DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE 2016

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1 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE 2016 Operador Nacional do Sistema Elétrico Diretoria de Planejamento Programação da Operação Rua Júlio do Carmo, Cidade Nova Rio de Janeiro RJ tel (+21) fax (+21)

2 2016/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE 2016

3 Sumário 1 INTRODUÇÃO 7 2 PONTOS DE DESTAQUE Entrada em Operação de Novos Equipamentos Horizonte Mensal Cronograma de Obras Setembro a Dezembro de Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo Região Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Norte/Nordeste Atendimento à Ponta de Carga do Sistema Intercâmbios entre Regiões 52 3 GERAÇÃO TÉRMICA Despachos Previstos por Restrição Elétrica Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Uruguai via Conversora de Frequência de Rivera Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Argentina via Conversora de Frequência de Uruguaiana Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Uruguai via Conversora de Frequência de Melo Procedimentos operativos para exportação de energia do Brasil para a Argentina via Conversoras de Frequência de Garabi Procedimentos operativos para importação de energia da Argentina para o Brasil via Conversoras de Frequência de Garabi 61 4 PREMISSAS CONSIDERADAS 62 5 CONCLUSÕES E ANÁLISES Desempenho em Regime Normal de Operação Controle de Tensão Região Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Nordeste Controle de Carregamento Região Sudeste/Centro-Oeste Região Nordeste Equipamentos com carregamento elevado no SIN Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema Análise de Segurança Contingências simples e duplas na Rede Básica que podem acarretar em cortes de carga Perdas Elétricas no SIN Atendimento aos Principais Centros Consumidores Capitais 89 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

4 5.6 Análise da operação do barramento da UHE Rosana Diretrizes para controle de carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha Considerações Gerais e Premissas Descrição das Análises Perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol C1 e C Perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 com atuação do SEP Conclusões e Recomendações Proposta de medidas operativas para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta - Barreiro Considerações Gerais e Premissas Descrição das Análises Controle de carregamento por monitoração e controle de inequação Controle de carregamento por SEP Controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro, no pós-contingência, por adoção de medida manual Alternativa 1 para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro Alternativa 2 para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro Conclusões e Recomendações Proposta para controle de carregamento na transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis Considerações Gerais e Premissas Descrição das Análises Avaliação das diretrizes para controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis Alternativa 1 - Controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis, considerando a abertura da chave seccionadora Alternativa 2 - Análise da segregação do barramento de 500 kv da SE Adrianópolis Análise comparativa de diferentes estratégias para controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis Diretrizes para controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis Diretrizes para controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis, considerando a alternativa Diretrizes para controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis, considerando que o setor de 500 kv esteja segregado Conclusões e recomendações ANEXOS Cargas e Gerações Consideradas nos Estudos Patamar de Carga Pesada Patamar de Carga Média Patamar de Carga Leve 135 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

5 6.1.4 Patamar de Carga Mínima Patamar de Carga Sábado 11 horas Patamar de Carga Sábado 21 horas Patamar de Carga Domingo 12 horas Patamar de Carga Domingo 21 horas 140 Lista de figuras, quadros, gráficos e tabelas 141 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

6 Revisões do relatório Rev. Seção Pág. Descrição ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

7 1 INTRODUÇÃO Este estudo tem como objetivo avaliar o desempenho da operação elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o mês de Novembro de 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 Setembro a Dezembro de 2016, à exceção das informações específicas contempladas neste relatório. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

8 2 PONTOS DE DESTAQUE No dia 25 de Outubro de 2016 foram realizadas manobras para propiciar a segregação do setor de 500 kv da SE Adrianópolis, de forma que a referida subestação passasse a operar com a LT 500 kv Baixada Fluminense Adrianópolis radializada com a LT 500 kv Adrianópolis Grajaú. Cabe ressaltar que nesta nova configuração operativa há redução do carregamento da transformação 500/345 kv 3x560 MVA da SE Adrianópolis, que por sua vez possibilita a redução do despacho das UTE Mário Lago e UTE Norte Fluminense, e auxilia no controle de carregamento da transformação 345/138 kv da SE Campos. Adicionalmente, esta medida favorece a otimização energética, no que se refere a trazer energia da região Sul e para exportação para a região Norte/Nordeste. Está prevista para o dia 9 de Novembro de 2016 a entrada em operação do 3º banco de transformadores 345/138 kv 225 MVA da SE Campos, aumentando de sobremaneira a confiabilidade de atendimento às cargas desta região. Durante o período de 14/11/2016 a 16/12/2016 será realizada a parada total da UTN Angra 2 para reabastecimento de combustível e manutenção periódica. Estão previstos diversos desligamentos no período de novembro de 2016 a final de maio de 2017 na subestação de Grajaú, envolvendo linhas, transformadores e os compensadores síncronos. Tais desligamentos estão associados à construção de novo pátio 138 kv da subestação, a SF6, em substituição ao pátio existente e contemplam períodos curtos e períodos longos, estes últimos de até 50 dias. 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 (EPE) a exportar para a República Argentina, até 480 MW de potência e respectiva energia elétrica gerada exclusivamente pela UTE Cuiabá. Esta exportação será realizada através da Estação Conversora de Frequência de Garabi, localizada no Município de Garruchos, Estado do Rio Grande do Sul, na fronteira do Brasil com a Argentina. No dia 23/10/2016 retornou à operação a LT 230 kv Porto Alegre 9 Guaíba 2, a qual estava desligada desde o dia 14/10/2015, devido à queda de torres na travessia do rio Jacuí. A LT 230 kv Guaíba 2 Cidade Industrial, que está indisponível desde a respectiva data, tem previsão de retorno à operação até o final do mês de outubro de Está prevista para segunda quinzena de outubro a entrada em operação em teste da primeira unidade geradora da UEE Aura Mirim II, a qual será composta por 10 unidades geradoras de 3 MW, totalizando 30 MW de capacidade. Esta UEE se conectará na SE 525 kv Marmeleiro 2 e faz parte do Conjunto Eólico ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

9 Marmeleiro 2, com capacidade instalada de 207 MW, o qual entrará em etapas até janeiro de Entrou em operação no dia 29/09/2016 o 2 TR 230/138 kv da SE Lajeado Grande, eliminando a possibilidade de corte de carga e geração quando da contingência do único TR existente nesta SE. Entrou em operação no dia 30/09/2016 o seccionamento da LT 230 kv Blumenau Palhoça na SE Gaspar 2, evitando, em regime normal de operação e em contingências da região, a sobrecarga no único circuito que atualmente interliga as SE Blumenau e Gaspar 2. Entrou em operação no dia 08/10/2016 o 2 TR 230/138 kv da SE Lagoa Vermelha, eliminando a possibilidade de corte de carga quando da contingência do único TR existente nesta SE. Entrou em operação no dia 13/10/2016 o gerador UG 4 (1 x 45 MW) da UTE Porto das Águas, aumentando de 50 MW para 80 MW a capacidade exportada para o SIN desta UTE à biomassa. Devido aos fortes temporais que ocorreram nas regiões Sul e Mato Grosso do Sul, entre os dias 16/10/2016 a 18/10/2016, ficaram indisponíveis à operação as seguintes linhas de transmissão: LT 230 kv Dourados Ivinhema 2 (6 estruturas danificadas), retornando à operação no dia 21/10/2016, LT 230 kv Jorge Lacerda B Siderópolis C1 (8 estruturas danificadas), com expectativa de retorno para o fim de outubro e LT 525 kv Campos Novos Nova Santa Rita (fora de operação para inspeção em estruturas danificadas), com expectativa de retorno para o início de novembro de No dia 02/07/2016 entrou em operação o 3º transformador 230/69 kv 150 MVA da SE Igaporã II, propiciando o reforço ao escoamento de geração eólica. O seccionamento da LT 500 kv Bom Jesus da Lapa II Ibicoara na SE Igaporã III e a transformação 500/230/13,8 kv 2x750 MVA da SE Igaporã III estão previstos para maio de 2017, com possibilidade de antecipação para 20 de Novembro de No dia 14 de Agosto de 2016 entrou em operação o 2º transformador 230/69/13,8 kv 150 MVA da SE Mirueira II, o que proporcionou, em 21 de Agosto de 2016, o início das transferências de cargas da SE Mirueira para esta nova subestação.vale destacar, que a SE Mirueira II reforça o suprimento às cargas da Região Metropolitana de Recife. No dia 31 de Agosto de 2016 foi liberado para operação comercial o 3º autotransformador 230/138 kv 100 MVA da SE Santa Maria (SRAT6-03), juntamente com o novo barramento de 138 kv desta subestação. Nesta data o autotransformador 230/138 kv 100 MVA (SRAT6-02) foi liberado para modernização e retrofit, possibilitando a conexão do mesmo na nova barra de ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

10 138 kv da SE Santa Maria, e retornou à operação em 25 de setembro de Nesta data foi liberado o autotransformador SRAT6-01 para modernização e retrofit, também. Esta obra aumenta a confiabilidade de atendimento às cargas da região. No dia 12 de Setembro de 2016 entrou em operação a SE Ibiapina II, seccionando a LT 230 kv Piripiri - Sobral II e energizada pelo nova LT 230 kv Piripiri - Ibiapina II, com o transformador 230/69 kv 100 MVA 04T1 e banco de capacitores de 21,3 Mvar/69 kv. O trecho de linha 230 kv Ibiapina II Sobral II entrou em operação no dia 13 de Setembro de A SE Ibiapina II possibilitará a entrada em operação de 150 MW de geração eólica na fronteira dos estados do Piauí e Ceará ainda em No dia 19 de Setembro de 2016 entrou em operação comercial o segundo transformador 230/69/13,8 kv MVA da SE Ibiapina II (TR2 ICG). No dia 23 de Outubro de 2016 a LT 500 kv Campina Grande III Ceará Mirim II C2 iniciou operação em testes. Contudo, por não possuir licença de operação, após os testes, caso a LO não tenha sido emitida, deverá ser desligada. No dia 23 de outubro de 2016 entrou em operação o segundo transformador 230/69 kv MVA - 04T2 da SE Arapiraca III, ampliando a capacidade de atendimento às cargas supridas pelo regional de Arapiraca. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

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 Entretanto, destacam-se a seguir os empreendimentos que entraram em operação no mês de Outubro, 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 Horizonte Mensal a) No dia 25 de Setembro de 2016 entraram em operação dois bancos de reatores de barra (6+1) x 13,3 Mvar na SE Irapé 230 kv, formando dois bancos de reatores de 40 Mvar. A entrada em operação destes equipamentos auxilia no controle de tensão 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. b) Está previsto para o início de Novembro de 2016 a substituição do ATR-1 138/88kV 36/40 MVA (autotrafo) pelo TR de 60 MVA proveniente da SE Caraguatatuba (ligação estrela-ziguezague). Esta obra 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. c) Foi postergado para 04 de Novembro de 2016 o terceiro transformador 230/69 kv 50 MVA da SE Barro Alto. Esta obra evita corte de carga na região de Barro Alto, necessário para evitar violação inadmissível no carregamento da transformação de Barro Alto na perda de um dos dois transformadores existentes. d) Está prevista para o dia 9 de Novembro de 2016 a entrada em operação do 3º banco de transformadores 345/138 kv 225 MVA da SE Campos. A entrada deste equipamento melhora a confiabilidade de atendimento às cargas desta região. e) Entrou em operação no dia 29/09/2016 o 2 TR 230/138 kv 75 MVA da SE Lajeado Grande, autorizado à Eletrobras Eletrosul pela resolução nº 4892/2014 com data limite de 03/11/2016. Esta obra tem como principal objetivo eliminar a possibilidade de corte de carga e geração quando de contingência do único TR existente nesta SE. f) Entrou em operação no dia 30/09/2016 o seccionamento da LT 230 kv Blumenau Palhoça na SE Gaspar 2, autorizado à Eletrobras Eletrosul pela resolução nº 4802/2014. Esta obra tem como principal objetivo evitar sobrecarga inadmissível na LT 230 kv Blumenau Gaspar 2 em regime normal e diante de contingências da região. g) Está prevista para segunda quinzena de outubro a entrada em operação em teste da primeira unidade geradora da UEE Aura Mirim II, a qual será composta por 10 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

12 unidades geradoras de 3 MW, totalizando 30 MW de capacidade. Esta UEE se conectará na SE 525 kv Marmeleiro 2 e faz parte do Conjunto Eólico Marmeleiro 2, com capacidade instalada de 207 MW, o qual entrará em etapas até janeiro de Conforme informações do agente responsável, no dia 25/09/2016 foi instalado/habilitado o esquema anti-ilhamento desta UEE. Neste ponto de conexão também estão previstas para entrar em operação em teste neste ano as UEE Aura Mirim IV (5 x 3 MW) e UEE Aura Mangueira VII (8 x 3 MW). Para a CGE Aura Mirim II e Aura Mangueira VII foi determinada a implantação de um sistema de transmissão constituído por uma subestação elevadora 34,5/138 kv junto à usina, uma Linha de Transmissão em 138 kv, um pátio de 138 kv junto à SE Marmeleiro 2, constituído de um autotransformador de 138/525 kv (1 x 275 MVA), interligando ao barramento de 525 kv da SE Marmeleiro 2, de propriedade da Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. TSLE. Para as demais CGE foi determinado a implantação de um sistema de transmissão constituído por uma subestação elevadora 34,5/525 kv e uma Linha de Transmissão em 525 kv, para conexão no Barramento de 525 kv da SE Marmeleiro 2, de propriedade da Transmissora Sul Litorânea de Energia TSLE, conforme figura a seguir: Figura : Diagrama unifilar simplificado da SE 525 kv Marmeleiro 2 1 x 275 MVA Visando evitar a limitação prévia da geração eólica nesta região, está previsto para novembro de 2016 um SEP para corte de geração, quando da contingência da LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo. 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

13 h) Entrou em operação no dia 08/10/2016 o 2 TR 230/138 kv 150 MVA da SE Lagoa Vermelha, autorizado à ETAU pela resolução nº 4890/2014 com data limite de 24/12/2016. Esta obra tem como principal objetivo eliminar a possibilidade de corte de carga quando da contingência do único TR existente nesta SE. i) Entrou em operação no dia 13/10/2016 o gerador UG 4 (1 x 45 MW) da UTE Porto das Águas, aumentando de 50 MW para 80 MW a capacidade exportada para o SIN desta UTE à biomassa, localizada no estado do Mato Grosso do Sul. Destaca-se que o gerador UG 3 (1 x 45 MW) entrou em operação no dia 01/03/2016. j) As seguintes pequenas centrais geradoras na região Sul e MS foram liberadas para a operação em teste ou para a operação comercial: Tabela : Unidades Geradoras com liberação para operação em teste na região Sul e MS Unidade Geradora PCH Bela União (Trincheira) CGH Cachoeira do Pinheirinho Potência (MW) 2 x 1,125 1 x 0,3 CGH Benedito Alto 1 x 0,954 CGH São Pedro I 1 x 0,30 CGH Roncador 1 x 1,0 PCH Passo de Ajuricaba UTE Curitiba Energia 3 x 1,426 UTE Iaco Agrícola Ponto de Conexão com a Rede Básica SE 230/69 kv Santa Rosa SE 230/138 kv Canoinhas SE 230/138 kv Rio do Sul SE 230/138 kv Pato Branco SE 230/138 kv Xanxerê 2 x 1,04 SE 230/69 kv Ijuí 2 1 x 34,0 (UG2) CGH Passo do Cervo 1 x 0,750 PCH Capivari CGH Rondinha Chalana PCH Volta Grande CGH Mambuca PCH Tigre 1 x 6,030 (UG3) 1 x 1,00 (UG1) 2 x 1,565 (UG1 e UG2) 2 x 0,500 (UG1 e UG2) 2 x 4,500 (UG1 e UG2) SE 230/138 kv Campo do Assobio SE 230/138 kv Chapadão SE 230/138 kv Passo Fundo SE 138/69 kv Jorge Lacerda SE 230/138 kv Xanxerê SE 138/69 kv Jorge Lacerda SE 230/69 kv Ijuí 2 SE 230/138 kv Areia Proprietário Cooperativa de Geração de Energia e Desenvolvimento COOPERLUZ Geração NB Geração de Energia Ltda. Estado Data da liberação RS 06/02/2015 SC 24/06/2015 Hidrelétrica Sens Ltda. SC 18/03/2015 Usina São Pedro Ltda. PR 06/03/2015 Hidrelétrica Roncador Ltda SC 22/08/2015 Departamento Municipal de Energia de Ijuí Geração RS 14/01/2015 Curitiba Energia SPE Ltda PR 16/04/2016 Iaco Agrícola S.A MS 14/06/2016 Usinas Hidrelétricas Bringhenti Ltda., Cerbranorte Geração S.A. e Urbano Agroindustrial Ltda. RS 06/08/2016 SC 17/09/2016 Ipê Energia Ltda SC 24/09/2016 Cooperzem Geração SC 01/10/2016 Pampa Geradora de Energia Elétrica Ltda Tigre Produção de Energia Elétrica Ltda RS 06/10/2016 PR 11/10/2016 Tabela : Unidades Geradoras com liberação para operação comercial na região Sul e MS Unidade Geradora Potência (MW) CGH Passo do Cervo 1 x 0,750 Ponto de Conexão com a Rede Básica SE 230/138 kv Passo Fundo Proprietário Usinas Hidrelétricas Bringhenti Ltda. Estado Data da liberação RS 01/09/2016 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

14 UHE Salto Curucaca 2 x 14,85 (UG4 e UG5 SE 230/138 kv Ponta Grossa Norte Curucaca Geradora S.A Cooperativa Agrária Agroindustrial Santa Maria Companhia de Papel e Celulose PR 03/09/2016 CGH Wiggers 1 x 0,600 SE 138/69 kv Jorge Lacerda Walmiro Wiggers & Cia. Ltda SC 06/09/2016 k) 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 sem previsão, aguardando o equacionamento dos problemas de proteção entre as empresas envolvidas. l) No dia 13 de Setembro de 2016 foi disponibilizada para operação 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. m) No dia 11 de Setembro de 2016 entrou em operação o transformador 220/66,5 kv 100 MVA na SE Itabaianinha, em substituição ao que se danificou no início de Novembro de n) No dia 19 de Setembro de 2016 entrou em operação comercial o segundo transformador 230/69/13,8 kv MVA da SE Ibiapina II (TR2 ICG). o) No dia 22 de outubro de 2016 retornou para operação o autotransformador 230/138 kv 100 MVA (RUAT6-01), que estava em manutenção. Dessa forma, a SE Rurópolis ficará com os 3 transformadores energizados pelos seus disjuntores 230 kv e 138 kv, atendendo às cargas dos alimentadores de Tapajós (geminados) e Itaituba. Esta obra visa dar confiabilidade de atendimento às cargas supridas pela SE Rurópolis. p) No dia 23 de outubro de 2016 entrou em operação o segundo transformador 230/69 kv 100 MVA 04T2 da SE Arapiraca III q) As seguintes usinas eólicas entraram em operação na região Nordeste e foram liberadas para a operação comercial, desde o início do quadrimestre em vigor: Tabela : 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 Vila Pará I 9 x 3,0 (UG1 a 9) SE Mossoró II Usina de Energia Eólica Vila Pará I S.A. RN 10/09/2016 EOL São Domingos 4 x 2,1 (UG4,5, 7 e 8) SE João Câmara III São Domingos Energias Renováveis S.A. RN 02/09/2016 EOL São Domingos 2 x 2,1 (UG2 e 8) SE João Câmara III São Domingos Energias Renováveis S.A. RN 10/09/2016 EOL Vila Pará II 4 x 3,0 (UG1 a 4) SE Mossoró II Usina de Energia Eólica Vila Pará II S.A. RN 15/09/2016 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

15 EOL São Domingos 2 x 2,1 (UG1 e 3) SE João Câmara III São Domingos Energias Renováveis S.A. RN 16/09/2016 EOL São Domingos 1 x 2,1 (UG11) SE João Câmara III São Domingos Energias Renováveis S.A. RN 24/09/2016 EOL Ventos de São Benedito EOL Ventos do Parazinho EOL Ventos de Tianguá EOL Ventos de Tianguá Norte EOL Ventos de São Benedito EOL Ventos do Morro do Chapéu EOL Vila Pará III EOL Vento Formoso EOL Santa Mônica I EOL Ventos de Santo Dimas EOL Vila Pará III UTE CSP EOL Ventos de Santo Dimas EOL Malhadinha 1 EOL Vila Pará III EOL Ventos de Santo Dimas 2 x 2,1 (UG2 e 3) 15 x 1,69 (UG1 a 15) 15 x 1,69 (UG1 a 15) 16 x 1,69 (UG1 a 16) 2 x 2,1 (UG1 e 7) 15 x 1,69 (UG1 a 15) 4 x 3,0 (UG1 a 4) 15 x 1,69 (UG1 a 15) 3 x 2,7 (UG5, 6 e 7) 5 x 2,1 (UG1, 2, 4, 5 e 6) 3 x 3,0 (UG6 a 8) 1x18 (UG1) + 1x100 (UG2) 4 x 2,1 (UG3, 8, 9 e 14) 11 x 2,1 (UG1 a 11) 1 x 3,0 (UG5) 3 x 2,1 (UG7, 11 e 12) SE João Câmara III SE Ibiapina II SE Ibiapina II SE Ibiapina II SE João Câmara III SE Ibiapina II SE Mossoró II SE Ibiapina II SE Pecém II SE João Câmara III SE Mossoró II SE Pecém II SE João Câmara III SE Ibiapina II SE Mossoró III SE João Câmara III São Benedito Energias Renováveis S.A. Nova Ventos do Parazinho Energias Renováveis S.A. Nova Ventos de Tianguá Energias Renováveis S.A. Nova Ventos de Tianguá Norte Energias Renováveis S.A. São Benedito Energias Renováveis S.A. Nova Ventos do Morro do Chapéu Energias Renováveis S.A. Usina de Energia Eólica Vila Pará III S.A. Nova Vento Formoso Energias Renováveis S.A. Central Eólica Santa Mônica SPE S.A. Ventos de Santo Dimas Energias Renováveis S.A. Usina de Energia Eólica Vila Pará III S.A. Companhia Siderúrgica do Pecém Ventos de Santo Dimas Energias Renováveis S.A. Geradora Eólica Bons Ventos da Serra I S.A. Usina de Energia Eólica Vila Pará III S.A. Ventos de Santo Dimas Energias Renováveis S.A. RN 24/09/2016 CE 28/09/2016 CE 28/09/2016 CE 28/09/2016 RN 01/10/2016 CE 06/10/2016 RN 07/10/2016 CE 07/10/2016 CE 11/10/2016 RN 11/10/2016 RN 11/10/2016 CE 14/10/2016 RN 15/10/2016 CE 20/10/2016 RN 20/10/2016 RN 22/10/2016 r) Está prevista para o final de Dezembro de 2016 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. s) Está prevista para o final de Dezembro de 2016 a entrada em operação da 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

16 t) Estão previstas para Novembro de 2016 as entradas em operação da SE Morro do Chapéu 230/69 kv 100 MVA e da LT 230 kv Irecê Morro do Chapéu, que possibilitará o escoamento da geração eólica conectada a esta subestação. u) Está prevista para Novembro de 2016 a entrada em operação da LT 230 kv Paraíso Lagoa Nova II C1, que permitirá o escoamento pleno da geração eólica conectada à SE Lagoa Nova II. v) Está prevista para o final de Outubro de 2016 a entrada em operação do CE 230 kv (-45/+90) Mvar na SE Tauá II que eliminará 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. w) Está prevista para final de Dezembro de 2016 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 representrando um reforço ao suprimento às cargas da capital do Piauí. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

17 2.1.2 Cronograma de Obras Setembro a Dezembro de 2016 Quadro : Sistema Sudeste / Centro-Oeste Rede Básica Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra Postergada para Junho de 2017 FURNAS SE Mascarenhas de Moraes Instalação de 2º transformador 345/138 kv 400 MVA. 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 (Pendência da Medição para Faturamento por parte do ONS na emissão do parecer de acesso) 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. CTEEP SE Bauru 440 kv Substituição de seccionadores, bobinas de bloqueio e TCs nos bays da LT 440 kv Bauru Getulina C-1 e C-2, por superação da capacidade nominal. Postergada para Novembro de 2016 Elimina a restrição imposta pelos referidos equipamentos, elevando a capacidade da LT para 2030/2286 MVA (capacidade do cabo da LT/disjuntores em Bauru). ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

18 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra SE Marechal Rondon 440 kv MARECHAL RONDON TRANSMISSORA DE ENERGIA SA 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 Postergada para o Novembro de 2016 Possibilita o escoamento pleno de geração das usinas conectadas na rede de 138 kv da região. TMT Seccionamento da LT 500 kv Marimbondo Araraquara C1 e C2 na nova SE Marimbondo II e LT 500 kv Marimbondo II Assis Postergado para Novembro de 2016 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 Postergado para Novembro 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 Abril 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. SE Araraquara 440 kv CTEEP 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. Postergada para Dezembro de 2016 Elimina a superação da capacidade dos referidos equipamentos, elevando a capacidade de seus bays. Substituição dos barramentos I e II de 440 kv devido à superação da capacidade nominal. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

19 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra SE Capão Bonito 230 kv CTEEP Instalação de 30 Mvar de compensação capacitiva na barra 230 kv e módulo de conexão associado. Prevista para Dezembro de 2016 Melhora o perfil de tensão da malha de 230 kv da referida SE. CTEEP SE Salto Grande Adequação do setor 230 kv para barra dupla e instalação do 2º transformador (TR-6) 230/88 kv 75 MVA e bays associados. Prevista para Janeiro 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. Prevista para Janeiro 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. SE Araraquara CTEEP Remanejamento do banco de reatores de linha nº 1 (3x66,7 Mvar/460 kv) e módulo de conexão, da LT 440 kv Mirassol II Araraquara para a barra de 440 kv da SE Araraquara. Prevista para Fevereiro de 2017 Melhora o perfil de tensão na malha de 440 kv da Área São Paulo. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

