PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016

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1 PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 Cidade Nova - Rio de Janeiro - RJ CEP Tel (+21) Fax (+21)

2 2016/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS RE /2016 PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO AGOSTO 2016 PEL Sumário Executivo.docx

3 Sumário 1 Introdução e Objetivos 4 2 Principais Conclusões do PEL Evolução da Capacidade das Interligações Regionais Escoamento da geração do Complexo do Madeira Entrada em operação das unidades adicionais da UHE Santo Antônio Integração e Desempenho do Sistema de Escoamento do Complexo Teles Pires Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN Condições de Atendimento a Manaus Condições de Atendimento a Macapá Integração da Geração Eólica ao SIN Geração Térmica por Razões Elétricas 33 3 Recomendações quanto às Obras Prioritárias do SIN 35 Lista de figuras e tabelas 40 ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 3 / 41

4 1 Introdução e Objetivos O Ciclo Anual de Planejamento da Operação do SIN é um processo composto por dois estudos de médio prazos, um da operação elétrica, consubstanciado no Plano de Operação Elétrica - PEL, cujo horizonte de análise é de janeiro do ano subsequente a sua edição a abril do segundo ano (dezesseis meses), e outro da operação energética, consubstanciado no Plano da Operação Energética - PEN, cujo horizonte de análise é de maio do ano em curso a sua edição a dezembro do quinto ano a frente (cinco anos). Nesse contexto, no Ciclo de Planejamento da Operação de 2016 foram elaborados o Plano da Operação Elétrica 2017/ PEL 2016, que avalia o desempenho dos sistemas elétricos do SIN no horizonte de janeiro de 2017 a abril de 2018, em conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 6.2, e o Plano da Operação Energética 2016/ PEN 2016, que avalia o desempenho energético dos subsistemas elétricos do SIN no horizonte de maio de 2016 a dezembro de 2020, em conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 7.2. O PEL 2016 é composto por um Sumário Executivo, a que se refere esse documento, que tem como objetivo apresentar os principais destaques que exigem ações imediatas, e o estudo completo do PEL 2016, que é subdividido em outros três volumes: Volume I: "Obras Prioritárias do SIN, que tem como objetivo apresentar um conjunto de obras previstas, identificadas como prioritárias, que merecem, de acordo com os critérios de seleção estabelecidos, tratamento especial, tanto do Poder Concedente e do Órgão Regulador, como dos Agentes Concessionários, bem como ações especiais que envolvem órgãos e secretarias de governo para solucionar problemas no intuito de obter licenças ambientais; Volume II: "Desempenho das Interligações Regionais", que contempla, em detalhes, as análises do desempenho das interligações regionais e as recomendações associadas, em especial, nesse ciclo, a integração da UHE Belo Monte e parte do sistema de transmissão associado, bem como as análises da integração ao SIN das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira e das usinas do rio Teles Pires; Volume III: "Principais Aspectos do Desempenho do SIN e Recomendações", que está dividido em 3 Tomos, sendo o Tomo A para a região Sul e Mato Grosso do Sul, o Tomo B para as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Acre/Rondônia e o Tomo C para as regiões Norte e Nordeste. O Volume III, assim dividido, apresenta todos os resultados das avaliações do desempenho elétrico do SIN para as áreas geoelétricas, as recomendações relacionadas, e a geração térmica mínima devido a restrições elétricas nas usinas do SIN. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 4 / 41

5 As avaliações realizadas têm como referência as previsões de carga informadas pelos Agentes e consolidadas pelo ONS, bem como o programa de obras apresentado nos relatórios intitulados Consolidação de Obras de Transmissão 2015, documento emitido pelo MME, e Plano de Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão PAR 2017 a 2019/20, ora em andamento, com as datas atualizadas pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico - DMSE do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE, para os cronogramas das obras de transmissão e geração outorgadas pela ANEEL. Os estudos do PEL 2016 foram desenvolvidos com os objetivos de avaliar, principalmente, i) o desempenho das interligações regionais, ii) a necessidade de geração térmica decorrente de restrições na transmissão e iii) o atendimento às áreas elétricas do Sistema Interligado Nacional - SIN. A partir dessas avaliações, os principais resultados dos estudos do PEL 2016 são: Limites de transmissão inter-regionais; Montantes de geração térmica mínima necessária para assegurar operação dentro dos padrões estabelecidos; Propostas de adequação do cronograma das obras programadas (linhas de transmissão, transformadores, etc.) às necessidades do SIN; Indicação de medidas operativas, tais como: a implantação de Sistemas Especiais de Proteção - SEP e a mudança de topologia da rede como, por exemplo, abertura de barramentos. Essas soluções provisórias ou mitigadoras se justificam como recursos operacionais em última instância, até que se viabilizem a execução dos reforços e ampliações estruturais identificadas pelos estudos de planejamento da expansão do sistema; Efeitos no desempenho elétrico do SIN decorrente da entrada em operação das obras previstas para o horizonte de estudo; e Estratégias operativas que serão utilizadas na operação eletroenergética do SIN neste horizonte, a serem detalhadas e atualizadas nos estudos elétricos quadrimestrais e mensais, bem como, no que se aplica, aos estudos energéticos de médio prazo. Os estudos foram desenvolvidos com o apoio das equipes técnicas do Núcleo Norte/Nordeste (NNNE), em Recife e Núcleo Sul (NSUL), em Florianópolis, no que diz respeito às áreas elétricas das Regiões Norte/Nordeste e Sul/Mato Grosso do Sul, respectivamente. Com relação aos estudos referentes às áreas elétricas das regiões Sudeste, Centro Oeste, Acre e Rondônia e Interligação Tucuruí-Manaus- Macapá e das interligações Norte/Nordeste/Sudeste e Sul/Sudeste, as mesmas foram desenvolvidas pelas equipes do Escritório Central, no Rio de Janeiro, também responsável pela coordenação geral dos trabalhos. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 5 / 41

6 2 Principais Conclusões do PEL Evolução da Capacidade das Interligações Regionais Nos estudos do PEL 2016 foram efetuadas análises do desempenho das interligações regionais, avaliando-se a influência das obras a serem incorporadas ao SIN no período de janeiro de 2017 até abril de 2018, buscando-se definir as máximas transferências de energia entre os subsistemas, segundo critérios que garantem a operação do SIN com segurança. Na definição dos limites foram considerados cenários energéticos caracterizados a partir da diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas. Para cada cenário energético procurou-se definir os máximos intercâmbios entre os subsistemas sem que houvesse violação nos critérios de desempenho, tanto em regime permanente como em regime dinâmico de operação. Estes limites são valores referenciais que serão atualizados nos estudos de mais curto prazo (quadrimestrais e mensais), podendo vir a serem modificados por situações conjunturais, com o objetivo de melhor explorar a capacidade de exportação e/ou importação nas interligações regionais. A seguir serão apresentados os principais resultados referentes ao desempenho das interligações regionais. Interligação Sul/Sudeste Atualmente, os limites associados à interligação Sul/Sudeste são determinados de forma que o sistema suporte todas as contingências simples de LTs e de transformadores e também a ocorrência de perda simultânea de 2 circuitos do tronco de 765 kv ou dos 2 circuitos da LT 500 kv Ibiúna Bateias, em virtude da gravidade das consequências para o SIN das contingências duplas de circuitos desse tronco ou da LT 500 kv Ibiúna Bateias, que utilizam a mesma torre. Atualmente, o fator limitante ao valor máximo de Recebimento pelo Sudeste (RSE) é a ocorrência de oscilações de tensão pouco amortecidas na contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias. No horizonte deste PEL 2016, com a entrada das LTs em 500 kv Londrina-Assis C2 e Itatiba-Bateias para setembro e novembro de 2017, respectivamente, haverá um reforço significativo na interligação em questão. Os ganhos previstos são de cerca de MWmed no RSE e o fator limitante passa a ser o carregamento máximo admissível por 30 minutos no banco de capacitores série (BCS) do circuito remanescente, na perda dupla de circuitos entre Ivaiporã e Itaberá 765 kv. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 6 / 41

