PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2014/2015 PEL 2013

PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2014/2015 PEL 2013 Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, 196 - Centro 20091-005 Rio de Janeiro RJ Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444

2013/ Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. RE-3-063/2013 PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 2014/2015 PEL 2013 SETEMBRO 2013 PEL2014-2015-Relatório_Executivo.docx

Sumário 1 Introdução 7 2 Objetivo 9 3 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais 11 3.1 Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul Sudeste 13 3.2 Limites e Fatores Limitantes Relativos às Interligações Norte- Sul, Norte-Nordeste e Sudeste-Nordeste 16 3.3 Considerações Relevantes 20 a) Impacto das Lógicas de Corte de Unidades Geradoras da Usina de Itaipu 60 Hz no Desempenho da Interligação Norte Sul e na Área Goiás/Brasília. 20 b) Impacto da Perda do Bipolo 1 Coletora Porto Velho - Araraquara 2 no Desempenho da Interligação Norte Sul e na Área Goiás/Brasília 22 4 Conexão de Grandes blocos de Geração e Novos Sistemas ao SIN 23 4.1 Usinas do Rio Madeira 23 4.1.1 Evolução do Sistema 23 4.1.2 Desempenho do Sistema de Integração e Evolução dos Limites do Sistema de Escoamento 27 4.1.2.1 Reflexos na Operação do Sistema de Corrente Contínua e nos Estados do Acre e Rondônia 27 4.1.2.2 Reflexos no Sistema de 500 e 440 kv da Região Sudeste 30 4.2 Integração do Sistema de Escoamento do Complexo Teles Pires 37 4.3 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN 40 5 Geração Térmica Necessária Devido a Restrições Elétricas 45 5.1 UTEs Presidente Médici e Candiota 3 46 5.2 UTE Sepé Tiaraju 48 3 / 104

5.3 UTE Jorge Lacerda 50 5.4 UTE Araucária 51 5.5 UTE Barbosa Lima Sobrinho e UTE Santa Cruz 52 5.6 UTE Governador Leonel Brizola 53 5.7 UTE Termonorte II 54 5.8 Geração Térmica em Manaus 55 5.9 UTE Santana - Amapá 56 6 Necessidade de Definição de Soluções Estruturais 58 6.1 Região Sul - Área Rio Grande do Sul 58 6.2 Região Sul - Área Santa Catarina 59 6.3 Região Sul - Área Paraná 59 6.4 Região SE/CO - Área São Paulo 60 6.5 Região SE/CO - Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 60 6.6 Região SE/CO - Área Minas Gerais 61 6.7 Região SE/CO - Área Goiás/Distrito Federal 61 6.8 Região SE/CO - Área Mato Grosso 62 6.9 Região Norte - Áreas Pará/Amapá/Amazonas 63 6.10 Interligação Sul - Sudeste 63 6.11 Interligação Madeira 64 7 Ações de Aceleração de Outorgas 65 7.1 Região Sul - Área Rio Grande do Sul 65 7.2 Região Sul - Área Santa Catarina 65 7.3 Região Sul - Área Paraná 65 7.4 Região Sul - Área Mato Grosso do Sul 66 7.5 Região SE/CO - Área São Paulo 66 7.6 Região SE/CO - Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 67 4 / 104

7.7 Região SE/CO - Área Minas Gerais 67 7.8 Região SE/CO - Área Goiás/Distrito Federal 67 7.9 Região Nordeste - Área Sul 68 7.10 Região Nordeste - Área Norte 68 7.11 Região Nordeste - Área Oeste 68 7.12 Região Norte - Áreas Pará/Amapá/Amazonas 69 7.13 Interligação Sul - Sudeste 69 7.14 Interligação Madeira 69 8 Ações para Obras já Outorgadas 70 8.1 Região Sul - Área Rio Grande do Sul 70 8.2 Região Sul - Área Santa Catarina 74 8.3 Região Sul - Área Paraná 74 8.4 Região Sul - Área Mato Grosso do Sul 76 8.5 Região SE/CO - Área São Paulo 76 8.6 Região SE/CO - Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 78 8.7 Região SE/CO - Área Minas Gerais 79 8.8 Região SE/CO - Área Goiás/Distrito Federal 83 8.9 Região SE/CO - Área Mato Grosso 85 8.10 Região SE/CO - Área Acre/Rondônia 85 8.11 Região Nordeste - Área Sul 85 8.12 Região Nordeste - Área Sudoeste 86 8.13 Região Nordeste - Área Leste 87 8.14 Região Nordeste - Área Norte 90 8.15 Região Nordeste - Área Oeste 91 8.16 Região Norte - Áreas Pará/Amapá/Amazonas 91 8.17 Interligação Sul - Sudeste 92 5 / 104

8.18 Interligações com a Região Nordeste 93 8.19 Interligação Madeira 94 8.20 Interligação Teles Pires 94 9 Ações de Caráter Operativo - SEPs 95 9.1 Região Sul - Área Rio Grande do Sul 95 9.2 Região Sul - Área Paraná 95 9.3 Região SE/CO - Área São Paulo 96 9.4 Região SE/CO - Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 97 9.5 Região SE/CO - Área Minas Gerais 97 9.6 Região SE/CO - Área Goiás/Distrito Federal 98 9.7 Região SE/CO - Área Acre/Rondônia 98 9.8 Região Nordeste - Área Sul 98 9.9 Região Nordeste - Área Sudoeste 99 9.10 Região Nordeste - Área Norte 99 9.11 Interligação Sul - Sudeste 100 9.12 Interligação Tucuruí - Manaus 100 9.13 Interligação Madeira 100 10 Demais Ações de Caráter Operativo 101 10.1 Região SE/CO Área Mato Grosso 101 10.2 Região Norte - Áreas Pará/Amapá/Amazonas 101 Lista de figuras e tabelas 102 6 / 104

1 Introdução O Ciclo Anual de Planejamento da Operação do SIN é um processo composto por estudos de médio prazo da operação elétrica, consubstanciados 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 dos estudos de médio prazo da operação energética, consubstanciados 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 2013 foram elaborados o Plano da Operação Elétrica 2014/2015 - PEL 2013, que avalia o desempenho dos sistemas elétricos do SIN no horizonte de janeiro de 2014 a abril de 2015, em conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 6.2, e o Plano da Operação Energética 2013/2017 PEN 2013, que avalia o desempenho energético dos subsistemas elétricos do SIN no horizonte de maio de 2013 a dezembro de 2017, em conformidade com os critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 7.2. O PEL 2013 é composto deste Relatório Executivo e de outros quatro relatórios: Volume I: Obras Prioritárias do SIN, que tem como objetivo apresentar um conjunto de obras previstas para o período analisado, identificadas como prioritárias, que merecem, de acordo com os critérios de seleção estabelecidos, tratamento especial, tanto do Poder Concedente e do Órgão Regulador, como dos Agentes 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 da integração ao SIN das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira, das usinas do rio Teles Pires e da integração dos sistemas de Manaus e Macapá, além do Desempenho das Interligações Regionais e as recomendações associadas; Volume III: Principais Aspectos do Desempenho do SIN e Recomendações, que apresenta todos os resultados das avaliações do desempenho do SIN para as áreas geoelétricas, as recomendações relacionadas, e a geração térmica devido a restrições elétricas nas usinas do SIN; e Volume IV: Atendimento às Cidades-Sede da Copa do Mundo de 2014, que excepcionalmente neste Ciclo Anual de Planejamento de 2013 foi elaborado para 7 / 104

contemplar as avaliações do desempenho dos sistemas de suprimento às capitais que irão sediar a Copa do Mundo de Futebol em junho de 2014. As avaliações realizadas neste PEL 2013 têm como referência as previsões de carga informadas pelos Agentes e consolidadas pelo, bem como o programa de obras apresentado nos relatórios intitulados Plano de Ampliações e Reforços da Rede Básica - PAR 2013/2015 e Consolidação de Obras de Rede Básica - Período 2014 a 2016, com as datas atualizadas pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico - DMSE para os cronogramas das obras de transmissão e geração autorizadas pela ANEEL. Os estudos do PEL 2013 foram desenvolvidos visando avaliar principalmente o desempenho das interligações regionais, a necessidade de geração térmica decorrente de restrições na transmissão e o atendimento às áreas elétricas do Sistema Interligado Nacional - SIN. A partir dessas avaliações, os principais resultados dos estudos do PEL 2013 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. 8 / 104