20 Agente Responsável Furnas Cemig-GT Equipamentos LT 500 kv Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2 3 º Transformador 500/138 kv - T10=300 MVA na SE Emborcação Data Prevista para Operação Entrou em operação em 20 de Fevereiro de 2016 A LT foi energizada sem o banco de reatores do terminal de Bom Despacho porque identificouse 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. Outorgado por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 4.329/ , com data contratual para operação em 27/09/2015. Segundo a Cemig- GT, a obra foi postergada para 30/12/2016. Efeito da Obra - 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. 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

21 Agente Responsável Cemig-GT Cemig-GT Cemig-GT Equipamentos 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 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 Substituição na SE Ipatinga 1 do transformador TR1 por uma unidade de autotransformadores monofásicos 230/ kv de (3 + 1) x 75 MVA, formando um banco de transformadores de 225 MVA Data Prevista para Operação Outorgada por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 5.596/ , com data contratual para operação em 21/12/2018, e está atualmente prevista para a mesma data. Outorgada por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 5.596/ , com data contratual para operação em 21/12/2018, e está atualmente prevista para a mesma data. Outorgada por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 5.596/ , 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. A previsão de entrada em operação deste transformador é 31/01/2017. Efeito da Obra - Eliminar corte de carga na região por atuação do SEP, atualmente instalado na SE Pimenta, para evitar carregamentos acima da máxima capacidade de emergência no transformador remanescente T2 na contingência do T1. - 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. Evitar carregamentos superiores a capacidade nominal no transformador íntegro quando do retorno deste à operação na indisponibilidade do transformador sob falha. - 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

22 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra 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 Outorgada por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 5.596/ , com data contratual para operação em 21/12/2018, e está atualmente prevista para a mesma data. 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 Outorgada por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 5.626/ , com data contratual para operação em 05/02/2019, e está atualmente prevista para a mesma data. 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 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 n o 004/2011, com data contratual para operação em 18/11/2013, e estão atualmente previstas para Novembro de 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 2 o transformador 500/345 kv T2=560 MVA na SE Itabirito 2 (3x186,6 MVA autotransformadores monofásicos) Outorgado por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 4.904/ , com data contratual para operação em 19/11/2016, e está atualmente previsto para a mesma data. 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

23 Agente Responsável Companhia Transirapé de Transmissão Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A. ATE XVIII Transmissora de Energia S.A. Furnas Furnas Equipamentos Dois bancos de reatores de barra (6+1) x 13,3 Mvar na SE Irapé 230 kv, formando dois bancos de reatores de 40 Mvar Um banco de reatores de barra com três unidades monofásicas de 26,6 Mvar cada na SE Pirapora kv, formando um banco de reatores de 80 Mvar LT 500 kv Estreito Itabirito 2 SE Vitória 345/138 kv Transferência do CS (-30 / +60 Mvar) e transformador elevador associado 345/13,8 kv instalado na SE Brasília Sul. SE Linhares 2 e LT 230 kv Mascarenhas Linhares 2 Data Prevista para Operação Outorgados por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 4.893/ , com data contratual para operação em 03/11/2016. Concluído em 25/09/2016. Outorgado por meio da Resolução Autorizativa ANEEL n o 5.069/ , com data contratual para operação em 27/01/2017, e está atualmente previsto para a mesma data. Outorgada por meio do leilão ANEEL n o 007/2012, com data contratual para operação em 25/08/2015, e está atualmente prevista para 31/10/2020. Previsto para 1º semestre de 2017 Postergadas para Dezembro de 2017 Efeito da Obra 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. 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. 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). 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. 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

24 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra Furnas 4º Transformador 345/138 kv 225 MVA da SE Campos Postergado para Fevereiro de 2017 Eliminar o risco de sobrecargas na transformação 345/138 kv da SE Campos em regime normal de operação. Mariana Transmissora de Energia Elétrica S.A. LT 500 kv Itabirito 2 Vespasiano 2 Outorgada por meio do leilão ANEEL n o 013/2013, com data contratual para operação em 02/05/2017, e está atualmente prevista para 14/04/ 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

25 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra FURNAS 4º TR 345/138 kv 225 MVA na SE Samambaia Entrou em operação em 11 de Setembro de 2016 Evitar possibilidade de corte de carga na região do Distrito Federal, necessário para evitar violação inadmissível na transformação da SE Samambaia, em situação de contingência. Consórcio Vale do São Bartolomeu LT 230 kv Brasília Sul Brasília Geral C3 Prevista para 30 de Outubro de 2016 Elimina a perda total da carga atendida pela SE Brasília Geral em condição N-2. FURNAS 3º TR 230/69 kv - 50 MVA na SE Barro Alto Postergado para 04 de Novembro 2016 Evitar possibilidade de corte de carga na região de Barro Alto, necessário para evitar violação inadmissível no carregamento da transformação de Barro Alto na perda de um dos dois transformadores existentes. CELG GT Bancos de Capacitores manobráveis 50 Mvar/230 kv na SE Itapaci Previsto para Janeiro 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 Lago Azul LT 230 kv Itapaci - Barro Alto C2 Concluída em 17 de Setembro de 2016 Elimina a perda total da carga atendida pela SE Itapaci em contingência simples. Consórcio Vale do São Bartolomeu SE Brasília Leste 500/138 kv - 2x540 MVA LT 500 kv Brasília Leste - Luziânia C1 e C2 Prevista para 28 de Fevereiro 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 Prevista para 15 de Março 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. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

26 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra FURNAS SE Serra da Mesa 230 kv 2 BC 2x150 Mvar Prevista para Setembro 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. 20/12/2017 FURNAS LT 230 kv Xavantes Pirineus C2 (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, faltando o circuito 2 da LT 500 kv Cláudia Paranatinga. Compensador Estático de Paranatinga (-200/200 Mvar) Postergado para Dezembro de 2016 ITE CATXERÊ Capacitor Série 390 Mvar da LT 500 kv Ribeirãozinho Rio Verde Norte, circuito 1 Capacitor Série 480 Mvar da LT 500 kv Ribeirãozinho Rio Verde Norte, circuito 2 Postergado para Novembro de 2016 Postergado para Novembro de 2016 Permitir o escoamento completo das UHEs Teles Pires e Colíder. LT 500 kv Ribeirãozinho Rio Verde Norte, circuito 3 Em operação desde Setembro de GUARACIABA Compensador Estático de Rio Verde Norte (-200/300 Mvar) Postergado para Janeiro de 2017 LT Rio Verde Norte Marimbondo II, circuitos 1 e 2 Postergado para Novembro de 2016 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

27 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra Eletronorte SE Ji-Paraná Transformador TR3 (existente) 3F - 60 MVA - 230/69/13,8 kv e suas conexões, conexões em 69 kv para TR1 e TR2, 2 ELs de 69 kv para Ceron e adequações no pátio de 69 kv. Energizado em 25 de Agosto de Obs.: TR1 desligado para adequações. Sem previsão de operação das três unidades em paralelo. Melhora o atendimento da rede de 69 kv de Ji-Paraná. Eletronorte SE Jaru Ampliação do setor de 230 kv e 69 kv com a instalação de dois transformadores 3F 230/69/13,8 kv 30 MVA (existentes) e suas conexões, 2 EL 230 kv para SE Ariquemes C1 e Ji-Paraná C1, 1 IB 230 kv, 1 EL 69 kv para CERON e 1 IB 69 kv. Energizado em 19 de Setembro de 2015 O TR1 saiu de operação para adequações e conexão no arranjo BD4CH e está sem previsão de retorno. Os transformadores só poderão operar em paralelo quando da construção do pátio de 69 kv, de responsabilidade da distribuidora. Contribui para melhorar o atendimento da rede de 69 kv de Ji-Paraná e Ariquemes. SE Jaru Eletronorte Ampliação da SE Jaru com a instalação do 3º transformador 230/69/13,8 kv 30 MVA existente e suas conexões. Postergado para Novembro de 2016 Contribui para melhorar o atendimento da rede de 69 kv de Ji-paraná e Ariquemes. Eletronorte SE Rio Branco I - Reator de barra de 20 Mvar em 230 kv Concluído em 11 de Setembro de 2016 Melhora no controle de tensão na rede de 230 kv a partir da SE Rio Branco até a SE Coletora Porto Velho. Transmissão de uso exclusivo da SAESA LT 230 kv Porto Velho Santo Antônio A LT 230 kv Porto Velho Santo Antônio C1 entrou em operação em Junho de 2016, faltando o circuito 2. Escoamento de geração de 6 unidades adicionais da UHE Santo Antônio. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

28 Quadro : 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 Fevereiro 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 Fevereiro de 2017 Melhorar o perfil de tensão da malha de 138 kv. CPFL SE Gávea 138 kv Bancos de Capacitores 1x21 Mvar Postergada para Fevereiro de 2017 Melhorar o perfil de tensão da malha de 138 kv. CTEEP CTEEP SE Mairiporã Substituição do ATR-2 138/88 kv 36/40 MVA (autotrafo) por um novo TR de 60 MVA (ligação estrela-ziguezague). 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 31 de Agosto de 2016 Postergada para Novembro de 2016 O 1º TR a ser substituído possibilita o retorno da LT 88 kv Mairiporã Jaguari à sua configuração normal de operação (em anel), aumentando a confiabilidade no atendimento das cargas ao longo da LT. O 2º TR a ser substituído elimina as sobrecargas no TR remanescente quando de baixa geração na UHE Jaguari e evita corte de carga em caso de perda de um dos TRs. OBS: Obras necessárias para conexão da SE Sabesp Igaratá. CTEEP LT 138 kv Mairiporã Santo Ângelo Instalação de torre DY para conexão da SE Polimix (Bandeirante). Postergada para Fevereiro de 2017 Instalação de torres/bays para entrada de novos acessantes. CTEEP LT 138 kv Rio Claro I Limeira I Instalação de torre DY para conexão da SE Cerâmica Ruy Rocha (Elektro). Postergada para Janeiro de 2017 Instalação de torres/bays para entrada de novos acessantes. Cemig-D LT 138 kv BH Barro Preto BH Centro Prevista para 31 de Outubro de 2016 Aumenta a segurança e flexibilidade operativa da região metropolitana de Minas Gerais. Cemig-D LT 138 kv Barreiro 1 Nova Lima 1 C2 Previsto para 31 de outubro de 2016 Evitar carregamento acima da máxima capacidade de emergência na LT 138 kv Barreiro 1 - Nova Lima 1 na contingência de um dos transformadores da SE Taquaril 345/138 kv - T3=T4=225 MVA. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

29 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra Cemig-D Cemig-D LT 138 kv Pirapora 2 Várzea da Palma 1 Recapacitação da LT 138 kv Pirapora 1 Pirapora 2 elevando a capacidade normal de 95 MVA para 125 MVA. Concluída em Outubro de 2016 Concluída em Outubro de 2016 Evitar carregamentos acima das máximas capacidades de emergência na LT 138 kv Pirapora 1 Pirapora 2 e LT 138 kv Pirapora 1 Várzea da Palma 1 na contingência da LT 345 kv Pirapora 2 - Várzea da Palma 1. Cemig-D LT 138 kv Araçuaí 2 Salinas Previsto para 30 de Outubro de 2016 Melhora os níveis de tensão da região norte de Minas Gerais. 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. Light/CSN Instalação de 2 bancos de 108 Mvar na SE Saudade 138 kv Postergada para Novembro de 2016 Melhorar o perfil de tensão na região de Resende, eliminando o risco de subtensão nessa região. 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 Prevista para Dezembro de 2016 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, conectada provisoriamente utilizando o bay do circuito 2 na SE Luziânia. A serem conectadas pela SE Luziânia 500/138 kv MVA, novo ponto de atendimento às cargas na região de Cristalina. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

30 Agente Responsável Equipamentos Data Prevista para Operação Efeito da Obra CELG D LT 138 kv Cristalina Luziânia (circuito simples) Prevista para Dezembro de 2016 CEB SE 06 - barramento de 138 kv Obra em andamento conclusão prevista até primeira quinzena de Novembro/2016. Após a entrada em operação dos transformadores 138/13,8 kv - 2 x 32 MVA, previsto para Maio de 2017, irá atender as cargas atuais da SE 06 supridas pela rede de 34,5 kv, pelo sistema de 138 kv, além de estar previsto como ponto de conexão para possibilitar o escoamento de energia da SE Brasília Leste e elevar a capacidade de expansão de carga da Região Central de Brasília. CEB CEB SE Brazlândia 138/13,8 kv 2x32 MVA Derivação da LT 138 kv Taguatinga Radiobrás para a SE Brazlândia LP emitida Sem previsão 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 CEB LT 138 kv Samambaia Oeste Ceilândia Norte SE Guará 2 138/13,8 kv 2x32 MVA a qual seccionará a LT 138 kv Brasília Sul - Brasília Norte Prevista para Julho de 2019 Sem LP LI + 12 meses Sem previsão Obras de expansão do sistema de distribuição em 138 kv da CEB que permitirão um maior aproveitamento da capacidade da transformação 345/138 kv - 3x225 MVA da SE Samambaia e consequente alívio da SE Brasília Sul 345/138 kv - 6x150 MVA. Energisa MT SE Juína Conexão da SE Juína à rede de distribuição da Energisa Prevista para Dezembro de 2016 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 Janeiro 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 Prevista para Dezembro de 2016 Eleva a confiabilidade no atendimento às cargas da região do Baixo Araguaia. Energisa MT Compensador Síncrono de 50 MVA na SE Confresa Prevista para Dezembro de 2016 Eleva a confiabilidade no atendimento às cargas da região do Baixo Araguaia. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

31 Quadro : Sistema Sul Rede de Operação. Agente Reponsável Eletrobras Eletrosul Equipamento SE Biguaçu 3º TR 525/230 kv - 1 x 672 MVA Data Prevista para Operação 28/02/2017 Efeito da Obra Evitar sobrecarga no banco de autotransformadores 525/230 kv remanescente da SE Biguaçu, na contingência de um dos bancos de autotransformadores 525/230 kv dessa subestação. TSLE SE Povo Novo 2 TR 525/230 kv - 1 x 672 MVA Fim de dezembro/2017 Eliminar a possibilidade de sub/sobretensão na região Sul do Rio Grande do Sul quando da contingência do único TR existente nesta SE COPEL - GT SE Bateias Banco de Capacitores de 230 kv - 2 x 150 Mvar 06/12/2016 Minimizar as subtensões na malha de 525 kv do Paraná, com reflexos para toda região Sul, em regime normal e contingências, notadamente em situações de elevados intercâmbios entre as regiões Sul e Sudeste COPEL -GT SE Guaira Banco de Capacitores de 230 kv - 1 x 30 Mvar Em operação desde 11/09/2016 Minimizar as subtensões na malha de 230 kv da região Noroeste do Paraná, com reflexos para a região de Dourados no Mato Grosso do Sul, em regime normal e contingências, notadamente em situações de nula geração nula das UTE à biomassa da região COPEL-GT Reconstrução da LT 230kV Figueira Ponta Grossa Norte 1ª Etapa (reconstrução entre a subestação Ponta Grossa Norte e o ponto de seccionamento para conexão do consumidor Klabin Celulose) 11/12/2016 Eliminar a possibilidade de sobrecarga em regime normal e contingências quando de elevada transferência de energia entre as regiões Sul e Sudeste ATE VI SE Videira 3º TR 230/138 kv - 1 x 150 MVA 30/12/2016 Evitar a sobrecarga nas unidades remanescentes quando da contingência ou indisponibilidade de um dos transformadores desta SE. Eletrobras Eletrosul SE Canoinhas Banco de Capacitores de 230 kv - 1 x 50 Mvar Em operação desde 20/08/2016 Melhorar o perfil de tensão da região de Canoinhas e São Mateus do Sul em regime normal de operação e na contingência de LT 230 kv que atendem a região e de LT 525kV no estado do Paraná Eletrobras Eletrosul SE Gaspar 2 Seccionamento da LT 230 kv Blumenau - Palhoça Em operação desde 30/09/2016 Eliminar a possibilidade de sobrecarga inadmissível em regime normal e contingências na LT 230 kv Blumenau - Gaspar 2 Eletrobras Eletrosul SE Joinville Norte 4º TR 230/138 kv 150 MVA Em operação desde 17/08/2016 Evitar a sobrecarga nas unidades remanescentes quando da contingência de um dos transformadores desta SE e sobrecarga nos TR 230/138 kv e TR 138/69 kv da SE Joinville, na contingência de um dos transformadores dessas respectivas transformações. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

32 Agente Reponsável Equipamento Data Prevista para Operação Efeito da Obra Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. SE Pinhalzinho LT 230 kv Foz do Chapecó - Pinhalzinho C1 Início de julho/2017 Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição do Extremo Oeste de Santa Catarina. Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. SE Pinhalzinho TR 230/138 kv - 1 x 150 MVA Início de junho/2017 Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição do Extremo Oeste de Santa Catarina. CEEE-GT SE Canoas 1 2º TR 230/23 kv 1 x 50 MVA Configuração provisória em operação desde 13/09/2015. Configuração definitiva prevista para 26/02/2017 Eliminar a possibilidade de sobrecarga em regime normal nesta SE. CEEE-GT SE Canoas 1 Adequação do barramento 230 kv Início de junho/2017 Evitar a perda desta transformação em caso de contingência da LT 230 kv Cidade Industrial Canoas 1 Porto Alegre 9. CEEE-GT SE Eldorado do Sul Adequação do barramento 230 kv 01/09/2017 Evitar corte das cargas atendidas pelas subestações Eldorado do Sul, que são conectadas em derivação na LT 230 kv Porto Alegre 9 Camaquã, quando da contingência desta linha. CEEE-GT SE Passo Real 2º ATR 230/138 kv - 1 x 150 MVA 10/05/2017 Eliminar o risco de sobrecarga inadmissível com provável atuação da proteção de sobrecorrente na contingência de um TR. CEEE-GT SE Santa Marta Individualização dos módulos de conexão em 230 kv e instalação de módulos de conexão em 138 kv do AT1 e do AT2 17/07/2018 Evitar o corte de toda a carga atendida no setor de 138 kv da SE Santa Marta, quando da contingência dos dois TR 230/138 kv que compartilham o mesmo disjuntor no lado de alta tensão e baixa tensão. Eletrobras Eletrosul SE Lajeado Grande 2 TR 230/138 kv - 1 x 75 MVA Em operação desde 29/09/2016 Eliminar a possibilidade de corte de carga e geração quando da contingência do único TR existente nesta SE ETAU SE Lagoa Vermelha 2 TR 230/138-1 x 150 MVA Em operação desde 08/10/2016 Eliminar a possibilidade de corte de carga quando da contingência do único TR existente nesta SE Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. LT 230 kv Maçambará - Santo Ângelo C2 Fim de setembro/2017 Evitar/eliminar o risco de corte de carga na região da Fronteira Oeste do Rio Grande do Sul, em caso de contingência da LT 230 kv Maçambará Santo Ângelo C1 TESB LT 230 kv Campo Bom Taquara 21/08/2017 Eliminar/Reduzir a subtensão nas SE Taquara e Nova Petrópolis quando da contingência das LT 230 kv Caxias Nova Petrópolis ou Nova Petrópolis Taquara. TESB LT 230 kv Nova Santa Rita Porto Alegre 9 25/11/2016 Eliminar/Reduzir risco de corte de carga na região metropolitana de Porto Alegre, quando de contingências simples e/ou duplas no sistema de 230 kv. TESB LT 230 kv Porto Alegre 13 - Restinga 18/11/2016 Eliminar/Reduzir o risco de corte de carga na região metropolitana de Porto Alegre, quando de contingências simples e/ou duplas no sistema de 230 kv. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

33 Agente Reponsável Equipamento Data Prevista para Operação Efeito da Obra TESB LT 230 kv Porto Alegre 8 Porto Alegre 9 17/08/2017 Eliminar/Reduzir o risco de corte de carga na região metropolitana de Porto Alegre, quando de contingências simples e/ou duplas no sistema de 230 kv. TESB LT 230 kv Restinga Viamão 3 18/11/2016 Eliminar/Reduzir o risco de corte de carga na região metropolitana de Porto Alegre, quando de contingências simples e/ou duplas no sistema de 230 kv. TESB SE Candelária 2 Seccionamento da LT 230 kv Itaúba Nova Santa Rita TR 230/69 kv 2 x 83 MVA 31/05/2017 Melhorar a confiabilidade do atendimento às cargas atendida pelas SE Lajeado 2, Santa Cruz 1, Santa Maria 1 e Venâncio Aires. TESB SE Jardim Botânico 3 TR 230/69 kv - 1 x 83 MVA 30/06/2017 Eliminar a possibilidade de sobrecarga quando da contingência de um dos TR existente nesta SE TESB SE Jardim Botânico Seccionamento da LT 230 kv Gravataí 2 Porto Alegre 10 TR 230/69 kv 2 x 83 MVA 13/02/2017 Melhorar a confiabilidade do atendimento às cargas atendidas da região metropolitana de Porto Alegre, eliminando o risco de corte de carga devido à sobrecarga em condição normal nos transformadores 230/69 kv das SE Porto Alegre 6 e Porto Alegre 10. TESB SE Porto Alegre 13 Adequação do pátio 230 kv e bays para SE Porto Alegre 6 e SE Restinga 18/11/2016 Adequação do arranjo da SE para atendimentos aos critérios dos procedimentos de rede e para viabilizar o acesso da SE Restinga. TESB SE Restinga TR 230/69 kv 2 x 83 MVA 18/11/2016 Melhorar a confiabilidade do atendimento às cargas atendidas da região metropolitana de Porto Alegre, eliminando o risco de corte de carga devido à sobrecarga em condição normal nos transformadores 230/69 kv das SE Porto Alegre 6 e Porto Alegre 10. TESB SE Viamão 3 Seccionamento da LT 230 kv Gravataí 2 Porto Alegre 6 TR 230/69 kv 3 x 83 MVA 16/11/2016 Melhorar 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 nos transformadores 230/69 kv das SE Porto Alegre 6, Porto Alegre 8, Porto Alegre 10 e Gravataí 2. Klabin S.A. UTE Klabin Celulose MW (2 x 165 MW) UG 1: Em operação desde 06/08/2016 UG 2: Em operação desde 29/07/2016 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Paraná, exportando no máximo 160 MW para o SIN. São Roque Energética S.A. UHE São Roque - 141,9 MW (3 x 47,3 MW) Sem previsão Elevação da disponibilidade de geração no estado do Santa Catarina. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

34 Quadro : Sistema Sul Fora da Rede de Operação Agente Reponsável Equipamento Data Prevista para Operação Efeito da Obra ATE VII SE Foz do Iguaçu Norte Banco de Capacitores de 138 kv - 2 x 30 Mvar 30/12/2016 Melhorar o perfil de tensão da região de Foz do Iguaçu Norte sobretudo quando de contingências da malha de 230 kv. COPEL DIS SE Curitiba Norte Alteração de tensão de 69 kv para 138 kv das SE Colombo e Rio Brando do Sul Exclusão da LT 138 kv Curitiba Norte - Tunas LT 138 kv Bateias Almirante Tamandaré LT 138 kv Bateias Rio Branco do Sul LT 138 kv Colombo - Rio Branco do Sul LT 138 kv Curitiba Norte - Colombo LT 138 kv Rio Branco do Sul - Tunas Fim de dezembro/2016 Aliviar a transformação de fronteira 230/138 kv da SE Bateias, única fonte responsável pelo atendimento do anel 138 kv da área norte da região metropolitana de Curitiba. COPEL DIS SE Curitiba Norte Reencabeçamento da LT 138 kv Almirante Tamandaré - Curitiba Norte da SE Curitiba Norte para a SE Colombo Seccionamento da LT 138 kv Colombo - Rio Branco do Sul Meados de abril/2017 Aliviar a transformação de fronteira 230/138 kv da SE Bateias, única fonte responsável pelo atendimento do anel 138 kv da área norte da região metropolitana de Curitiba. COPEL-DIS SE Hauer Seccionamento da LT 69 kv Parolim - Uberaba Fim de outubro/2016 Aliviar o carregamento da transformação de carga nas subestações Boqueirão, Parolin e Uberaba. CELESC CELESC LT 69 kv Turvo - Ermo (Sombrio) SE Blumenau Fortaleza Seccionamento da LT 138 kv Gaspar 2 - Indaial Fim de novembro/2016 Em operação desde 14/08/2016 Melhorar as condições de atendimento na região Extremo Sul. Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição na região de Blumenau em SC. CELESC SE Camboriú Alteração de tensão de 69 kv para 138 kv. Meados de dezembro/2016 Melhorar as condições de atendimento na região de Camboriú. CELESC SE Ingleses LT 138 kv Ilha Norte - Ingleses Em operação desde o dia 21/10/2016 Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição na Ilha de SC. CELESC SE Turvo LT 69 kv Forquilhinha IESUL Turvo C2 Fim de novembro/2016 Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região do extremo Sul de SC. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