7 Os empreendimentos em questão também elevam a capacidade de Recebimento pela Região Sul (RSUL) e de Fornecimento da Região Sul (FSUL) em cerca de 600 MWmed e MWmed, respectivamente. Ressalta-se que, ainda assim, permanece a necessidade da utilização das lógicas de corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz como forma de garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação de contingências múltiplas no tronco de 765 kv, principalmente quando de contingência dupla de circuitos paralelos desse tronco, assim como das lógicas de sobrecarga na transformação de Tijuco Preto. A substituição/modernização dos CLPs atualmente instalados no tronco de 765 kv que gerenciam a grande maioria dos SEPs existentes para fazer frente às contingências simples, duplas e triplas de equipamentos desse tronco, originalmente prevista para abril de 2015, sofreu um grande revés em vista da desistência da empresa vencedora da licitação para instalação desse equipamento. Ressalta-se que o Agente FURNAS já contratou uma nova empresa responsável pelo novo CLP, porém ainda sem data para implantação. O novo equipamento trará benefícios significativos para o desempenho do SIN dando mais confiabilidade aos SEPs existentes, além de permitir substituir, em algumas situações, o corte instantâneo de unidades geradoras de Itaipu por uma redução de geração nesta usina, o que trará consequências positivas para a flexibilidade operativa, principalmente no que tange aos reflexos na Interligação Norte/Sul, praticamente eliminando a interdependência entre o corte de máquinas de Itaipu e possíveis limitações no fluxo da Norte/Sul. A Figura 2-1 e a Figura 2-6, a seguir, apresentam um resumo, no horizonte analisado, em MWmed, dos limites de intercâmbio e dos ganhos entre as regiões Sul e Sudeste, com a entrada em operação do cronograma de obras previsto. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 7 / 41

8 Figura 2-1: Ganhos Associados à Configuração Analisada nas Transferências de Energia entre as Regiões Sul e Sudeste (MWmed) Ganho nos limites com a configuração 2 em MWhora - Horizonte do PEL RSUL FSUL RSE Interligações Norte/Sul, Norte/Nordeste e Sudeste/Nordeste O sistema CA planejado para ampliação das interligações associado à UHE Belo Monte consta de 22 circuitos em 500 kv, cerca de km, sendo três reforçando a interligação Norte/Nordeste e um circuito reforçando a interligação Nordeste/Sudeste. Os demais 18 circuitos configuram reforços internos nas regiões Norte, Nordeste e um na região Sudeste. Além dos reforços CA em 500 kv estão previstos dois Bipolos de MW em ± 800 kv ligando a SE Xingu a dois pontos na região Sudeste. O primeiro está previsto para fevereiro de 2018, portanto dentro do horizonte deste PEL 2016, conectando a SE Xingu à SE Estreito. O segundo Bipolo foi licitado em 2015 e está previsto para 2020 e conectará a SE Xingu ao novo Terminal no Rio de Janeiro na região de Nova Iguaçu. Desde a realização do PEL 2015, alguns destes empreendimentos em 500 kv foram postergados. A Abengoa, vencedora dos leilões referentes a 15 das 22 linhas supracitadas, declarou problemas econômicos/financeiros, de tal forma que estas 15 linhas estão sem previsão para entrarem em operação, aguardando-se assim a solução que será encaminhada pela ANEEL/MME. Nesse contexto, foram analisadas duas configurações para a definição dos limites de transferência entre as regiões. A Configuração com o sistema atual, acrescida das obras internas da Região Nordeste que estão previstas para entrarem em operação ao longo de 2016 e a Configuração 2, considerando a entrada do Bipolo Xingu-Estreito e a LT 500 kv Tucuruí-Itacaiúnas-Colinas, previstas para fevereiro de ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 8 / 41

9 O grande destaque para esta interligação no horizonte deste PEL 2016 é a entrada do Bipolo entre as SEs Xingu, na região Norte, e Estreito na região Sudeste. Este Bipolo será o primeiro sistema CC embutido (Embedded) no sistema CA no Brasil, previsto para fevereiro de 2018, ele reforçará a Interligação Norte/Sul e operará em paralelo com a rede em 500 kv nos dois sentidos, com capacidade de MW no sentido Xingu Estreito e de MW no sentido Estreito Xingu, na tensão de ±800 kv. Adicionalmente, estão previstas, também para fevereiro de 2018, as LT 500 kv Tucuruí-Itacaiúnas e o segundo circuito Itacaiúnas-Colinas, que junto com o Bipolo formam a Configuração 2 estudada neste PEL 2016 e destacada em verde na Figura 2-2, a seguir. As linhas pontilhadas fazem parte da Configuração 1 e estão previstas para entrarem em operação ao longo dos anos de 2016 e ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 9 / 41

10 Figura 2-2: Rede em 500 kv dos Sistemas Norte/Nordeste até Abril de 2018 ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 10 / 41

11 A entrada do Bipolo Xingu-Estreito vai alterar sobremaneira a operação do SIN, introduzindo um corredor expresso e controlável em paralelo com a rede em 500 kv da Norte/Sul e do sistema da região Nordeste, como mostrado na Figura 2-3, a seguir. Figura 2-3: Rede CA em Paralelo com o Bipolo Embora haja um grande aumento de flexibilidade e controlabilidade com a entrada do Bipolo, a postergação de parte da rede CA em 500 kv (Abengoa) vai introduzir algumas restrições na operação do SIN. A Figura 2-4, a seguir, ilustra os limites de exportação da Região Norte, tanto pelo sistema CA como pelo sistema CC. Ressalta-se que não será possível atingir esses limites concomitantemente, devendo ser respeitados os somatórios também apresentados na Figura em questão. Os limites foramdimensionadas para suportar qualquer contingência simples e a perda do Bipolo Xingu-Estreito. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 11 / 41