2 Objetivo O objetivo deste Relatório Executivo é apresentar os principais pontos relevantes de interesse gerencial, de forma resumida, buscando-se sempre a simplificação de conclusões e apontando algumas recomendações importantes, todas elas detalhadas no estudo completo do PEL 2013, consolidado em 4 volumes descritos anteriormente. O Item 3 deste Relatório Executivo está apresentada a evolução da capacidade das interligações inter-regionais, com um resumo das situações que impõem limites de intercâmbios, assunto de relevância para a segurança operativa do SIN No Item 4 está apresentada a evolução das conexões ao SIN de grandes blocos de geração e novos sistemas, que deverão ocorrer dentro do horizonte de análise do PEL, tais como a integração das usinas dos rios Madeira e Teles Pires, e a integração dos sistemas de Manaus e Macapá. No Item 5 é avaliada a expectativa de geração térmica necessária para assegurar a operação dentro dos padrões preconizados nos Procedimentos de Rede. Nos casos de atraso de obras da transmissão, ou até mesmo de inadequação da rede em função de crescimento da demanda, poderá ser necessária geração térmica devido a razões elétricas, com impactos diretos nos custos operativos e, portanto, relevantes para a modicidade tarifária. Posteriormente são apresentadas nos itens 6 a 9 as principais recomendações para as áreas elétricas do SIN, com destaques para ações de caráter gerencial por parte do Poder Concedente, da Agência Reguladora ou do próprio Operador, de forma que sejam mantidos os critérios e padrões operativos do SIN em conformidade com os Procedimentos de Rede. Nestes itens são apontadas: Item 6 - Necessidade de ações gerenciais (EPE/MME-), visando à definição de soluções estruturais para problemas importantes, com impactos diretos na segurança e/ou custo operativo do SIN; Item 7 - Necessidade de ações da ANEEL, referentes à agilização de outorgas que devem ser priorizadas em função de benefícios diretos para o desempenho das interligações regionais e/ou para os sistemas de suprimento às áreas elétricas analisadas; Item 8 - Necessidade de ações gerenciais (CMSE, Secretarias de Energia, Órgãos Ambientais e Empreendedores), para implantação antecipada ou, no mínimo, dentro dos prazos contratuais, de obras já outorgadas pela ANEEL; e 9 / 104

Item 9 - Necessidade de ações de caráter operativo pelo e Agentes, para implantação e/ou adequação de Sistemas Especiais de Proteção - SEP, em função das alterações topológicas do SIN ou crescimento de carga. 10 / 104

3 Evolução da Capacidade das Interligações Regionais Nos estudos do PEL 2013 foram efetuadas análises do desempenho das interligações regionais, avaliando-se a influência das obras a serem incorporadas ao SIN no período de janeiro de 2014 até abril de 2015, buscando-se definir as máximas transferências de energia entre os subsistemas segundo critérios que garantem a operação do SIN com segurança. Na definição dos limites são considerados cenários energéticos caracterizados a partir da diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas. Para cada cenário energético procurou-se definir os máximos intercâmbios entre os subsistemas sem que houvesse violação nos critérios de desempenho, tanto em regime permanente como em regime dinâmico de operação. Estes limites são valores referenciais que deverão ser atualizados nos estudos de mais curto prazo (quadrimestrais e mensais), podendo vir a serem modificados por situações conjunturais, com o objetivo de melhor explorar a capacidade de exportação e/ou importação das interligações regionais. A Figura 3-1, a seguir, apresenta os principais pontos de interesse das interligações regionais e os Itens 3.1 e 3.2 apresentam os limites de transmissão e suas variações associadas às obras ou fatos relevantes nas interligações Sul-Sudeste e Norte-Sul, Norte-Nordeste e Sudeste-Nordeste, respectivamente. 11 / 104

Figura 3-1: Limites de Intercâmbio Sul/Sudeste/Norte/Nordeste MWmed 12 / 104

3.1 Limites e Fatores Limitantes na Interligação Sul Sudeste Embora não entre reforços na interligação Sul-Sudeste no horizonte deste PEL, estão previstos reforços internos que podem melhorar o desempenho desta interligação. Para o horizonte de análise desse PEL, os eventos que apresentam alguma influência nos limites de transferência de energia entre as regiões Sul e Sudeste são a integração do 2 Bipolo CC Porto Velho Araraquara 2 ±600 kv de escoamento da potência instalada nas usinas do rio Madeira, a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté e a entrada do segundo circuito da LT 525 kv Salto Santiago Itá Nova Santa Rita. Desse modo, foram estabelecidas duas configurações básicas para a análise do desempenho da interligação Sul- Sudeste, quais sejam, a configuração prevista para dezembro de 2013, contemplando todos os equipamentos com previsão de entrada em operação até outubro de 2014, e a partir de novembro de 2014, considerando a entrada em operação das obras mencionadas. A Tabela 3-1 apresenta os limites nas interligações Sul-Sudeste e Limites de geração na UHE Itaipu 60 Hz com o sistema completo, bem como seus fatores limitantes. Tabela 3-1: Limites nas Interligações Sul/Sudeste e Limites de Geração em Itaipu 60 Hz Limites de RSUL (MW) Configurações Carga Pesada Carga Média Carga Leve Fator Limitante Todo o Período 7.500 7.700 6.860 Evitar oscilações de tensão pouco amortecidas decorrentes da contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias e problemas de tensão na região de Curitiba. Limites de RSE (MW) Configurações Carga Pesada Carga Média Carga Leve Fator Limitante Configuração 1: Atual Até Outubro de 2014 Configuração 2: 2 Bipolo e LT Araraquara 2-Taubaté Novembro/2014 a Abril/2015 9.500 9.500 9.300 9.600 9.600 9.300 Evitar oscilações de tensão mal amortecidas decorrentes da contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias. 13 / 104

Limites de FSUL (MW) Configurações Carga Pesada Carga Média Carga Leve Todo o período 5.800 5.800 5.650 Fator Limitante Evitar oscilações de tensão mal amortecidas decorrentes da contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias. Limites de GIPU (MW) Configurações Todas as Cargas Fator Limitante Todas as configurações 7.200 - Para possibilitar o aproveitamento dos limites apresentados na Tabela 3-1 cabem algumas considerações com relação aos SEPs e restrições no sistema descritas a seguir: Para GIPU Com a presença da LT 525 kv Foz Cascavel Oeste o barramento definitivo da SE Foz do Iguaçu 500 kv, a geração da UHE Itaipu 60 Hz, pode ser plenamente aproveitada desde que: Esteja em operação o SEP de redução de geração da UHE Itaipu 60 Hz para controle de carregamento da transformação 765/500 kv 4 X 1.650 MVA da SE Foz do Iguaçu, quando da contingência de um dos quatro transformadores dessa subestação ou ainda da LT 525 kv Foz do Iguaçu Cascavel Oeste; Estejam em operação as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kv, as quais efetuam corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kv. Para RSE Utilizar a lógica 9 provisória do CLP do tronco de 765 kv, que efetua o corte de até três unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz para eliminar sobrecargas acima da máxima capacidade admissível de curta duração dos transformadores remanescentes 765/345 kv da SE Tijuco Preto, quando da contingência de um dos transformadores da referida subestação, mesmo considerando-se a presença do 4º transformador de 1.500 MVA desta SE; 14 / 104

Utilizar as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kv, as quais efetuam corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kv. Para RSUL Respeitar um fluxo máximo no circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias (Fin-ba), da ordem de 2.000 MW, de modo a evitar possibilidade de oscilações de tensão pouco amortecidas na contingência dupla da referida linha de transmissão; Antes da entrada do segundo circuito da LT 525 kv Salto Santiago Itá prevista para maio de 2014, utilizar a Lógica 3 do ECE do Rio Grande do Sul, a qual promove, para fluxos superiores a 1.500 MW na LT 525 kv Salto Santiago Itá, corte de carga no Rio Grande do Sul em até 4 estágios, de forma a evitar a ocorrência de oscilações de tensão mal amortecidas na região de Curitiba decorrentes da contingência simples da LT 525 kv Salto Santiago Itá; Respeitar uma configuração mínima de unidades geradoras sincronizadas nas usinas da região Sul, a fim de dotar o sistema da região Sul da inércia necessária para evitar oscilações de tensão pouco amortecidas nas situações de contingência; Utilizar as demais lógicas do CLP do tronco de 765 kv, as quais efetuam corte de unidades geradoras na UHE Itaipu 60 Hz, de forma a garantir a manutenção do sincronismo dessa usina com as demais usinas do SIN na situação de contingências múltiplas de circuitos do tronco de 765 kv. Utilizar o SEP de alteração de topologia da rede atualmente instalado na SE Chavantes, o qual efetua a abertura local da LT 230 kv Chavantes Assis, tape Salto Grande, a fim de contornar os problemas de sobrecarga inadmissível na LT 230 kv Chavantes Figueira decorrentes da contingência do circuito duplo da LT 500 kv Ibiúna Bateias, em situações hidrológicas desfavoráveis nas usinas da região, notadamente na UHE Mauá; Utilizar o SEP de alteração de topologia da rede atualmente instalado na SE Cascavel Oeste, o qual efetua a abertura local do circuito 1 da LT 230 kv Cascavel Cascavel Oeste, a fim de eliminar contornar os problemas de sobrecarga inadmissível nesse circuito, quando da contingência dos circuitos 2 e 3 desta LT, os quais compartilham a mesma torre; 15 / 104

Utilizar a configuração de segregação do barramento de 138 kv da SE Andirá para evitar sobrecargas em condições normais de operação na transformação 130/88 kv 20 MVA da SE Andirá; Para FSUL Utilizar o SEP de corte de geração da UHE Salto Osório para controle de carregamento da LT 230 kv Foz do Chopim Salto Osório, quando da contingência da LT 230 kv Salto Osório Cascavel ou da LT 525 kv Cascavel Oeste Salto Caxias. 3.2 Limites e Fatores Limitantes Relativos às Interligações Norte-Sul, Norte- Nordeste e Sudeste-Nordeste Embora não entre reforços nestas interligações no horizonte deste PEL 2013, estão previstos reforços internos nas regiões Nordeste e Norte que podem melhorar o desempenho dessas interligações. A entrada em operação em 2013 das UTEs Maranhão III, IV e V e Nova Venécia representou um aumento na capacidade de exportação da região Norte e sua geração poderá ser plenamente utilizada se a prioridade da exportação da região Norte for para a região Nordeste, além de uma melhora no desempenho dinâmico do sistema. As obras que apresentam alguma influência nos limites de transferência de energia entre as regiões são listados na Tabela 3-2, a seguir. 16 / 104