35 Agente Reponsável Eletrobras Eletrosul CEEE-D CEEE-D Equipamento SE Garopaba Encantada Seccionamento da LT 138 kv Palhoça Jorge Lacerda A LT 138 kv Pelotas 1 Quinta LT 69 kv Camaquã Camaquã 3 Data Prevista para Operação Sem previsão Sem previsão Efeito da Obra Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição do litoral Sul de SC. Possibilitar a operação em anel de 138 kv entre a SE Pelotas 3 e a SE Quinta. Sem previsão Acesso da CEEE-D à nova SE Camaquã 3 CEEE-D SE Camaquã 3 Remanejamento das cargas de Vasconcelos e Camaquã 2 da SE Camaquã para a SE Camaquã 3 Fim de outubro/2016 Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região de Camaquã. CEEE-D SE Jardim Botânico Interligação do barramento de 69kV da SE Porto Alegre 12 e Jardim Botânico Seccionamento da LT 69 kv Porto Alegre 10 - Porto Alegre 6 C1 30 dias após a entrada em operação da SE 230/69 kv Jardim Botânico Aliviar o carregamento da transformação 230/69 kv da SE Porto Alegre 6 e Porto Alegre 10 CEEE-D SE Menino Deus Seccionamento da LT 69 kv Porto Alegre 10 PUC Em operação desde 12/05/2014 (Conexão definitiva sem previsão) Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição de Porto Alegre. CEEE-D SE Porto Alegre 7 LT 69 kv Porto Alegre 7 - Porto Alegre 9 C1 LT 69 kv Porto Alegre 7 - Porto Alegre 9 C2 Obra parcial - um transformador e um circuito em operação desde 25/08/2016 Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição de Porto Alegre. CEEE-D SE Restinga Seccionamento da LT 69 kv Porto Alegre 6 Porto Alegre dias após a entrada em operação da SE 230/69 kv Restinga Melhorar a confiabilidade do atendimento às cargas da região metropolitana de Porto Alegre CEEE-D SE Rincão Seccionamento da LT 69 kv Porto Alegre 6 Porto Alegre 14 Obra parcial novembro/2015 (Conclusão da subestação com Conexão definitiva dois módulos de linha) 30 dias após a entrada da SE Restinga Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição de Porto Alegre. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

36 Agente Reponsável Equipamento Data Prevista para Operação Efeito da Obra CEEE-D SE Viamão 3 Bays para SE Porto Alegre 16 LT 69 kv Viamão 3 Brahma Águas Claras Latasa Reencabeçamento da LT 69 kv Viamão 2 Latasa Brahma, terminal de Viamão 2 30 dias após a entrada em operação da SE 230/69 kv Viamão 3 Aliviar o carregamento da transformação 230/69 kv da SE Porto Alegre 6 e Gravataí 2 CEEE-D e CEEE- GT SE São Jerônimo Seccionamento da LT 69 kv Triunfo UTE São Jerônimo (provável desativação da Usina e consequente cancelamento do seccionamento) Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição de São jerônimo. CEEE-GT SE Cachoeirinha Novo Setor de 23 kv Em operação à vazio desde 27/10/2013. Parte da tomada de carga ocorreu dia 04/10/2015. Previsão de tomada de carga total pela RGE em Ampliação de atendimento à carga e atendimento ao critério N-1. CEEE-GT SE Canoas 1 Banco de Capacitores de 23 kv 2 x 3,6 Mvar 05/02/2017 Correção do fator de potência de Canoas 1. CEEE-GT SE Eldorado do Sul Banco de Capacitores de 23 kv - 1 x 3,6 Mvar Módulo de interligação de barramentos de 23 kv 01/09/2017 Correção do fator de potência de Eldorado do Sul. CEEE-GT SE Porto Alegre 9 Adequação da proteção da SE Porto Alegre 9 (LT 69 kv para Porto Alegre 2 C1 e C2) Sem previsão Possibilitar o fechamento em anel entre as SE 230/69 kv Porto Alegre 8 e Porto Alegre 9, aumentando a confiabilidade eliminando o corte de carga na contingência de LTs de 69 kv e LT 230 kv Gravataí 2 Porto Alegre 8. CEEE-GT SE São Vicente do Sul Substituição do TR 69/23 kv 10 MVA por um TR 69/23 kv 25 MVA 18/02/2018 Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição de São Vicente. DEMEI SE Demei 2 TR 69/23 kv 1 x 25 MVA Sem previsão Melhoria nas condições de atendimento do sistema de 69 kv da região de Ijuí 2. Energisa MS LT 138 kv Campo Grande Campo Grande Cuiabá C2 16/11/2016 Obra associada ao acesso a nova SE 230/138 kv Campo Grande 2. Energisa MS LT 138 kv Dourados Santa Cruz Dourados Maxwel Fim de outubro/2016 Eliminar sobrecarga em condição contingencia. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

37 Agente Reponsável Equipamento Data Prevista para Operação Efeito da Obra Energisa MS SE Campo Grande 2 LT 138 kv Campo Grande Campo Grande 2 C2 (oriunda do seccionamento da LT 138 kv Campo Grande São Gabriel D Oeste e recapacitação do trecho entre Campo Grande e Campo Grande 2) Após a entrada desta LT, a LT para a SE São Gabriel D Oeste na SE Campo Grande 2 será transferida para o novo bay a ser construido pelo Consórcio Pantanal Início de março/2017 Obra associada ao acesso a nova SE 230/138 kv Campo Grande 2. Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região de Campo Grande. Energisa MS SE Campo Grande 2 LT 138 kv Campo Grande 2 - São Gabriel D'Oeste (oriunda do seccionamento da LT 138 kv Campo Grande São Gabriel D Oeste) Esta LT usará o bay para Campo Grande C2 na SE Campo Grande 2 Em operação desde 02/09/2016 Obra associada ao acesso a nova SE 230/138 kv Campo Grande 2. Melhorar as condições de atendimento na rede de distribuição da região de Campo Grande. Urbano Agroindustrial Ltda. e Cerbranorte Geração S.A. PCH Capivari - 18,74 MW (3 x 6, x 0,65 MW) Sem previsão Elevação da disponibilidade de geração no estado do Santa Catarina. Atlantic UEE Aura Mangueira VII - 24 MW (8 x 3 MW) UG1: Previsão para entrada em teste em 31/10/2016 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Atlantic UEE Aura Mangueira XI - 9 MW (3 x 3 MW) UG1: Previsão para entrada em teste em 14/12/2017 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Atlantic UEE Aura Mirim II - 30 MW (10 x 3 MW) UG1: Previsão para entrada em teste na segunda quinzena de outubro de 2016 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Atlantic UEE Aura Mirim IV - 15 MW (5 x 3 MW) UG1: Previsão para entrada em teste em 28/11/2016 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Enerplan Energia Eólica III UEE Pontal 3B - 27 MW (10 x 2,7 MW) 10/11/2016 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Enerplan Energia Eólica IV UEE Pontal 2A - 21,6 MW (8 x 2,7 MW) Início de novembro/2016 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

38 Agente Reponsável Equipamento Data Prevista para Operação Efeito da Obra FVEE UEE Pontal 2B 11,2 MW (7 x 1,6 MW) Em operação desde 25/04/2015. Esta UEE está conectada provisoriamente na SE 69 kv Alvorada 1 da CEEE-D. Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Ventos de Curupira S.A. UEE Curupira - 23,1 MW (11 x 2,1 MW) 27/05/2017 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Ventos de Povo Novo S.A. Ventos de Vera Cruz S.A. UEE Povo Novo - 8,4 MW (4 x 2,1 MW) UEE Fazenda Vera Cruz - 21 MW (10 x 2,1 MW) 11/05/ /03/2017 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Elevação da disponibilidade de geração no estado do Rio Grande do Sul. Cerradinho Bioenergia S.A UTE Porto das Águas UG3 e UG4 - (2 x 45 MW) UG 3: Em operação desde 01/03/2016 UG 4: Em operação desde 13/10/2016 Elevação da disponibilidade de geração no estado do Mato Grosso do Sul. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

39 Quadro : Sistema Norte / Nordeste Rede de Operação Agente Responsável Instalações Data Prevista para Operação Efeito da Obra Área Sudoeste CHESF SE Igaporã III 500/230/13,8 kv 2x750 MVA Seccionamento da LT 500 kv Bom Jesus da Lapa II Ibicoara, na SE Igaporã III Maio de 2017 Maio de 2017 Escoamento de geração eólica derivada das SE Igaporã II, Igaporã III e Pindaí II. LT 230 kv Irecê / Morro do Chapéu e SE Morro do Chapéu: 01 TR 230/69/13,8 kv 150 MVA Novembro de 2016 Escoamento de geração eólica. ODOYÁ SE Juazeiro III Autotransformador 500/230 kv 300 MVA Seccionamento da LT 500 kv Sobradinho - Luiz Gonzaga (05C3), na SE Juazeiro III LT 230 kv Juazeiro II Juazeiro III Dezembro de 2016 Possibilitar melhor controle de tensão na Região Sudoeste da Bahia, além de eliminar/reduzir a necessidade de geração térmica na UTE Petrolina ou sobrecarga em caso de contingência de linhas de transmissão derivadas da SE Juazeiro II. PARANAÍBA* SÃO PEDRO* * o setor de 500 kv da SE Barreiras II é parte das obras de propriedades da Abengoa, em andamento o processo de caducidade. Atualmente a ANEEL, em conjunto com os Agentes envolvidos, estão analisando a melhor solução para energização em carga destas obras. LT 500 kv Rio das Éguas Barreiras II SE Barreiras II (novo setor de 230 kv) Autotransformador 500/230 kv 300 MVA SE Rio Grande II Transformador 230/138 kv 100 MVA LT 230 kv Barreiras Rio Grande II LT 230 kv Barreiras II Rio Grande II (extensão de linha de transmissão entre a SE Barreiras II e o Seccionamento da LT 230 kv Barreiras Bom Jesus da Lapa) Dezembro de 2016 Dezembro de 2016 Eliminar possibilidade de colapso de tensão na SE Barreiras e de necessidade de corte de carga, em regime normal de operação. Além de evitar corte de carga, de até 230 MW, na região de Barreiras, na contingência da única LT 230 kv Bom Jesus da Lapa - Barreiras. Além de eliminar possibilidade de corte de carga de até 167 MW (temporário do setor de 138 kv) e de até 70 MW (após recomposição do setor de 138 kv) na região da SE Barreiras, necessário para evitar violação no carregamento da transformação 230/138 kv da SE Barreiras, em caso de contingência em um dos transformadores desse setor. Renova Energia S.A. CGE Angico 8,1 MW (ICG Igaporã III 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Renova Energia S.A. CGE Acácia 16,2 MW (ICG Igaporã III 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

40 Agente Responsável Instalações Data Prevista para Operação Efeito da Obra Renova Energia S.A. CGE Taboquinha 21,6 MW (ICG Igaporã III 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Renova Energia S.A. CGE Abil 23,7 MW (ICG Pindaí II 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Renova Energia S.A. CGE Folha de Serra 21,0 MW (ICG Pindaí II 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Renova Energia S.A. CGE Jabuticaba 9,0 MW (ICG Pindaí II 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Renova Energia S.A. CGE Jacarandá do Cerrado 21,0 MW (ICG Pindaí II 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Renova Energia S.A. CGE Tabua 15,0 MW (ICG Pindaí II 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Renova Energia S.A. CGE Vaqueta 23,4 MW (ICG Pindaí II 230 kv) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Área Sul CHESF SE Itabaianinha Transformador 230/69 kv 100 MVA (2º TR de 100 MVA em substituição ao 04T1 de 33 MVA) Em operação desde 11 de Setembro de 2016 Elimina sobrecarga nos transformadores de 33 MVA em caso de contingência simples do transformador 230/69 kv 100 MVA em operação. Área Leste LT 230 kv Paraíso Lagoa Nova II Novembro de 2016 Permitirá o escoamento de geração eólica que está se conectando na região. Solução dada pela EPE para a expansão do sistema de transmissão associado ao 138 kv entre as SE Açu II e Campina Grande II. CHESF SE Arapiraca III: 2º TR 230/69 kv 100 MVA Em operação desde Outubro de 2016 Reforço ao suprimento das cargas deste regional. SE Mirueira II: 2º TR 230/69/13,8 kv 150 MVA Em operação desde 14 de Agosto de 2016 Reforço ao suprimento das cargas da Região Metropolitanda de Recife. Narandiba LT 500 kv Campina Grande III Ceará Mirim II, C2, 05L3 Energizado em carga para testes em 23 de Outubro de Contudo ainda sem LO para liberação de Elimina restrição de geração eólica na região, em caso de contingência ou liberação para manutenção no único circuito de 500 kv Campina Grande III Ceará Mirim II em operação. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

41 Agente Responsável Instalações Data Prevista para Operação Efeito da Obra operação comercial definitiva. GESTAMP CGE Macambira I (18 MW) e II (18 MW) (SE Lagoa Nova II) Em operação desde de Julho de 2016 Reforço energético para a região. GESTAMP EOL Parque Eólico Cabeço Preto III (26 MW), V (26 MW) e VI (18 MW) (SE João Câmara III) Novembro de 2016 Reforço energético para a região. Área Norte SE Tauá II Compensador Estático -45/+90 Mvar/230 kv Novembro de 2016 Eliminar afundamento de tensão no eixo 230 kv Picos Tauá II, na contingência da LT 230 kv São João do Piauí Picos ou da LT 230 kv Milagres Tauá II. CHESF SE Ibiapina: Seccionamento da LT 230 kv Piripiri / Sobral, e 02 TR 230/69/13,8 kv 100 MVA Em operação desde 12 de Setembro de 2016 Possibilitar o escoamento da geração eólica da região. Casa dos Ventos Ventos do Parazinho 30 MW (SE Ibiapina) Em operação desde 28 de Setembro de 2016 Reforço energético para a região. Casa dos Ventos Vento Formoso 30 MW (SE Ibiapina) Em operação desde 07 de Outubro de 2016 Reforço energético para a região. Casa dos Ventos Novos Ventos Tianguá 30 MW (SE Ibiapina) Em operação desde 28 de Setembro de 2016 Reforço energético para a região. Casa dos Ventos Novos Ventos Tianguá Norte 30 MW (SE Ibiapina) Em operação desde 28 de Setembro de 2016 Reforço energético para a região. Casa dos Ventos Ventos do Morro do Chapéu 30 MW (SE Ibiapina) Em operação desde 06 de Outubro de 2016 Reforço energético para a região. Bons Ventos da Serra Malhadinha I 23 MW (SE Ibiapina II) Em operação desde 20 de Outubro de 2016 Reforço energético para a região. Voltália Amazonas V 30 MW (SE Mossoró II) Em operação desde 17 de Agosto de 2016 Reforço energético para a região. Voltália Pará I 30 MW (SE Mossoró II) Em operação desde 1 de Setembro de 2016 Reforço energético para a região. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

42 Agente Responsável Instalações Data Prevista para Operação Efeito da Obra CPFL Renováveis São Domingos (SE João Câmara III) Em operação desde 2 de Setembro de 2016 Reforço energético para a região. Voltália Pará II 30 MW (SE Mossoró II) Em operação desde 15 de Setembro de 2016 Reforço energético para a região. Voltália Pará III 30 MW (SE Mossoró II) Em operação desde 07 de Outubro de 2016 Reforço energético para a região. Rio Energy Itarema IV 21 MW, Itarema VI 24 MW, Itarema VII 21 MW e Itarema VIII 24 MW (SE Acaraú II) Em operação desde de 27 de Julho de 2016 Reforço energético para a região. Rio Energy Itarema IX 30 MW (SE Acaraú II) Em operação desde de 29 de Julho de 2016 Reforço energético para a região. TRACTEBEL Cacimba 1 18,9 MW (SE Pecém II) Novembro de 2016 Reforço energético para a região. TRACTEBEL Santa Mônica 18,9 MW (SE Pecém II) Em operação desde 11 de Outubro de 2016 Reforço energético para a região. TRACTEBEL Ouro Verde 29,7 MW (SE Pecém II) Dezembro de 2016 Reforço energético para a região. Área Oeste CHESF SE Teresina III: 02 TR 230/69 kv 200 MVA 02 LT 230 kv Teresina III / Teresina II Dezembro de 2016 Dezembro de 2016 Reforço para atendimento às cargas de Teresina. Reforço para atendimento às cargas de Teresina. SÃO JOÃO Necessário decisão da ANEEL para revisão de outorga do barramento de 500 kv da SE Gilbués II, empreendimento da ABENGOA, que permitirá a operação da LT 500 kv Gilbués II / São João do Piauí e da SE Gilbués II 500/230 kv 250 MVA em carga SE Gilbués II Autotransformador 500/230 kv 250 MVA SE Gilbués II Transformador 230/69-13,8 kv 2 x 50 MVA SE Bom Jesus II Transformador 230/69 kv-13,8 2 x 50 MVA LT 230 kv Gilbués II Bom Jesus II LT 230 kv Bom Dezembro de 2016 Eliminar possibilidade de ocorrer sobretensões nas SEs Eliseu Martins e São João do Piauí, e consequentemente, a atuação da proteção de sobretensão na LT 230 kv São João do Piauí / Eliseu Martins C1(04M2). Além de evitar corte de toda a carga da SE Eliseu Martins 230/69 kv, na contingência da única LT 230 kv São João do Piauí - Eliseu Martins. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

43 Agente Responsável Instalações Data Prevista para Operação Efeito da Obra Jesus II Eliseu Martins; SE Eliseu Martins Compensador estático 230 kv - +30/-20 Mvar Área Pará SE Rurópolis 3º autotransformador 230/138-13,8 kv 100 MVA e adequação dos setores de 138 kv e 230 kv Energização do AT3 em vazio em 25/10/2015. Operação em paralelo das 3 unidades desde 22 de Outubro de Adequação no bay do AT2 230/138/13,8 kv 100 MVA para se conectar ao novo setor de 138 kv da SE Rurópolis Em operação desde 22 de Outubro de 2016 Confiabilidade ao atendimento das cargas da SE Rurópolis. Eletronorte Adequação no bay do AT1 230/138/13,8 kv 100 MVA para se conectar ao novo setor de 138 kv da SE Rurópolis Liberação após o 2º autotransformador retornar em paralelo ao 3º autotrafo, em operação desde 22 de Outubro de 2016 SE Altamira Instalação do 3º TR 230/69-13,8 kv 60 MVA e suas conexões Novembro de 2016 Aumento na confiabilidade às cargas derivadas da SE Altamira. SE Santa Maria 3º autotransformador 230/138 kv 100 MVA e complemento de módulo geral em 138 kv e modernização do 2º autotransformador 230/138 kv 100 MVA com conexão nas barras de 230 kv e 138 kv 3º autotransformador em operação desde 31 de Agosto de O 2º autotransformador em operação desde 25 de Setembro de 2016 Eliminará corte de carga em contingência de transformador 230/138 kv e aumento de confiabilidade de atendimento às cargas. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

44 Agente Responsável Instalações Data Prevista para Operação Efeito da Obra SE Santa Maria Modernização do 1º autotransformador 230/138 kv 100 MVA com conexão nas barras de 230 kv e 138 kv Dezembro de 2016 UHE Pimental 3ª Unidade 38,8 MW Em operação desde 5 de Agosto de 2016 Reforço energético para a região. Norte Energia UHE Pimental 4ª Unidade 38,8 MW Final de Outubro de 2016 Reforço energético para a região. UHE Belo Monte 3ª Unidade 611,1 MW Final de Outubro de 2016 Reforço energético para a região. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

45 2.2 Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo O programa de manutenção em unidades geradoras e equipamentos de transmissão é aquele constante no Sistema de Gestão de Intervenções SGI. No entanto, vale que sejam destacados os seguintes equipamentos, cuja situação pode variar ao longo do mês de Novembro entre informada, em análise, aprovada, cancelada ou indeferida Região Sudeste/Centro-Oeste Linha de transmissão LT 230 kv Assis Chavantes C1, 319 MVA. Fora de operação desde o dia 29/08/2016. Previsão de retorno para 29/11/2016. (SGI e ) Transformadores TR3 345/138 kv da SE Campos, 225 MVA. Transformador trifásico, fora de operação desde 25/07/2016. Previsão de retorno, de forma provisória, com 3 fases de 75 MVA cada, até 09/11/2016. (SGI , e ) TR /88 kv da SE Salto Grande, 75 MVA. Fora de operação desde 29/08/2016. Previsão de retorno para 29/11/2016. (SGI e ) TR56 500/138 kv da SE Grajaú, 600 MVA. Desligamento programado de 07/11/2016 a 22/11/2016 associado à construção de novo pátio 138 kv da subestação, a SF6, em substituição ao pátio existente. Compensadores Síncronos Compensador síncrono 01 de -60/100 Mvar da SE Mesquita. Fora de operação desde 03/07/2015. Previsão de retorno para 30/11/2016. (SGI ) Compensadores Estáticos Compensador estático 01 de -20/55 Mvar da SE Sinop. Fora de operação desde 11/10/2015. Previsão de retorno para 31/10/2016. (SGI ) Bancos de Capacitores Banco de capacitores 02 de 10 Mvar (13,8 kv) da SE Vitória. Fora de operação desde 15/09/2016. Sem previsão de retorno. (SGI ) Banco de capacitores 04 de 200 Mvar (345 kv) da SE Ouro Preto 2. Fora de operação a partir de 24/10/2016. Previsão de retorno para 07/12/2016. (SGI ) ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

46 Reatores de Barra Reator 15 de 100 Mvar (500 kv) da SE Bom Despacho 3. Fora de operação desde 29/02/2016. Sem previsão de retorno. (SGI ) Unidades Geradoras Durante o mês de Novembro estarão indisponíveis à operação, para manutenção, as seguintes unidades geradoras: Quadro : Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Sudeste / Centro-Oeste Usina Unidade Geradora Indisponibilidade UNE Angra 2 01 De 14/11/2016 até 17/12/2016 UTE Mario Lago 15 De 11/08/2016 até 31/12/ De 21/09/2016 até 04/11/2016 UHE Henry Borden 88 kv 05 De 01/10/2016 até 31/12/2016 UHE L.C.Barreto 02 De 01/11/2016 até 15/12/2016 UHE Serra da Mesa 02 De 19/09/2016 até 19/11/2016 UHE Água Vermelha 03 De 05/02/2016 até 31/12/2016 UHE Chavantes 02 De 18/04/2015 até 25/12/2016 UHE Capivara 04 De 23/05/2016 até 26/03/2017 UHE Taquaruçu 05 De 25/08/2016 até 26/11/2016 UHE Ilha Solteira 11 De 25/09/2016 até 21/11/2016 UHE Porto Primavera 01 De 01/09/2016 até 11/11/2016 UHE Jirau 30 De 17/08/2016 até 15/11/2016 UHE Três Irmãos 05 De 10/04/2015 até 31/12/2016 UHE Itiquira 02 De 24/02/2016 até 16/12/2016 UHE Jupiá 12 De 19/09/2016 até 27/01/2016 UHE Igarapé 01 De 05/09/2016 até 03/12/2016 UHE Masc. de Moraes 07 De 26/09/2016 até 18/11/2016 UTE Santa Cruz 01 Em fase de implantação de ciclo combinado com previsão de testes e comissionamento de 02 01/01/2019 a 31/03/ Operação Suspensa ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

47 2.2.2 Região Sul Linhas de transmissão Reconstrução da LT 230 kv Klabin Celulose Ponta Grossa Norte, da COPEL GT. A partir de 06/08/2016 iniciaram os desligamentos para reconstrução da LT 230 kv Klabin Celulose Ponta Grossa Norte entre a subestação Ponta Grossa Norte e o ponto de seccionamento para conexão do consumidor Klabin Celulose, em circuito simples, com 96 km de extensão. A reconstrução é objeto da REA ANEEL Nº 4890 de 29 de outubro de 2014 com prazo limite para outubro de Esta obra encontra-se com seu cronograma atrasado decorrente das dificuldades de obtenção da licença de instalação para o início dos serviços, logo, a Copel GeT pretende realizar intervenções programadas contínuas, entre agosto e dezembro de 2016, que serão avaliados pelo ONS, para compensar este atraso no sentido de concluir a reconstrução até dezembro. LT 230 kv Jorge Lacerda B Siderópolis C1, da Eletrobras Eletrosul. Indisponível à operação entre os dias 16/10/2016 a 16/11/2016 para recuperação de oito estruturas danificadas pelos fortes temporais que ocorreram na região (SGI ). As diretrizes operativas durante este período de intervenção estão descritas em documentação especifica para esta indisponibilidade. LT 230 kv Dourados - Ivinhema 2, da Porto Primavera Transmissora de Energia (PPTE). Indisponível à operação do dia 17/10/2016 à 21/10/2016 para recuperação de seis estruturas danificadas pelos fortes temporais que ocorreram na região (SGI ). As diretrizes operativas durante este período de intervenção estão descritas em documentação especifica para esta indisponibilidade. LT 525 kv Campos Novos Nova Santa Rita, da Eletrobras Eletrosul. Indisponível à operação, com expectativa de retorno para o início de novembro de 2016, desde o dia 18/10/2016 para inspeção ao longo da linha para verificação de estruturas danificadas pelos fortes temporais que ocorreram na região (SGI ). As diretrizes operativas durante este período de intervenção estão descritas em documentação especifica para esta indisponibilidade. Transformadores TR 6 230/69/13,8 kv da SE Charqueadas Gerdau. Indisponível à operação durante os próximos 6 meses para manutenção. Entretanto, a Gerdau informou que instalará um equipamento provisório nesta SE na primeira quinzena de novembro. Embora este equipamento não pertença à rede básica, a sua indisponibilidade provoca impacto na rede de operação e as medidas operativas durante esta indisponibilidade estão descritas no Relatório de ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

48 Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de TR 2 138/69 kv da SE Cachoeirinha, da CEEE GT. Indisponível à operação, sem previsão de retorno. Conforme informações do agente responsável, para solucionar possíveis defeitos neste equipamento, será mantido uma fase reserva para substituição e um transformador trifásico. Na rede de distribuição está previsto o desligamento, no período de 09/10/2016 a 27/11/2016 da LT 138 kv Posto Fiscal Porto de Paranaguá, de propriedade da COPEL DIS, para realização de obras na SE Porto de Paranaguá. TR P 230/23 kv da SE Canoas 1, da CEEE GT. Indisponível à operação entre os dias 13/11/2016 a 11/12/2016 para realocação em sua posição definitiva como futuro TR 2. (SGI ) Na rede de distribuição da Celesc, devido aos fortes vendavais ocorridos no sul de Santa Catarina, houve a queda de 7 torres do circuito duplo de 138 kv entre as SE Jorge Lacerda A e Orleans, ficando a SE Orleans atendida radialmente, através de um circuito duplo, pela SE Bom Jardim até o fim do ano. Compensadores Síncronos CS 1 da SE Porto Alegre 06 (-15 a 30 Mvar), da CEEE-GT. Indisponível à operação desde 18/04/2006. Sua desativação definitiva, ou retorno à operação, está em análise pela ANEEL. CS 1 da SE Venâncio Aires (-8 a 19 Mvar), da CEEE-GT. Indisponível à operação para serviços de manutenção desde 19/09/2012, estando seu retorno à operação sem previsão. Banco de Capacitores BC-1 de 100 Mvar da SE Curitiba Leste, da COPEL GT. Indisponível à operação desde 27/07/2016 para solucionar problemas de fechamento remoto e local. Conforme informações da COPEL GT, será feito o recomissionamento deste equipamento, com previsão de retorno para 06/11/2016. (SGI ) BC-2 de 100 Mvar da SE Curitiba Leste, da COPEL GT. Indisponível à operação do dia 09/11/2016 a 11/12/2016 para efetuar o recomissionamento deste equipamento. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