12 Figura 2-4: Limites para o Cenário Norte Exportador na Configuração 2 O início da entrada em operação da UHE Belo Monte em maio de 2016 representa um grande aumento na geração instalada na região Norte que será elevada em quase 40% de janeiro de 2017 a abril de 2018, atingindo MW, que somados à geração térmica local chega a cerca de MW. Esse montante de geração, associado aos limites apresentados na Figura 2-4, anterior, indica a importância fundamental de atendimento aos cronogramas, tanto do Bipolo Xingu Estreito quanto das LTs 500 kv Tucuruí-Itacaiúnas e o segundo circuito Itacaiúnas-Colinas. Em abril de 2017, ponto mais alto do período úmido da região prevê-se um gargalo para exportação da energia da região Norte da ordem de MW e 112 MW nos períodos de carga leve e pesada, respectivamente, totalizando 550 MWmed, para uma geração média das usinas hidráulicas associada as térmicas inflexíveis. Em abril de 2018 esse montante cai para 420 MWmed, a partir da entrada em operação dos empreendimentos de transmissão previstos. Para a situação de atraso nesses empreendimentos, a restrição de geração pode alcançar MWmed, no período de fevereiro a abril, o que reforça a necessidade premente de antecipação ou no mínimo de garantia de atendimento aos cronogramas de obras previstos. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 12 / 41

13 A Figura 2-5 e a Figura 2-6, a seguir, apresentam um resumo, no horizonte analisado, em MWmed, dos limites de intercâmbio e dos ganhos entre as regiões Norte/Nordeste/Sul/Sudeste, com a entrada em operação do cronograma de obras previsto. Figura 2-5: Ganhos Associados à Configuração Analisada nas Transferências de Energia entre os Subsistemas (MWmed) Cenário Energético A: Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste sem contribuição do Norte (EXPN=0); Cenário Energético B: Máxima Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste. Da Figura 2-5, anterior, observa-se com maior relevância que: A principal obra da Configuração 2 é o Bipolo Xingu-Estreito, portanto de influência na interligação Norte/Sudeste. Esta Configuração permite um aumento da capacidade de exportação da região Norte, da ordem de MWmed e da região Sudeste da ordem de MWmed. O Recebimento Nordeste foi impactado apenas no cenário Sudeste Exportador onde o Bipolo traz um ganho da ordem de 400 MWmed. Com a postergação das linhas de interligação Norte-Nordeste Miracema- Gilbués C1 e C2 e do terceiro circuito Presidente Dutra-Teresina que estão sem data prevista, os limites de RNE, com ênfase da região Norte, e de EXPNE não são alterados no horizonte deste PEL Tendo em vista o exposto, conclui-se que é de suma importância garantir a entrada em operação dos empreendimentos que formam a Configuração 2, dentro dos prazos previstos, de forma a viabilizar o escoamento da energia excedente, em especial da região Norte para as regiões Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, contribuindo para a recuperação dos reservatórios desses submercados a partir do período úmido 2017/2018. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 13 / 41

14 Figura 2-6: Limites de Intercâmbio MW médios ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 14 / 41

15 Impacto na Norte/Sul da perda de grandes blocos de geração Algumas perdas duplas em troncos importantes do SIN estão associadas à perda de geração que podem impactar o limite da Norte-Sul. Os principais troncos em questão são o sistema em 765 kv associado à usina de Itaipu e os dois Bipolos de corrente contínua entre as Subestações Coletora Porto-Velho e Araraquara 2 O limite de intercâmbio na interligação Norte/Sul, no sentido Norte/Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste é MW, para evitar sobrecarga em regime normal nos bancos de capacitores série da referida interligação. A partir de outubro de 2016, com a entrada da LT 500 kv Rio das Éguas-Luziânia, na rede de escoamento da energia proveniente das regiões Norte/Nordeste e das usinas de Serra da Mesa, Canabrava e São Salvador, denominado Fluxo de Serra da Mesa (FSM) passará a ser chamado de Recebimento Sudeste/Centro-Oeste (RSECO) e será elevado dos atuais (5.500, 5.500, MW) nos patamares de cargas pesada, média e leve para os valores de 6.700, e MW respectivamente, para que o sistema suporte as contingências locais mais severa que é a perda de uma das LTs 500 kv Serra da Mesa II Luziânia Paracatu. Estes limites permanecem os mesmos ao longo de todo o horizonte deste PEL. Ao longo de todo o horizonte deste PEL não foi identificada a necessidade de limitar o FNS ou o RSECO nas cargas pesada e média. Entretanto, nos períodos de carga leve com situações operativas nas quais estão selecionadas para corte pelo CLP do sistema em 765 kv, 3 ou 4 unidades geradoras de Itaipu e/ou nos casos de despacho máximo nos Bipolos do Madeira, o RSECO deve ser limitado em MW ao longo de todo o período. A partir da entrada em operação do Bipolo de Xingu-Estreito, em virtude do atraso dos empreendimentos em 500 kv da Abengoa, será necessário limitar o somatório de Fluxos pelo Bipolo e na Norte/Sul em MW, no cenário Norte Exportador para o Sudeste. As análises indicam que a melhor estratégia operativa é maximizar o fluxo pelo Bipolo (4.000 MW), dado que reduz significativamente as perdas elétricas. Nessa estratégia operativa, além dos benefícios apontados, a operação com fluxos reduzidos na Norte/Sul (2.300 MW) garante maior margem no sistema para atender a perdas de grandes de geração na Região Sudeste, eliminando assim os problemas anteriormente mencionados. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 15 / 41

16 Interações entre os Elos de Corrente Contínua ( Multi-Infeed ) Após a entrada em operação do elo de corrente continua de ±800 kv entre Xingu e Estreito, haverá três subestações com inversoras de elos CCAT conversoras operando na rede de transmissão da região Sudeste, com um total de aproximadamente 16 GW de capacidade de injeção de potência nessa rede. Portanto, torna-se extremamente importante analisar as interações entre essas conversoras frente às condições operativas mais adversas. A análise Multi-Infeed reveste-se de importância quando da injeção de potência de todos os bipolos na região Sudeste. Desta forma, no que se refere ao bipolo Xingu - Estreito que podem ter seus fluxos invertidos, do Sudeste para o Norte, os cenários estudados são os de transferência do Norte para o Sudeste. Desta forma, buscou-se o cenário de carga/geração de menor inércia e nível de curto-circuito na região Sudeste. O cenário analisado foi aquele no qual há elevada transferência de potência da região Norte e reduzido despacho de usinas da região Sudeste no patamar de carga leve. Dessa forma, considerou-se aproximadamente MW fornecidos à rede em Araraquara 2; MW injetados na rede por Ibiúna; MW disponibilizados na rede por Estreito. Foram realizadas faltas sistêmicas monofásicas junto ao terminal inversor do Bipolo sob investigação, que em função da proximidade elétrica com os outros Bipolos impacta todos os demais, com o objetivo de observar a dinâmica da recuperação dos Bipolos e do sistema CA, após a eliminação das faltas. Para comparação com índices similares de outros sistemas existentes, foram feitos estudos estáticos preliminares relacionados com a capacidade de recepção da região Sudeste. Os índices utilizados foram: Multi-Infeed Interaction Factors (MIIFs) entre inversores, Relações de curto-circuito (SCRs) e Multi-Infeed Short Circuit Ratios (MISCRs), que consideram os efeitos conjuntos de todos os inversores em cada barra inversora. Esses índices indicaram que os inversores de Araraquara 2 e Ibiúna possuem uma forte interação, o que indica que uma falha de comutação em uma dessas inversoras ocasionará falha de comutação na outra. O inversor em Estreito possui uma interação moderada com os outros inversores. Na análise dinâmica foram simuladas diversas contingências com curto-circuito monofásicos nos barramentos de 500 kv de Estreito, Xingu, Araraquara e 345 kv de Ibiúna, bem como nos polos das linhas de transmissão em corrente contínua dos elos em questão. Considerando como premissa que para todos os conversores, a recuperação é considerada completa a partir do instante, após a falta, que a potência CC do elo ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 16 / 41

