de Fornecimento pela Região Sul (FSUL) em qualquer período de carga é a possibilidade da ocorrência de oscilações de tensão mal amortecidas no sistema decorrentes da contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias. Além disso, principalmente nos períodos de carga média, o carregamento da LT 230 kv Foz do Chopim Salto Osório em regime normal de operação também pode ser fator limitante à exploração de elevados valores de FSUL. Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados é necessário: Utilizar o SEP de corte de geração da UHE Salto Osório para controle de carregamento carregamento da LT 230 kv Foz do Chopim Salto Osório, quando da contingência da LT 230 kv Salto Osório Cascavel ou da LT 525 kv Cascavel Oeste Salto Caxias. 4.2 Limites e Fatores Limitantes relativos à interligação Norte-Sul, Norte- Nordeste e Sudeste-Nordeste. As análises consideram a entrada em operação das usinas térmicas previstas para a região Norte do Nordeste que impactam diretamente a capacidade de exportação da região Nordeste e a entrada em operação da interligação dos sistemas Macapá/Manaus ao SIN, previstas para junho de Cabe ressaltar que a entrada em operação da referida interligação não altera os limites vigentes relativos às interligações Norte-Sul, Norte-Nordeste e Sudeste- Nordeste. Os limites de intercâmbio nas interligações Norte Nordeste, Sudeste Nordeste e Norte - Sul são apresentados na Tabela 4-2. Os valores de exportação Nordeste, variam em função da entrada em operação das usinas térmicas Pecém 1 e 2, MC2 Pecém 2 e Maracanaú e estão apresentados Tabela 4-3. Os fatores limitantes associados a esses limites de transmissão são apresentados de forma resumida, após a Tabela 4-2 e Tabela / 89

27 Tabela 4-2: Limites nas Interligações Norte Sul, Norte Nordeste e Sudeste Nordeste - (MW) Configurações Intercâmbios Regionais Janeiro 2013 a Abril de 2014 Pesada Média Leve Fator Limitante NEXP (b) (4) RNE SEEXP Cenário A (6) Cenário B (7) EXPN (c) (4) EXPSE Cenário A (6) Cenário B (7) FNS (2) FMCCO (1) RECN (a) (a) (a) (5) 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. (a) Carga do Norte menos 5 geradores na UHE Tucuruí em carga pesada, média e leve. (b) Até 30 de novembro de 2012 o RNE ficara limitado a 4200 MW em todos os períodos de carga em função de sobrecarga em regime normal de operação na LT 230 kv Banabuiú Russas, quando entrará em operação o segundo circuito de 230 kv Banabuiú Mossoró II, que eliminará essa restrição. (c) Até maio de 2013 permanecem os valores acima. A apartir de junho com a entrada em operação da interligação Tucurui Macapá Manaus, a EXPN será o resultado da diferença entre a geração da região Norte e sua demanda incluindo Manaus e Macapá. 27 / 89

28 Tabela 4-3: Limites de exportação do Nordeste - (MW) Períodos de análise Configuração Condição de carga para a região Norte EXPNE para a região Sudeste Jan- Abr/13 sem Pecém Jan- Abr/13 Pecém I 2x 360 MW Mai13-Jan/14 Pecém I e II 3x 360 MW Fev-Abr/14 Pecém I e II, MC2 Pecém 2 e Maracanaú 1500 MW Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Fator Limitante - (3) Fatores Limitantes (1) Fluxo máximo na interligação Norte Sul no sentido Sudeste para Norte Nordeste (FMCCO): evitar sobrecarga nos capacitores série em situações de contingência em um dos circuitos de 500 kv entre Miracema Colinas. (2) Fluxo máximo na interligação Norte Sul no sentido Norte para Sudeste (FNS): evitar sobrecarga nos capacitores série em regime normal ou em situações de contingência (com SEP) em um dos circuitos no trecho entre as subestações de Gurupi/Peixe II e Serra da Mesa/Serra da Mesa II. Cabe ressaltar que o valor de FNS máximo deverá respeitar as limitações associadas à área Goiás/Brasília e ao SEP de corte de máquina de Itaipu. (3) Exportação da região Nordeste (EXPNE): evitar sobrecarga nos circuitos de 230 kv entre Paulo Afonso e Milagres quando da contingência da LT 500 kv Luiz Gonzaga Milagres, bem como o carregamento máximo admissível no circuito 2 da LT 500 kv Sobradinho São João do Piauí quando da perda do circuito 1 e evitar sobrecarga na LT 500 kv Paulo Afonso Luiz Gonzaga quando da perda da LT 500 kv Xingó Jardim. 28 / 89