49 Unidades Geradoras Durante o mês de Novembro existem as seguintes limitações de capacidade e solicitações de manutenção para unidades geradoras, cuja viabilidade será avaliada pelo ONS: Quadro : Previsão de indisponibilidade / limitação de unidades geradoras no Sistema Sul e MS Usina Unidade Geradora Indisponibilidade / Limitação UHE Salto Pilão 1 07/11/2016 a 16/11/2016 UHE Passo São João 1 01/11/2016 a 30/11/2016 UHE G. B. Munhoz 1 31/03/2016 a 30/11/2016 UHE G.N. Braga 4 24/10/2016 a 01/11/2016 UHE G. P. Souza 2 29/11/2016 a 30/11/ /10/2016 a 11/11/2016 UHE Fundão 1 e 2 31/10/2016 a 04/11/2016 UTE Araucária UHE Jacuí CTG 1 10/10/2016 a 05/12/2016 CTG 2 11/10/2016 a 04/12/2016 STG 20/11/2016 a 30/11/ /10/2016 a 31/10/ /11/2016 a 11/11/2016 UHE Passo Real 1 16/11/2016 a 25/12/2016 UHE Foz do Chapecó 1 24/10/2016 a 03/11/ /11/2016 a 17/11/2016 1, 2 e 4 12/11/2016 a 13/11/ /11/2016 a 01/12/2016 2, 3 e 4 26/11/2016 a 27/11/2016 UHE 14 de Julho 2 28/11/2016 a 17/12/2016 UHE Castro Alves 1 e 2 31/10/2016 a 05/11/ /10/2016 a 11/11/2016 UHE Monte Claro 1 e 2 21/11/2016 a 26/11/2016 UHE Itá 1 31/10/2016 a 16/11/2016 UHE Machadinho 1 21/11/2016 a 26/11/2016 UHE Salto Santiago 1 e 2 19/11/2016 a 04/12/ /11/2016 a 27/11/ /09/2016 a 14/05/2017 UTE Jorge Lacerda A 4 (M) 07/08/2016 a 18/12/2016 UTE P. Médici A (1) UTE P. Médici B (1) 1 Geração máxima limitada a 40 MW. 2 Operação comercial suspensa pela ANEEL (Resolução 2426 de 11/07/2014) 3 10/10/2016 a 31/12/ Geração máxima limitada a 120 MW. UTE Candiota C 5 Geração máxima limitada a 200 MW. UTE São Jerônimo 1 2 e 3 UTE Nutepa 1, 2 e 3 Operação comercial suspensa pela ANEEL (Resolução n 4630 de 02/12/2011) Operação comercial suspensa pela ANEEL (Resolução n 2623 de 11/07/2014) Operação comercial suspensa pela ANEEL (Resolução n 3970 de 16/10/2011) ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

50 Usina Unidade Geradora Indisponibilidade / Limitação UEE Cerro Chato IV (5 x 2 MW) 1 a 5 UEE Cerro Chato V (6 x 2 MW) 1 a 6 UEE Cerro Chato VI (12 x 2 MW) 1 a 12 UEE Cerro dos Trindade (4 x 2 MW) 1 a 4 UEE Púlpito (20 x 1,5 MW) 15 parados UEE Rio do Ouro (20 x 1,5 MW) 12 parados UEE Santo Antonio (2 x 1,5 MW) 1 parado UEE Bom Jardim (20 x 1,5 MW) 14 parados UEE Amparo (15 x 1,5 MW) 2 parado UEE Aquibatã (20 x 1,5 MW) 1 parado UEE Campo Belo (7 x 1,5 MW) 1 parado UEE Cascata (4 x 1,5 MW) 3 parados UEE Cruz Alta (20 x 1,5 MW) 13 parados UEE Salto (20 x 1,5 MW) 11 parados Operação comercial suspensa pela ANEEL (Resolução n 3373 de 02/10/2015) Indisponível à operação 63,0 MW (42 x 1,5 MW - 68%) de um total de 93 MW, não havendo previsão de retorno, limitando a operação do parque em 30,0 MW (20 x 1,5 MW) Indisponível à operação 46,5 MW (31 x 1,5 MW - 36%) de um total de 129 MW, não havendo previsão de retorno, limitando a operação do parque em 82,5 MW (55 x 1,5 MW) Notas: 1. Limitada em 50% da sua potência nominal (223 MW) em função de restrições ambientais impostas pelo IBAMA, conforme o Termo de Ajustamento de Conduta TAC/IBAMA, de 13/04/ Região Norte/Nordeste Compensador Síncrono e Estático CS -70/100 Mvar SE Imperatriz IZCS2-01 Período: 02/02/2013 a 30/12/2016 CS -15/30 Mvar SE Bom Jesus da Lapa 01K1 Período: 30/01/2009 a 30/12/2016 CS -105/150 Mvar SE Recife II 01K2 Período: 10/11/2016 a 10/12/2016 CE 0/100 Mvar SE C. Grande II 09Q1 Período: 09/01/2016 a 31/12/2016 CE -100/150 Mvar SE S. Luís II LDCE2-01 Período: 08/01/2016 a 31/12/2016 Transformadores Transformador 230/138 kv da SE Santa Maria SRAT6-01 Período: 26/09/2016 a 17/12/2016 Autotransformador 500/230 kv da SE São Luís II LDAT7-03 Período: 14/11/2016 a 03/03/2017 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

51 Disjuntores Disjuntor 230 kv da SE Pecem II 14P4 Período: 06/08/2016 a 04/12/2016 Disjuntor 500 kv da SE S. Luís II LDDJ7-13 Período: 12/02/2016 a 20/12/2016 Disjuntor 500 kv da SE R. Gonçalves 15D2 Período: 27/06/2016 a 30/12/2016 Disjuntor 230 kv da SE Teresina 14H1 Período: 03/11/2016 a 23/11/2016 Unidades Geradoras Durante o mês de Novembro estarão indisponíveis à operação, para manutenção, as seguintes unidades geradoras: Quadro : Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Norte / Nordeste Usina Unidade Geradora Indisponibilidade UHE Paulo Afonso IV 01G3 De 14/03/2014 até 06/03/2017 UHE Paulo Afonso IV 01G6 De 15/04/2015 até 30/12/2016 UHE Sobradinho 01G3 De 18/03/2014 até 18/03/2017 UHE Sobradinho 01G6 De 16/09/2014 até 30/12/2016 UHE Sobradinho 01G4 De 02/09/2016 até 31/12/2016 UHE Tucuruí TUUGH-07 De 03/10/2016 até 07/11/2016 UHE Tucuruí TUUGH-05 De 19/01/2014 até 31/12/2016 UHE Tucuruí TUUGH-17 De 14/11/2016 até 17/12/2016 UHE Tucuruí TUUGH-18 De 07/11/2016 até 09/12/ De 12/08/2016 até 30/12/ De 17/09/2015 até 30/12/ De 18/06/2015 até 30/12/2016 UTE Mauá BL IV 12 De 19/08/2016 até 30/11/ De 11/07/2016 até 30/12/ De 02/03/2016 até 30/12/ De 15/02/2015 até 30/12/ De 14/01/2015 até 30/12/ De 21/11/2015 até 30/12/2016 UTE Santana Bloco I 06 De 01/08/2015 até 30/12/ De 15/09/2016 até 30/12/2016 UTE Santana Bloco II 03 De 15/09/2015 até 30/12/2016 UHE Santo Antônio do Jari UTE Jaraqui 02 De 25/08/2016 até 04/02/ De 30/01/2015 até 31/12/ De 06/10/2016 até 31/12/ De 07/01/2016 até 31/12/2016 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

52 Usina Unidade Geradora Indisponibilidade UTE Tambaqui 04 De 22/01/2015 até 31/12/ De 06/10/2016 até 31/12/ De 26/09/2015 até 31/12/ Atendimento à Ponta de Carga do Sistema Considerando os cenários de carga e geração previstos para o mês de Novembro de 2016, não são esperadas dificuldades para o atendimento à ponta de carga do sistema. 2.4 Intercâmbios entre Regiões Permanecem válidos os limites descritos no Relatório de Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

53 3 GERAÇÃO TÉRMICA 3.1 Despachos Previstos por Restrição Elétrica Os despachos mínimos de geração térmica consideram montantes adicionais por restrições elétricas em relação aos valores mínimos para conservação de equipamentos e/ou contratos de combustíveis, ressaltando que os despachos mínimos poderão ser revisados na programação diária da operação eletroenergética, em virtude das previsões de carga e geração e de alterações topológicas do SIN. UTE Linhares Durante o mês de novembro de 2016, foi comandado o despacho da UTE Linhares. O despacho dessa usina auxilia no controle de carregamento da LT 230 kv Mesquita - Baguari para a perda da LT 230 kv Mesquita - Governador Valadares 2, bem como no controle de carregamento da LT 230 kv Baguari - Governador Valadares 2 para a perda da LT 230 kv Mesquita - Governador Valadares 2, e também, miniminiza o risco de corte de carga por subtensão na região norte do Espírito Santo em situações de contingências. UTE Sykué O despacho de geração da UTE Sykué será necessário, durante todo mês de Novembro, para evitar colapso de tensão, em condição normal de operação, na SE Barreiras pertencente a Área Sudoeste do Sistema Nordeste. Complexo Termelétrico Jorge Lacerda A tabela a seguir indica (destacados em negrito) as possibilidades de configuração de despacho térmico mínimo necessários em regime normal de operação para atendimento aos requisitos elétricos da rede na condição (N-1). Considera-se ainda, para a determinação da configuração mínima necessária, o mínimo custo operacional do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e as previsões de manutenção. Os valores foram calculados tendo como base as diretrizes indicadas no submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

54 Tabela 3.1-1: Geração térmica mínima no Complexo Jorge Lacerda para atendimento às restrições elétricas (3) Despacho de Geração Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW) Configuração Total Configuração Total Configuração Total G P 2M P 1M M 1G P - 1G P 2M M 1G P 1M 1G P - 1G GG G P 2M 1G P 1M 1G M - 1GG P - - 1GG M 2G P - 2G P 2M 1G M - 1GG P 1M - 1GG P - - 1GG M 2G M 2G P 1M 2G P 1M 2G P - 2G G 1GG P 2M - 1GG P 1M - 1GG P 2M 2G P 2M 2G P 1M 2G P 1M 2G M 1G 1GG 293-1M 1G 1GG P - 1G 1GG 285 1P - 1G 1GG P 2M - 1GG 296 2P 2M - 1GG P 2M 2G P 2M 2G M 1G 1GG 326-2M 1G 1GG P 1M 1G 1GG 318 1P 1M 1G 1GG P - 1G 1GG 310 2P - 1G 1GG G 1GG G 1GG P 2M 1G 1GG 351 1P 2M 1G 1GG P 1M 1G 1GG 343 2P 1M 1G 1GG M 2G 1GG 373-1M 2G 1GG P - 2G 1GG 365 1P - 2G 1GG P 2M 1G 1GG 376 2P 2M 1G 1GG ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

55 Despacho de Geração Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW) - 2M 2G 1GG 406-2M 2G 1GG P 1M 2G 1GG 398 1P 1M 2G 1GG P - 2G 1GG 390 2P - 2G 1GG P 2M 2G 1GG 431 1P 2M 2G 1GG P 1M 2G 1GG 423 2P 1M 2G 1GG P 2M 2G 1GG 456 2P 2M 2G 1GG Notas: 1. Considerando a carga máxima prevista e a configuração de geração mínima apresentada (destacada em negrito), a execução do controle de tensão na região de influência na condição (N-1) implica na necessidade da utilização de todos os recursos disponíveis, conforme recomendados no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de O valor indicado de geração para o Complexo Jorge Lacerda é o necessário para evitar o corte de carga por subtensão nos patamares de carga pesada e média nas seguintes condições: - Contingência simples da LT 230 kv Lajeado Grande Forquilhinha. - Contingência simples da LT 230 kv Siderópolis Forquilhinha. - Contingência simples da LT 230 kv Caxias 5 Lajeado Grande. - Contingência da máquina UG 7 (GG). - Contingência da LT 525 kv Abdon Batista Biguaçu. 3. Segundo informações da Engie, as indisponibilidades e as limitações das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda para este mês são as seguintes: - UG 4 (M) (66 MW): indisponível de 07/08/2016 a 18/12/2016. Considerando e rede incompleta A tabela a seguir indica (destacados em negrito) as possibilidades de configuração de despacho térmico mínimo necessários em regime normal de operação para atendimento aos requisitos elétricos da rede na condição (N-1) durante o período de indisponibilidade da LT 230 kv Jorge Lacerda B Siderópolis C1. Considerase ainda, para a determinação da configuração mínima necessária, o mínimo custo operacional do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e as previsões de manutenção. Os valores foram calculados tendo como base as diretrizes indicadas no submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS. Tabela 3.1-2: Geração térmica mínima no Complexo Jorge Lacerda para atendimento às restrições elétricas (3) Despacho de Geração Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW) Configuração Total Configuração Total Configuração Total ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

56 Despacho de Geração Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW) 1P 2M M 1G P - 1G P 2M M 1G P 1M 1G P - 1G GG G P 2M 1G P 1M 1G M - 1GG P - - 1GG M 2G P - 2G P 2M 1G M - 1GG P 1M - 1GG P - - 1GG M 2G P 1M 2G P - 2G G 1GG P 2M - 1GG P 1M - 1GG P 2M 2G P 2M 2G P 1M 2G M 1G 1GG 293-1M 1G 1GG P - 1G 1GG 285 1P - 1G 1GG P 2M - 1GG 296 2P 2M - 1GG P 2M 2G P 2M 2G M 1G 1GG 326-2M 1G 1GG P 1M 1G 1GG 318 1P 1M 1G 1GG P - 1G 1GG 310 2P - 1G 1GG G 1GG G 1GG P 2M 1G 1GG 351 1P 2M 1G 1GG P 1M 1G 1GG 343 2P 1M 1G 1GG M 2G 1GG 373-1M 2G 1GG P - 2G 1GG 365 1P - 2G 1GG P 2M 1G 1GG 376 2P 2M 1G 1GG M 2G 1GG 406-2M 2G 1GG P 1M 2G 1GG 398 1P 1M 2G 1GG P - 2G 1GG 390 2P - 2G 1GG P 2M 2G 1GG 431 1P 2M 2G 1GG P 1M 2G 1GG 423 2P 1M 2G 1GG P 2M 2G 1GG 456 2P 2M 2G 1GG Notas: 1. Considerando a carga máxima prevista e a configuração de geração mínima apresentada (destacada em negrito), a ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

57 execução do controle de tensão na região de influência na condição (N-1) implica na necessidade da utilização de todos os recursos disponíveis, conforme recomendados no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de O valor indicado de geração para o Complexo Jorge Lacerda é o necessário para evitar o corte de carga por subtensão nos patamares de carga pesada e média nas seguintes condições: - Contingência simples da LT 230 kv Lajeado Grande Forquilhinha. - Contingência simples da LT 230 kv Siderópolis Forquilhinha. - Contingência simples da LT 230 kv Caxias 5 Lajeado Grande. - Contingência da máquina UG 7 (GG). - Contingência da LT 525 kv Abdon Batista Biguaçu. 3. Segundo informações da Engie, as indisponibilidades e as limitações das unidades geradoras do Complexo Jorge Lacerda para este mês são as seguintes: - UG 4 (M) (66 MW): indisponível de 07/08/2016 a 18/12/2016. Observações: a) O valor de despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar tensões inferiores a 90% nos barramentos de 13,8 kv deste complexo, assim como corte de carga na área Sul de Santa Catarina e da região da Grande Florianópolis, quando das contingências/indisponibilidades mais críticas da região. Para a condição de indisponibilidade de elementos, considera-se como critério a obtenção de valores mínimos de tensão de 90% nas barras de 230 kv e 525 kv e de 95% nos barramentos de 13,8 kv do Complexo de Jorge Lacerda, desde que atendida a tensão mínima da faixa operativa recomendada, nos respectivos períodos, para as barras de fronteira com a Rede Básica (barras controladas de 138 kv e 69 kv). Não será necessário o despacho nas UTE Araucária, Presidente Médici, Candiota III, W. Arjona, Sepé Tiaraju, Charqueadas e Uruguaiana por razões elétricas Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Uruguai via Conversora de Frequência de Rivera Os limites de transferência de energia pela C.F. Rivera dependerão da carga e do montante de geração da região Sul do Rio Grande do Sul, conforme apresentado no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Argentina via Conversora de Frequência de Uruguaiana Será possível realizar a transferência de energia entre Brasil e a Argentina via C.F. Rivera em um montante total de 50 MW em todos os patamares de carga. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

58 3.1.3 Procedimentos para operação com transferência de energia entre Brasil e Uruguai via Conversora de Frequência de Melo Os limites de transferência de energia pela C.F. Melo dependerão da carga e do montante de geração da região Sul do Rio Grande do Sul, conforme apresentado no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de Operação de tomada e de redução da potência transferida no HVDC Conforme descrito no Parecer Técnico ONS/GPE , com o objetivo de evitar violação de tensão no SIN, na operação de tomada e redução da potência transferida no HVDC, recomenda-se: Manutenção de folgas nas máquinas do Complexo P. Médici A e B + Candiota, em montantes mínimos de ± 50 Mvar; Manutenção do LTC do ATR 525/230 kv de Candiota fixo em posição mais adequada, preferencialmente na posição nominal; Taxa máxima de aumento e redução de 15 MW/min; Transferência escalonada, na subida e na descida, nos patamares de 0 a 110 a 0 MW / 110 a 230 a 110 MW / 230 a 500 a 230 MW, fazendo um intervalo de 5 min entre os patamares, visando a tomada de medidas operativas eventualmente necessárias. Caso seja necessária a utilização do LTC do ATR 525/230 kv de Candiota, devese ter como orientação os efeitos indicados na tabela abaixo. Assim sendo, em caso de necessidade de redução das tensões na SE Candiota, deve-se elevar a posição do TAP e vice-versa. Tabela : Variação da tensão na SE Candiota com a variação de posições do LTC do ATR 525/230 kv de Candiota Variação da posição do TAP C. F. Melo Variação da tensão na SE Candiota 525 kv 230 kv 525 kv 230 kv Sem transferência (0 MW) +1,1% Não varia -1,1% Não Varia Transferência de 500 MW +1,8% +0,5% -1,8% -0,5% ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

59 Em situações de rede alterada (N-1), até que sejam definidas novas diretrizes para a transferência de energia via Conversora de Frequência de Melo, a importação ou exportação entre Brasil e Uruguai deverá ser suspensa, conforme indicado a seguir: Suspensão da IMPORTAÇÃO (URU->BRA) via C.F. Melo Recomenda-se suspender imediatamente a importação via C.F. Melo na indisponibilidade dos seguintes equipamentos: Tabela : Equipamentos indisponíveis que suspendem importação via C.F. Melo EQUIPAMENTO LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo ATR 525/230/13,8 kv Povo Novo LT 230 kv Presidente Médici Quinta LT 230 kv Presidente Médici Pelotas 3 LT 230 kv Presidente Médici Santa Cruz 1 LT 230 kv Presidente Médici Camaquã LT 230 kv Presidente Médici Bagé 2 LT 230 kv Povo Novo Quinta LT 230 kv Livramento 2 Bagé 2 LT 230 kv Alegrete 2 Livramento 2 LT 230 kv Povo Novo Camaquã 3 LT 230 kv Nova Santa Rita Camaquã 3 LT 230 kv Pelotas 3 Camaquã 3 LT 230 kv Pelotas 3 Quinta ATR 525/15/13,8 kv Marmeleiro 2 2 CS - 2 x (-100 Mvar/+110 Mvar) SE 525 kv Marmeleiro 2 LT 230 kv Usina Hidrelétrica Itaúba Santa Cruz 1 (1) LT 230 kv Santa Cruz 1 Charqueadas (1) LT 230 kv Guaíba 2 Camaquã (2) LT 230 kv Guaíba 2 Camaquã 3 (2) Notas: 1. Até o retorno à operação das LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 e Porto Alegre 9 Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 Eldorado. 2. Após o retorno à operação das LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 e Porto Alegre 9 Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 Eldorado. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

60 Suspensão da EXPORTAÇÃO (BRA-> URU) via C.F. Melo Recomenda-se suspender imediatamente a exportação via C.F. Melo na indisponibilidade dos seguintes equipamentos: Tabela : Equipamentos indisponíveis que suspendem exportação via C.F. Melo LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo ATR 525/230/13,8 kv Povo Novo LT 230 kv Presidente Médici Quinta LT 230 kv Presidente Médici Pelotas 3 EQUIPAMENTO LT 230 kv Presidente Médici Santa Cruz 1 LT 230 kv Presidente Médici Camaquã LT 230 kv Presidente Médici Bagé 2 LT 230 kv Povo Novo Quinta LT 230 kv Livramento 2 Bagé 2 LT 230 kv Alegrete 2 Livramento 2 LT 230 kv Povo Novo Camaquã 3 LT 230 kv Nova Santa Rita Camaquã 3 LT 230 kv Pelotas 3 - Camaquã 3 LT 230 kv Guaíba 2 Camaquã 3 LT 230 kv Guaíba 2 Camaquã LT 230 kv Santa Cruz 1 Charqueadas LT 230 kv Pelotas 3 Quinta ATR 525/15/13,8 kv Marmeleiro 2 2 CS - 2 x (-100 Mvar/+110 Mvar) SE 525 kv Marmeleiro 2 LT 230 kv Alegrete 2 UTE Uruguaiana e LT 230 kv Alegrete 2 Maçambará LT 230 kv Usina Hidrelétrica Itaúba Santa Cruz 1 LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 (1) LT 230 KV Guaíba 2 Eldorado (1) Notas: 1. Após o retorno à operação das LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 e Porto Alegre 9 Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 Eldorado Procedimentos operativos para exportação de energia do Brasil para a Argentina via Conversoras de Frequência de Garabi Não existe restrição para a exportação de até MW de energia via Conversora de Frequência de Garabi I e II. Contudo, deverão ser adotados os seguintes procedimentos operativos: 1. Esta operação de exportação é de caráter interruptível, e dependerá das condições de atendimento à região Sul, devendo ser monitorados os fluxos dos equipamentos, notadamente das LT 230 kv Foz do Chapecó Guarita e Guarita Santa Rosa, utilizando-se para controle dos referidos fluxos os procedimentos indicados no item do Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de Destaca-se que a transferência de energia do Brasil para a Argentina poderá antecipar a necessidade de adoção de ações operativas ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

61 para controle de inequações e dos limites de recebimento pela região Sul (RSUL). 2. Havendo exportação via Conversora de Frequência de Garabi, deverá ser aberta a conexão entre os barramentos de 525 kv das SE Garabi I e II Procedimentos operativos para importação de energia da Argentina para o Brasil via Conversoras de Frequência de Garabi Não existe restrição para a importação de até MW de energia via Conversora de Frequência de Garabi I e II. Contudo, deverão ser adotados os seguintes procedimentos operativos: 1. Para importação de até 500 MW por C.F. Garabi I recomenda-se operá-la preferencialmente com apenas um pólo. 2. Havendo importação via Conversora de Frequência de Garabi, deverá ser aberta a conexão entre os barramentos de 525 kv das SE Garabi I e II. 3. Esta operação de importação é de caráter interruptível, e dependerá das condições de atendimento à região Sul, notadamente no que diz respeito ao controle de carregamento dos equipamentos. 4. Destaca-se que a transferência de energia da Argentina para o Brasil poderá antecipar a necessidade de adoção de ações operativas para controle dos limites de fornecimento pela região Sul (FSUL), e de inequações de controle de carregamento, notadamente da inequação que monitora o carregamento da LT 230 kv Santo Ângelo Santo Ângelo 2 para a contingência da LT 525 kv Itá Nova Santa Rita C1 ou C2, indicada no do Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

62 4 PREMISSAS CONSIDERADAS a) A transferência de energia entre o Brasil e a Argentina através das Conversoras de Frequência de Garabi (I e II) e/ou Uruguaiana foi considerada nula em todos os patamares de carga. b) A transferência de energia entre o Brasil e o Uruguai através da Conversora de Frequência de Rivera e/ou Melo foi considerada nula em todos os patamares de carga. c) Para a montagem e análise dos casos de referência foram consideradas todas as informações relatadas nos itens 2, 3 e 4. Na Tabela 4-1 a seguir são apresentados os valores utilizados como referência nas simulações, referentes a uma série de grandezas utilizadas no Sistema Interligado Nacional, incluindo níveis de transferência para áreas geoelétricas entre subsistemas e nas interligações internacionais e ainda a geração de Itaipu. Tabela 4-1: Níveis de Transferência entre Regiões, intercâmbios internacionais e Geração de Itaipu (MW) Fluxos Patamar de Carga Pesada Média Leve Mínima RSECO FMG FRS RSUL F Jauru RACRO FRJ FNS FSENE FNE Exp.N Exp.SE RNE RSE FSE F Manaus F Macapá ITAIPU 60Hz ELO CC - Itaipu Bipolo Madeira Garabi I (ARG BRA) Garabi II (ARG BRA) Uruguaiana(ARG BRA) Rivera (URU BRA) ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