17 atinge 90% da potência CC anterior à falta e atingido o valor de 90% da potência inicial, o mesmo não deve cair abaixo deste valor. Para todos os elos observou-se comportamento adequado com recuperações de potência inferiores a 200 ms. Cabe ressaltar que os estudos preliminares de Multi-Infeed serão reavaliados, quando do recebimento dos modelos do elo de Estreito em ANATEM e PSCAD pelo ONS, que permitirão detalhamento adequado quanto à detecção da falha de comutação, dos tempos adotados para eliminação da falha, bem como avaliação de curto-circuito trifásico nas conversoras. 2.2 Escoamento da geração do Complexo do Madeira Para janeiro de 2017, início do horizonte de análise deste PEL, é previsto que estejam em operação 48 e 50 unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio e Jirau, respectivamente, interligadas ao SIN através do sistema Acre/Rondônia pelas duas conversoras Back-to-Back (2 x 400 MW), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Porto Velho (RO), através de um circuito duplo em 230 kv Porto Velho - Santo Antônio adicional e através de dois Bipolos de corrente contínua (2 x MW, ± 600 kv), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara 2 (SP), em uma extensão aproximada de km. Em abril de 2018, final do horizonte de análise deste estudo, deverão estar presentes todas as máquinas previstas para o complexo do Madeira, isto é, 50 unidades geradoras na usina de Santo Antônio (3.568 MW) e as 50 unidades da usina de Jirau (3.750 MW), já que o final da motorização está previsto para o final de março de 2017 perfazendo uma geração total de MW. Após a entrada do 2 Bipolo, o sistema de corrente contínua chega à sua capacidade nominal e o aproveitamento da energia das usinas do Complexo do Rio Madeira passará a ser limitado pela capacidade do sistema receptor na SE Araraquara 2. Dessa forma, em função do atraso no cronograma de obras em 500 kv que partem da SE 500 kv Araraquara 2, poderão haver restrições no sistema receptor da região Sudeste, conforme descrito a seguir. A Figura 2-7, mostra o sistema previsto para o escoamento dos Bipolos do Madeira a partir da SE 500 kv de Araraquara 2. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 17 / 41

18 Figura 2-7: Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira Como pode ser observado na Figura anterior, antes da entrada das LTs em 500 kv entre a SE Araraquara 2 e as SEs Taubaté, Itatiba e Fernão Dias o escoamento a partir de Araraquara 2 conta apenas com as duas LTs 440 kv Araraquara 2 Araraquara (CTEEP) em série com os três bancos de autotransformadores 500/440 kv e duas LTs 500 kv Araraquara 2 Araraquara (Furnas). Esta última desembocando em Campinas e daí para o Rio de Janeiro via Cachoeira Paulista e para a região Sul via Ibiúna e Assis. Portanto, para se controlar os fluxos nestas duas únicas saídas de Araraquara 2 deve-se contar com três variáveis: a geração nas usinas conectadas à rede em 440 kv; geração das usinas térmicas da área Rio de Janeiro; e o intercâmbio para a região Sul. De acordo com o acompanhamento do MME/DMSE, o cronograma de obras previstas para esse sistema sofreu um grande atraso, o que poderá implicar em restrições à operação do SIN, bem como o despacho pleno de potência dos Bipolos. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 18 / 41

19 As obras fundamentais para garantir a flexibilidade operativa e a otimização do SIN são: LT 500 kv Marimbondo II Assis (jul/16), LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté (mai/2017), e as LTs de 500 kv Araraquara 2 - Itatiba e Araraquara 2 - Fernão Dias, previstas para o mês de dezembro de Com exceção da Marimbondo II Campinas todas estão no horizonte deste PEL Na análise realizada procurou-se pesquisar e mapear diversos cenários de geração hidráulica de bacias e intercâmbios entre subsistemas, com o objetivo de identificar as restrições ao escoamento da potência transmitida pelos Bipolos de corrente contínua, e os pontos de operação nos quais será possível a operação dos Bipolos sem restrições. Foram pesquisadas influências de três principais blocos de geração, são eles: 1) as usinas conectadas à malha de 440 kv; 2) usinas térmicas da área Rio de Janeiro; e 3) usinas das bacias do Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Anta, na região Sul. A seguir estão apresentados os resultados mostrando as restrições operativas esperadas em função da evolução cronológica da rede. Com dois Bipolos CC, potência de MW e LT 500 kv Marimbondo II - Assisreferência 2016 Ainda serão necessárias ações de controle de carregamento de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação na LT 440 kv Araraquara Araraquara 2 e na LT 500 kv Araraquara Campinas ao se praticar elevadas transferências para a região Sul. Uma geração elevada nas usinas conectadas à rede em 440 kv contribui para aliviar o carregamento nas LT 440 kv Araraquara - Araraquara 2 C1 e C2. Para cenários de geração térmica reduzida na área Rio de Janeiro o carregamento na LT 500 kv Araraquara Campinas ultrapassará o valor nominal. Assim, ao se praticar elevadas transferências para a região Sul (RSUL) poderá ser necessário utilizar elevada geração térmica na área Rio de Janeiro, de forma a controlar também a operação da LT 500 kv Araraquara Campinas dentro da capacidade nominal. Para valores da ordem de MW de transferência para a região Sul (RSUL) seria necessária uma geração mínima nas usinas conectadas à rede de 440 kv de São Paulo em cerca de MW e de geração térmica na área RJ/ES de MW para que os carregamentos nas LT 440 kv Araraquara 2- Araraquara C1 e C2 e LT 500 kv Araraquara Campinas sejam controlados dentro dos seus valores nominais. Cabe ressaltar que somente serão possíveis elevadas transferências para o Sul com a simultaneidade de elevadas gerações na área RJ/ES e nas usinas ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 19 / 41