Tabela 3-2: Obras nos Sistemas Norte e Nordeste que Podem Influenciar os Limites Instalações Agente Data Prevista SE Sapeaçu 1 CE (-150; +250) Mvar /230 kv SE Milagres Compensação série de 240 Mvar na LT 500 kv São João do Piauí Milagres C1 no terminal de Milagres SE Igaporã III 2 autotransformadores 500/230 kv 750 MVA LT 500 kv Açailândia Miranda II CHESF Iracema Transmissora de Energia S.A. CHESF Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. Julho/2013 Janeiro/2014 Julho/2014 Junho/2014 LT 500 kv Recife II - Suape II C2 CHESF Junho/2014 LT 500 kv Camaçari IV Sapeaçu C2 CHESF Setembro/2014 SE Garanhuns 1 autotransformador 500/230 kv 600 MVA LT 500 kv Garanhuns Pau Ferro SE Pau Ferro 1 autotransformador 500/230 kv 600 MVA LT 500 kv Luiz Gonzaga Garanhuns C2 Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Dezembro/2014 Dezembro/2014 Dezembro/2014 Dezembro/2014 Observa-se que ao longo de 2014 estão previstas várias obras dentro do sistema Nordeste que individualmente não trazem ganho em limite. Entretanto, o conjunto destas obras proporcionou pequenos ganhos em algumas das grandezas monitoradas. Portanto, para o horizonte de análise do PEL 2013 foram estabelecidas duas configurações básicas para a análise dos limites de recebimento e exportação da região Nordeste, quais sejam, a configuração prevista para dezembro de 2013, contemplando todos os equipamentos com previsão de entrada em operação até o fim do ano de 2013, e a configuração prevista para Janeiro de 2015, considerando a entrada em operação de todas as obras para 2014, mencionadas e listadas na Tabela 3-2. A Tabela 3-3 apresenta os limites de Norte exportador e Sudeste exportador com o sistema completo, bem como seus fatores limitantes. 17 / 104

Tabela 3-3: Limites nas Interligações - dos Cenários Norte Exportador e Sudeste Exportador Intercâmbios Regionais Limites em MW Pesada Média Leve Fator Limitante Cenário Norte Exportador (a) Configuração 1 Configuração 2 5.100 4.900 4.500 5.400 5.400 4.800 Estabilidade Angular entre os sistemas Norte e Nordeste na perda da LT 500 kv Tucuruí - Marabá C2. Controle de tensão da interligação Sudeste-Nordeste; RNE Cenário Sudeste Exportador Cenário A 4.300 4.300 4.300 Cenário B 3.400 4.000 4.000 Desempenho dinâmico na perda da interligação Sudeste Nordeste para evitar variação de tensão na Interligação Norte Nordeste Desempenho dinâmico na perda da interligação Sudeste Nordeste para evitar variação de tensão na Interligação Norte Nordeste e elevada solicitação de potência reativa nas UHEs Serra da Mesa e Lajeado; Sobrecarga nos capacitores série em situações de contingência em um dos circuitos de 500 kv no eixo Serra da Mesa Colinas, notadamente no trecho Miracema Colinas. EXPN 5.400 5.500 5.500 Este valor é o limite dinâmico quando a prioridade dessa exportação é para a região Nordeste, associado ao RNE para este cenário. EXPSE Cenário A 4.300 4.300 4.300 Cenário B 5.000 5.000 5.000 Controle de tensão da interligação Sudeste-Nordeste; Desempenho dinâmico na perda da interligação Sudeste Nordeste para evitar variação de tensão na Interligação Norte Nordeste. Sobrecarga nos capacitores série em situações de contingência em um dos circuitos de 500 kv entre Miracema Colinas. FNS 4.100 4.100 4.100 FMCCO 4.000 4.000 4.000 Sobrecarga nos capacitores série em regime normal ou em situações de contingência (com SEP) em um dos circuitos no trecho entre as subestações de Gurupi/Peixe II e Serra da Mesa/Serra da Mesa II. Sobrecarga nos capacitores série em situações de contingência em um dos circuitos de 500 kv entre Miracema Colinas. 18 / 104

RECN Intercâmbios Regionais Limites em MW Pesada Média Leve Carga do Norte menos 5 geradores na UHE Tucuruí Fator Limitante Número mínimo de unidades na UHE Tucuruí. Cenário Energético A: Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste sem contribuição do Norte (EXPN=0); Cenário Energético B: Máxima Exportação Sudeste com ênfase para o Nordeste. (a) Até 30 de novembro de 2013 o RNE ficara limitado a 4.200 MW em todos os períodos de carga em função de sobrecarga em regime normal de operação na LT 230 kv Banabuiú Russas, quando entrará em operação o segundo circuito de 230 kv Banabuiú Mossoró II, que eliminará essa restrição. Para possibilitar o aproveitamento dos limites de exportação da região Sudeste (EXPSE) e máximo recebimento da região Nordeste (RNE), apresentados na Tabela 3-3, será necessário atender as condições de controle de tensão da interligação Sudeste Nordeste em regime normal e suportar a perda dessa interligação. A Tabela 3-4 apresenta os limites de Nordeste exportador com o sistema completo, bem como seus fatores limitantes para duas configurações. Tabela 3-4: Limites de Exportação do Nordeste - EXPNE Períodos de análise Configuração Condição de carga EXPNE (MW) Fatores Limitantes Configuração 1: Não considera as obras de 2014 Configuração 2: Com todas as obras de 2014 Pesada 3.600 Média 3.900 Leve 4.500 Pesada 3.600 Média 4.200 Leve 4.800 Carregamento nominal de curta duração no circuito 2 da LT 500 kv Sobradinho São João do Piauí na perda do circuito 1. Carregamento nominal de curta duração no circuito 2 da LT 500 kv Sobradinho São João do Piauí na perda do circuito 1. Carregamento diurno na LT 230 kv Paulo Afonso Bom Nome na perda da LT 500 kv uiz Gonzaga Milagres Carregamento nominal de curta duração no circuito 2 da LT 500 kv Sobradinho São João do Piauí na perda do circuito 1. Carregamento nominal de curta duração da LT 500 kv Paulo Afonso - Luiz Gonzaga na perda da LT 500 kv Xingó Jardim. Carregamento nominal de curta duração no circuito 2 da LT 500 kv Sobradinho São João do Piauí na perda do circuito 1. 19 / 104

3.3 Considerações Relevantes a) Impacto das Lógicas de Corte de Unidades Geradoras da Usina de Itaipu 60 Hz no Desempenho da Interligação Norte Sul e na Área Goiás/Brasília. Nas situações operativas nas quais estiverem selecionadas para corte pelo CLP do 765 kv, 3 ou 4 unidades geradoras de Itaipu, o fluxo na interligação Norte Sul, deve ser monitorado para se evitar riscos de queda de tensão em Brasília e perda de sincronismo das usinas do Acre/Rondônia, independente do ECE de corte de unidades em Tucuruí estar ou não ligado (chave 43 on/off ligada ou desligada). As análises apontam para necessidade de se manter a limitação dos fluxos na interligação Norte-Sul (FNS) e fluxo Serra da Mesa (FSM), onde: FSM = Geração na UHE Serra da Mesa + geração na UHE Cana Brava + geração na UHE São Salvador + FNS + FSENE. A Tabela 3-5 e a Tabela 3-6, a seguir, apresentam esses limites estando o esquema de Tucuruí, respectivamente LIGADO e DESLIGADO, para as situações de corte de 3 ou 4 máquinas em Itaipu: (Chave 43 ON/OFF fechada e aberta, respectivamente). 20 / 104

Tabela 3-5: Limites de FNS e FSM SEP Ligado SEP de corte de 2 UGs na UHE Tucuruí LIGADO Condição de Carga no SIN (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 03 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 04 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) 65.000 < SIN 4.100 5.100 4.100 5.100 62.000 < SIN 65.000 60.000 < SIN 62.000 53.000 < SIN 60.000 49.000 < SIN 53.000 46.000 < SIN 49.000 4.100 4.800 4.000 4.600 4.100 4.600 3.900 4.400 4.000 4.500 3.900 4.200 4.000 4.500 3.800 4.100 4.000 4.300 3.600 3.900 SIN 46.000 3.900 4.200 3.400 3.700 OBS: Considera a UHE Itaipu 60 Hz com 03 ou mais unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE e com o ECE de corte de 02 UGs na UHE Tucuruí LIGADO (Chave 43 ON/OFF fechada). Tabela 3-6: Limites de FNS e FSM SEP Desligado SEP de corte de 2 UGs na UHE Tucuruí DESLIGADO Condição de Carga no SIN (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 03 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) UHE Itaipu 60 Hz com 04 unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE Limite de FNS (MW) Limite de FSM (MW) 65.000 < SIN 3.700 4.700 3.400 4.200 49.000 < SIN 65.000 46.000 < SIN 49.000 3.400 4.000 3.200 3.600 3.100 3.600 2.900 3.250 SIN< 46.000 2.900 3.200 2.500 2.600 OBS: Considera com a UHE Itaipu 60 Hz com 03 ou mais unidades geradoras selecionadas para corte pelo ECE e com o ECE de corte de 02 UGs na UHE Tucuruí DESLIGADO (Chave 43 ON/OFF aberta). 21 / 104

b) Impacto da Perda do Bipolo 1 Coletora Porto Velho - Araraquara 2 no Desempenho da Interligação Norte Sul e na Área Goiás/Brasília Nas situações a partir de um despacho de 2.000 MW no Bipolo 1 (situação com apenas um Bipolo), haverá necessidade de se monitorar o fluxo na interligação Norte Sul e o fluxo FSM, para evitar riscos de atuação da PPS da referida interligação, com objetivo de evitar colapso de tensão na região de Brasília. A Tabela 3-7, mostrada a seguir, apresenta os limites de acordo com o despacho do Bipolo e condição de carga. Tabela 3-7: Limites de FNS e FSM com Um Único Bipolo entre Coletora Porto Velho e Araraquara 2 Bipolo único Porto Velho-Araraquara 2 Condição de Carga no SIN (MW) Leve Limite de FNS (MW) >2.000 MW Limite de FSM (MW) 3.400 4.500 3.100 4.900 Bipolo único Porto Velho-Araraquara 2 Condição de Carga no SIN (MW) Pesada e Média >2.350 MW Limite de FNS Limite de FSM (MW) (MW) 3.700 4.700 3.600 5.100 22 / 104