29 Quanto aos limites de exportação Nordeste com ênfase para o Sudeste observam-se pequenos ganhos que podem ser justificados por uma redução de fluxos no eixo de 500 kv desde Presidente Dutra até São João do Piauí, bem como no eixo Luiz Gonzaga, Milagres e Quixadá. Quando as contingências limitantes deste cenário são a LT 500 kv Sobradinho São João do Piauí C1 e a LT 500 kv Luiz Gonzaga Milagres, a redução do fluxo nas mesmas permite um aumento na exportação Nordeste com ênfase para o Sudeste. A partir do momento que a contingência limitante é a LT 500 kv Xingó Jardim esse ganho desaparece. (4) Exportação da região Norte (EXPN) e Recebimento da região Nordeste (RNE): evitar os problemas de estabilidade angular na perda da LT 500 kv Tucuruí Marabá circuito 2 e a abertura da interligação Norte Nordeste na perda interligação Sudeste-Nordeste. Também é observado o esgotamento dos recursos de controle de tensão da interligação Norte-Nordeste e riscos de variação de tensão na interligação Norte - Nordeste quando de contingência na interligação Sudeste-Nordeste. (5) Recebimento da região Norte (RECN), restrito pelo número mínimo de unidades na UHE Tucuruí. (6) Exportação da região Sudeste (EXPSE) e Máximo Recebimento da região Nordeste (RNE): para o cenário energético A (EXPN Nula), será necessário atender as condições de controle de tensão da interligação Sudeste Nordeste em regime normal e suportar a perda dessa interligação ou a perda de uma máquina na UHE Xingó. (7) Máxima Exportação da região Sudeste (EXPSE) e Recebimento da região Nordeste (RNE): para o cenário energético B será necessário atender as condições de carregamento em regime normal na interligação Norte-Sul e na LT 500 kv Itumbiara-Samambaia, bem como suportar contingências na interligação Sudeste Nordeste ou de uma máquina na UHE Xingó. 4.3 Impacto das lógicas de corte de unidades geradoras da usina de Itaipu 60 Hz no desempenho da Interligação Norte Sul e na Área Goiás/Brasília. Nas situações operativas nas quais estiverem selecionadas para corte pelo CLP do 765 kv, 3 ou 4 unidades geradoras de Itaipu, o fluxo na interligação Norte Sul, deve ser monitorado para se evitar riscos de queda de tensão em Brasília e perda de sincronismo das usinas do Acre/Rondônia, independente do ECE de corte de unidades em Tucuruí estar ou não ligado (chave 43 on/off ligada ou desligada). As análises apontam para necessidade de se manter a limitação dos fluxos na interligação Norte-Sul (FNS) e fluxo Serra da Mesa (FSM), onde: 29 / 89

30 FSM = Geração na UHE Serra da Mesa + geração na UHE Cana Brava + geração na UHE São Salvador + FNS + FSENE. A Tabela 4-4 e Erro! Fonte de referência não encontrada., a seguir, apresentam esses limites estando o esquema de Tucuruí, respectivamente LIGADO e DESLIGADO, para as situações de corte de 3 ou 4 máquinas em Itaipu: (Chave 43 ON/OFF fechada e aberta, respectivamente). Tabela 4-4: Limites de FNS e FSM SEP Ligado SEP de corte de 2 UGs na UHE Tucuruí LIGADO Condição de Carga no SIN (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 03 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 04 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) < SIN < SIN < SIN < SIN < SIN < SIN SIN OBS: Considera a UHE Itaipu 60 Hz com 03 ou mais unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE e com o ECE de corte de 02 UGs na UHE Tucuruí LIGADO (Chave 43 ON/OFF fechada). Tabela 4-5: Limites de FNS e FSM SEP Desligado SEP de corte de 2 UGs na UHE Tucuruí DESLIGADO Condição de Carga no SIN (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 03 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 04 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) < SIN < SIN < SIN SIN< OBS: Considera com a UHE Itaipu 60 Hz com 03 ou mais unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE e com o ECE de corte de 02 UGs na UHE Tucuruí DESLIGADO (Chave 43 ON/OFF aberta). 30 / 89