63 Onde: RSECO Fluxo de potência ativa que sai do barramento 500 kv de Serra da Mesa para a área Goiás-Brasília, e do barramento de Rio das Éguas para o Nordeste. FMG Fluxo de potência ativa para a Região Central da área Minas Gerais. FRS Fluxo de potência ativa para o estado do Rio Grande do Sul. RSUL Recebimento pelo Sul. F Jauru Somatório do fluxo de potência ativa na LT 500 kv Jauru Cuiabá C2, na LT 230 kv Jauru Coxipó C1 e na LT 230 kv Jauru Várzea Grande C1, neste sentido, medidos na SE Jauru. RACRO Fluxo de potência ativa medido nas LT 230 kv Jauru Vilhena C1, C2 e C3, no terminal de Jauru e no sentido de Jauru para Vilhena. FRJ Fluxo de potência ativa para a área Rio de Janeiro e E. Santo FNS Fluxo de potência ativa na interligação Norte-Sul. FSENE Fluxo de potência ativa na interligação Sudeste-Nordeste. FNE Fluxo de potência ativa na interligação Norte-Nordeste. Exp. N Exportação pelo Norte. Exp. SE Exportação pelo Sudeste para as regiões Norte e Nordeste. RNE Recebimento pelo Nordeste. RSE Recebimento pelo Sudeste. FSE Fluxo de potência ativa que sai do barramento 765 kv de Ivaiporã para Itaberá. F Manaus Fluxo de potência ativa na transformação 500/230 kv da SE Lechuga neste sentido. F Macapá Fluxo de potência ativa nas LTs 230 kv Laranjal Macapá C1 e C2, sendo positivo no sentido de Laranjal para Macapá. As cargas utilizadas para cada patamar são apresentadas nas tabelas do item 6. Estas tabelas mostram os valores da carga por empresa e por região, bem como os valores totalizados do sistema que foram considerados nos estudos, de acordo com as informações fornecidas pelos Agentes ao ONS. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

64 5 CONCLUSÕES E ANÁLISES As diretrizes operativas relativas ao mês em estudo estão contidas no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de No entanto são apresentados a seguir os principais pontos de destaque e as diretrizes que sofrerão atualização para a operação durante o mês de Novembro. 5.1 Desempenho em Regime Normal de Operação Controle de Tensão No período de carga leve/mínima, considerando o cenário eletroenergético atual, tem se verificado a necessidade de abertura de algumas linhas para controle de tensão, dentre as quais pode-se citar: LT 765 kv Itaberá Tijuco Preto C1 LT 525 kv Ivaiporã Londrina C2 LT 525 kv Caxias Ita C1 LT 500 kv Ibiúna Bateias C2 LT 500 kv Cachoeira Paulista Tijuco Preto C2 LT 500 kv Adrianópolis Cachoeira Paulista C1 LT 500 kv Bom Despacho 3 Jaguara C2 LT 500 kv Bom Despacho 3 Neves 1 C1 LT 500 kv Rio Verde Norte Ribeirãozinho C3 LT 500 kv Marabá Açailândia C2 LT 500 kv Tucuruí Marabá C2 e C4 LT 500 kv Imperatriz Presidente Dutra C1 LT 500kV Sobral III Pecém II LT 440 kv Bauru Oeste C1 LT 440 kv Água Vermelha Ribeirão Preto LT 440 kv Araras Replan LT 440 kv Replan Santo Angelo LT 345 kv Adrianópolis Itutinga C2 LT 230 kv Carajás Itacaiúnas C1 LT 230 kv Brasnorte Parecis C2 LT 230 kv Jauru Vilhena C2 LT 230 kv Ji Paraná Pimenta Bueno C3 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

65 LT 230 kv Pimenta Bueno Vilhena C1 e C3 LT 230 kv Samuel Ariquemes C3 LT 230 kv Curral Novo do Piauí São Basílio LT 230 kv Milagres Banabuiú C Região Sudeste/Centro-Oeste Área São Paulo No período de carga mínima, considerando uma geração reduzida nas usinas ligadas ao tronco de 440 kv, bem como uma redução do número de unidades em operação, poderá ser necessária a abertura de LTs 440 kv, conforme descrito na IO.ON.SE.4SP, para controle de tensão, mesmo depois de tomadas todas as outras medidas (ligar reatores, desligar capacitores, comutação de tape de transformadores, sobretudo da transformação 440/500 kv de Água Vermelha, subexcitar o compensador síncrono de Santo Ângelo). Área Rio de Janeiro/Espírito Santo Para os valores de FRJ previstos para o mês, poderá ser necessária a abertura de circuitos para controle de tensão na área Rio de Janeiro / Espírito Santo no período de carga leve/mínima. Área Minas Gerais Para o mês em estudo verificou-se a necessidade de abertura de algumas linhas para controle de tensão na área Minas Gerais no período de carga leve/mínima, dentre as quais podem-se citar a LT 500 kv Jaguara Bom Despacho 3 C2 e a LT 500 kv Bom Despacho 3 Neves 1 C Região Sul Área 525 kv No período de carga mínima poderá ocorrer sobretensão no barramento de 525 kv da SE Caxias, podendo levar à necessidade de abertura da LT 525 kv Caxias Itá. Limites da LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo Visando minimizar a ocorrência de colapso de tensão e corte de carga generalizado na região Sul do Rio Grande do Sul após contingências (em especial a contingência da LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo), agravada em cenários de elevada transferência de energia do Uruguai para o Brasil e de elevada geração nas usinas eólicas do Sul do Rio Grande do Sul, deve ser respeitado o limite de fluxo de potência ativa da LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo (no sentido da ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

66 SE 525 kv Povo Novo para a SE 525 kv Nova Santa Rita), conforme apresentado a seguir: Tabela : Limite de Fluxo na LT 525 kv Povo Novo Nova Santa Rita Limite de Fluxo na LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo (sentido da SE P. Novo para a SE N. Santa Rita) [MW] Considerando intercâmbio de energia nulo entre Uruguai e Brasil ou transferência do Brasil para o Uruguai Considerando importação do Uruguai para o Brasil Considerando a indisponibilidade das LT 230 kv Cidade Industrial Guaíba 2 e Porto Alegre 9 Guaíba 2 (trecho Porto Alegre 9 Eldorado) Considerando Sistema Completo Para controle do referido limite devem ser utilizados prioritariamente as seguintes medidas operativas: - Redução da transferência de energia do Uruguai para o Brasil via C.F. Melo e Rivera. - Redução da geração das usinas eólicas conectadas na SE 138 kv Quinta, SE 69 kv Quinta, SE 525 kv Santa Vitória do Palmar e SE 230 kv Livramento 2 de acordo com a tabela de sensibilidade a seguir, observando a proporcionalidade em relação da capacidade de geração de cada parque eólico. Tabela : Sensibilidade do redespacho de geração sobre o carregamento da LT 525 kv Povo Novo Nova Santa Rita Usina Elevação de geração +100 MW Carregamento (MW) na LT PVO - NSR EOL conectadas a SE 525 kv Santa Vitória do Palmar 77 EOL conectadas ao SE 138 kv Quinta 60 EOL conectadas ao SE 69 kv Quinta 58 EOL conectadas ao SE 230 kv Livramento 2 21 Notas: 1. Redespacho de geração com a UHE Ilha Solteira. 2. Tabela de sensibilidade parametrizada em 100 MW, porém o redespacho é limitado pela capacidade individual de usina. Observação Destaca-se que em casos de transferência de energia do Uruguai para o Brasil, deverão também ser observadas as recomendações apresentadas no Relatório de ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

67 Diretrizes para a Operação Elétrica Setembro a Dezembro/2016 estabelecidas para importação via C.F. de Melo (Item ) e/ou importação via C.F. de Rivera (Itens e ). A redução de 100 MW na importação de energia via CF de Melo reduz o carregamento na LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo (sentido P.Novo para N.S. Rita) em cerca de 38 MW. Área Paraná Nos patamares de carga leve e mínima poderá ser observado esgotamento dos recursos dos comutadores sob carga das transformações 230/138 kv e 138/69 kv da SE Campo Mourão e 230/138 kv das SE Areia e Londrina, não sendo esperada, entretanto, a ocorrência de sobretensão no sistema de distribuição da região. Área Santa Catarina Região Extremo Sul de SC No período de carga média, em cenários de elevada carga, poderão ocorrer dificuldades para controle de tensão (subtensão) na região Extremo Sul de Santa Catarina, notadamente no 230 kv das SE Siderópolis e Forquilhinha, agravadas quando de geração no complexo Jorge Lacerda abaixo do mínimo elétrico estabelecido. Nos períodos de carga leve e mínima, poderão ocorrer dificuldades para controle de tensão (sobretensão) na região Extremo Sul de Santa Catarina, quando de indisponibilidade da UTE Jorge Lacerda C, notadamente no 230 kv das SE Jorge Lacerda, Siderópolis e Forquilhinha. Área Rio Grande do Sul Região da Fronteira Oeste Em cenários de despacho nulo na UTE Uruguaiana poderão ocorrer dificuldades para controle de tensão (sobretensão) nos períodos de carga leve e mínima na região da Fronteira Oeste do Rio Grande do Sul. Este problema é agravado em cenários de exportação nula ou de recebimento de energia pelo Brasil através da C.F. de Rivera. Com o objetivo de minimizar este problema, recomenda-se operar com baixos níveis de potência reativa no ponto de conexão das UEE conectadas à SE 230 kv Livramento 2, conforme descrito no Relatório de Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de Deverá ser utilizado como recurso os reatores instalados na C.F. Uruguaiana, porém, conforme solicitação da empresa proprietária dos reatores (Eletrobras Eletrosul), deve-se evitar manobras dos respectivos equipamentos. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

68 Região da SE 230 kv Guaíba 2 Com o objetivo de evitar variações de tensão na SE 230 kv Guaíba 2 e subestações adjacentes, solicitar ao consumidor CMPC Celulose Riograndense que se opere com fator de potência unitário no Ponto de Conexão com a rede básica. Área Mato Grosso do Sul Poderá ocorrer dificuldade para controle de tensão (sobretensão) no 230 kv na região de Corumbá 2, sendo agravada nos períodos de carga leve e mínima e geração elevada nas UTE à biomassa do Mato Grosso do Sul Região Nordeste Área Norte Em condições de carga leve e mínima, associado a valores de intercâmbio baixo, poderá haver esgotamento dos recursos para controle de tensão da Área Norte do Sistema Nordeste. Em função dessa situação, se necessário, recomenda-se: Manter o maior número possível de banco de capacitores desenergizados e de reatores energizados nas subestações que compõem a Área Norte do Sistema Noerdeste. Quando as instalações eólicas estiverem em operação, solicitar que as mesmas atuem controle de tensão terminal ou no fator de potência. Após medidas anteriores, flexibilizar o limite de faixa de absorção dos CE de Milagres e Fortaleza até os 100% da sua capacidade operativa de absorção. Por fim, desenergizar circuitos de 230 kv (04M3 Milagres Banabuiú C2, 04M1 Milagres Banabuiú C1 e por fim 04F1 Fortaleza Banabuiú C1). Área Sul As condições operativas do extremo sul da Bahia poderão não ser satisfatórias sob o ponto de vista de controle de tensão no sistema de transmissão em regime normal de operação, onde estima-se tensão abaixo de 218 kv na SE Eunápolis, nas condições de carga média e pesada, mesmo com a utilização de todos os recursos de controle de tensão da região. Vale salientar que, para melhorar o perfil de tensão da região de Eunápolis, o atendimento ao limite de transmissão a partir da SE Funil, envolvendo as cargas do regional da SE Eunápolis e das subestações que compõem o anel 138 kv entre as SE Funil e Eunápolis, é um requisito importante para a operação. Esse limite está descrito no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do SIN Setembro a Dezembro de Área Sudoeste ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

69 Conforme normatizado, para evitar colapso de tensão, deverá ser atendido o limite de suprimento a SE Barreiras em função da tensão na SE Bom Jesus da Lapa, definido na NT 0070/2016 Atendimento Emergencial à SE Barreiras - Julho de 2016 a Abril de Em caso de dificuldades de controle de tensão na SE Barreiras, principalmente se as usinas derivadas das barras de 69 kv e 138 kv estiverem com restrição de despacho devido à baixa hidraulicidade, contatar a distribuidora Coelba para que esta providencie a manobra de bancos de capacitores. Adicionalmente, para fluxo na LT 230 kv Bom Jesus da Lapa Barreiras superior a 85 MW, recomenda-se manter os dois reatores de 10 Mvar 230kV da SE Barreiras desenergizados. Caso o fluxo na LT 230 kv Bom Jesus da Lapa Barreiras seja inferior a esse valor, o reator 04E1 (manobrável) deverá ser energizado. Recomenda-se, também, solicitar aos Agentes proprietários das PCHs e UTE Sykué do regional Barreiras, conectados à rede de 138 kv (Porto Franco Energética, Boa Sorte Energética, Lagoa Grande Energética, Riacho Preto Energética e Sykué) e 69 kv (Sítio Grande e Alto Fêmeas), através de seus representantes operacionais, a atuação na tensão terminal das unidades geradoras, visando ajudar no controle da tensão Controle de Carregamento Região Sudeste/Centro-Oeste Área Rio de Janeiro/Espírito Santo Transformação 345/138 kv da SE Campos No dia 25 de julho de 2016 houve ocorrência com desligamento do ATR3 345/138 kv 225 MVA da SE Campos. A previsão de retorno à operação com 3 ATR 345/138 kv da SE Campos está para o dia 9 de novembro de Considerando a atuação de 4 estágios do ECC de Campos, deverá ser monitorada e controlada a seguinte inequação. F(AT1-CM) + 0,79 F(AT2A-CM) 0,75 F(CM-CI1e 2) 0,35 F(CM-RL) 0,65 F(CM-IT) 0,65 F(UTEC-IT) < 240 MW Onde: F(AT1-CM) = fluxo de potência ativa no ATR1 345/138 kv 225 MVA da SE Campos, neste sentido; F(AT2A-CM) = fluxo de potência ativa no ATR2A 345/138 kv 400 MVA da SE Campos, neste sentido; F(CM-CI1e2) = soma dos fluxos de potência ativa nos circuitos C1 e C2 da LT ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

70 138 kv Campos Cachoeiro do Itapemirim, neste sentido; F(CM-RL) = fluxo de potência ativa na LT 138 kv Campos Rocha Leão, neste sentido; F(CM-IT) = fluxo de potência ativa na LT 138 kv Campos Italva, neste sentido; F(UTEC-IT) = fluxo de potência ativa na LT 138 kv Usina Campos Italva, neste sentido. Ocorrendo violação desta inequação, recomenda-se proceder reprogramação de geração, de acordo com os fatores de influência apresentados na Tabela Tabela : Fatores de influência para controle da inequação do AT1 345/138 kv da SE Campos para a perda do AT2 345/138 kv da SE Campos, considerando a atuação de 4 estágios do ECC da SE Campos Usina Fator UTE Norte Fluminense 7,4% UTE Mário Lago 7,4% UTE Viana 6,3% UTE Sol 6,2% UHE Mascarenhas 5,6% UHE Aimorés 5,1% UTE Linhares 4,7% UHE Baguari 3,3% UHE Porto Estrela 2,7% UHE Guilman Amorim 2,5% UHE L. C. Barreto 0,5% UHE Furnas 0,5% UHE Itaipu 60 Hz -0,2% UHE Nilo Peçanha -1,2% UHE Fontes -1,2% UHE Pereira Passos -1,2% UTE Leonel Brizola -2,9% UHE Ilha dos Pombos -24,2% UHE Simplício -34,2% Referência: UHE Ilha Solteira Transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis Para o mês em estudo são esperados carregamentos elevados para a transformação 500/345 kv 3 x 560 MVA da SE Adrianópolis. Como medida operativa para redução do carregamento nesta transformação, no dia 25 de Outubro de 2016 foi implementado o segregamento do setor de 500 kv da SE Adrianópolis, de forma que a referida SE passou a operar com a LT 500 kv Baixada Fluminense Adrianópolis radializada com a LT 500 kv Adrianópolis ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

71 Grajaú. Esta nova configuração operativa, além de ajudar na redução do carregamento da transformação 500/345 kv 3x560 MVA da SE Adrianópolis, possibilita a redução do despacho das UTE Mário Lago e UTE Norte Fluminense. Ressalta-se que a redução no despacho destas usinas termelétricas é benéfica para o controle de carregamento da transformação 345/138 da SE Campos. LT 138 kv Cachoeira Paulista Volta Redonda Nos períodos de carga pesada e média, há risco de superação das capacidades operativas de longa duração da LT 138 kv Cachoeira Paulista - Volta Redonda circuitos 1 e 2. A partir de janeiro de 2015 Furnas flexibilizou um valor de sobrecarga de 10% durante 2 horas diárias nesta linha, porém essa medida poderá ser revista em função de inspeções técnicas das condições da LT. Ressalta-se que esta LT não faz parte da rede de operação e o controle de carregamento da mesma é realizado através de tratativas entre Furnas, Light e CSN, através da redução da demanda líquida deste consumidor industrial. Área Góias/Distrito Federal LT 500 kv Itumbiara Samambaia No atual cenário energético, com baixa geração de energia na Região Norte/Nordeste, e um elevado valor do Fluxo Sudeste - CentroOeste (FSECO), observa-se um elevado carregamento na LT 500 kv Itumbiara - Samambaia, próximo ao nominal (1500 A / 1299 MVA). Contudo, tanto a SE Itumbiara quanto a SE Samambaia tem operado com a tensão acima de 520 kv (1,040 pu). Isso possibilita operar com valores de carregamento superiores a 1299 MW e inferiores a capacidade nominal da linha de 1500 A. Assim recomenda-se, na etapa de programação diária, monitorar a seguinte inequação: F(ITUM-SAM) < 1350 MW Onde: F(ITUM-SAM) = Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Itumbiara - Samambaia, neste sentido. Ocorrendo violação desta inequação, recomenda-se proceder reprogramação de geração, de acordo com os fatores de influência apresentados na Tabela Tabela : Fatores de influência para controle de carregamento da LT 500 kv Itumbiara - Samambaia Usina Fator Usina Fator ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

72 UHE Xingó -24,4% UHE Miranda -2,9% UHE Paulo Afonso -24,3% UHE Nova Ponte -2,8% UHE Luiz Gonzaga -24,2% UHE Funil Grande -2,1% UHE Sobradinho -23,7% UHE Furnas -1,9% UHE S. A. Jari -23,4% UHE Jaguara -1,8% UHE Tucuruí -22,9% UHE Masc. Moraes -1,7% UHE Lajeado -22,4% UHE L. C. Barreto -1,6% UHE Estreito -22,4% UHE C. Dourada 138 kv -1,5% UHE Serra da Mesa -22,2% UHE C. Dourada 230 kv -1,4% UHE Peixe Angical -22,0% UHE Volta Grande -1,0% UHE Cana Brava -21,4% UHE Teles Pires -0,7% UHE Corumbá 4-20,4% UHE Itaipu 60 Hz -0,4% UHE São Salvador -20,3% UHE Água Vermelha 0,4% UHE Três Marias -9,3% UHE Marimbondo 0,7% UHE Emborcação -5,1% UHE São Simão 1,2% UHE Corumbá -3,8% UHE Itumbiara 4,3% UHE Amador Aguiar -3,4% Referência: UHE Ilha Solteira Região Nordeste Área Sudoeste O transformador 230/69 kv 39 MVA 04T1 da SE Irecê apresenta carregamento de até 110% em condição normal de operação. Para reduzir este carregamento recomenda-se adotar as medidas operativas descritas no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do SIN Setembro a Dezembro de Até a entrada em operação da SE Igaporã III 500 kv, seccionando a LT 500 kv Bom Jesus da Lapa II Ibicoara, e dos autotransformadores 500/230 kv 2x750 MVA, haverá necessidade de reduzir geração eólica, derivada da SE Igaporã II, para controlar o limite do compensador estático da SE Bom Jesus da Lapa II e quando houver carregamento na LT 230 kv Igaporã II Bom Jesus da Lapa II superior a 1684 A (671 MVA) (limite de longa duração desta linha). Área Sul Os transformadores 230/69/13,8 kv 100 MVA 04T2, 04T3 e 04T4 da SE Cotegipe apresentam carregamentos da ordem de 111%, 112% e 112%, respectivamente, em condição normal de operação. Para reduzir estes carregamentos recomendase adotar as medidas operativas descritas no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do SIN Setembro a Dezembro de O transformador 230/138 kv 100 MVA 04T3 da SE Funil apresenta carregamento da ordem de 110%, em condição normal de operação. Para reduzir estes ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

73 carregamentos recomenda-se adotar as medidas operativas descritas no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do SIN Setembro a Dezembro de Área Leste Em condição normal de operação, quando de sobrecarga na LT 138 kv Açu II - Santana do Matos II, recomenda-se solicitar a Chesf proceder a abertura do anel Norte - Leste entre as SE Santana do Matos II e Santa Cruz II. Em condição normal de operação, a depender do montante de geração eólica das usinas derivadas das SE João Câmara II e III, Extremoz, Açu II, Mossoró II, Russas II e Lagoa Nova II e da geração da UTE Jesus Soares Pereira, poderá haver ultrapassagem do limite de longa duração na LT 230 kv Lagoa Nova II - Paraíso e na LT 230 kv Açu II - Mossoró II, sendo necessário restringir geração nas usinas derivadas da SE Lagoa Nova II e/ou Açu II, mesmo após a abertura do eixo 138 kv entre Açu II e Campina Grande II. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

74 5.1.3 Equipamentos com carregamento elevado no SIN Considerando as diretrizes eletroenergéticas e a carga prevista, são esperados carregamentos iguais ou superiores a 90% da capacidade nominal nos equipamentos da rede de operação, conforme apresentados na tabela Tabela : Equipamentos com Carregamento Elevado no SIN LT 500 kv Itumbiara Samambaia LT 500 kv São Simão Itumbiara TR 2 345/138 Campos EQUIPAMENTO LT 138 kv Cachoeira Paulista Volta Redonda C1 e C2 TR 1 e 3 230/138 kv da SE Anhanguera TR 1, 2 e 3 230/138 kv da SE Xavantes TR 2 e 3 230/13,8 kv da SE G. Leste TR 1 230/138 kv da SE Cachoeira Dourada TR 1, 2 e 3 230/69 kv da SE Manaus LT 230 kv Cascavel Foz do Chopim (3) LT 230 kv Cascavel Salto Osório (3) (6) (7) LT 230 kv Chavantes Figueira PR (6) (7) LT 230 kv Figueira Klabin Celulose PR (6) (8) LT 230 kv Klabin Celulose Ponta Grossa Norte PR LT 138 kv Foz do Chopim Realeza (12) LT 138 kv Foz do Chopim Dois Vizinhos (12) LT 138 kv Dois Vizinhos Francisco Beltrão (12) TR 1, 2, 3 e 4 230/138 kv 150 MVA da SE Xanxerê (9) LT 230 kv Passo Fundo Santa Marta (1) LT 230 kv Foz do Chapecó Guarita (2) LT 230 kv Guarita Santa Rosa (2) LT 230 kv Santa Marta Tapera 2 (1) LT 230 kv Santo Ângelo Santo Ângelo 2 (5) TR 1 230/138 kv 150 MVA da SE Passo Real (4) TR /69 kv 1 x 88 MVA SE Charqueadas (10) TR 6 230/13,8 kv 1 x 50 MVA SE Porto Alegre 6 TR-1 230/13,8 kv SE Porto Alegre 13-2 x 50 MVA TR 1 230/23 kv SE Cidade Industrial - 1 x 50 MVA TR-1 230/13,8 kv SE Porto Alegre 4-1 x 50 MVA TR-1 230/13,8 kv SE Porto Alegre 9-1 x 60 MVA TR-1 e 2 230/69/13,8 kv SE Porto Alegre 10-2 x 83 MVA TR 230/69 kv 39 MVA SE Irece 04T1 (13) TR 230/69 kv 100 MVA SE Cotegipe 04T2, 04T3 e 04T4 (13) TR 230/69 kv 100 MVA SE Pituaçu 04T1, 04T2, 04T3 e 04T4 TR 230/69 kv 100 MVA SE Pici II 04T1, 04T2, 04T3 e 04T4 TR 230/69 kv 100 MVA SE Teresina 04T3, 04T4, 04T5, 04T6 e 04T7 TR 230/69 kv 100 MVA SE São Luís I LITF6-01 e LI TF6-02 AT 500/230 kv 300 MVA SE Ibicoara 05T1 ESTADO MG/DF MG RJ RJ GO GO GO GO AM PR PR PR PR PR SC RS RS RS RS RS RS RS RS RS RS RS RS RS BA BA BA CE PI MA BA Notas: 1. Em cenários de elevada geração nas UHE Passo Fundo, Monjolinho, Foz do Chapecó e Quebra Queixo, e reduzida geração nas UHE Jacuí, Passo Real, Dona Francisca e Itaúba. 2. Em cenários de transferência de energia do Brasil para a Argentina via C.F. Garabi. 3. Nos patamares de carga leve e mínima, em cenários de elevado FSUL, e elevada geraç ão na UHE Salto Osório, Foz do Chapecó, Santa Clara e Fundão. 4. Nos patamares de carga leve e mínima, quando de despacho elevado na UHE Jacuí e nas PCH Ernesto Jorge Dreher e Eng.Henrique Kotzian. 5. Em cenários de transferência de energia da Argentina para o Brasil via C.F. Garabi. 6. Em cenários de RSUL elevado. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