4 Conexão de Grandes blocos de Geração e Novos Sistemas ao SIN 4.1 Usinas do Rio Madeira 4.1.1 Evolução do Sistema As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio (casa de força da Margem Direita) foram conectadas ao sistema Acre/Rondônia em março de 2012, através de um transformador provisório 500/230 kv 465 MVA, dois circuitos simples em 230 kv entre as subestações de Porto Velho e Coletora Porto Velho (17,3 km) e dois circuitos simples em 500 kv entre a usina (Margem Direita) e a SE 500 kv Coletora Porto Velho (12,5 km). Atualmente, o transformador provisório está em operação paralela a uma das estações conversoras Back-to-Back, ambos na SE Coletora Porto Velho, e deverá permanecer em operação até a entrada em operação do 3 circuito em 230 kv entre as subestações de Jauru e Porto Velho, previsto para maio de 2014. No mês de junho de 2013 encontravam-se em operação 14 unidades geradoras na UHE Santo Antônio, sendo que 1 máquina estava em teste e 3 unidades estavam indisponíveis para a operação. Para janeiro de 2014, início do horizonte de análise deste PEL 2013, é previsto que estejam em operação 23 e 13 unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio e Jirau, respectivamente, conectadas ao SIN através do sistema Acre/Rondônia, juntamente com o primeiro Bipolo de corrente contínua. Em abril de 2015, final do horizonte de análise deste estudo, deverão estar presentes 37 das 44 unidades geradoras na usina de Santo Antônio (2.637 MW) e as 50 unidades da usina de Jirau (3.750 MW), perfazendo uma geração total de 6.500 MW, 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) e através de dois Bipolos de corrente contínua (2 x 3.150 MW, ± 600 kv), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara 2 (SP), em uma extensão aproximada de 2.375 km. Os cronogramas das máquinas de Santo Antônio e Jirau são apresentados na Figura 4-1 e na Figura 4-2, a seguir. 23 / 104

MW unidades geradoras MW unidades geradoras Figura 4-1: Cronograma de Geração da UHE Santo Antônio 3200 3100 3000 2900 2800 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2 3 4 4 4 5 6 8 43 44 42 41 40 39 38 37 36 35 34 33 32 32 32 32 32 32 32 29 30 26 23 21 18 16 16 16 16 14 13 12 12 10 10 44 42 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Santo Antôno Unidades Figura 4-2: Cronograma de Geração da UHE Jirau 3800 3700 3600 3500 3400 3300 3200 3100 3000 2900 2800 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1 2 2 4 7 9 13 21 25 28 28 30 33 36 38 39 40 40 40 44 47 50 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Jirau Unidades 24 / 104

Os cronogramas apresentados anteriormente tiveram como base o programa de obras de geração com concessão da ANEEL, atualizado pelo acompanhamento das usinas em construção realizado pelo MME/DMSE, na reunião de setembro de 2013 e informações dos agentes, ressaltando-se que não levam em consideração as limitações da rede para escoamento da potência das respectivas usinas. A Figura 4-3, a seguir, apresenta um diagrama eletrogeográfico das linhas de transmissão que integrarão a rede de interligação das usinas do Rio Madeira e as linhas de escoamento da potência gerada, na região Centro-Oeste, a partir de Rondônia e na região Sudeste, em Araraquara 2. Figura 4-3: Sistema de Interligação das Usinas do Rio Madeira A Tabela 4-1, a seguir, apresenta o programa e as datas previstas de entrada em operação das obras dessa interligação. Destaca-se que a data que consta no DMSE de setembro de 2013 para o primeiro Bipolo é 31 de julho de 2013. Entretanto, o início dos testes (com duração de 1 mês) e posteriormente, a entrada em operação comercial, depende de um número mínimo da máquinas sincronizadas no Complexo do Madeira. Dessa forma, a previsão para operação desse equipamento é a partir de novembro de 2013. Em relação ao segundo Bipolo CC, a data de setembro de 2014 já considera 1 mês para os testes. 25 / 104

Tabela 4-1: Programa e Datas Previstas de Entrada em Operação da Geração e das Obras da Interligação das Usinas do Rio Madeira Obras de Transmissão 2013 2014 Escoamento das usinas rio Madeira (São Paulo): Bipolo 1, 3.150 MW, ±600 kv Coletora Porto Velho Araraquara 2 (Novembro/13) Escoamento das usinas rio Madeira (Acre Rondônia Mato Grosso) LT 230 kv Jauru - Vilhena Pimenta Bueno Ji-Paraná Ariquemes Samuel - Porto Velho C3 (Maio/2014) Bipolo 2, 3.150 MW, ±600 kv Coletora Porto Velho Araraquara 2 (Setembro/2014) LT 500 kv Taubaté Nova Iguaçu C1 (Junho/2014) LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté C1 (Novembro/2014) A Figura 4-4 ilustra a conexão atual e a evolução prevista para as conexões das usinas do rio Madeira ao SIN. Figura 4-4: Evolução das Configurações de Conexão das UHEs Santo Antônio e Jirau até a Entrada em Operação do 3 Circuito de 230 kv entre as Subestações de Jauru e Porto Velho 26 / 104

4.1.2 Desempenho do Sistema de Integração e Evolução dos Limites do Sistema de Escoamento 4.1.2.1 Reflexos na Operação do Sistema de Corrente Contínua e nos Estados do Acre e Rondônia a) Configuração Intermediária 1: Back-to-Back em Paralelo com o Transformador Provisório Com a configuração atual (até agosto de 2013) é possível escoar uma potência das usinas do complexo do Madeira até 520 MW, sendo que 400 MW pelo Back-to- Back e 120 MW pelo transformador provisório. Também existem restrições internas ao sistema Acre e Rondônia, são elas: a capacidade de transferência entre os circuitos Samuel - Ariquemes e o fornecimento de energia pelos circuitos Jauru- Vilhena (FACRO), limitados a 310 MW e 200 MW, respectivamente. O detalhamento dos estudos referentes à configuração em questão está descrito no relatório RE-3-208-2011- Estudos Operativos para Integração da UHE Santo Antônio até a entrada em operação do 1 Bipolo Volume 5 Conexão Através da Estação Conversora do Back-to-Back. b) Configuração Intermediária 2: Transformador Provisório em Paralelo com o 1º Bipolo A primeira etapa de integração do 1 Bipolo está sendo caracterizada por um número reduzido de unidades geradoras nas UHEs de Santo Antônio e Jirau. Para viabilizar a transmissão de potência no sistema CC é necessário um número mínimo de filtros e de unidades geradoras que devem estar associados a um Controle Mestre. Esse controle tem como principais funções garantir a integridade dos equipamentos (compatibilizando o número de filtros com o número de máquinas em operação) e a segurança do sistema (compatibilizando a potência transmitida no sistema CCAT com a geração sincronizada no Complexo Gerador do Rio Madeira). 27 / 104

O fato de nessa etapa não ser possível contar com o Controle Mestre, devido ao atraso na implantação dos Generator Station Coordinators (GSC), equipamento responsável pela transmissão de informações das usinas ao Controle Mestre, conduziu a limitações de potência no Bipolo. Nessa configuração somente foi possível viabilizar a operação monopolar com retorno metálico do Bipolo e apenas um filtro de 263 Mvar na subestação de 500 kv Coletora Porto Velho, limitado ao fluxo máximo no sistema de Corrente Contínua de 700 MW. Além dessa limitação, será necessário desligar os filtros de 500 kv associados ao Back-to-Back e consequentemente o próprio Back-to-Back, de modo a evitar risco de auto excitação nas máquinas de Santo Antônio e Jirau. Para viabilizar a operação nessa configuração também foi necessária a implantação de um SEP, que promoverá o desligamento do transformador provisório, quando do bloqueio do Bipolo. A máxima potência injetada pelo complexo do Madeira no SIN será da ordem de 1.100 MW, sendo 700 MW pelo Bipolo e 400 MW pelo transformador provisório. c) Configuração Intermediária 3: Transformador Provisório em Paralelo com o 1º Bipolo e Back-to-Back (Implantação do GSC) A partir de dezembro de 2013 até a entrada do terceiro circuito 230 kv entre as subestações de Porto Velho e Jauru, com o Controle Mestre e a instalação dos Generator Station Coordinators (GSC) das usinas de Santo Antônio e Jirau, é esperada a operação do 1º Bipolo na condição bipolar e com os dois blocos do Back-to-Back em operação. Para essa situação, o 1º Bipolo estará limitado em função da sua capacidade nominal (3.150 MW). Entretanto, a partir de 1.000 MW de despacho no Bipolo serão necessárias ações de controle de carregamento da LT 440 kv Araraquara 2 - Araraquara para que seu fluxo não atinja o atual limite de 1.105 MVA. 28 / 104

d) Configuração Intermediária 4: 1º e o 2º Bipolo e Back-to-Back Com a entrada do terceiro circuito de 230 kv entre as subestações de Jauru e Porto Velho, previsto para maio de 2014, a máxima injeção pelo Back-to-Back poderá alcançar 750 MW, na ponta, podendo sofrer restrições principalmente durante o período de carga leve ou de elevada geração nas usinas de Samuel e Rondon. Após a entrada do 2 Bipolo, prevista para setembro de 2014, a capacidade para escoar a energia das usinas do Complexo do Rio Madeira diretamente para São Paulo passará a ser limitada apenas pela capacidade nominal dos dois Bipolos, ou seja, 6.300 MW. Entretanto, é importante destacar que as LTs 500 kv Araraquara 2 - Itatiba e Araraquara 2 - Fernão Dias não obtiveram proponentes no último leilão realizado em 10/05/2013 e a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté, que ainda não tem licença de instalação, está prevista para janeiro de 2015. Esses fatos poderão trazer limitações ao escoamento da potência dos Bipolos, conforme detalhado no subitem a seguir. 29 / 104