20 conectadas à rede em 440 kv, o que traria o sistema para a área de operação sem violações de carregamento em regime normal de operação. Com os dois Bipolos CC (com MW) com a LT 500 kv Marimbondo II - Assis e com a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté Será possível explorar a geração do Madeira em valores da ordem de MW para a região Sudeste, porém ainda assim serão necessárias ações de controle de carregamento. Ressalta-se que comparativamente com Configuração 1, situação sem a linha Araraquara 2 - Taubaté, será possível escoar cerca de MW adicionais na geração do Complexo do Madeira e ainda assim reduzir a necessidade de geração tanto no 440 kv da ordem de 700 MW, como na área RJ/ES de MW. Com os dois Bipolos CC (com MW) com a LT 500 kv Araraquara 2 Itatiba considerando o atraso da LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté A entrada em operação LT 500 kv Araraquara 2 Itatiba sem a LT Araraquara 2-Taubaté, elimina a necessidade de geração nas usinas térmicas da área Rio de Janeiro para o controle de carregamento na LT 500 kv Araraquara - Campinas, nos cenários de elevadas transferências de energia para a região Sul. Ainda assim seriam necessárias ações de controle de carregamento, de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 440 kv Araraquara 2 Araraquara, porém de menores valores, ao se praticar elevadas transferências para a região Sul. Com os dois Bipolos CC (com MW) com todas as obras previstas dentro do horizonte Essa Configuração, prevista para dezembro de 2017, elimina a necessidade de geração mínima nas usinas térmicas da área Rio de Janeiro para o controle de carregamento na LT 500 kv Araraquara Campinas, assim como elimina a necessidade de geração mínima nas usinas conectadas à rede de 440 kv de São Paulo para o controle de carregamento na LT 440 kv Araraquara 2 Araraquara, nos cenários de elevadas transferências de energia para a região Sul. A Figura 2-8, a seguir, apresenta um resumo das análises realizadas neste PEL 2016 para um ponto de operação específico da área de segurança operativa com valores de RSUL de MW e dois valores de injeção em Araraquara 2 considerados como limites referenciais. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 20 / 41

21 Figura 2-8: Resumo das Análises das Restrições de Escoamento do Madeira Valores de Geração Mínima em SP e RJ para RSUL de MW Com LT 500 kv Marimbondo II - Assis- referência 2016 Com a LT 500 kv Marimbondo II - Assis e com a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté Com a LT 500 kv Araraquara 2 Itatiba considerando o atraso da LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté Com todas as obras previstas dentro do horizonte Mínima Geração nas usinas ligadas à rede em 440 kv (MW) Mínima Geração Térmica no Rio (MW) Geraçao no Bipolo (MW) A operação do sistema com todas as obras planejadas para o sistema elimina quaisquer restrições operativas quanto à transferência de energia para a região Sul. Porém, cabe ressaltar que após a entrada em operação das obras citadas anteriormente, considerando a conclusão das obras da LT 500 kv Estreito Fernão Dias e do 1º Bipolo CC de Belo Monte, serão necessárias ações de controle de carregamento, de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação no transformador 550/440 kv MVA da SE Fernão Dias ao se praticar elevadas transferências para a região Sul. Desta forma, o limite de Recebimento Sul (RSUL) fica restrito a cerca de MW. 2.3 Entrada em operação das unidades adicionais da UHE Santo Antônio O projeto inicial das usinas do rio Madeira foi composto de 44 máquinas na UHE Santo Antônio (3.150 MW) e 44 máquinas na UHE Jirau (3.300 MW), totalizando MW. Posteriormente, a UHE Jirau recebeu autorização para conexão de mais 6 unidades perfazendo o montante de MW. Em 2014, a UHE Santo Antônio vendeu energia no leilão de energia nova da Aneel LEN A-3 correspondente a 6 máquinas adicionais de 69,59 MW com previsão de motorização a partir de outubro de 2016 e término em março de Em outubro de 2014, a UHE Santo Antônio solicitou acesso à subestação de Porto Velho 230 kv para conexão dessas unidades. Para acesso das seis máquinas adicionais da UHE Santo Antônio à Rede Básica a EPE indicou diversos reforços no sistema de transmissão, são eles: 02 compensadores síncronos de -90 / +150 Mvar, sendo um na SE Ariquemes 230 kv e outro na SE Ji-Paraná 230 kv, LT 230 kv Samuel - Ariquemes C4, LT 230 kv Ariquemes - Ji-Paraná C4, compensação série de 50% nos três circuitos entre as SEs Jauru Vilhena, em Vilhena. Os compensadores síncronos e os dois circuitos ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 21 / 41

22 de 230 kv foram outorgados à ISOLUX no leilão de transmissão ANEEL 001/2015, de , e a LT 500 kv Jauru - Cuiabá C2 foi outorgada à SPE Santa Lucia Transmissora de Energia S.A. A compensação série de Vilhena C3 embora também seja fundamental para o escoamento dessa energia ainda não foi autorizada. As compensações série de Vilhena C1 e C2 foram autorizadas à Jauru Transmissora de Energia S.A, previstas para novembro de 2017 e são os únicos reforços citados previstos no horizonte de estudo deste PEL. A, a seguir apresenta o sistema de transmissão previsto para a região. Figura 2-9: Sistema de Transmissão dos Estados do Acre e Rondônia O efeito de aproximação do sistema Acre e Rondônia, a partir da inclusão dos bancos de capacitores série na LT 230 kv Vilhena - Jauru C1 e C2 na SE Vilhena, promove um ganho de desempenho dinâmico da área frente à perda dos dois blocos do Back-to-Back e de um dos circuitos entre a Coletora Porto Velho e Porto Velho 230 kv, eliminando as áreas de segurança atualmente normatizadas. Todavia, essas compensações não proporcionam ganhos quanto à exportação de energia do Acre e Rondônia quem se manterá limitada a 340 MW. Ressalta-se que para a Configuração atual o escoamento da potência das seis máquinas adicionais dessa usina, 417 MW, irá concorrer com outras injeções de potência na região, são elas: o Back-to-Back, com potência de até 750 MW, UHE ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 22 / 41