75 7. Considerando geração reduzida na UHE Mauá e elevada nas UHE da bacia do Rio Paranapanema e considerando a Klabin Celulose operando como consumidor. 8. Considerando geração elevada na UHE Mauá e nas UHE da bacia do Rio Paranapanema e exportação do consumidor Klabin Celulose para o SIN. 9. Considerando geração reduzida na UHE Quebra Queixo, PCH e Eólicas da região de Xanxerê e elevada na UHE Foz do Chapecó. 10. Durante a indisponibilidade do TR-6 230/69 kv da SE Charqueadas de propriedade da Gerdau. 11. Considerando reduzida a geração nas PCH e UEE da região de Pato Branco. 12. Os transformadores 230/69 kv apresentam carregamentos acima do nominal nos horários de carga média e pesada, no lado de 230 kv. As medidas operativas para controle de carregamento dos equipamentos citados na tabela anterior estão descritas no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do SIN Setembro a Dezembro de 2016 e permanecem válidas. 5.2 Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema Análise de Segurança Com o objetivo de manter a segurança do SIN e de seus equipamentos foram estabelecidas algumas inequações que visam evitar violação de carregamento em equipamentos quando de contingências simples e, em casos especiais, de contingências duplas. Estas inequações foram estabelecidas em estudos anteriores e constam no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de 2016 e são monitoradas e controladas no processo de validação elétrica da programação diária e na operação em tempo real do sistema elétrico. 5.3 Contingências simples e duplas na Rede Básica que podem acarretar em cortes de carga São listadas a seguir as contigências que podem levar a corte de carga, considerando os cenários de geração, carga e intercâmbio previstos para o mês em estudo, e aqueles decorrentes de equipamentos que atendem a carga de forma radial. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

76 Área Rio de Janeiro/Espírito Santo Tabela a: Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área RJ/ES Contingência LT 138 kv Campos - Cachoeiro do Itapemirim C1 ou C2 Transformador da Usina de Campos 138/69 kv - 1 x 72 MVA Transformador T1, 225 MVA, 345/138 da SE Campos. Transformador T2A, 400 MVA, 345/138 da SE Campos. Motivo Sobrecarga no circuito remanescente e subtensões. Dependendo do cenário, pode levar ao corte de carga. Atuação instantânea do esquema de segurança da SE. Na contingência do T1, ocorrendo um carregamento superior a 380 MVA no banco remanescente (T2A, 345/138 kv, 400 MVA), é esperada atuação do ECC da SE Campos (Podendo chegar até o 4 estágio dependendo do cenário). Na contingência do T2A, ocorrendo sobrecarga superior a 18% no banco remanescente (T1, 345/138 kv, 225 MVA), é esperada atuação do ECC da SE Campos (podendo chegar até o 4 estágio, dependendo do cenário, cortando carga da SE Italva). Tabela b: Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área RJ/ES Contingência LT 500 kv Adrianópolis Grajaú e Grajaú Zona Oeste LT 500 kv Adrianópolis São José e Angra São José LT 345 kv Macaé - Adrianópolis e Macaé Venda das Pedras LT 345 kv Campos Vitória e Viana Vitória LT 345 kv Campos Vitória e Campos Viana Motivo Sobrecargas inadmissíveis que levam à atuação de proteção e consequente corte de carga. Atuação imediata do 1 o estágio do ECC de perda dupla. Atuação do ECC da SE Campos (1º e 2º Estágio). Sobrecarga no sistema de 138 kv da Escelsa, efetuando corte de carga. Atuação do ECE de perda dupla do tronco de 345 kv Adrianópolis Venda das Pedras Macaé Campos Viana Vitória, efetuando corte de carga. Atuação dos 3 estágios do ECC da SE Campos. Área São Paulo Tabela a: Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área SP Contingência LT 230 kv Mogi das Cruzes Mogi (CTEEP) Motivo Topologia de rede - Interrupção do suprimento à SE Aços Villares. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

77 Tabela b: Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área SP Contingência LT 440 kv Araraquara Mogi Mirim III e Mogi Mirim III Santo Ângelo LT 345 kv Xavantes Bandeirantes Em 2 dos 3 circuitos LT 345 kv Leste Tijuco Preto C1 e C2 LT 345 kv Interlagos Piratininga 2 C1 e C2 LT 345 kv Baixada Santista Sul e Embu Guaçu Sul LT 345 kv Leste Ramon Reberte Filho C1 e C2 LT 345 kv Norte Guarulhos C1 e C2 LT 345 kv Norte Miguel Reale C1 e C2 LT 230 kv Edgard de Souza Pirituba C1 e C2 LT 230 kv Anhanguera Centro ETR C1 e C2 LT 230 kv Centro ETR Centro C1 e C2 LT 230 kv São José dos Campos - Mogi das Cruzes e Mogi das Cruzes Mogi (CTEEP) LTs 230 kv Mogi das Cruzes Itapeti e Mogi das Cruzes Mogi (CTEEP) LT 230 kv Taubaté Aparecida C1 e LT 230 kv Taubaté - GV do Brasil LTs 230 kv São José dos Campos Itapeti e Mogi das Cruzes São José dos Campos C2 LT 138 kv Água Vermelha - Votuporanga C1 e C2 LT 138 kv Jales - Votuporanga C1 e C2 LT 138 kv Valparaíso - Três Irmãos C1 e C2 LT 138 kv Valparaíso - Nova Avanhandava C1 e C2 LT 138 kv Ibitinga - Bariri C1 e C2 LT 138 kv Bariri - Barra Bonita C1 e C2 Motivo Sobrecarga na malha de 138 kv da Região do Pardo com possibilidade de corte de carga. Sobrecarga inadmissível no remanescente. Topologia de Rede Perda total de carga da SE Piratininga 2. Topologia de Rede Perda total de carga da SE Sul. Topologia de Rede Perda total de carga da SE Ramon Reberte Filho. Topologia de Rede Perda total da carga das SE Norte e Miguel Reale. Topologia de Rede Perda total de carga da SE Miguel Reale. Topologia de Rede Perda total da carga da SE Pirituba. Topologia da Rede - Perda total da carga ligada as SE Centro. Topologia de rede - Interrupção do suprimento à SE Aços Villares. Topologia de rede - Interrupção do suprimento à SE Aços Villares. Desligamento de carga por subtensão. Interrupção de carga por subtensão nas SEs Aparecida e Santa Cabeça. Corte de carga na região de Cardoso. Corte de carga na região de Fernandópolis. Corte de carga na região de Mirandópolis e Andradina. Corte de carga na região de Araçatuba e Birigui. Corte de carga na região de Ibitinga e Bariri. Corte de carga na região de Jaú 138 kv. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

78 Área Minas Gerais Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área MG Contingência Motivo Transformador 230/13,8 kv 2x33 MVA da SE Timóteo Transformador 230/13,8 kv 33 MVA da SE Itabira 2 Transformador 230/69 kv 66 MVA da SE Itabira 2 Transformador 230/13,8 kv 2x33 MVA da SE Gov. Valadares 2 Transformador 230/13,8 kv 33 MVA da SE Conselheiro Pena Transformador 230/69 kv 66 MVA da SE Conselheiro Pena Transformador 161/138 kv 1x120 MVA da SE Ipatinga 1 Transformador 230/13,8 kv 2x33 MVA da SE Ipatinga 1 Transformador 230/138 kv 225 MVA da SE Ipatinga 1 Transformador 230/69 kv 62 MVA da SE Aperam LT 230 kv Guilman Amorin Itabira 2 LT 230 kv Itabira 4 - CL Vale Mina de Conceição LT 230 kv Itabira 2 MMX LT 230 kv Araçuaí 2 Irapé LT 230 kv Aperam Ipatinga 1 Topologia da Rede. Topologia de Rede Interrupção de carga no tape Nova Era 2. Topologia de Rede Interrupção de carga do consumidor Vale Mina de Conceição. Topologia de Rede Interrupção de carga do consumidor Anglo Ferrous Minas Rio Mineração S.A. Afundamento de tensão na malha regional leste da região central de Minas Gerais e consequente corte de carga. Atuação do ECE da UHE Sá Carvalho, ilhando a usina com as cargas essenciais da Aperam e provocando interrupção à SE Timóteo. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

79 Área Goiás/Brasília Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área GO/BR Contingência Transformador 230/13,8 kv 3x50 MVA da SE Goiânia Leste Transformador 230/69 kv 50 MVA da SE Anhanguera Transformador 230/69 kv 2X42 MVA da SE Planalto Transformador 230/138 kv 3x150 MVA da SE Xavantes Transformador 230/69 kv 2x50 MVA da SE Itapaci Transformador 230/138 kv 3x100 MVA da SE Anhanguera Transformador 230/138 kv MVA da SE Firminópolis LT 230 kv Itumbiara Paranaíba LT 230 kv Águas Lindas Barro Alto LT 230 kv Águas Lindas Brasília Sul LT 230 kv Carajás - Palmeiras LT 230 kv Serra da Mesa Niquelândia LT 230 kv Firminópolis - Palmeiras Motivo Topologia da rede - configuração radial. Sobrecarga inadmissível nos transformadores remanescentes, com corte de carga na SE Xavantes por atuação de SEP. Sobrecarga inadmissível no transformador remanescente, com corte de carga na SE Itapaci. Sobrecarga inadmissível no transformador remanescente. Acentuada subtensão na região de Firminópolis, sobrecarga na LT 138 kv Xavantes - Inhumas e nos TRs da SE Xavantes, podendo haver corte de carga nesta SE. Topologia da Rede. Afundamento de tensão na região com risco de atuação de SEPs de corte de carga por subtensão. Afundamento de tensão na região, com risco de corte de carga por subtensão. Sobrecarga na Transformação 230/138 kv SE Xavantes e nas linhas de 138 kv ligadas a SE Xavantes e Firminópolis. Subtensões na região de Niquelândia, Barro Alto e consumidores Votorantin e Mineração Maracá. Atuação de SEP com corte de carga. Subtensões na região de Firminópolis e sobrecarga na transformação 230/183 kv da SE Xavantes. Área Mato Grosso Tabela : Contingências da Rede Básica que podem causar corte de carga na Área MT Contingência TR 230/34,5 kv 68 MVA SE Dardanelos TR 230/138 kv 75 MVA SE Lucas do Rio Verde LT 230 kv Brasnorte Juína C1 e C2 Motivo Topologia da Rede. Perda das cargas da região de Aripuanã e atuação das proteções de sobrefrequência da UHE Dardanelos e UTE Guaçu. Área Acre / Rondônia Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área ÁC/RO Contingência LT 230 kv Porto Velho Abunã C1 TR 230/69 kv 2x30 MVA Jaru TR 230/138 kv - 1x55 MVA de Abunã Motivo Topologia da Rede (Tape Nova Mutum Paraná). Topologia da Rede. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

80 Área 525 kv Região Sul Tabela : Contingências na Rede de Operação na Área 525 kv que podem causar corte de carga Contingência LT 525 kv Marmeleiro 2 Povo Novo LT 525 kv Marmeleiro 2 Santa Vitória do Palmar 2 TF 1 525/138 kv Santa Vitória do Palmar 2 Motivo Topologia de rede configuração radial. Topologia de rede configuração radial. Topologia de rede configuração radial. Área Paraná Tabela : Contingências na Rede de Operação na Área PR que podem causar corte de carga Contingência LT 230 kv Figueira Mauá LT 230 kv Klabin Celulose Mauá LT 230 kv Ibiporã Londrina C1 e C2 SE Areia ATF-1 230/138/13,8 kv 1 x 150 MVA (1) SE Bateias TR 230/138/13,8 kv 2 x 150 MVA SE Figueira ATF-A 230/138/13,8 kv 1 x 150 MVA (1) Motivo Atuação do SEP para controle de carregamento da LT 230 kv Figueira Klabin Celulose. Atuação do SEP para controle de carregamento da LT 230 kv Figueira Klabin Celulose. Sobrecarga em LT 138 kv da região de Londrina Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. Sobrecarga na unidade remanescente. Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. SE Gov. Parigot de Souza ATF-B 230/138/13,8 kv 1 x 150 MVA (1) Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. SE P. Grossa Norte TR 1 ou 2 230/34,5/13,8 kv 48 MVA SE P. Grossa Sul TR 1 ou 3 230/34,5/13,8 kv 48 MVA SE São Mateus do Sul TR 1 ou 2 230/34,5/13,8 kv 31 MVA SE Campo Comprido TR 1 ou 2 230/13,8 kv - 2 x 50 MVA SE Campo do Assobio TR 1 ou 2 230/13,8 kv - 2 x 50 MVA SE Cidade Industrial de Curitiba TR 3 ou 4 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Dist. Ind. São José dos Pinhais TR 1 ou 2 230/13,8 kv - 2 x 50 MVA SE Uberaba TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Santa Quitéria TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA LT 138 kv Dois Vizinhos Foz do Chopim LT 138 kv Foz do Chopim Realeza Topologia de rede configuração radial no 34,5 kv. Topologia de rede configuração radial no 34,5 kv. Topologia de rede configuração radial no 34,5 kv. Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. Topologia de rede configuração radial no 13,8 kv. Sobrecarga em LT 138 kv da região. Sobrecarga em LT 138 kv da região. Notas: 1. Durante este mês, a carga conectada ao 13,8 kv desta SE será atendida prioritariamente por este equipamento. Área Santa Catarina Tabela : Contingências na Rede de Operação na Área SC que podem causar corte de carga Contingência LT 230 kv Biguaçu Desterro e da LT 230 kv Biguaçu Palhoça LT 230 kv Forquilhinha Lajeado Grande e Forquilhinha Siderópolis Motivo Sobrecarga nas LT Biguaçu Florianópolis C1 e C2 Subtensão na região do extremo Sul de Santa Catarina e sobrecarga nos TR 230/69 kv da SE ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

81 Contingência Siderópolis. Motivo SE Xanxerê TR 1 a 4 4 x 150 MVA LT 138 kv Ilha Centro Palhoça e da LT 138 kv Palhoça Trindade Sobrecarga nos TR remanescentes. Atuação do SEP para controle de carregamento da LT 138 kv Desterro Trindade Área Rio Grande do Sul Tabela : Contingências na Rede de Operação que podem causar corte de carga na Área RS Contingência LT 230 kv Atlântida 2 Gravataí 3 e LT 230 kv Atlântida 2 Osório 2 LT 230 kv Cidade Industrial Polo Petroquímico C1 e Polo Petroquímico Nova Santa Rita LT 230 kv Cidade Industrial Porto Alegre 9 C1 (ramal Canoas 1) LT 230 kv Cidade Industrial Porto Alegre 9 C1 (ramal Canoas 1) e Cidade Industrial Porto Alegre 9 C2 LT 230 kv Gravataí 2 Porto Alegre 8 LT 230 kv Gravataí 3 Osório 2 (ramal Fibraplac) LT 230 kv Guaíba 2 Porto Alegre 9 (ramal Eldorado) LT 230 kv Porto Alegre 6 Porto Alegre 13 LT 69 kv Porto Alegre 6 Porto Alegre 10 (Ramal Porto Alegre 12) LT 69 kv Porto Alegre 6 PUC RS (Ramal Porto Alegre 12) LT 69 kv Porto Alegre 10 PUC RS (Ramal Menino Deus) SE Santa Marta TR 1 ou 2 230/138 kv 2 x 75 MVA SE Charqueadas TF 5 230/69/13,8 kv 1 x 88 MVA SE Farroupilha TR 1 ou 2 230/69 kv 2 x 88 MVA SE Garibaldi 1 TR 230/69/13,8 kv 2 x 83 MVA SE Gravataí 3 TR 230/69 kv 1 x 165 MVA SE Guaíba 2 TR1 ou 2 230/69 kv 2 x 50 MVA SE Lajeado 2 TR 1, 2 ou 3 230/69/13,8 kv 3 x 83 MVA Motivo Topologia da rede configuração radial (SE 230/69 kv Atlântida 2). Subtensão na região do Polo Petroquímico. Topologia da rede (SE 230/23 kv Canoas 1 conectada em derivação). Topologia da rede (SE 230/23 kv Canoas 1 conectada em derivação). Atuação da proteção de sobrecorrente da LT 69 kv Gravataí 2 Porto Alegre 8 Topologia da rede (SE 230 kv Fibraplac conectada em derivação). Topologia da rede (SE 230/23 kv Eldorado conectada em derivação). Topologia da rede configuração radial (SE 230/13,8 kv Porto Alegre 13). Topologia da rede configuração radial (SE 69 kv Porto Alegre 12). Topologia da rede configuração radial (SE 69 kv Porto Alegre 12). Topologia da rede configuração radial (SE 69 kv Menino Deus). Topologia da rede disjuntor comum na AT. Topologia da rede configuração radial no 69 kv. Atuação do SEP para controle de carregamento do transformador remanescente. Atuação do SEP para controle de carregamento do transformador remanescente. Topologia da rede configuração radial. Sobrecarga no TR remanescente. Sobrecarga no TR remanescente. SE Livramento 2 TR 1 ou 2 230/69/13,8 kv 2 x 50 MVA (1) Topologia da rede configuração radial no 13,8 kv SE Nova Petrópolis 2 TR 230/69 kv 1 x 83 MVA SE Nova Prata 2 TR 230/69 kv 3 x 50 MVA Topologia da rede configuração radial. Sobrecarga no TR remanescente. SE Polo Petroquímico TR 7 ou 8 230/69 kv 2 x 50 MVA SE Porto Alegre 6 TR-1 + P ou 2 230/69/13,8 kv 2 x 83 MVA Sobrecarga no TR remanescente. Sobrecarga no TR remanescente e topologia da rede configuração radial (TR-1 e TR-P compartilham disjuntor de alta e TR-P é radial no 69 kv). SE Porto Alegre 10 TR-1 ou 2 230/69/13,8 kv 2 x 83 MVA Sobrecarga no TR remanescente. SE Santa Marta TR 230/69 kv 1 x 83 MVA SE Santa Rosa 1 TR 1 ou 2 230/69/13,8 kv 2 x 83 MVA SE Venâncio Aires TR-1 ou 2 230/69 kv 2 x 75 MVA SE Campo Bom TR-3 ou 6 230/23 kv 2 x 83 MVA Topologia da rede configuração radial. Sobrecarga no TR remanescente. Sobrecarga no TR remanescente. Topologia da rede configuração radial. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

82 Contingência SE Canoas 1 TR-1 230/23 kv 1 x 50 MVA SE Cidade Industrial TR 1 ou 2 230/23 kv 2 x 50 MVA SE Eldorado do Sul TR-1 230/23 kv 1 x 50 MVA SE Gravataí 2 TR-1 230/23 kv 1 x 50 MVA SE Scharlau TR-4 ou TR-5 230/23 kv 50 MVA SE Caxias do Sul 5 TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Porto Alegre 4 TR 1 ou 2 ou 3 ou 4 ou 6 230/13,8 kv 5 x 50 MVA SE Porto Alegre 6 TR-6 230/13,8 kv 1 x 50 MVA SE Porto Alegre 9 TR-1 230/13,8 kv 1 x 60 MVA SE Porto Alegre 10 TR-3 ou 5 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Porto Alegre 13 TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Santa Cruz 1 TR-6 ou 7 230/13,8 kv 2 x 50 MVA Motivo Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial no 23 kv. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial no 13,8 kv. Topologia da rede configuração radial no 13,8 kv. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial no 13,8 kv. Notas: 1. Apenas um dos transformadores desta subestação atende a carga do 13,8 kv. Área Mato Grosso do Sul Tabela : Contingências na Rede de Operação na Área MS que podem causar corte de carga Contingência LT 230 kv Anastácio Corumbá 2 C1 e C2 Motivo Subtensão no 138 kv da SE Corumbá. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

83 Região Nordeste Área Sudoeste Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Sudoeste Contingência Motivo LT 230 kv Sobradinho Juazeiro II C1 ou C2 LT 230 kv Bom Jesus da Lapa - Barreiras C1 (04L1) LT 230 kv Irecê Brotas de Macaúbas C1 (04F2) LT 230 kv Brotas de Macaúbas Bom Jesus da Lapa C1 (04F5) SE Irecê Transformador 230/69 kv 04T1-39 MVA ou 04T2 ou 04T3-33MVA SE Irecê Transformador 230/138 kv - 55 MVA 04T4 ou 04T5 SE Bom Jesus da Lapa Transformador 230 / 69 kv 04T1, 04T2, 04T3 ou 04T4 SE Barreiras Transformador 230/138 kv 100 MVA 04T3 ou 04T4 LT 230 kv Juazeiro da Bahia II Jaguarari Senhor do Bonfim II C1 (04N1) e Juazeiro da Bahia II - Senhor do Bonfim II C2 (04N2) LT Sobradinho Juazeiro 230 kv 04S1 e 04S2 (duplo) LT 230 kv Bom Jesus da Lapa Bom Jesus da Lapa II C1 e C2 04F3 e 04F4 Sobrecarga. Topologia da rede configuração radial. Limite de transmissão por atendimento radial. Limite de transmissão por atendimento radial, caso não tenha usina despachada derivada de Brotas de Macaúbas. Sobrecarga. Sobrecarga. Sobrecarga. Sobrecarga. Atendimento por circuito duplo. Atendimento por circuito duplo. Limite de transmissão. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

84 Área Sul Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Sul Contingência SE Ibicoara Autotransformador 500/230 kv 300 MVA LT 230 kv Ibicoara Brumado II C1 (04F5) LT 230 kv Itapebi Eunápolis C1 e C2 (04N1 e 04N2) LT 230 kv Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus C1 (04L2) e Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus C2 (04F3) LT 230 kv Santo Antônio de Jesus Funil C1 (04F2) e C2 (04F3) LT 230 kv Tomba - Embasa - Governador Mangabeira 04S1 ou 04S2 LT 230 kv Gov. Mangabeira Embasa Tomba 04S1 e 04S2 LT 230 kv Cícero Dantas - Catu C1 (04L2) LT 230 kv Cícero Dantas - Schincariol - Catu C2 (04L3) LT 230 kv Camaçari IV Pituaçu e Camaçari II - Pituaçu LT 230 kv Camaçari IV Polo C1 e C2 LT Pituaçu Narandiba (04L5 e 04L6) SE Olindina TR 230/13,8 kv 40 MVA SE Brumado TR 230/138 kv 100 MVA SE Catu TR 230/13,8/69 kv MVA 04T2 SE Catu TR 230/13,8/69 kv MVA 04T1, T2 ou T3 SE Funil TR 230/138 kv 100 MVA 04T1, 04T2, 04T3 ou 04T6 SE Matatu TR 230 / 11,9 kv - 40 MVA 04T4 ou 04T5 SE Ibicoara TR 230 / 138 kv - 55 MVA 04T1 ou 04T2 SE Cotegipe TR 230 / 69 kv 100 MVA 04T2, 04T3 ou 04T4 SE Itabaiana TR 230 / 69 kv 100 MVA 04T1 ou 04T2 CE SE Funil Motivo Autotransformador único Colapso de tensão. Colapso de tensão. Atendimento por circuito duplo (suprimento precário através do eixo de 138 kv Funil / Eunápolis). Sobrecarga.(desde que a UHE Itapebi não esteja despachada com pelo menos duas maquinas). Sobrecarga e colapso de tensão. Poderá implicar perda de suprimento ao Consumidor Embasa Pedra do Cavalo (EPC). Atendimento por circuito duplo. Poderá implicar perda de suprimento às cargas da SE Olindina 230 / 13,8 kv. Haverá interrupção no fornecimento do consumidor industrial Schincariol. Atendimento por circuito duplo. Atendimento por circuito duplo. Atendimento da SE Narandiba por circuito duplo. Transformador único. Transformador único. Haverá interrupção das cargas de 13,8 kv da SE Catu. Sobrecarga. Sobrecarga. Topologia da rede As barras de 11,9 kv operam separadas. Sobrecarga. Sobrecarga. Sobrecarga. Limite de estabilidade de tensão. Área Centro Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Centro Contingência Transformador 230/69 kv 100 MVA da SE Zebu 230 kv, 04T1 Motivo Configuração provisória da área Interrupção de suprimento até a energização do 2º transformador 04T2 (A solução definitiva para esta contingência é a transferência de toda carga da SE Zebu 69 kv para a nova SE Zebu 230 kv, sem previsão). ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

85 Área Leste Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Leste Contingência LT 230 kv Recife II Mirueira 04C6 LT 230 kv Recife Il Joairam 04V2 e 04V3 (Circuito duplo) LT 230 kv Bongi Joairam 04V5 e 04V6 (Circuito duplo) LT 230 kv Santa Rita II Mussuré II e Goianinha - Santa Rita II II (04F1 e 04F4) (Circuito duplo) LT 230 kv Messias Maceió - 04S6 e 04S7 (Circuito duplo) LT 230 kv Recife II Mirueira - 04C5 e 04C6 (circuito duplo) LT 230 kv Suape II Suape III C1 e C2 SE Bongi TR 230/13,8 kv 40 MVA 04T5 ou 04T6 ou 04T7 SE Arapiraca TR 230 / 69 kv 100 MVA Motivo Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação em LT. Sobrecarga. Sobrecarga. Atendimento pelos dois circuitos. Topologia da rede Atendimento radial por circuito duplo. Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação em LT. Atendimento por circuito duplo. Perda temporária das cargas supridas pelo 04T5, 04T6 ou pelo 04T7. Transformador único. Área Norte Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Norte Contingência LT 230 kv Aquiraz II Fortaleza C1 LT 230 kv Banabuiú - Libra - Fortaleza C2 (04F2) SE Banabuiú TR 230 / 69 kv - 50 MVA 04T3 SE Bom Nome TR 230 / 69 kv - 39 MVA 04T1ou 04T2 Motivo Colapso de tensão. Implicará perda de suprimento às cargas do consumidor Libra. Sobrecarga. Sobrecarga. SE Cauípe TR 230/69 kv 100 MVA 04T1 ou 04T2 Sobrecarga. SE Fortaleza TR 230/69 kv 100 MVA 04T1 ou 04T2 ou 04T3 ou 04T4 Sobrecarga. SE Delmiro Gouveia TR 230/69 kv 100 MVA 04T1 ou 04T2 ou 04T3 ou 04T4 Sobrecarga. SE Pici II TR 230/69 kv 100 MVA 04T1 ou 04T2 ou 04T3 ou 04T4 Sobrecarga Indisponibilidade das LT 230 kv Fortaleza II - Delmiro Gouveia C1 e C2 (04F4 e 04F5) Atendimento por circuito duplo e sobrecarga. Indisponibilidade das LT 230 kv Fortaleza II - Pici II C1 e C2 (Z2 e Z3) LT 230 kv Sobral II Sobral III 230 kv C1 e C2 (Circuito duplo) Topologia da rede Atendimento radial por circuito duplo. Colapso de tensão. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