4.1.2.2 Reflexos no Sistema de 500 e 440 kv da Região Sudeste O sistema planejado para o escoamento dos 6.300 kv é mostrado na Figura 4-5, a seguir. Figura 4-5: Sistema Receptor do Madeira A partir de dezembro de 2013, com a presença de 1 Bipolo e o GSC, o sistema da região Sudeste, notadamente o centro consumidor da área São Paulo, poderá receber um montante de energia de 3.150 MW associado ao cronograma de entrada de máquinas no Complexo Gerador do Rio Madeira. A entrada em operação do 2º Bipolo Porto Velho - Araraquara 2, com previsão para setembro de 2014, possibilitará a elevação da transferência de energia para a região Sudeste, para um total de 6.300 MW. O cronograma de entrada em operação do sistema de escoamento da potência transmitida pelos 2 Bipolos de CC entre Porto Velho e Araraquara 2, na região de São Paulo sofreu um grande atraso. A LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté, já 30 / 104

licitada, porém ainda sem licença de instalação, está prevista para operação em janeiro de 2015, e as LTs 500 kv Araraquara 2 - Itatiba e Araraquara 2 - Fernão Dias, assim como os compensadores estáticos de Santa Bárbara e Itatiba, ambos de 300 Mvar, não obtiveram proponentes no último leilão realizado em 10/05/2013. Esses atrasos irão implicar em restrições à operação do SIN no horizonte de análise deste PEL. O despacho pleno de potência dos 2 Bipolos poderá sofrer restrições, de modo a evitar sobrecargas no sistema de escoamento, em regime normal de operação, na LT 500 kv Araraquara Campinas, LT 500 kv Araraquara 2 - Araraquara e, principalmente, nos dois circuitos da LT 440 kv Araraquara -Araraquara 2 e LT 500 kv Araraquara - Campinas. Destaca-se que cada um dos dois circuitos desta LT 440 kv, que estão em operação desde de junho de 2012, possuem uma capacidade definida no edital de licitação de 1.105 MVA, em regime normal de operação. De modo a mitigar possíveis limitações, o está em entendimentos junto ao Agente proprietário da linha para a alteração do valor de capacidade destes circuitos. Assim, neste relatório foram realizadas análises considerando além da capacidade definida pelo Edital de Licitação (1.105 MVA), a possibilidade da alteração do valor de capacidade nominal de cada um dos circuitos citados para 1.668 MVA, valor este indicado pelas primeiras análises realizadas pelo Agente proprietário. Considerando as questões anteriores, procurou-se pesquisar e mapear diversos cenários de geração de bacias e intercâmbios entre subsistemas, com o objetivo de identificar possíveis restrições ao escoamento da potência transmitida pelos Bipolos de corrente contínua, e os pontos de operação nos quais será possível a operação dos 2 Bipolos sem restrições. As análises mostraram que uma geração elevada nas usinas conectada à rede em 440 kv contribui para aliviar o carregamento nas LT 440 kv Araraquara - Araraquara 2 C1 e C2, entretanto eleva o carregamento na LT 500 kv Araraquara Campinas e da LT 500 kv Araraquara 2 - Araraquara. Outra conclusão foi que poderá ser necessária uma restrição ao recebimento pela região Sul para reduzir a limitação à geração nas usinas ligadas ao sistema em 440 kv ou ao fluxo nos Bipolos CC do Madeira. A seguir estão apresentados os resultados mostrando as restrições operativas esperadas em função da evolução cronológica da rede, ou seja: Configuração 1 com a presença apenas de um Bipolo CC sem a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté; 31 / 104

Configuração 2 com a presença dos dois Bipolos CC sem a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté; e Configuração 3 com dois Bipolos CC e com a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté. Para todas as configurações esperadas ao longo do período de análise do PEL 2013, foi feita uma sensibilidade considerando-se a capacidade dos circuitos da LT 440 kv Araraquara 2 Araraquara elevada de 1.105 para 1.668 MVA. a) Configuração 1: com a presença apenas do 1 0 Bipolo CC sem a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté Nessa configuração, com a capacidade da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2 mantida em 1.105 MVA por circuito, serão necessárias ações de controle de carregamento de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2, para valores de despacho no Bipolo CC a partir de 1.000 MW. Nesta configuração será possível o despacho pleno do Bipolo 1, com 3.150 MW, desde que sejam controlados o RSUL e a geração nas usinas ligadas ao 440 kv, conforme mostrado na Figura 4-6, a seguir. Figura 4-6: Área de Operação Permitida com 1 Bipolo (3.150 MW) 32 / 104

Da análise da Figura 4-6 verifica-se que na medida em que se aumenta o recebimento Sul deverá ser elevada a geração nas usinas conectadas à rede em 440 kv. Levando em consideração a possibilidade de elevação da capacidade da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2 para 1.668 MVA o Bipolo 1 poderá ser despachado em sua capacidade plena, 3.150 MW, sem qualquer restrição de cenário de intercâmbio entre subsistemas, para uma geração superior a 4.000 MW nas usinas ligadas ao 440 kv. b) Configuração 2: com a presença dos dois Bipolos CC sem a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté Nessa configuração como não foi alterada a rede de escoamento (capacidade da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2 mantida em 1.105 MVA por circuito), permanecerão necessárias ações de controle de carregamento de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2, para valores de despacho a partir de 1.000 MW. O despacho máximo nos dois Bipolos para esta configuração será da ordem de 4.500 MW, desde que sejam controlados o RSUL e a geração nas usinas ligadas à rede em 440 kv, conforme Figura 4-7, a seguir. Figura 4-7: Área de Operação Permitida com 2 Bipolos (4.500 MW) 33 / 104

Geração no 440 kv Verifica-se que para este despacho nos Bipolos, a operação do sistema ficará restrita, dificultando a prática de intercâmbios para a região Sul. Com a capacidade da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2 elevada para 1.668 MVA por circuito, serão necessárias ações de controle de carregamento de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2, para valores de despacho no Bipolo CC a partir de 4.500 MW. Nesse contexto o máximo valor de despacho nos dois Bipolos será de 5.300 MW, conforme pode ser verificado na Figura 4-8 Figura 4-8. Figura 4-8: Operação Permitida com 2 Bipolos (5.300 MW) 10000 Operação permitida com 2 Bipolos (5.300 MW) e sem a LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté 9000 Operação em Sobrecarga na LT 500 kv Araraquara - Araraquara 2 (1.255 MVA) 8000 7000 6000 5000 4000-3000 -2000-1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 RSUL Limite nos 2 Bipolos 5.300 MW Limite de geração no 440kV (9.890 MW) Operação em Sobrecarga na LT 440 kv Araraquara - Araraquara 2 (1.668 MVA) Observa-se que para este nível de despacho nos Bipolos, além do problema de sobrecarga na LT 440 kv Araraquara Araraquara 2, aparecem situações de risco de sobrecarga nas LTs 500 kv Araraquara 2 Araraquara a partir de valores de geração nas usinas conectadas ao sistema em 440 kv de 7.000 MW. c) Configuração 3: com dois Bipolos CC e com a LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté. Nessa configuração, com a capacidade da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2 mantida em 1.105 MVA por circuito, as ações de controle de carregamento de 34 / 104

forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação na referida LT continuarão sendo necessárias, porém somente para valores de despacho a partir de 3.500 MW. Ressalta-se que nesta configuração será possível um despacho máximo nos dois Bipolos no valor de 5.600 MW de acordo com a Figura 4-9, a seguir. Figura 4-9: Operação Permitida com 2 Bipolos (5.600 MW) Observa-se na Figura 4-9, que a partir do momento que houver transferências para o Sul (RSUL) a geração nas usinas conectadas à rede em 440 kv deverá ser superior a 8.500 MW. Com a capacidade da LT 440 kv Araraquara Araraquara 2 elevada para 1.668 MVA por circuito, serão necessárias ações de controle de carregamento de forma a evitar sobrecarga em regime normal de operação da LT 500 kv Araraquara Araraquara 2, para valores de despacho no Bipolo CC a partir de 5.500 MW. O máximo valor de despacho nos dois Bipolos será de 6.300 MW, conforme pode ser verificado na Figura 4-10, a seguir. 35 / 104