23 Samuel com 215 MW, e a UTE Termonorte com potência instalada de 340 MW, embora atualmente esteja sem contrato de combustível. É importante destacar que mesmo sem a instalação das unidades adicionais da UHE Santo Antônio, o sistema de transmissão de 230 kv do Acre/Rondônia não permite o pleno escoamento da energia do Complexo Madeira transmitida pelo Back-to-Back e das demais fontes de geração local. As restrições impostas pelo sistema de transmissão irão depender do balanço das cargas da SE Rio Branco, SE Abunã e SE Porto Velho versus geração (injeção de potência pelo Back-to- Back, UHE Samuel, UTE Termonorte II). De forma a possibilitar a elevação da capacidade de transferência de energia do sistema com a garantia do desempenho dinâmico e o atendimento aos requisitos mínimos dos Procedimentos de Rede, o Agente será responsável pela instalação de recursos de proteção e controle capazes de atender aos problemas de estabilidade do sistema para todas as perturbações no tronco entre a SE Porto Velho e a SE Jauru, resultantes do despacho da potência adicional da UHE Santo Antônio, podendo ser, inclusive, uma proteção de caráter sistêmico ou um tipo de SEP em fase de análise pela equipe de estudos pré-operacionais. Esse SEP possibilitará elevar o atual escoamento entre as SEs 230 kv Samuel e Ariquemes, além de permitir o aumento de exportação de energia a partir da LT 230 kv Vilhena - Jauru dos atuais 340 MW para valores da ordem de 400 MW. Esses valores representarão ganhos para as contingências simples do tronco de 230 kv e a perda dupla da LT 230 kv Jauru - Vilhena. Adicionalmente, recomenda-se a antecipação dos compensadores síncronos previstos para Ariquemes e Ji-Paraná. Esses equipamentos irão viabilizar a exportação da geração plena dos sistemas Acre e Rondônia, considerando a atuação do SEP anteriormente mencionado, da ordem de 600 MW. Ressalta-se que para valores superiores a 500 MW de exportação (FACRO) poderá haver a separação do sistema, porém sem consequências para a ilha formada. 2.4 Integração e Desempenho do Sistema de Escoamento do Complexo Teles Pires O complexo de geração de Teles Pires é formado pelas usinas de São Manoel (700 MW), Sinop (400 MW), Teles Pires (1.820 MW) e Colíder (300 MW), totalizando um montante de geração de MW. Essas usinas serão interligadas ao SIN através de um sistema em 500 kv partindo da subestação de Ribeirãozinho e composto pelas subestações de Paranatinga, Cláudia e Paranaíta, num total de aproximadamente km ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 23 / 41

24 Na sua fase inicial, devido ao atraso do trecho em 500 kv Cláudia - Ribeirãozinho, as usinas de Teles Pires foram integradas ao SIN através de uma conexão provisória na SE Sinop, em outubro de Para tal, foi necessário a transferência do transformador 500/230 kv 400 MVA destinado à SE Ribeirãozinho para a SE Sinop, e a construção de um ramal em 500 kv da SE Sinop até um trecho da LT 500 kv Cláudia Paranatinga, com cerca de 25 km (ligação em tape). Posteriormente, as linhas em 500 kv entre Paranaíta e Ribeirãozinho entraram em operação. Nessa Configuração provisória foi possível o escoamento de até duas unidades geradoras da UHE Teles Pires, limitadas a cerca de 380 MW, devido à potência nominal do transformador 500/230 kv 400 MVA, proveniente da SE Ribeirãozinho, instalado na SE Sinop. A Figura 2-10, a seguir, ilustra o detalhamento da Configuração atual desse sistema. Figura 2-10: Diagrama Unifilar de Integração da UHE Teles Pires Com a conclusão das obras referentes aos trechos de linhas entre as subestações Claudia, Paranatinga e Ribeirãozinho, o sistema poderá retornar à Configuração ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 24 / 41

25 inicialmente planejada, ou seja, sem o tape para Sinop, ou passar a operar com a SE Sinop conectada em TAP na LT 500 kv Claudia Paranatinga, circuito 1. Na Configuração com o TAP na LT 500 kv Claudia Paranatinga, circuito 1, será possível o escoamento de todas as unidades das usinas hidrelétricas Teles Pires, Sinop, São Manoel e Colíder considerando emergências simples. Cabe destacar que as análises consideraram uma geração no Complexo de Teles Pires de MW, geração essa prevista no horizonte desse ciclo do PEL No entanto, para permitir a exploração desta potência, é necessário contar com o SEP para abertura do transformador 500/230 kv 400 MVA de Sinop, além do SEP de corte de toda a geração do complexo de Teles Pires, de forma a evitar sobrecargas inadmissíveis no sistema em 230 kv do norte de Mato Grosso quando da contingência de qualquer trecho de circuito duplo (perda dupla) do trecho Paranatinga - Ribeirãozinho. Para a operação com os dois circuitos diretos de Teles Pires até Ribeirãozinho será possível transmitir toda a geração das usinas hidrelétricas Sinop, São Manoel, Colíder e Teles Pires em regime normal. Ressalta-se que para as contingências simples entre Paranaíta e Ribeirãozinho será necessário um SEP para a retirada da usina da UHE Teles Pires. Entretanto, para perdas duplas do mesmo trecho do tronco de transmissão em 500 kv entre as subestações Cláudia Paranatinga Ribeirãozinho, haverá o desligamento total das usinas do complexo Teles Pires. Está em andamento um estudo da EPE para definir as adequações necessárias para viabilizar a operação da conexão provisória em Sinop como um seccionamento do circuito um da LT 500 kv Cláudia Paranaíta de forma definitiva. Nesta Configuração do sistema de transmissão para o escoamento da geração do Complexo do Rio Teles Pires, o transformador 500/230 kv 400 MVA previsto para a SE Ribeirãozinho não será mais necessário e deverá permanecer em Sinop. 2.5 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN Condições de Atendimento a Manaus No decorrer do ano de 2015, em função das diversas dificuldades operativas que envolvem o atendimento aos sistemas de Manaus e Macapá, em junho de 2015 foi criado o GT Manaus e Macapá, sob coordenação do ONS, tendo como objetivo principal propor soluções de curto e médio prazos que possam garantir maior segurança e confiabilidade no atendimento a esses sistemas. Ainda no ano de 2015, o ONS, tendo como foco os Jogos Olímpicos e Paralímpicos Rio 2016 emitiu, em novembro de 2015, o Relatório ONS RE /2015 ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 25 / 41

26 Volume IV, avaliando as condições de atendimento à cidade-sede para os jogos de futebol em Manaus. Neste volume, foram identificadas as ações a serem realizadas para garantir o suprimento de energia elétrica com padrões de segurança diferenciados, como os adotados em eventos especiais, em consonância com o estabelecido na Resolução CMSE 001/2005 e considerando os critérios estabelecidos pelo Comitê Olímpico Internacional COI. Em 2016, o ONS elaborou a NT ONS 0004/2016, com objetivo de apresentar um novo diagnóstico das condições de atendimento à cidade-sede de Manaus durante o período das Olimpíadas Rio 2016, considerando, além do parque térmico atual, as unidades térmicas de contingência (no total de 82,2 MW) das usinas de Ponta Negra (16,5 MW), Manauara (16,7 MW), Jaraqui (27 MW) e Tambaqui (22 MW), bem como a nova previsão de carga para o sistema Manaus. Tendo em vista a necessidade de manutenção de todo o parque térmico existente, inclusive das unidades alugadas, foi emitida a Portaria MME nº 15, de 20 de janeiro de 2016, que reconheceu a necessidade de contratação emergencial, de forma excepcional, pelo período de 6 meses, de geração termoelétrica no montante de 155 MW, referentes às usinas de Flores (80 MW), Iranduba (25 MW) e São José (50 MW), assim como a permanência do Bloco IV (14 MW) da usina termoelétrica de Mauá atualmente disponível. Adicionalmente, o Artigo 3º da referida portaria solicitava ao ONS, EPE, Eletrobrás Eletronorte, Eletrobrás Amazonas Geração e Transmissão, Eletrobrás Distribuição Amazonas e a outros Agentes, se necessário, a avaliação completa dos sistemas de transmissão e de distribuição para atendimento a Manaus, no horizonte de curto, médio e longo prazos, elencando as medidas operativas, o tempo necessário de permanência das térmicas emergenciais e as soluções estruturantes necessárias para a região, de modo a eliminar a necessidade de complementação térmica interna no sistema de distribuição. Nesse contexto, o ONS encaminhou no dia 12 de abril de 2016, por meio da Carta ONS , o Volume I da NT 0035/2016, que apresentou um diagnóstico do sistema de atendimento à área Manaus, para o período compreendido entre os anos de 2016 e 2017, sem contemplar as obras estruturais previstas para a malha de distribuição do sistema de Manaus. Posteriormente, no dia 13 de maio de 2016, por meio da Carga ONS , o ONS encaminhou o Volume II da referida NT, que contempla as análises para os anos de 2018 a 2020, bem como as análises adicionais para o ano de 2017, considerando as obras estruturais, tanto para Rede Básica como para a rede de distribuição de Manaus. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 26 / 41