86 Área Oeste Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Oeste Contingência Motivo SE São João do Piauí TR 500/230/13,8 kv MVA 05T1 Transformador único. LT 230 kv Ibiapina II Piripiri C1 LT 230 kv Teresina II - Teresina C1 (04L3) Colapso de tensão. Sobrecarga. SE Teresina Transformador 230/69/13,8 kv - 33 MVA 04T1 SE Teresina Transformador 230/13,8 kv - 40 MVA 04T2 Bay único. SE Teresina Transformador 230/69 kv MVA 04T7 SE Ribeiro Gonçalves Transformador 230/69 kv 50 MVA 04T1 LT 230 kv Teresina II Teresina C1 e C2 LT 230 kv Usina Boa Esperança - Boa Esperança C1 (04V1) LT 230 kv São João do Piauí - Eliseu Martins C1 (04M2) Transformador único. Colapso de tensão. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial. Região Norte Área Maranhão/Tocantins Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Maranhão Contingência SE Imperatriz Autotransformador 500/230/13,8 kv 450 MVA IZAT7-02 LT 230 kv Ribeiro Gonçalves - Balsas C1 LT 230 kv Imperatriz Porto Franco C1 (IZPF-LT6-01) LT 230 kv Peritoró Coelho Neto C1 (PRCH LT6-01) LT 230 kv São Luís II São Luís III C1 (LDLT LT6-01) SE Coelho Neto Transformador 230/69/13,8 kv - 65 MVA (CHTF6-01 ou CHTF6-02) LT Miranda II Encruzo Novo Motivo Transformador único, até o retorno do IZAT7-01. Topologia da rede configuração radial. Topologia da rede configuração radial. Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação em LT. Topologia da rede configuração radial. Sobrecarga. Topologia da rede configuração radial. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

87 Área Pará Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Pará Contingência LT 230 kv Tucuruí Tape Xingú - Altamira C1 (TCAT-LT6-01) SE Xingu ATR 500/230 kv MVA LT 230 kv Altamira Transamazônica - Rurópolis C1 (ATRU-LT6-01) SE Altamira Transformador 230/69/13,8 kv - 60 MVA ATTF6-01 ou ATTF6-02 SE Transamazônica Transformador 230/34,5 kv - 30 MVA (TMTF6-02) SE Rurópolis Transformador 230/138/13,8 kv MVA (RUAT6-03 Lado Itaiatuba) SE Rurópolis Transformador 230/138/13,8 kv MVA (RUAT6-02 Lado Tapajós) LT 230 kv Vila do Conde - Guamá C1 e C2 (VCGM-LT6-01 e VCGM- LT6-02) (Circuito duplo) LT 230 kv Guamá - Utinga C1 e C2 (GMUG-LT6-01 e GMUG-LT6-02) (Circuito duplo) SE Santa Maria Autotransformador 230/138/13,8 kv MVA SRAT6-02 ou SRAT6-03 LT 230 kv Vila do Conde Castanhal Motivo Possibilidade de colapso de tensão no Tramoeste. Possibilidade de colapso de tensão no Tramoeste. Topologia da rede configuração radial. Sobrecarga Transformador único. (Temporário). Transformador único. Transformador único. Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão. Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão. Sobrecarga. Sobrecarga na LT Utinga Castanhal. Área Manaus Tabela : Contingências que podem causar corte de carga na Área Manaus Contingência Perda dupla da LT 230 kv Lechuga Manaus C1 e C2 Perda dupla da LT 230 kv Jorge Teixeira Mauá III C1 e C2 Perda dupla da LT 230 kv Lechuga Jorge Teixeira C1 e C2 Perda dupla da interligação TMM em 500 kv Motivo Atuação de alguns estágios do ERAC, podendo ser interrompida toda a carga do subsistema Manaus, dependendo da geração interna deste subsistema. Atuação de alguns estágios do ERAC. Atuação de SEP com corte de carga. Atuação de alguns estágios do ERAC, podendo ser interrompida toda a carga da região Metropolitana de Manaus, dependendo da geração interna deste subsistema. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

88 5.4 Perdas Elétricas no SIN As Tabelas 5.4-1, e apresentam um resumo dos valores das perdas elétricas totais no Sistema Interligado Nacional e por região. Os valores são apresentados considerando as perdas verificadas em todo o sistema e considerando as perdas elétricas verificadas apenas na rede básica (Caso Base: Novembro 2016). É interessante observar que, independente do patamar de carga, o percentual de perdas em relação à carga total do SIN fica entre 3,3% e 4,5%, sendo que o percentual de 2,1% a 3,1% acontece na Rede Básica. Estes valores indicam que, das perdas totais do sistema, aproximadamente 66% ocorrem na Rede Básica. Tabela 5.4-1: Perdas totais e por região: Carga Pesada Perdas (MW) Perdas em Relação à Carga (%) Perdas em Relação às Perdas Totais (%) Carga SIN Rede Básica SIN Rede Básica SIN Rede Básica Área (MW) AC DC AC DC AC DC AC DC AC DC AC DC SE ,1 4,5 3,2 3,2 66,0 64,1 41,9 46,3 SUL ,6 3,4 2,3 2,2 14,6 14,8 9,1 9,6 NE ,8 3,7 3,5 3,5 12,6 13,7 11,6 12,7 N ,8 3,7 3,2 3,2 6,8 7,3 5,7 6,4 TOTAL ,5 4,1 3,1 3,1 100,0 100,0 68,3 75,0 Notas: As perdas AC referem-se ao método convencional para cálculo do fluxo de potência Tabela 5.4-2: Perdas totais e por região: Carga Média Perdas (MW) Perdas em Relação à Carga (%) Perdas em Relação às Perdas Totais (%) Carga SIN Rede Básica SIN Rede Básica SIN Rede Básica Área (MW) AC DC AC DC AC DC AC DC AC DC AC DC SE ,0 4,2 3,1 3,0 63,8 61,4 39,2 43,3 SUL ,1 3,7 2,6 2,4 17,6 18,1 11,1 11,9 NE ,6 3,5 3,3 3,2 11,9 13,0 10,8 12,0 N ,9 3,9 3,3 3,4 6,7 7,5 5,7 6,6 TOTAL ,5 4,0 3,0 2,9 100,0 100,0 66,9 73,8 Tabela 5.4-3: Perdas totais e por região: Carga Leve Perdas (MW) Perdas em Relação à Carga (%) Perdas em Relação às Perdas Totais (%) Carga SIN Rede Básica SIN Rede Básica SIN Rede Básica Área (MW) AC DC AC DC AC DC AC DC AC DC AC DC SE ,7 3,0 2,1 2,0 63,7 61,5 35,2 40,3 SUL ,0 2,6 1,9 1,7 16,0 16,4 9,9 10,4 NE ,8 2,6 2,5 2,3 13,8 14,8 12,4 13,6 N ,3 2,2 2,0 2,0 6,5 7,2 5,7 6,5 TOTAL ,3 2,8 2,1 2,0 100,0 100,0 63,1 70,7 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

89 5.5 Atendimento aos Principais Centros Consumidores Capitais Para este mês, a Rede Básica de suprimento aos grandes centros consumidores atendidos pelo SIN apresentará desempenho satisfatório, atendendo aos critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, à exceção de: Região Metropolitana de Porto Alegre e Curitiba: Devido à configuração radial ou atuação de SEP, as ocorrências das seguintes perdas simples de linhas de transmissão da Rede de Operação e transformadores de fronteira com a Rede Básica levarão a cortes de carga: Área Rio Grande do Sul TR-P (provisório) 230/69 kv 1 x 83 MVA SE Porto Alegre 6; TR 6 230/13,8 kv 1 x 50 MVA SE Porto Alegre 6; TR 1, 2, 3, 4 ou 6 230/13,8 kv 5 x 50 MVA SE Porto Alegre 4; TR 2 230/13,8 kv 1 x 60 MVA SE Porto Alegre 9; TR 3 ou 5 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Porto Alegre 10; TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Porto Alegre 13; TR 230/69 kv 1 x 165 MVA SE Gravataí 3; TR-1 230/23 kv 1 x 50 MVA SE Gravataí 2; TR 1 ou 2 230/23 kv 2 x 50 MVA SE Cidade Industrial; LT 230 kv Porto Alegre 6 Porto Alegre 13; LT 230 kv Gravataí 2 Porto Alegre 8; LT 69 kv Porto Alegre 6 Porto Alegre 10 (Ramal Porto Alegre 12); LT 69 kv Porto Alegre 10 PUCRS (Ramal Menino Deus). Área Paraná TR 3 ou 4 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Cidade Industrial de Curitiba; TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Dist. Ind. São José dos Pinhais; TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Campo do Assobio; TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Campo Comprido; TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Uberaba. TR 1 ou 2 230/13,8 kv 2 x 50 MVA SE Santa Quitéria. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

90 5.6 Análise da operação do barramento da UHE Rosana Para este mês, considerando a previsão de carga e política energética de intercâmbio, bem como o cenário de despacho de usinas à biomassa do Paraná e São Paulo e da UHE Rosana, poderá ocorrer carregamento elevado em regime normal de operação nas linhas de distribuição da COPEL DIS da região Noroeste do Paraná. Desta forma, caso se observem sobrecargas nesta região de forma sistemática, a Copel DIS avaliará em tempo real a suportabilidade do seu sistema em função da capacidade dos seus circuitos os quais são avaliados em tempo real de acordo com as condições climáticas. Conforme indicado no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral Setembro a Dezembro de 2016, não sendo possível reduzir a geração da UHE Rosana e das UTE à biomassa da região, poderá ser adotada a medida de abertura do barramento da UHE Rosana (disjuntor ). ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

91 5.7 Diretrizes para controle de carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha No cenário eletroenergético atual, a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 pode implicar em sobrecarga na LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha. De forma a evitar desotimização energética, foi avaliada a alternativa de manter ligado o Esquema de Controle de Emergência (ECE) de corte de geração da UHE Ilha Solteira, o qual, diante da perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2, efetua o corte de geração de 04 unidades geradoras na UHE Ilha Solteira Considerações Gerais e Premissas Para a definição de novas diretrizes para controle de carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha, em caso de perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2, foram consideradas as seguintes premissas. O limite de condição normal de operação da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha é de 2000 A (1524 MVA), e este também era o limite em condição de emergência, cujo fator limitante é a capacidade da bobina de bloqueio; A CTEEP flexibilizou o limite em condição de emergência para 2160 A (1646 MVA), permitindo sobrecarga de 8% em 30 minutos; O esquema de controle de emergência (ECE), instalado na UHE Ilha Solteira, efetua a rejeição de até 4 unidades geradoras da própria usina, em caso de perda dupla de circuitos de 440 kv conforme apresentado na Tabela A rejeição das unidades geradoras ocorre após 800 ms da referida perda dupla. Tabela : Perdas duplas consideradas no ECE instalado na UHE Ilha Solteira Perdas duplas LT 440 kv Ilha Solteira - Mirassol II C1 LT 440 kv Ilha Solteira - Água Vermelha com um dos circuitos LT 440 kv lha Solteira - Mirassol II C2 LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C1 LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C2 LT 440 kv Ilha Solteira - Mirassol II C2 LT 440 kv Ilha Solteira - Mirassol II C1 com um dos circuitos LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C1 LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C2 LT 440 kv Ilha Solteira - Mirassol II C2 com um dos circuitos LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C1 com o circuito LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C1 LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C2 LT 440 kv Ilha Solteira - Bauru C2 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

92 5.7.2 Descrição das Análises Perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol C1 e C2 Para que a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 não implicasse em sobrecarga inadmissível na LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha, nas etapas de programação e tempo real, era monitorada e controlada a seguinte inequação. F(ILS-AGV) + 0,32 F(ILS-MIR 1e2) < 1524 MW Onde: F(ILS-AGV) = Fluxo de potência ativa da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha, neste sentido; F(ILS-MIR 1e2) = Soma dos fluxos de potência ativa nos circuitos C1 e C2 da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II. No cenário eletroenergético atual, verificava-se dificuldades para controle dessa inequação, conforme apresentado na Figura , referente ao comportamento da mesma no dia 06 de outubro de Figura : Inequação de carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha para a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 Limite de 1524 MW, verificada no dia 06/10/ /10/ :00:00 24,00 horas 07/10/ :00:00 Com a flexibilização de 8% de sobrecarga na LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha, em condição de emergência, foi alterado o limite da inequação apresentada anteriormente. F(ILS-AGV) + 0,32 F(ILS-MIR 1e2) < 1646 MW Onde: ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

93 F(ILS-AGV) = Fluxo de potência ativa da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha, neste sentido; F(ILS-MIR 1e2) = Soma dos fluxos de potência ativa nos circuitos C1 e C2 da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II. Mesmo com a liberação, pela CTEEP, de sobrecarga admissível de 8% em condição de emergência, observamos que ainda haveria violações em alguns horários, conforme verificado no dia 06 de outubro e apresentado na Figura Figura : Inequação de carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha para a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 Limite de 1646 MW, verificada no dia 06/10/ /10/ :00:00 24,00 horas 07/10/ :00: Perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 com atuação do SEP De forma a evitar desotimização energética e sobrecarga inadmissível na LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha, diante da perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2, foi avaliada a atuação do Esquema de Controle de Emergência da usina de Ilha Solteira. O ECE efetua o corte de 04 máquinas da UHE Ilha Solteira, após 800 ms da perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha. Foi analisado o comportamento do carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha após a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 e atuação do ECE. O resultado é apresentado na Figura a seguir. Na simulação, apenas para verificar qual a influência da atuação do ECE, considerou-se o corte das 04 unidades geradoras da UHE Ilha Solteira após 6 segundos da ocorrência da perda dupla. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

94 Figura : Carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha Análise da perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 considerando a atuação do ECE 1531 FLXA 538 ISOLTE-SP AVERME-SP , 4, 8, 12, 16, 20, O corte de geração de 564 MW da UHE Ilha Solteira, implicou em uma redução de 181 MW no carregamento na LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha. Desse modo, o fator de influência do corte de geração é de -32%. Considerando a atuação do ECE, recomenda-se nas etapas de programação e de tempo real monitorar e controlar a seguinte inequação. F(ILS-AGV) + 0,32 F(ILS-MIR 1e2) 0,32 (Corte de geração ILS) < 1646 MW Onde: F(ILS-AGV) = Fluxo de potência ativa da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha, neste sentido; F(ILS-MIR 1e2) = Soma dos fluxos de potência ativa nos circuitos C1 e C2 da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II; Corte de geração ILS = Soma da potência ativa gerada nas 04 unidades geradoras da UHE Ilha Solteira selecionadas para o corte de geração pelo referido SEP. Ocorrendo violação desta inequação, recomenda-se proceder redespacho de geração, utilizando-se os fatores de influência apresentados na Tabela ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

95 Tabela :Fatores de influência para controle da inequação da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha para a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 Usina Fator Usina Fator UHE Ilha Solteira 33,1% UHE Henry Borden 88 kv -6,9% UHE Três Irmãos 26,8% Elo CC do Madeira -7,1% UHE Jupiá 440 kv 22,1% UHE Miranda -10,6% UTE L. C. Prestes A 19,4% UHE Furnas -11,1% UHE Porto Primavera 13,0% UHE L. C. Barreto -11,5% UHE Taquaruçu 12,5% UHE Jaguara -11,9% UHE Capivara 10,3% UHE Volta Grande -12,0% UHE Promissão 7,5% UHE Marimbondo -12,8% UHE Nova Avanhandava 7,3% UHE Nova Ponte -13,0% UHE Ibitinga 5,1% UHE Emborcação -13,2% UHE Itaipu 60Hz 0,0% UHE Corumbá -13,5% UHE G. J. Richa 0,0% UHE Três Marias -13,5% UHE G. N. Braga -0,8% UHE Itumbiara -13,7% UHE G. B. Munhoz -1,2% UHE Serra da Mesa -13,8% UHE Bariri A -3,6% UHE São Simão -16,9% Elo CC de Itaipu -5,9% UHE Água Vermelha -26,0% UHE Henry Borden 230 kv -6,8% Referência: UHE Itaipu 60 Hz A Figura , a seguir, apresenta a redução do carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha para a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2, considerando a atuação do ECE com corte de 04 unidades geradoras da UHE Ilha Solteira, no dia 06 de outubro de Figura : Inequação de carregamento da LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha para a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2, considerando a atuação do ECE Limite de 1646 MW, verificada no dia 06/10/ /10/ :00:00 24,00 horas 07/10/ :00:00 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

96 5.7.3 Conclusões e Recomendações No cenário atual, considerando o Esquema de Controle de Emergência (ECE) da usina de Ilha Solteira desligado, havia necessidade de desotimização energética para que a perda dupla da LT 440 kv Ilha Solteira Mirassol II C1 e C2 não implicasse em sobrecarga inadmissível na LT 440 kv Ilha Solteira Água Vermelha. A atuação do ECE, que promove o corte de 04 unidades geradoras na UHE Ilha Solteira, em conjunto com a flexibilização do limite de curta duração da LT 440 Ilha Solteira Água Vermelha, possibilitou o atendimento da referida perda dupla sem necessidade de desotimização energética. Desse modo, recomenda-se manter ligado o ECE instalado na SE Ilha Solteira, e considerar sua ativação nas etapas de programação diária e tempo real, ressaltando que o mesmo poderá vir a ser útil na liberação de intervenções. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

97 5.8 Proposta de medidas operativas para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta - Barreiro As LT 345 kv Pimenta Barreiro e LT 345 kv Pimenta Taquaril são importantes para o suprimento das Malhas Metropolitana e Mantiqueira da região central de Minas Gerais, e são apresentadas no diagrama unifilar da Figura a seguir. Figura 5.8-1: Diagrama unifilar do sistema de atendimento à malha regional da Mantiqueira No atual cenário eletroenergético, com baixa hidraulicidade nas usinas da região Leste de Minas Gerais, a LT 345 kv Pimenta Barreiro tem apresentado carregamento próximo a 80% do seu limite de regime normal, cujo fator limitante é o TC na SE Pimenta, de 1170 A (699 MVA), ressaltando que o valor do limite de curta duração para emergência é igual ao limite de regime normal. Neste contexto, diante da perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, a LT 345 kv Pimenta Barreiro pode entrar em sobrecarga, e devido a baixa hidraulicidade já citada, os recursos para controle desta sobrecarga são escassos. Assim, esta nota técnica tem o objetivo de apresentar algumas alternativas para solucionar este problema Considerações Gerais e Premissas Para este estudo, foi utilizado o caso de referência de carga pesada de setembro de 2016 do Planejamento Elétrico Mensal, e feito alguns ajustes na carga e na geração, de forma a melhor representar o comportamento do sistema no dia 09/09/2016 às 14:08h. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

98 A fim de legitimar os resultados das simulações realizadas, as Tabelas e abaixo comparam os valores ajustados no caso de estudo com os valores verificados em tempo real para o dia supracitado, no tocante aos valores de carregamento dos equipamentos da região de interesse do estudo. Tabela : Comparação dos valores verificados e ajustados dos principais equipamentos da rede de interesse Equipamento Carregamento Verificado (MW+ jmvar) Carregamento Ajustado (MW+ jmvar) LT 500 kv S.Simão - Itumbiara j j282 LT 500 kv Marimbondo - Itumbiara j j135 LT 500 kv S.Simão - Jaguara j j44 LT 500 kv Marimbondo S.Simão j j12,9 LT 500 kv A. Vermelha S.Simão j j40 LT 500 kv A. Vermelha - Marimbondo j j136 LT 500 kv Itaguaçu S.Simão j j11 LT 500 kv Itumbiara - Samambaia j j10 LT 500 kv Itumbiara - Emborcação j j38 TR 9 500/345 kv Marimbondo j j12 LT 345 kv Pimenta - Taquaril j j6 LT 345 kv Pimenta - Barreiro j j2 LT 345 kv Furnas Pimenta C j j14 LT 345 kv Furnas Pimenta C j j21 LT 345 kv Jaguara Pimenta C j76 163,4 - j82 LT 345 kv Jaguara Pimenta C j72 163,4 - j82 LT 345 kv Pimenta - Barbacena C j j74 TR 1 345/138 kv Pimenta 78 + j j5 TR 2 345/138 kv Pimenta 87 + j j5 TR /500 kv Jaguara j ,3 + j170 TR /500 kv Jaguara j ,3 + j170 TR /500 kv Jaguara j ,3 + j170 ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

99 Tabela : Comparação dos valores verificados e ajustados das gerações mais influentes Gerações mais influentes Valor Verificado (MW) Valor Considerado (MW) UTE Aureliano Chaves UHE Guilman Amorim UTE Igarapé 0 0 UHE Porto Estrela 0 0 UHE Baguari 0 0 UHE Aimorés 0 0 UHE Risoleta Neves 0 0 UHE Mascarenhas UTE Linhares 0 0 UTE Viana 0 0 UTE Sol UHE Três Marias UHE Retiro Baixo 0 0 UHE Irapé UHE Funil Grande UHE Jaguara UHE Porto Colômbia UHE L.C. Barreto UHE Mascarenhas de Moraes 138 kv UHE Mascarenhas de Moraes 345 kv UHE Furnas ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

100 5.8.2 Descrição das Análises Nas análises a seguir, serão apresentadas três alternativas para controlar o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro diante da perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril. A primeira alternativa consiste em apenas monitar e controlar uma inequação da perda de uma LT sobre a outra, apresentando fatores de influência de redespacho de geração para controle da mesma. A segunda alternativa proposta contempla a implementação de um Sistema Especial de Proteção (SEP) na SE Pimenta 345 kv, que eliminaria a sobrecarga no pós contingência. A terceira alternativa é idêntica a segunda, e só difere no fato de que a medida operativa apresentada será executada por um operador em tempo real através de ação manual, e não por um sistema de proteção Controle de carregamento por monitoração e controle de inequação De forma a evitar que a contingência da LT 345 kv Pimenta Taquaril provoque sobrecarga na LT 345 kv Pimenta Barreiro, a seguinte inequação deve ser monitorada e controlada. F(PIM-BAR) + 0,26 F(PIM-TAQ) < 699 MW Onde: F(PIM-BAR) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Pimenta Barreiro, neste sentido; F(PIM-TAQ) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Pimenta Taquaril, neste sentido. Ocorrendo violação desta inequação, pode-se reprogramar a geração das seguintes usinas, de acordo com os fatores de influência apresentados na Tabela ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

101 Tabela : Fatores de influência para controle da inequação da LT 345 kv Pimenta Barreiro na perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril Usina Fator UTE Aureliano Chaves -13,6% UHE Guilman Amorim -12,5% UTE Igarapé -12,3% UHE Porto Estrela -11,7% UHE Baguari -10,2% UHE Aimorés -9,1% UHE Risoleta Neves -9,1% UHE Mascarenhas -8,6% UTE Linhares -8,2% UTE Sol -7,2% UTE Viana -7,2% UHE Três Marias -7,0% UHE Retiro Baixo -6,0% UHE Irapé -5,6% UHE Funil Grande 0,5% UHE Porto Colômbia 0,7% UHE Jaguara 0,7% UHE L. C. Barreto 0,8% UHE Masc. Moraes B 0,9% UHE Masc. Moraes A 1,2% UHE Furnas 4,5% Referência: UHE Ilha Solteira Contudo, no atual cenário energético, com baixa hidraulicidade no leste de Minas Gerais, as usinas hidrelétricas de maior influência não possuem potência disponível para controlar esta inequação. Portanto, não é prático monitorar e controlar esta inequação dispondo apenas dos recursos de geração apresentados acima. Desta forma, faz-se necessário avaliar medidas alternativas, as quais estão apresentadas nos próximos itens. De posse desta inequação, é possível sintetizar no programa PI Process Book como ficaria o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro diante da perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, cuja grandeza é apresentada Figura ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

102 Figura : Carregamento sintetizado da inequação da LT 345 kv Pimenta Barreiro para a perda da LT 345 kv Pimenta - Taquaril Value (PIM-BARR) + 0,26 (PIM-TAQ).Value (PIM-BARR)+ 0,399 (PIM-TAQ) - 0, :00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 A curva acima, que apresenta o carregamento sintetizado da inequação, mostra que das 9:30h às 15:30h, aproximadamente, a LT 345 kv Pimenta Barreiro entraria em sobrecarga caso ocorresse a perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, com valores acima de 8% do seu limite de emergência Controle de carregamento por SEP O setor de 345 kv da SE Pimenta possui duas barras de operação e um barramento de transferência. O disjuntor de amarre 11P4 opera fechado, mantendo as barras 1 e 2 interligadas, como mostra a Figura Figura : Arranjo atual do setor de 345 kv da SE Pimenta ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

103 Como proposta de SEP para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro diante da perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, é recomendável que esta subestação passe a operar com os equipamentos conectados segundo o seguinte arranjo: Barra 1: LT 345 kv Pimenta Barreiro; LT 345 kv Pimenta Furnas C1; LT 345 kv Pimenta Taquaril; Barra 2: LT 345 kv Pimenta Furnas C2; LT 345 kv Pimenta Barbacena; LT 345 kv Pimenta Jaguara C1; LT 345 kv Pimenta Jaguara C2; TR1 345/138 kv; TR2 345/138 kv; O disjuntor de amarre 11P4 continuaria a operar fechado, mantendo as barras interligadas. A Figura mostra o arranjo sugerido. Figura : Arranjo proposto do setor de 345 kv da SE Pimenta A atuação do SEP se daria então da seguinte maneira: caso a LT 345 kv Pimenta Taquaril venha a ser desligada por uma contingência e a LT 345 kv Pimenta Barreiro entre em sobrecarga, com carregamento acima de 699 MW, por mais de 5 segundos, o SEP atuaria comandando a abertura do disjuntor 11P4, deixando a LT 345 kv Pimenta Barreiro radializada com a LT 345 kv Pimenta Furnas C1 na barra 1, e os demais equipamentos na barra 2, como mostra a figura ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