31 5 Geração Térmica necessária devido a Restrições Elétricas A identificação dos valores de geração mínima necessária 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. No caso das usinas que consomem carvão nacional, embora elas não participem da conta de ESS, uma vez que têm seus custos de operação subsidiados pelos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético CDE, a identificação das restrições de geração mínima se torna importante para que o possa estimar, para o MME e ANEEL, a geração térmica com o uso de carvão nacional a ser custeado pela CDE. Cabe destacar que os valores apresentados neste trabalho são estimativas determinadas 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, o ciclo do verão de 2013, do inverno de 2013 e do verão 2013/2014. Os valores de geração mínima por restrições elétricas cumprem os objetivos apresentados nos dois parágrafos acima e são atualizados nos estudos de diretrizes para operação elétrica com horizonte quadrimestral e nos posteriormente, mais uma vez, são rerfinados pelos estudos mensais de Planejamento da Operação Elétrica do SIN. Destaca-se também que os valores de geração mínima consideram o ciclo de operação diário de cada usina, ou seja, mesmo que o montante indicado nas avaliações pudesse ser menor do que o necessário, foi considerado a impossibilidade de modulação na geração devido às restrições operativas. A necessidade de geração térmica devido a restrições elétricas no horizonte do PEL 2013/2014 está restrita às seguintes usinas: a) UTEs Presidente Médici, Candiota 3, Sepé Tiaraju e Jorge Lacerda até o final do horizonte analisado; b) UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz, até a entrada em operação da SE Zona Oeste com transformação 500/138 kv 900 MVA e obras associadas, prevista para janeiro de 2014; c) UTE Governador Leonel Brizol, até a entrada em operação da SE Nova Iguaçu 500/345 kv 1 x 900 MVA e 500/138 kv 1 x 900 MVA, em conjunto 31 / 89

32 com a LT 500 kv Taubaté Nova Iguaçu, atualmente previstas para junho de 2014; d) UTE Termonorte II, que poderá ser necessária apenas no caso de indisponibilidade do transformador provisório de 465 MVA 500/230 kv na SE Coletora Porto Velho; e e) UTEs de Manaus e UTE Santana até o final do horizonte analisado. Nos Volumes II e III deste PEL 2013/2014, no que diz respeito às térmicas de Manaus e Macapá, são informadas detalhadamente para cada usina, as considerações para definição dos montantes de geração térmica apresentados. 5.1 UTEs Presidente Médici e Candiota 3 Os despachos mínimos necessários nas UTEs Presidente Médici (2 x x 160 MW) e Candiota 3 (1 x 350 MW) para o ano de 2013 e para o verão 2013/2014 são apresentados na Figura 5-1 a seguir e foram definidos para evitar restrições ao atendimento nas situações de contingências de caráter sistêmico e local. Cabe destacar, neste ciclo do PEL, a informação da Eletrobras CGTEE de redução temporária da capacidade operativa das unidades 3 e 4 (máquinas do grupo B) da UTE Presidente Médici de 2 x 160 MW para 2 x 110 MW, devido à retirada de componentes das turbinas, além da indisponibilidade da unidade 1 (máquina do grupo A) por manutenção no período do verão 2012/2013. Adicionalmente, a empresa declarou inflexibilidade de 210 MW para a UTE Candiota 3 e de 155 MW para a UTE Presidente Médici, informando inflexibilidade nula nas máquinas do grupo A desta última usina a partir de / 89