27 Com base nas referidas Notas técnicas, o PEL 2016, apresenta os principais resultados das condições de atendimento aos sistemas de Manaus, conforme a seguir: a) Para o ano de 2016, para o atendimento à área Manaus deve-se manter toda a geração térmica disponível na rede de distribuição, ou seja, 241,5 MW no subsistema de Mauá, que contempla também nesse somatório a UTE Mauá Bloco IV (14 MW) e 277 MW no subsistema de Manaus. Além disso, será necessário manter contratadas as UTEs de Flores (80 MW), Iranduba (25 MW) e São Jose (50 MW), bem com as unidades de contingência de Ponta Negra (16,5 MW) e Jaraqui (27 MW). b) No sentido de minimizar a necessidade de geração térmica, a AmD propôs adequações na rede de 69 kv do subsistema de Mauá, o que permitirá uma redução de 40 MW no requisito de geração térmica para atender ao critério N no referido subsistema. Além disso, a entrada em operação da UTE Mauá 3, prevista para outubro de 2016, elimina os riscos de blecaute no subsistema Mauá frente a perdas duplas dos circuitos de 230 kv Jorge Teixeira Mauá. c) Para o ano de 2017 deve ser mantida a disponibilidade de geração térmica mencionada para o ano de No entanto, há expectativa que ocorra uma redução no decorrer do ano de 2017 à medida que entre em operação as obras estruturantes previstas no sistema de distribuição e ações emergenciais propostas. d) Buscando-se reduzir a necessidade de geração térmica no subsistema de Manaus foi recomendada a transferência de 3 transformadores de Vila do Conde (230/69 kv 3 x 33 MVA) para a SE Manaus, o que irá proporcionar uma redução na necessidade de geração térmica do subsistema Manaus em aproximadamente 70 MW. Esses transformadores devem permanecer até a entrada em operação do 4º transformador de 230/69 kv de Manaus, ainda sem outorga definida. e) Com a entrada em operação da SE 138 kv de Centro, localizada no subsistema de Jorge Teixeira, prevista para junho de 2017, será possível transferir as cargas do subsistema Manaus e do subsistema Mauá. Porém, essa transferência acarreta sobrecargas inadmissíveis na transformação de Jorge Teixeira em situação de contingência de um dos transformadores de Jorge Teixeira ou do circuito 3 da LT 230 kv Lechuga Jorge Teixeira em 138 kv. Para evitar essa situação, foi recomendada a transferência de um dos transformadores de Lechuga para a SE Jorge Teixeira. f) Com a entrada em operação das novas linhas de 69 kv associadas à substituição dos três transformadores de Mauá 3 138/69 kv MVA, ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 27 / 41

28 indicados para correção da defasagem angular, e a implantação do 4º transformador de 138/69 kv, bem como das novas subestações de 138 kv de Iranduba 2 e Manacapuru 2, em dezembro de 2017, será possível prescindir de algumas usinas térmicas. g) As novas SEs 138 kv Amazonas, Parque Dez e Santa Etelvina possibilitam remanejamentos de cargas dos subsistemas de Manaus e Mauá para essas novas subestações, com impacto direto na necessidade de GT na rede de distribuição. h) A entrada em operação do 4º transformador de Manaus implica na superação do nível de curto circuito na SE 69 kv de Manaus, mesmo na operação radial. Logo, o barramento de 69 kv de Manaus deverá operar seccionado em três trechos. Para viabilizar a operação do sistema Manaus em anel será necessária a implantação de dois reatores limitadores de curto circuito na subestação de 69 kv de Manaus e o seccionamento em dois trechos barramento de 69 kv da referida instalação. Cabe ressaltar que a implementação dessa proposição ainda depende da análise de viabilidade técnica/econômica. i) Destaca-se que a partir do ano de 2018, considerando o cronograma de obras previsto, a GT necessária para operação da área Manaus será preponderantemente para atendimento à perda da Interligação TMM, com atuação de até 5 estágios de ERAC. j) Os anos de 2020 e 2019 são similares ao ano 2018, ou seja, a GT necessária para operação da área Manaus será preponderantemente para atendimento à perda da Interligação TMM, com atuação de até 5 estágios de ERAC. Por esse motivo, a entrada em operação da subestação de Tarumã 230/138 kv e da LT 230 kv Manaus Mauá 3, previstas para o ano de 2020, não implicará na redução da geração térmica global. Todavia, haverá aumento de confiabilidade, pois será possível atender às perdas duplas de 230 kv sem corte de carga e ainda não será mais necessária qualquer geração térmica na malha de distribuição na operação em anel a necessidade de GT para a operação em radial ou em anel é aquela dimensionada para atender ao critério N-2 na Interligação TMM. A Tabela 2-1, a seguir, apresenta um resumo da necessidade de geração térmica prevista para ao longo do horizonte 2017 a 2020, em função do cronograma de obras previsto. Destaca-se que os montantes mínimos de geração térmica para o ano de 2017, são para o atendimento aos critérios N e N-1, o que atende aos critérios N-2 da Interligação TMM e de linhas de 230 kv, com atuação de 5 estágios, com exceção da LT 230 kv Lechuga Manaus. A partir de 2018 a GT mínima necessária é para atender a perda dupla da interligação. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 28 / 41

29 Tabela 2-1: Geração Térmica Necessária em Manaus versus Cronograma de Obras ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 29 / 41

30 2.5.2 Condições de Atendimento a Macapá A Figura 2-11, a seguir, apresenta a Configuração atual do sistema Macapá. Ressalta-se para a área Macapá está prevista a entrada em operação das entradas de linhas (EL) de 69 kv definitivas, ainda data prevista, o que possibilitará o retorno das linhas de 69 kv que operam abertas, eliminando as limitações de capacidade operativa das linhas de 69 kv. Figura 2-11: Diagrama da Integração Definitiva do Sistema Elétrico de Macapá ao SIN O sistema interligado do Macapá é atendido pela interligação em 230 kv no eixo Jurupari-Laranjal-Macapá e por meio das UHE Ferreira Gomes (252MW), Cachoeira Caldeirão (219 MW) e Coaracy Nunes (78 MW), além de eventual geração térmica da UTE Santana. Durante o período de carga mais elevado (esperado para os meses de novembro e dezembro), coincidente com a estação seca na região, poderá não haver geração interna disponível para atender ao limite de recebimento estabelecido no valor máximo de 50% da carga da área de Macapá, uma vez que existem restrições para o despacho pleno da UTE Santana, de acordo com o Ofício nº 128/2016 SEE-MME. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 30 / 41