104 Figura : Arranjo proposto do setor de 345 kv da SE Pimenta Neste caso, para utilizar uma inequação que monitore o carregameno desta LT considerando a possibilidade de atuação do SEP proposto, é necessário incluir a contribuição do fluxo no disjuntor, que é dada por: F(PIM-BAR) + 0,40 F(PIM-TAQ) 0,26 F(DISJ11P4PIM) < 699 MW Onde: F(PIM-BAR) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Pimenta Barreiro, neste sentido; F(PIM-TAQ) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Pimenta Taquaril, neste sentido; F(DISJ11P4PIM) = Fluxo de potência ativa no disjuntor 11P4, no sentido da barra 2 para a barra 1; Como não existe a medição do fluxo de potência no disjuntor, é possível sintetizar esta grandeza utilizando os fluxos dos equipamentos que se conectam nele. Assim, pode-se utilizar a seguinte equação: F(DISJ11P4PIM) = F(FUR-PIM C2) F(PIM-BARB) + F(JAG-PIM C1 + C2) F(TR1 + TR2 345/138 kv) Onde: F(DISJ11P4PIM) = Fluxo de potência ativa no disjuntor 11P4 da SE Pimenta, no sentido da barra 2 para a barra 1; F(FUR-PIM C2) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Furnas Pimenta C2, neste sentido; F(PIM-BARB) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Pimenta Barbacena, neste sentido; F(JAG-PIM C1 + C2) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Jaguara Pimenta C1 e C2, neste sentido; ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

105 F(TR1 + TR2 345/138 kv) = Fluxo de potência ativa no TR1 e TR2 345/138 kv da SE Pimenta, no sentido do 345 kv para o 138 kv; Unindo as duas equações apresentadas, temos: F(PIM-BAR) + 0,40 F(PIM-TAQ) 0,26 [F(FUR-PIM C2) F(PIM-BARB) + F(JAG-PIM C1 + C2) F(TR1 + TR2 345/138 kv)] < 699 MW Fazendo a multiplicação dos termos: F(PIM-BAR) + 0,40 F(PIM-TAQ) 0,26 F(FUR-PIM C2) + 0,26 F(PIM-BARB) 0,26 F(JAG-PIM C1 + C2) + 0,26 F(TR1 + TR2 345/138 kv) < 699 MW De posse desta inequação, é possível monitorar no programa PI Process Book como ficaria o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro utilizando as medições dos fluxos nos equipamentos envolvidos na inequação. A Figura abaixo mostra duas curvas sintetizadas a partir do carregamento do sistema no dia 09/09/2016, a saber: em azul, o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro considerando a perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, utilizando a equação apresentada no item 3.1, sem considerar o SEP proposto; e em marrom é apresentado o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro considerando a perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril e a atuação do SEP proposto, sintetizada utilizando a equação apresentada neste item. Figura : Carregamento das inequações sintetizadas :00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Analisando-se as curvas, percebe-se que de 9:30h às 15:30h, aproximadamente, a LT 345 kv Pimenta Barreiro violaria o seu limite de carregamento caso ocorresse a perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, com valores acima de 8% de sobrecarga. Contudo, caso estivesse implementado o SEP proposto, o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiros seria reduzido para valores abaixo de 699 MW. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

106 Utilizando agora o caso de estudo citado no item 2 para avaliar a efetividade do SEP, a tabela abaixo apresenta os valores dos fluxos nas LTs de interesse no caso ajustado, para as seguintes situações: antes de ocorrer a contingência, após a contigência sem a atuação do SEP, e após a atuação do SEP, respectivamente. Tabela : Comparação dos valores antes e de depois da contingência Equipamento Carregamento Pré-contingência (MW+jMVar) Carregamento Pós-contingência (MW+jMVar) Carregamento Pós-contingência com SEP (MW+jMvar) LT 345 kv Pimenta - Barreiro j j j30 LT 345 kv Pimenta - Taquaril j6 0 + j0 0 + j0 DJ 11P4 585,8 + j j j0 LT 345 kv Furnas Pimenta C j j j100 LT 345 kv Furnas Pimenta C j j j18 LT 345 kv Jaguara Pimenta C1 163,4 - j82 98,4 j81 65 j94 LT 345 kv Jaguara Pimenta C2 163,4 - j82 98,4 j81 65 j94 LT 345 kv Pimenta - Barbacena C j j j34 TR 1 345/138 kv Pimenta 76 - j5 88 j j1 TR 2 345/138 kv Pimenta 83 - j5 96 j j1 LT 138 kv Pimenta Arcos (via Pains) 95,1 j j7 117 j4 LT 138 kv Pimenta Arcos (via Iguatama) 52 j7 61,6 j j4 LT 138 kv Pimenta Piumhi 2 12,2 + j2 12,2 + j j2 Após a atuação do SEP todos os equipamentos encontram-se com carregamento abaixo do limite de emergência Controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro, no póscontingência, por adoção de medida manual Uma alternativa a ser avaliada a viabilidade de implantação, que prescindiria da implementação do SEP proposto, seria alterar a configuração operativa da SE Pimenta 345 kv, conforme apresentado no item anterior, e normatizar as seguintes medidas. Manter a configuração operativa da SE Pimenta 345 kv conforme proposto. Monitorar e controlar a inequação do carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro para a perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, considerando a abertura do disjuntor 11P4 da SE Pimenta no pós-contingência. Diante da perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, e caso a LT 345 kv ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

107 Pimenta Barreiro viesse a operar em sobrecarga, o COS da Cemig e a operação local da SE Pimenta 345 kv teriam autonomia para desligar o disjuntor 11P4, eliminando assim a sobrecarga inadmissível. Para a viabilização desta medida operativa, a CEMIG teria que consentir que a LT 345 kv Pimenta Barreiro permanecesse em sobrecarga até que fosse realizada a ebertura do disjuntor de amarre DJ11P4 da SE Pimenta Alternativa 1 para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro De forma a evitar que a perda da barra de 345 kv da SE Pimenta em que estiverem conectados os 2 TR 345/138 kv implique em corte de carga na Malha Regional Oeste Gafanhoto, nesta alternativa avaliou-se a alteração da configuração operativa do setor de 345 kv da SE Pimenta, como descrito a seguir. Em uma das barras de 345 kv: LT 345 kv Furnas Pimenta C1 LT 345 kv Pimenta Barreiro C1 LT 345 kv Pimenta Taquaril C1 TR2 345/138 kv Na outra barra de 345 kv: LT 345 kv Furnas Pimenta C2 LT 345 kv Jaguara Pimenta C1 LT 345 kv Jaguara Pimenta C2 LT 345 kv Pimenta Barbacena TR1 345/138 kv Nesta avaliação considerou-se as barras de 345 kv da SE Pimenta interligadas pelo disjuntor DJ11P4, como mostra a figura ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

108 Figura : Arranjo alternativo proposto do setor de 345 kv da SE Pimenta De forma a controlar o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro, recomendase, nas etapas de programação diária e de tempo real, monitorar e controlar a seguinte inequação. F(PIM-BAR) + 0,35 F(PIM-TAQ) - 0,17 F(DISJ11P4PIM) < 699 MW Onde: F(DISJ11P4PIM) = Fluxo de potência ativa da barra em que estiver conectada a LT 345 kv Furnas Pimenta C2 para a barra em que estiver conectada a LT 345 kv Pimenta Barreiro, neste sentido. Neste arranjo, pode-se utilizar a seguinte expressão para o F(DISJ11P4PIM): F(DISJ11P4PIM) = F(FUR-PIM C2) F(PIM-BARB) + F(JAG-PIM C1 + C2) Assim, a inequação se torna: F(TR1 345/138 kv) F(PIM-BAR) + 0,35 F(PIM-TAQ) 0,17 F(FUR-PIM C2) + 0,17 F(PIM-BARB) 0,17 F(JAG-PIM C1 + C2) + 0,17 F(TR1 345/138 kv) < 699 MW Se houver violação da inequação anterior, recomenda-se redespachar as usinas mais influentes, conforme os seguintes fatores. Tabela : Fatores de influência para controle da inequação da LT 345 kv Pimenta Barreiro na perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril Usina Fator UTE Aureliano Chaves -10,8% UTE Igarapé -9,4% UHE Guilman Amorim -9,2% UHE Porto Estrela -8,9% UHE Baguari -8,3% UHE Risoleta Neves -7,6% UHE Aimorés -7,2% UHE Mascarenhas -6,9% ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

109 UTE Linhares -6,7% UHE Três Marias -6,1% UTE Viana -5,7% UTE Sol -5,6% UHE Retiro Baixo -5,3% UHE Irapé -5,1% UHE L. C. Barreto 0,4% UHE Porto Colômbia 0,4% UHE Funil Grande 0,5% UHE Masc. Moraes 0,8% UHE Furnas 4,8% Referência: UHE Ilha Solteira Caso a perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril implique em sobrecarga inadmissível para a LT 345 kv Pimenta Barreiro, a Cemig terá autonomia para desligar o disjuntor DJ11P4 da SE Pimenta 345 kv, desinterligando as barras de 345 kv desta instalação. Cabe ressaltar que, se a manobra do disjuntor 11P4 da SE Pimenta implicar em sobrecarga inadmissível para o TR1 345/138 kv com atuação do ECE de Pimenta, deverão ser implementadas as seguintes medidas. Desligamento do TR2 345/138 kv da SE Pimenta através da manobra do disjuntor DJ14P4; Abertura da chave seccionadora seletora de barra do bay do TR2 345/138 kv que estiver fechada; Fechamento da chave seccionadora seletora de barra do bay do TR2 345/138 kv que estiver aberta, alterando assim a barra de conexão do TR2; Energizar em carga o TR2 345/138 kv; Fechamento dos disjuntores 3k4 e 4k4 da SE Arcos Alternativa 2 para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro Esta alternativa considera o mesmo arranjo para o setor de 345 kv da Se Pimenta proposto no item , conforme mostra a Figura Também devem ser monitoradas e controladas as mesmas inequações apresentadas no Item , considerando ainda os fatores da Tabela Após a contingência da LT 345 kv Pimenta Taquaril, se for necessária a abertura ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

110 do disjuntor de amarre 11P4 de 345 kv da SE Pimenta para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro, recomenda-se que seja observada a seguinte inequação antes da sua abertura. F(TR1 345/138 kv) + 0,24 F(DJ11P4PIM) < 145 MW Onde: F(TR1 345/138 kv) = Fluxo de potência ativa no TR1 345/138 kv da SE Pimenta, no sentido do 345 kv para o 138 kv; F(DJ11P4PIM) = Fluxo de potência ativa no DJ11P4 da SE Pimenta, no sentido do barramento em que estiver conectada a LT 345 kv Pimenta Barbacena para o barramento em que estiver conectada a LT 345 kv Furnas Pimenta C1; Na ausência de medição de fluxo de potência ativa neste disjuntor, o valor do mesmo pode ser obtido através da seguinte expressão. F(DJ11P4PIM) = F(PIM-BARR) F(FUR-PIM1) + F(TR2 345/138 kv) Onde: F(PIM-BARR) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Pimenta Barreiro, neste sentido; F(FUR-PIM1) = Fluxo de potência ativa na LT 345 kv Furnas Pimenta C1, neste sentido; F(TR2 345/138 kv) = Fluxo de potência ativa no TR1 345/138 kv da SE Pimenta, no sentido do 345 kv para o 138 kv;. Se esta restrição estiver violada, recomenda-se que o ONS entre em contato com a CEMIG GT, para que a mesma tome providências para a abertura dos 2 circuitos da LT 138 kv Arcos Pimenta, na SE Arcos, pelos disjuntores 3K4 e 4K4. Caso contrário, não há necessidade da abertura destas linhas. Após o retorno da CEMIG, caso a inequação ainda esteja violada, recomenda-se que o ONS entre em contato novamente com a CEMIG para que seja feita a abertura do disjuntor de amarre 11K4 de 138 kv da SE Pimenta. Após estas etapas, o ONS poderá continuar com o procedimento da abertura do disjuntor de amarre 11P4 para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

111 5.8.3 Conclusões e Recomendações Com base nas avaliações efetuadas e nos resultados apresentados, são elencadas a seguir as principais conclusões. No cenário eletroenergético atual tem sido difícil controlar a inequação do carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro para a perda da LT 345 kv Pimenta Taquaril, uma vez que as usinas hidrelétricas da região Central de Minas Gerais encontram-se em condição energética bastante desfavorável e a utilização de geração térmica das UTE Aureliano Chaves e UTE Igarapé aumentaria sobremaneira o custo da operação do SIN. A alteração da configuração operativa da SE Pimenta 345 kv, com as LT 345 kv Furnas Pimenta C1, LT 345 kv Pimenta Barreiro, LT 345 kv Pimenta Taquaril e TR2 345/138 conectados em um mesmo barramento, e as demais linhas e transformador conectados no outro barramento da SE Pimenta 345 kv, estando ambos os barramentos de 345 kv interligados pelo disjuntor de amarre DJ11P4, possibilita a abertura deste disjuntor no pós-contingência para controle de carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro. Se for possível a abertura do disjuntor de amarre DJ11P4 da SE Pimenta 345 kv no pós-contingência por ação manual, ao invés da implementação de um SEP, a implementação desta medida operativa pode ser implementada tão logo os procedimentos normativos sejam confeccionados. Neste contexto, de forma a evitar a desotimização energética, indicação de utilização de geração térmica das UTE Aureliano Chaves e UTE Igarapé e evitar sobrecarga inadmissível na LT 345 kv Pimenta Barreiro, recomenda-se que a CEMIG avalie a possibilidade de alteração da configuração operativa da SE Pimenta e abertura manual do disjuntor de amarre DJ11P4 da SE Pimenta 345 kv. Somente se a CEMIG não concordar com a adoção de abertura manual do disjuntor de amarre, será avaliada a possibilidade de implementação de um SEP que avaliaria o carregamento da LT 345 kv Pimenta Barreiro, e se a mesma apresentasse sobrecarga por um período de 5 segundos, o relé comandaria a abertura do disjuntor DJ11P4. Consultada, a Cemig se posicionou favorável a abertura do disjuntor de amarre através de ação manual, com autonomia para a realização desta manobra, indicando preferência para implementação da alternativa 2 ( ), a qual foi adotada e normatizada. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

112 5.9 Proposta para controle de carregamento na transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis A transformação 500/345 kv 3 x 560 MVA da SE Adrianópolis é de suma importância para o Sistema Interligado Nacional, haja vista que o setor de 345 kv desta instalação está interligado às usinas do rio Grande, bem como constitui em fonte importante para o sistema de suprimento da região Metropolitana da cidade do Rio de Janeiro, da região Norte Fluminense e do estado do Espírito Santo. O carregamento da referida transformação não depende unicamente do nível de carga da área Rio de Janeiro Espírito Santo, sendo fortemente influenciado pelo cenário eletroenergético. Especialmente, na operação do sistema caracterizado por valores elevados de Recebimento pela região Sudeste, associado à exportação da região Sudeste para a região Norte / Nordeste, verifica-se carregamentos elevados para a transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis. Nos últimos três anos, o planejamento da operação e a operação propriamente dita têm-se deparado com dificuldades para controle de carregamento da referida transformação, de forma que a perda de um dos transformadores 500/345 kv não implique em sobrecarga inadmissível para os transformadores remanescentes. O banco de transformadores AT51 500/345 kv 560 MVA possui limite de curta duração de 30 minutos de 672 MVA, enquanto os autotransformadores AT53 e AT55 possuem limites de curta duração de 4 horas de 716 MVA. Portanto, a restrição mais severa a ser atendida consiste em não violar o limite de curta duração do AT51 diante da contingência com desligamento do AT53. A Figura 5.9-1, a seguir, apresenta o diagrama unifilar dessa região de interesse. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

113 Figura 5.9-1: Diagrama eletrogeográfico do sistema de atendimento ao Estado do Rio de Janeiro O objetivo deste estudo é apresentar as diretrizes atuais para controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis, bem como propor medidas que, implementadas, possam reduzir o carregamento desta transformação, contribuindo para a otimização energética e para redução do custo de operação do SIN Considerações Gerais e Premissas Para a definição de novas diretrizes para controle de carregamento na transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis, utilizou-se o caso de referência de carga média de outubro de 2016 do Planejamento Elétrico Mensal, enfatizando os seguintes aspectos relacionados à topologia. Foram considerados energizados em carga os transformadores ATR1 345/138 kv 225 MVA e o ATR2A 345/138 kv 400 MVA da SE Campos, enquanto o ATR3 345/138 kv desta instalação foi mantido desligado; O setor de 500 kv da SE Adrianópolis foi considerado íntegro; O caso de carga média de outubro de 2016 foi levemente alterado, de forma a manter desinterligadas as barras de 138 kv da SE São José. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

114 5.9.2 Descrição das Análises Avaliação das diretrizes para controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis Inicialmente, através do caso-base de carga média de outubro de 2016, avaliouse o efeito do desligamento do AT53 no AT51 da SE Adrianópolis, o qual pode ser visualizado na Tabela Tabela : Avaliação do efeito do desligamento do AT53 no AT51 da SE Adrianópolis Equipamento Carregamento em MVA Rede Completa Carregamento em MVA Perda do AT53 AT53 392,5 + j 59,6 0 AT51 430,3 + j 27,3 545,0 + j 58,9 O valor de superposição do AT53 no AT51 representa a relação entre a variação do fluxo de potência ativa no AT51 e o valor de fluxo de potência ativa do AT53 antes de seu desligamento. Utilizando-se os valores da Tabela 3.1-1, pode-se calcular o fator de superposição da seguinte forma. K = (545,0 430,3) / 392,5 K = 0,29 Portanto, nas etapas de programação diária e em tempo real deverá ser monitorada e controlada a seguinte inequação. F(AT51) + 0,29 F(AT53) < 672 MW Onde: F(AT51) = fluxo de potência ativa no AT51 500/345 kv 560 MVA da SE Adrianópolis, no sentido do 500 kv para o 345 kv; F(AT53) = fluxo de potência ativa no AT53 500/345 kv 560 MVA da SE Adrianópolis, no sentido do 500 kv para o 345 kv. Ocorrendo violação da inequação anterior, é recomendado proceder o redespacho de geração, utilizando-se os fatores de influência da Tabela ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

115 Tabela : Fatores de influência para inequação de controle de carregamento do AT51 para a perda do AT53 500/345 kv da SE Adrianópolis Usina Fator UTE Mario Lago -15,3% UTE Norte Fluminense -15,2% UTE Viana -10,4% Mascarenhas -10,3% Aimorés -9,7% Funil Grande -9,3% UTE Linhares -9,0% Simplício -8,8% Baguari -6,7% Risoleta Neves -6,3% Porto Estrela -6,1% Guilman Amorim -6,1% UTE Juiz de Fora -5,7% UTE Aureliano Chaves -5,3% Ilha dos Pombos -4,9% UTE Santa Cruz -3,8% Furnas -3,3% Três Marias -3,2% Irapé -2,9% Itaipu 60Hz 0,7% G. B. Munhoz 0,9% UTE B. L. Sobrinho 1,4% UTE Euzébio Rocha 1,5% Fontes 2,1% Nilo Peçanha 2,2% Funil 2,7% UTE Leonel Brizola A2/B2 3,4% UTE Leonel Brizola A1/B1 5,9% UTE Baixada Fluminense 7,7% Referência: UHE Ilha Solteira Nos próximos itens serão analisadas separadamente as seguintes medidas operativas: Alteração da configuração operativa da SE Adrianópolis, por meio apenas da abertura da chave seccionadora Nesta condição, o setor de 500 kv da SE Adrianópolis se mantém praticamente íntegro (a LT 500 kv Adrianópolis Baixada Fluminense passa a contar apenas com o DJ9126, e que no caso da perda da LT 500 kv Adrianópolis Grajaú há também a perda da LT 500 kv Adrianópolis Baixada Fluminense). Separação do setor de 500 kv da SE Adrianópolis, mediante a realização de manobras que impliquem na abertura da chave seccionadora 9441 e do disjuntor DJ 9136, ambos da SE Adrianópolis 500 kv. Nesta condição, a LT ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

116 500 kv Baixada Fluminense Adrianópolis permanece radializada com a LT 500 kv Adrianópolis Grajaú Alternativa 1 - Controle de carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis, considerando a abertura da chave seccionadora 9441 Nesta alternativa, a configuração operativa da SE Adrianópolis pode ser visualizada na Figura Figura : Configuração operativa da SE Adrianópolis na Alternativa 1 Avaliou-se o efeito do desligamento do AT53 no AT51 da SE Adrianópolis, seguido da abertura dos disjuntores DJ 9236, DJ 9316 e DJ 9136, que implica na radialização da LT 500 kv Baixada Fluminense Adrianópolis com a LT 500 kv Adrianópolis Grajaú, o qual pode ser visualizado na Tabela Tabela : Avaliação do efeito do desligamento do AT53 no AT51 da SE Adrianópolis, seguido da abertura do disjuntor DJ 9136 de 500 kv da SE Adrianópolis Equipamento Carregamento em MVA Rede Completa Carregamento em MVA Perda do AT53 Carregamento em MVA Abertura do DJ 9136 da SE Adrianópolis AT53 392,5 + j 59,6 0 0 DJ ,0 + j 263,0 351,4 + j 255,6 0 AT51 430,3 + j 27,3 545,0 + j 58,9 490,8 + j 39,2 Mediante cálculos de fatores de superposição, pode-se determinar o valor do fluxo de potência ativa no AT51 no pós-continência, oriundo da perda do AT53 e da ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

117 abertura do disjuntor DJ 9136 de 500 kv da SE Adrianópolis, em função dos valores iniciais, através da seguinte expressão. F(AT51p) = F(AT51) + 0,33 F(AT53) 0,154 F(DJ9136) Onde: F(AT51p) = fluxo de potência ativa, esperado no pós-contingência, para o AT51 500/345 kv 560 MVA da SE Adrianópolis, no sentido do 500 kv para o 345 kv; F(AT51) = fluxo de potência ativa no AT51 500/345 kv 560 MVA da SE Adrianópolis, no sentido do 500 kv para o 345 kv; F(AT53) = fluxo de potência ativa no AT53 500/345 kv 560 MVA da SE Adrianópolis, no sentido do 500 kv para o 345 kv; F(DJ9136) = Fluxo de potência ativa no disjuntor DJ 9136, no sentido do bay de Grajaú para o bay do AT53. Portanto, na etapa de programação diária e de tempo real, deveria ser monitorada e controlada a seguinte inequação. F(AT51) + 0,33 F(AT53) 0,154 F(DJ9136) < 672 MW O Fluxo no disjuntor DJ 9136 pode ser sintetizado pela seguinte expressão. F(DJ9136) = F(BF-ADR) F(ADR-GR) Desta forma, a inequação anterior pode ser reescrita da seguinte forma. F(AT51) + 0,33 F(AT53) 0,154 [F(BF-ADR) F(ADR-GR)] < 672 MW Alternativamente, a inequação anterior pode ser reescrita da seguinte forma. F(AT51) + 0,33 F(AT53) + 0,154 F(ADR-BF) + 0,154 F(ADR-GR) < 672 MW Ocorrendo violação da inequação anterior, seria recomendado proceder o redespacho de geração, utilizando-se os fatores de influência da Tabela Tabela : Fatores de influência para inequação de controle de carregamento do AT51 para a perda do AT53 500/345 kv da SE Adrianópolis, considerando a abertura do disjuntor DJ 9136 da SE Adrianópolis Usina Fator UTE Mario Lago -13,0% UTE Norte Fluminense -12,8% UTE Viana -8,5% Mascarenhas -8,4% Funil Grande -8,1% ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

118 Aimorés -8,0% UTE Linhares -7,4% Simplício -5,5% Baguari -5,5% Risoleta Neves -5,3% UTE Santa Cruz -5,2% Porto Estrela -5,1% Guilman Amorim -5,1% UTE Aureliano Chaves -4,4% UTE Juiz de Fora -3,3% Furnas -2,8% Três Marias -2,6% Irapé -2,4% Ilha dos Pombos -1,4% UTE B. L. Sobrinho 0,1% Itaipu 60Hz 0,5% UTE Baixada Fluminense 0,6% G. B. Munhoz 0,7% Fontes 1,5% UTE Euzébio Rocha 1,5% Nilo Peçanha 1,8% Funil 2,3% UTE Leonel Brizola A2/B2 6,9% UTE Leonel Brizola A1/B1 9,8% Referência: UHE Ilha Solteira No próximo item será avaliado o efeito da segregação do setor de 500 kv da SE Adrianópolis no carregamento da transformação 500/345 kv da SE Adrianópolis Alternativa 2 Análise da segregação do barramento de 500 kv da SE Adrianópolis A Figura apresenta o diagrama unifilar do setor de 500 kv da SE Adrianópolis, com o setor de 500 kv segregado. A segregação é obtida a partir da abertura da chave seccionadora 9441 e do disjuntor DJ9136. ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145

119 Figura : Diagrama unifilar do setor de 500 kv da SE Adrianópolis A segregação pode ser entendida através da Figura , na qual se procede a abertura de um disjuntor fictício, conforme apresentado nesta figura. Figura : Diagrama unifilar do setor de 500 kv da SE Adrianópolis, considerando a abertura do disjuntor fictício O Fluxo no disjuntor fictício pode ser sintetizado pela seguinte expressão. F(DJ FIC) = F(BF-ADR) F(ADR-GR) Onde: F(DJ FIC) = fluxo de potência ativa no disjuntor fictício; ONS DPP-REL-0166/2016 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - NOVEMBRO DE / 145