Figura 4-10: Operação Permitida com 2 Bipolos (6.300 MW) Destaca-se que o despacho máximo nos Bipolos, além do problema de sobrecarga na LT 440 kv Araraquara Araraquara 2, aparecem situações de risco de sobrecarga nas LTs 500 kv Araraquara 2 Araraquara a partir de valores de geração nas usinas conectadas ao sistema em 440 kv de 5.500 MW. Cabe ainda lembrar que para as situações de despacho a partir de 5.600 MW nos Bipolos com valores de intercâmbio a partir de 6.400 MW para a região Sul e fluxos elevados para o Rio de Janeiro, deve-se monitorar o fluxo na LT 500 kv Araraquara-Campinas, a fim de evitar sobrecargas nesta LT. Analisando os resultados pode-se concluir que a geração do Complexo do Rio Madeira poderá ser explorada na sua totalidade, no entanto conforme mostrado em todas as figuras acima apresentadas, medidas de controle de geração, que tem por consequência perda de flexibilidade operativa nas usinas conectadas ao sistema de 440 kv e possível limitação no intercâmbio para a região Sul terão que ser efetuadas em todos os cenários avaliados. Essas situações indicam ser imprescindível a alteração da capacidade nominal dos circuitos de 440 kv e 500 kv das LT Araraquara 2 Araraquara e a entrada em operação da LT 500 kv Araraquara 2 Taubaté, o mais breve possível, além das LT 500 kv Araraquara 2 - Fernão Dias e LT 500 kv Araraquara 2 Itatiba, ainda não licitadas, que fazem parte do sistema de escoamento planejado. A Tabela 4-2, a seguir mostra um resumo dos resultados apresentados. 36 / 104

Tabela 4-2: Resumo dos Valores Limites dos Despachos nos Bipolos Configuração Capacidade em Regime Normal da LT 440 kv Araraquara 2 - Araraquara (MVA) A partir do qual são necessárias medidas operativas Fluxo nos Bipolos (MW) Máximo para evitar sobrecarga na LT 440 kv Araraquara 2 Araraquara Sem a LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté Com a LT 500 kv Araraquara 2 - Taubaté 1.105 1.000 4.500 (1) 1.668 4.500 5.300 (2) 1.105 3.500 5.600 1.668 5.500 6.300 (2), (3) (1) Com um Bipolo o Limite é 3.150 MW (2) Risco de sobrecarga na linha 500 kv Araraquara 2 Araraquara. (3) Risco de sobrecarga na linha 500 kv Araraquara Campinas. As restrições de despacho nos Bipolos serão eliminadas a partir da entrada da LT 500 kv Araraquara 2-Itatiba ou da LT 500 kv Araraquara 2-Fernão Dias, ainda sem outorga. Destaca-se que as limitações apresentadas neste item, são referenciais e podem variar com o montante e a distribuição da carga do SIN. 4.2 Integração do Sistema de Escoamento do Complexo Teles Pires O complexo de geração de Teles Pires é formado pelas usinas de São Manoel (700 MW), Foz de Apiacás (230 MW), Sinop (400 MW), Teles Pires (1.820 MW) e Colíder (300 MW), totalizando um montante de geração de 3.450 MW. O início da integração deste complexo gerador está previsto para o primeiro semestre de 2015, com as usinas de Teles Pires e Colíder sendo interligadas ao SIN através um sistema de 500 kv partindo da subestação de Ribeirãozinho e composto pelas subestações de Paranatinga, Cláudia e Paranaíta, num total de aproximadamente 1.000 km. Na Figura 4-11 é apresentado o diagrama unifilar do sistema integração das usinas de Teles Pires e Colíder ao sistema de transmissão da região Mato Grosso. 37 / 104

Figura 4-11: Diagrama Unifilar de Integração das UHEs Teles Pires e Colider O programa de obras e as respectivas datas previstas de entrada em operação do complexo Teres Pires, de acordo com o acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE, tendo como referência a reunião de setembro de 2013, estão apresentados na Tabela 4-3 e na Tabela 4-4, a seguir. Tabela 4-3: Complexo Teres Pires: Empreendimento de Geração Usina Unidade Data Prevista Potência (MW) 1 Março/2015 364,0 2 Março/2015 364,0 UHE Teres Pires 3 Abril/2015 364,0 4 Junho/2015 364,0 5 Julho/2015 364,0 Total 1.820,0 1 Fevereiro/2015 100,0 UHE Colíder 2 Abril/2015 100,0 3 Junho/2015 100,0 Total 300,0 Total (Teres Pires + Colíder) 2.120,0 38 / 104

Tabela 4-4: Complexo Teles Pires: Empreendimentos de Transmissão Empreendimento de Transmissão Data Prevista LT 500 kv Paranaíta - Cláudia - Paranatinga - Ribeirãozinho, circuitos 1 e 2 LT 500 kv Ribeirãozinho - Rio Verde Norte, circuito 3 Compensador Estático de Paranatinga (-200/200 Mvar) Compensador Estático de Rio Verde Norte Janeiro/2015 LT Rio Verde Norte - Marimbondo II, circuitos 1 e 2 Compensação Série na LT 500 kv Ribeirãozinho Rio Verde Norte, circuitos 1 e 2 De acordo com os cronogramas de geração e transmissão apresentados acima, foi possível transmitir toda a geração das UHEs Colíder e Teles Pires, num total de 2.120 MW, mesmo considerando as contingências duplas na rede de 500 kv ou 230 kv na rede do Mato Grosso. No entanto, esses empreendimentos de transmissão não permitem um aumento na capacidade de exportação da geração das UHEs (Dardanelos, Juba, Jauru, Guaporé) e PCHs da região, escoadas pela SE Jauru, atualmente limitada pelo somatório dos fluxos nas linhas de 230 kv Jauru Coxipó, Jauru Várzea Grande e no circuito de 500 kv Jauru Cuiabá, no valor de 750 MW. Essa limitação também poderá impor restrições à exportação pelo sistema Acre e Rondônia, uma vez que esta será concorrente com as gerações do Mato Grosso citadas anteriormente. Quanto às possíveis mudanças no cronograma da transmissão, não se observou novas limitações caso ocorra o atraso na entrada em operação da LT 500 kv Ribeirãozinho Rio Verde Norte C3 ou dos compensadores série dos circuitos 1 e 2, desta linha. Porém, o atraso na entrada em operação da LT 500 kv Rio Verde Norte Marimbondo II CD poderá causar restrição de cerca de 1.000 MW na geração do sistema de Rondônia e de Mato Grosso, incluindo as usinas de Teles Pires e Colíder, devido às sobrecargas nas transformações da SE Itumbiara ou na LT 500 kv Itumbiara - São Simão, em situação de contingência da transformação 500/345 kv da SE Itumbiara ou dos circuitos de 500 kv entre Itumbiara - Rio Verde Norte, Itumbiara - Samambaia ou Itumbiara Marimbondo. 39 / 104

4.3 Integração dos Sistemas Isolados de Manaus e Macapá ao SIN O estado do Amazonas foi integrado ao SIN, em julho de 2013, através de um sistema de transmissão em 500 kv em circuito duplo de mesma torre, pela margem esquerda do rio Amazonas, com compensação série de 70% em cada trecho de linha de 500 kv, partindo do barramento de 500 kv da subestação de Tucuruí, com quatro subestações intermediárias de 500 kv nas proximidades de Xingu, Jurupari, Oriximiná, no estado do Pará e Silves (antiga Itacoatiara) no estado do Amazonas. A partir da SE Oriximiná está previsto o atendimento às comunidades da margem esquerda do rio Amazonas. A interligação do sistema de Manaus ao SIN é na subestação de Lechuga (antiga Cariri) através de uma transformação 500/230 kv 3 x 600 MVA. O sistema elétrico do Amapá interligará ao SIN a partir de abril de 2014, pois apesar do sistema em 230 kv, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kv 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre estar previsto para novembro de 2013, as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para abril de 2014. Estão previstos para outubro de 2013 os compensadores estáticos de +200/- 200 Mvar na SE Jurupari e +300/-200 Mvar na SE Oriximiná. O CE de +300/- 200 Mvar da SE Silves tem grande probabilidade de não entrar em operação no ano de 2013 e ainda não tem uma data definida para 2014. Esse empreendimento foi dividido por três empresas, com seus respectivos lotes descritos, a seguir: Lote A - LT 500 kv Tucuruí Xingu Jurupari - licitado à Linhas de Xingu Transmissora de Energia LXTE; Lote B - LT 500 kv Jurupari Oriximiná e LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, - licitado à Linhas de Macapá Transmissora de Energia LMTE; Lote C - LT 500 kv Oriximiná Silves (antiga Itacoatiara) Lechuga (antiga Cariri) - licitado à Manaus Transmissora de Energia TEM. A Figura 4-12, a seguir, apresenta o diagrama eletrogeográfico dessa interligação 40 / 104

Figura 4-12: Diagrama Eletrogeográfico da Interligação Tucuruí Macapá - Manaus Inicialmente, o sistema de Manaus foi integrado ao SIN, com uma configuração provisória, onde a SE 230 kv Lechuga seccionou apenas a LT 230 kv Manaus Cristiano Rocha, permanecendo em operação a LT 230 kv Manaus Balbina, conforme apresentado na Figura 4-13, a seguir. 41 / 104