31 Face ao exposto, para fazer frente à contingência dos dois circuitos da LT 230 kv Laranjal Macapá, para casos de elevados valores de recebimento do Amapá pelo SIN, evitando-se o blackout do sistema Macapá, foi avaliado pelo ONS um corte complementar de carga superior ao valor de atuação de até 5 estágios do ERAC (equivalente a 50% da carga) para garantir a estabilidade de frequência da ilha formada quando da contingencia supracitada. As principais conclusões com relação a Macapá são descritas abaixo: a) Para o horizonte do PEL 2016 será necessário a permanência da UTE Santana que em conjunto com as UHEs Coaracy Nunes e Ferreira Gomes, atenderá a parte da carga na perda dupla da LT 230 kv Laranjal Macapá CD, contingência que isola o sistema Macapá do SIN. b) Considerando o histórico de vazões (1931/2014) para as UHEs Coaracy Nunes, Ferreira Gomes e Cachoeira Caldeirão, para atendimento à maior carga prevista, que ocorre no período de carga média do mês de novembro, o fluxo entre Laranjal e Macapá poderá ser maior que o limite estabelecido de 50% da carga ou de 65% (com alteração do ERAC/SEP) em função dos cenários de geração previstos com o histórico de vazões, para o mês de novembro. Dessa forma, o sistema Macapá operará com os riscos de violação dos limites de intercâmbio, conforme indicado na Tabela 2-2, abaixo, em função do despacho na UTE Santana. Tabela 2-2: Empreendimentos Prioritários que Necessitam de Acompanhamento Risco de violação de intercâmbio Geração na UTE Santana 0 24 MW 50 MW 70 MW ERAC atual 50% 92% 81% 58% 34% Com alteração do ERAC/SEP 65% 64% 53% 12% < 5% c) A operação com fluxos superiores aos limites definidos, implicam em risco de blecaute na contingência dupla do circuito de 230 kv entre Laranjal e Macapá, mesmo após atuação de todos os estágios do ERAC. d) Está prevista a entrada em operação em outubro de 2017 do terceiro transformador de 500/230 kv de Jurupari, possibilitando escoar a geração das UHEs Cachoeira Caldeirão, Ferreira Gomes, Coaracy Nunes e Santo Antônio do Jari para o SIN, sem necessidade de contar com o SEP de corte de geração para a perda de um dos transformadores. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 31 / 41

32 2.6 Integração da Geração Eólica ao SIN A energia eólica vem ocupando uma crescente posição de destaque na matriz elétrica brasileira. Em 2005, o Brasil tinha cerca de 30 MW de capacidade instalada, que representava menos de 0,5% da capacidade instalada. Em 2011, experimentou uma evolução sustentada, cuja capacidade instalada chegou a MW. Em dezembro de 2012, atingiu o marco de MW, e em junho de 2014 de MW distribuídos em 12 estados. No horizonte deste PEL, até abril de 2018, a capacidade instalada deverá atingir cerca de MW, constituindo-se assim em um dos mercados mais promissores para geração de energia eólica nos próximos dois anos, conforme Figura 2-12, a seguir. Figura 2-12: Evolução da Capacidade Instalada de Energia Eólica por Região (MW) Notadamente as regiões Nordeste e Sul são as que se destacam como produtoras de energia eólica. Deste conjunto novo de centrais eólicas, previstas para entrar em operação entre 2016 e 2018, cerca de MW serão integrados na região Nordeste e 300 MW na região Sul. Em 2018, a previsão percentual da potência instalada da energia eólica no SIN será da ordem de 10%, na região Nordeste esse percentual representará 40%, ou seja, cerca de MW de geração eólica instalada nesta região. Na região Sul a penetração é menor que na região Nordeste e representará cerca de 10% da capacidade instalada no Sul em A crescente participação da geração eólica na matriz de energia elétrica brasileira, traduzida pela grande quantidade de parques eólicos a serem implantados, sobretudo nas regiões Sul e Nordeste, demandam soluções estruturais robustas ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 32 / 41

33 na Rede Básica para viabilizar o escoamento de toda essa produção, além do desenvolvimento de projetos que visem aprimorar o processo de previsão de geração eólica com vistas aos processos de programação e despacho. 2.7 Geração Térmica por Razões Elétricas A identificação dos valores de geração mínima necessária a serem despachados nas usinas térmicas do SIN, por razões elétricas para o atendimento aos critérios e padrões operativos definidos nos Procedimentos de Rede é importante para a estimativa anual da conta de Encargos de Serviço do Sistema ESS, buscando retratar adequadamente os custos financeiros a serem imputados nas tarifas das distribuidoras. Dessa forma estima-se, para as condições mais críticas esperadas para o pior mês de cada um dos três ciclos característicos do horizonte de análise do PEL, quais sejam: os ciclos do verão de 2016/2017, do inverno de 2017 e do verão 2017/2018, os valores de geração mínima por restrições elétricas. Esses valores serão atualizados nos estudos de Diretrizes para Operação Elétrica com horizonte quadrimestral ( Quadrimestral ) e, posteriormente, mais uma vez, são refinados pelos estudos mensais de Planejamento da Operação Elétrica do SIN ( mensal ). A necessidade de geração térmica devido a restrições elétricas no horizonte do PEL 2016 está restrita às seguintes usinas: UTEs Presidente Médici, Candiota 3, Araucária e Jorge Lacerda, Governador Leonel Brizola, Norte Fluminense ou Mario Lago, Viana, Linhares, UTEs de Manaus, Santana, Santarém e Araguaia até o final do horizonte analisado. A UTE Santa Cruz será necessária até a entrada em operação da SE Nova Iguaçu, prevista para março de 2017, a UTE Barbosa Lima Sobrinho será necessária a partir da entrada da SE Nova Iguaçu e a UTE Sykué será necessária até a entrada em operação do novo setor de 230 kv na SE Barreiras II, seccionando a LT 230 kv Bom Jesus da Lapa Barreiras e da transformação 500/230 kv da SE Barreiras. Entretanto, o setor de 500 kv desta SE não possui previsão de entrada pois o contrato de concessão está em processo de caducidade. A Figura 2-13, a seguir, apresenta, por região, o montante de geração térmica total. Da figura pode-se observar que os maiores montantes estão previstos para o verão 2016/2017, chegando a valores de MW no mês de fevereiro de ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 33 / 41

34 Figura 2-13: Geração Térmica Necessária por Região (MW) ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2017/2018 PEL 2016 SUMARIO EXECUTIVO 34 / 41