Figura 4-13: Diagrama Simplificado Configuração Inicial Etapa 1 Julho/2013 Dessa forma, considerando a vulnerabilidade dessa configuração, para evitar problemas no sistema de Manaus frente a contingências simples ou duplas, principalmente a perda da LT 230 kv Lechuga Manaus ou Manaus - Balbina deve-se controlar o somatório dos fluxos entre os circuitos de 230 kv Balbina Manaus e Lechuga Manaus em 350 MW. Em relação à interligação Tucuruí Macapá Manaus, considerando as incertezas quanto ao número de desligamentos desse novo sistema (curva da banheira), é recomendável operar com fluxos em torno de 100 MW nos períodos de carga pesada e média e de 50 MW nos período de carga leve, de forma evitar que a perda dessa interligação provoque corte de carga por atuação do ERAC. A partir de Dezembro de 2013, o sistema Manaus deverá operar com uma configuração intermediária, que contempla o seccionamento completo de 230 kv Manaus Balbina e Manaus Cristiano Rocha (dezembro/2013), as linhas entre Lechuga e Jorge Teixeira e a SE Mutirão (novembro/2013) e o transformador de 230/138 kv de Manaus e a SE Cachoeira Grande (outubro/2013) e conforme indicado na Figura 4-14, a seguir. 42 / 104

Figura 4-14: Diagrama Simplificado Configuração Intermediária Etapas 2 e 3 e 4 Com a entrada das obras anteriormente mencionadas, são solucionados os problemas relacionados à perda simples de linhas de 230 kv entre as subestações de Balbina, Lechuga e Manaus. Entretanto, ainda é necessário controlar o somatório de fluxo nas linhas de 230 kv entre as subestações de Lechuga e Manaus em 400 MW, para evitar colapso de frequência na perda dupla de circuitos de 230 kv. Após o término da fase inicial de operação da interligação Tucuruí Macapá Manaus e considerando um desempenho favorável em relação aos desligamentos, é possível operar com fluxos de até 400 MW nessa interligação, tendo como fator limitante a perda da própria interligação, desde que respeitando o limite de 400 MW nos circuitos Manaus - Lechuga conforme mencionado anteriormente. Em Janeiro de 2014 está prevista a expansão de sistema receptor de Manaus, com mais um ponto de suprimento, ou seja, a subestação de Mauá 3 230/138 kv 43 / 104

- 3x150 MVA e 138/69 kv-3x150 MVA que irá ser interligada com o sistema de 69 kv já existente, conforme Figura 4-15, a seguir. Figura 4-15: Diagrama Simplificado Configuração Janeiro/2014 Para a configuração final, o limite dinâmico na interligação TMM, medido no trecho entre as subestações de Tucuruí e Xingu é da ordem de 50% da carga dos sistemas de Macapá e Manaus, o que garante que na perda da interligação não haverá colapso de frequência, uma vez que a geração térmica, em conjunto com a geração hidráulica, atenderá os remanescentes 50% da carga. Este valor de fluxo máximo está associado à atuação de um Esquema Regional de Alívio de Carga por subfrequência (ERAC). 44 / 104

5 Geração Térmica Necessária Devido a Restrições 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. No caso das usinas que consomem carvão nacional, estas não participam da conta de ESS, uma vez que têm seus custos de operação subsidiados pelos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético CDE. A identificação das restrições de geração mínima é importante para que o possa estimar, para o MME e ANEEL, a geração térmica com o uso de carvão nacional a ser custeado pela CDE. Cabe destacar que os valores apresentados neste trabalho são estimativas determinadas para as condições mais críticas esperadas para o pior mês de cada um dos três ciclos característicos do horizonte de análise do PEL, quais sejam, o ciclo do verão de 2014, do inverno de 2014 e do verão 2014/2015. Os valores de geração mínima por restrições elétricas cumprem os objetivos apresentados nos dois parágrafos acima e são atualizados nos estudos de diretrizes para operação elétrica com horizonte quadrimestral e posteriormente, mais uma vez, são refinados pelos estudos mensais de Planejamento da Operação Elétrica do SIN. Destaca-se também que os valores de geração mínima consideram o ciclo de operação diário de cada usina, ou seja, mesmo que o montante indicado nas avaliações pudesse ser menor do que o necessário foi considerado a impossibilidade de modulação na geração devido às restrições operativas. A necessidade de geração térmica devido a restrições elétricas no horizonte do PEL 2013 está restrita às seguintes usinas: a) UTEs Presidente Médici, Candiota 3, Araucária e Jorge Lacerda até o final do horizonte analisado; b) UTE Sepé Tiaraju até a entrada em operação do segundo circuito da LT 525 kv Itá - Nova Santa Rita, previsto para maio de 2014; c) UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz até a entrada em operação da SE Zona Oeste, prevista para abril de 2014; d) UTE Governador Leonel Brizola, até o final do horizonte analisado e 45 / 104

e) UTEs de Manaus até o final do horizonte analisado e UTE Santana até a entrada em operação das UHEs Santo Antônio do Jari e Ferreira Gomes. Nos Volumes II e III deste PEL 2013 são informadas detalhadamente para cada usina de Manaus e Macapá, as considerações para definição dos montantes de geração térmica apresentados. 5.1 UTEs Presidente Médici e Candiota 3 A UTE Presidente Médici é composta por quatro geradores, dos quais dois pertencem ao grupo A e dois ao grupo B. A capacidade total do grupo A (unidades 1 e 2) é de 126 MW e do grupo B (unidades 3 e 4) é de 200 MW. A UTE Candiota 3 é composta por um único gerador com potência nominal de 350 MW. Os despachos mínimos necessários nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3 no horizonte do PEL 2013 são apresentados na Figura 5-1, a seguir, considerando o ciclo diário de operação da instalação. Esses despachos foram definidos para evitar restrições ao atendimento nas situações de contingências de caráter sistêmico e local. Figura 5-1: Despachos Mínimos nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3 por Razões Elétricas Ano de 2014 e verão 2014/2015 Todos os Patamares de Carga (1) 600 500 Total=550 Presidente Médice Candiota 3 400 350 (1C) 300 200 100 200 (2B) 100 (1B) (2) 100 0 (1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação. (2) No caso da indisponibilidade despachar a UTE Candiota 3 (210 MW) Os valores indicados na figura acima consideram geração nula na UTE Uruguaiana, bem como nas unidades A da UTE Presidente Médici (conforme declarado pelo agente). A Eletrobrás CGTEE também informou da redução 46 / 104

temporária da capacidade operativa das unidades 3 e 4 (máquinas do grupo B) da UTE Presidente Médici, de 160 MW para 100 MW. A empresa declarou inflexibilidade de 210 MW para a UTE Candiota 3 e de 155 MW para a UTE Presidente Médici. No período de verão, de janeiro a março, foi considerada geração nula nas usinas eólicas do Rio Grande do Sul, além de hidrologia desfavorável no estado, com despacho de geração nas usinas do Rio Jacuí, Passo Fundo e das Antas, da ordem de 45% da capacidade instalada. No período de inverno, de abril a outubro, foi considerada hidrologia favorável no estado, com despacho de geração nas usinas do Rio Jacuí, Passo Fundo e das Antas, da ordem de 95% da capacidade instalada. Em todo o período de análise o despacho mínimo sistêmico foi determinado para evitar a ocorrência de corte de carga por atuação do SEP da SE Gravataí, por subtensão, quando de contingência das linhas de transmissão de 525 kv de interligação do Rio Grande do Sul com o SIN, notadamente a LT 525 kv Campos Novos Nova Santa Rita. O requisito total de despacho térmico nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3 é de 550 MW no verão 2013/2014, determinado por restrições sistêmicas (atendimento pelo sistema de 525 kv). Para tanto também é requerido despacho de 160 MW na UTE Sepé Tiaraju. Mesmo assim, haverá risco de corte de carga de até 200 MW na área da grande Porto Alegre, por atuação do SEP de Gravataí, quando da contingência da LT 525 kv Campos Novos Nova Santa Rita. A implantação da LT 525 kv Itá Nova Santa Rita C2, licitada à Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A., com previsão contratual para maio de 2014, reduzirá significativamente o montante de geração térmica necessária para evitar o corte de carga em contingência simples no sistema de 525 kv. Com a operação da nova linha de 525 kv, no verão 2014/2015, será necessário o despacho de 100 MW (1B) na UTE Presidente Médici ou 210 MW (1C) na UTE Candiota 3, não havendo necessidade do despacho da UTE Sepé Tiaraju. Cabe observar também que o requisito de geração térmica nula no período de junho a outubro de 2014 tem como base o despacho de 95% da capacidade instalada nas usinas hidráulicas do Rio Grande do Sul. Atrasos na implantação das obras de transmissão previstas ou a ocorrência de cenários hidrológicos mais críticos no período de inverno devem requerer o despacho de ao menos uma das máquinas da UTE Presidente Médici ou da UTE Candiota 3. 47 / 104

Quanto às restrições elétricas locais, as contingências mais severas correspondem à perda das LTs 230 kv Presidente Médici Quinta, Presidente Médici Pelotas 3 e Pelotas 3 Quinta. Essas contingências são agravadas pelo crescimento da carga na região do porto de Rio Grande, que é suprida pela SE Quinta 230 kv, e também pela ocorrência da carga de levante hidráulico (irrigação) na área sul do Rio Grande do Sul. Para atendimento à carga de levante hidráulico durante o verão 2013/2014, a ocorrência das contingências críticas acima citadas resulta em subtensão nas barras de 230 kv das subestações Quinta e Pelotas 3, mesmo com o despacho pleno nas usinas Presidente Médici e Candiota 3. Na indisponibilidade das respectivas linhas de 230 kv, o maior corte de carga é estimado em 40 MW. Também há risco de corte de carga de até 25 MW na perda da UTE Candiota 3. Esses montantes de corte de carga podem ser reduzidos com o despacho das máquinas A da UTE Presidente Médici. A implantação da LT 230 kv Nova Santa Rita Camaquã 3 Quinta e do seccionamento da LT 230 kv Guaíba 2 Pelotas 3 na nova SE Camaquã 3 230/69 kv 2 x 83 MVA, licitadas à Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A., com previsão contratual para maio de 2014, e do banco de capacitores de 25 Mvar/230 kv na SE Quinta, autorizado à CEEE-GT com previsão para junho de 2014, mitigará a necessidade de geração térmica para evitar corte de carga por restrições locais na rede de 230 kv, requerendo valores de despacho inferiores ao requisito por restrição sistêmica. Também contribuirá para a redução do requisito térmico local a implantação do sistema de 525 kv entre as subestações Nova Santa Rita, Povo Novo, Marmeleiro e Santa Vitória do Palmar. Este sistema, definido para permitir o escoamento da geração dos parques eólicos do sul do Rio Grande do Sul, será conectado à rede de 230 kv na SE Povo Novo 525/230 kv 672 MVA, seccionando a LT 230 kv Quinta Camaquã 3, o que melhorará o controle de tensão na região. Após a implantação destas obras, licitadas à Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A., com previsão contratual para agosto de 2014, a contingência local mais crítica passa a ser a perda da LT 230 kv Povo Novo Quinta. 5.2 UTE Sepé Tiaraju A UTE Sepé Tiaraju conta com um turbogerador a gás de 160 MW, correspondente à primeira fase da termoelétrica. A implantação da segunda fase está prevista para julho de 2014. A ampliação da planta compreende um turbogerador a vapor de 88 MW, que será integrado em ciclo combinado com o 48 / 104

turbogerador da primeira fase, resultando numa capacidade instalada total de 248 MW. Os despachos mínimos necessários por razões elétricas na UTE Sepé Tiaraju são apresentados na Figura 5-2, a seguir, considerando o ciclo diário de operação da instalação. Esses despachos foram dimensionados para suportar contingências no sistema de 525 kv que atende ao Rio Grande do Sul. Figura 5-2: Despachos Mínimos na UTE Sepé Tiaraju por Razões Elétricas Ano 2014 e Verão 2014/2015 - Todos os Patamares de Carga. Para o verão 2013/2014, mesmo com o despacho de 160 MW na UTE Sepé Tiaraju, além dos 550 MW despachados nas UTEs Presidente Médici e Candiota 3, há risco de atuação do SEP de Gravataí na contingência da LT 525 kv Campos Novos Nova Santa Rita. A solução estrutural para este problema consiste na duplicação da LT 525 kv Itá Nova Santa Rita, prevista para maio de 2014. Com a implantação dessa linha não há necessidade de despacho na UTE Sepé Tiaraju, no verão 2014/2015. Dada sua importância para o atendimento ao Rio Grande do Sul, o solicitou à transmissora outorgada para a implantação da LT 525 kv Itá Nova Santa Rita C2 a antecipação do empreendimento para dezembro de 2013. 49 / 104

5.3 UTE Jorge Lacerda A UTE Jorge Lacerda é composta por sete unidades. A capacidade das unidades A1 e A2 (P) é de 2 x 50 MW, das unidades A3 e A4 (M) de 2 x 66 MW, das unidades B5 e B6 (G) de 2 x 131 MW e da unidade C7 (GG) de 363 MW, totalizando 857 MW de potência instalada neste complexo térmico. Os despachos mínimos necessários por razões elétricas da UTE Jorge Lacerda são apresentados na Figura 5-3, considerando o ciclo diário de operação da instalação. Figura 5-3: Despachos Mínimos na UTE Jorge Lacerda por Razões Elétricas Locais e Sistêmicas Ano 2014 e 2015 Todos os Patamares de Carga (1) Considera o Ciclo de Operação Diário da Instalação. Os requisitos de geração mínima foram definidos para suportar a configuração elétrica mais crítica na região de influência desse parque termoelétrico, que nesse ciclo de estudos do PEL, é a contingência simples da LT 230 kv Forquilhinha Lajeado Grande, caracterizada como restrição elétrica local. Os mesmos despachos suportam também a indisponibilidade da maior máquina do da UTE Jorge Lacerda (Unidade C7 363 MW). Ressalta-se que a inflexibilidade declarada pela Tractebel não cobre o despacho mínimo por razões elétricas nos meses do verão. A configuração das máquinas atende a ordem de mérito econômico das unidades (valores de referência do PMO de Março/2013). 50 / 104

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 (MW) Cabe ainda observar que não há solução estrutural pelo planejamento da expansão que permita a total paralisação desse complexo termoelétrico. O assunto está sendo tratado com a ANEEL. 5.4 UTE Araucária A planta da UTE Araucária compreende um turbogerador a vapor de 160 MW (máquina V), integrado em ciclo combinado com 2 turbo geradores a gás (máquinas G) de 161 MW. A Figura 5-4, a seguir, apresenta os despachos mínimos devido a razões elétricas nas UTE Araucária, para o período de análise do PEL 2013. Figura 5-4: Despachos Mínimos na UTE Araucária por Razões Elétricas Ano 2014 e Verão 2014/2015 Todos os Patamares de Carga 400 360 (2G+1V) 360 (2G+1V) 300 200 100 0. Para fazer frente à perda dupla da LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, para um nível de recebimento pela região Sul superior a 4.000 MW, no período de carga média de verão, será necessário despachar a UTE Araucária no valor de 235 MW (1G+1V), visando amenizar afundamento de tensão na região metropolitana de Curitiba. Para intercâmbios da ordem de 7.000 MW, na mesma condição de carga, será necessário despacho de 360 MW (2G+1V) para suportar a mesma contingência. Para garantir suporte adequado de tensão na região metropolitana de Curitiba na perda da LT 525 kv Areia Curitiba, no período de carga média de verão, em situações de níveis de recebimento pela região Sul superiores a 4.000 MW, será necessário despachar a UTE Araucária no valor de 180 MW (1G+1V). Para recebimento pela região Sul superiores a 7.000 MW, na mesma condição de 51 / 104

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 carga, será necessário despacho de 235 MW (1G+1V) para suportar a mesma contingência. A operação com o despacho acima dimensionado anteriormente atende inclusive às perdas duplas de linhas de 230 kv de circuito duplo na região metropolitana de Curitiba. Nessa análise não foi considerado o despacho da unidade C (GG) da UTE Jorge Lacerda até o verão 2014-2015. A entrada em operação da LT 500 kv Itatiba Bateias, com implantação prevista fora do horizonte do PEL, deverá amenizar os problemas de desempenho acima descritos nas contingência citadas. 5.5 UTE Barbosa Lima Sobrinho e UTE Santa Cruz Os despachos mínimos necessários para o verão de 2014 nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho (8 x 45,6 MW) e Santa Cruz (2 x 220 + 2 x 200 + 2 x 84 MW) são apresentados na Figura 5-5, a seguir, e foram definidos para permitir o atendimento à carga prevista em todos os períodos, tanto em condição normal de operação, quanto para suportar qualquer contingência simples, de forma a controlar o carregamento na transformação 345/138 kv 5 x 225 MVA da SE Jacarepaguá. Figura 5-5: Despachos Mínimos nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Santa Cruz por Razões Elétricas Ano 2014 e Verão 2014/2015 Todos os Patamares de Carga 800 600 350 400 200 364 0 UTE B. Lima Sobrinho UTE Santa Cruz No período analisado, a contingência mais severa para esta transformação é a perda da LT 500 kv Adrianópolis Grajaú. A solução estrutural para este problema é a entrada em operação da SE Zona Oeste com transformação 52 / 104

500/138 kv 900 MVA e obras associadas, licitada à Furnas e atualmente prevista para junho de 2014. 5.6 UTE Governador Leonel Brizola Os despachos mínimos necessários para o verão 2014 na UTE Governador Leonel Brizola (8 x 120 + 1 x 184 MW), são apresentados na Figura 5-6, a seguir, e foram definidos para permitir o atendimento à carga prevista em todos os períodos, tanto em condição normal de operação, quanto para suportar qualquer contingência simples, de forma a controlar o carregamento na transformação 500/138 kv 4 x 600 MVA da SE São José. Figura 5-6: Despachos Mínimos na UTE Governador Leonel Brizola por Razões Elétricas Ano 2014 e Verão 2014/2015 Todos os Patamares de Carga. No período analisado a contingência mais severa para esta transformação é a perda de uma unidade dessa transformação. A solução estrutural para este problema é a entrada em operação da SE Nova Iguaçu 500/345 kv 1 x 900 MVA e 500/138 kv 1 x 900 MVA, em conjunto com a LT 500 kv Taubaté Nova Iguaçu, licitada à ISOLUX, atualmente prevista para dezembro de 2014. No período de junho/2014 a abril/2015, a contingência mais severa para essa transformação passa ser a perda da transformação 500/138 kv - 1 x 900 MVA da SE Nova Iguaçu. A geração térmica na UTE Governador Leonel Brizola continua sendo necessária em função da postergação de migração do consumidor CSN - Complexo de Volta Redonda para Rede Básica, prevista somente para junho/2015. 53 / 104