ONS-DPP-REL-0169-2012- Mensal de Outubro 2012

DIRETRIZES PARA A
OPERAÇÃO ELÉTRICA COM
HORIZONTE MENSAL -
OUTUBRO DE 2012
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Diretoria de Planejamento Programação da Operação
Rua da Quitanda 196/23º andar, Centro
20091-005 Rio de Janeiro RJ
tel (+21) 2203-9899 f ax (+21) 2203-9423

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ONS DPP-REL-0169/2012
DIRETRIZES PARA A
OPERAÇÃO ELÉTRICA COM
HORIZONTE MENSAL -
OUTUBRO DE 2012
PLANEJAMENTO DA
OPERAÇÃO ELÉTRICA DO
SISTEMA INTERLIGADO
NACIONAL - MENSAL DE
OUTUBRO 2008

ONS DPP-REL-0169/2012 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO ELÉTRICA COM HORIZONTE MENSAL - OUTUBRO DE 2012 3 / 77
Sumário
1 INTRODUÇÃO 6
2 PONTOS DE DESTAQUE 7
2.1 Entrada em Operação de Novos Equipamentos 8
2.1.1 Horizonte Mensal 9
2.1.2 Cronograma de Obras – Setembro a Dezembro de 2012 16
2.2 Alterações Topológicas 32
2.3 Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo 32
2.3.1 Região Sudeste/Centro-Oeste 32
2.3.2 Região Sul 35
2.3.3 Região Norte/Nordeste 37
2.4 Atendimento à Ponta de Carga do Sistema 38
2.5 Intercâmbios entre Regiões 38
3 GERAÇÃO TÉRMICA 39
3.1 Despachos Previstos por Restrição Elétrica 39
3.1.1 Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai via
Conversora de Frequência de Rivera 42
3.1.2 Procedimentos para operação com exportação de energia para a Argentina via
Conversora de Frequência Uruguaiana 42
3.1.3 Procedimentos para operação com exportação simultânea de energia para o
Uruguai via Conversora de Freqüência de Rivera e para a Argentina via Conversora
de Frequência de Uruguaiana. 43
4 PREMISSAS CONSIDERADAS 44
5 CONCLUSÕES E ANÁLISES 46
5.1 Desempenho em Regime Normal de Operação 46
5.1.1 Controle de Tensão 46
5.1.2 Controle de Carregamento 49
5.1.2.1 Região Nordeste 49
5.1.3 Equipamentos com carregamento elevado no SIN 49
5.2 Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema 50
5.2.1 Análise de Segurança 50
5.3 Contingências simples e duplas na Rede Básica que podem acarretar em
cortes de carga em função de sobrecargas e/ou subtensões 52
5.4 Perdas Elétricas no SIN 63
5.5 Limites de Fluxo para o Rio Grande do Sul 64
5.6 Atendimento aos Principais Centros Consumidores – Capitais 64
5.7 Desempenho em Condições de Emergência 65
5.7.1 Análise do Atendimento à região do Mato Grosso do Sul 65
5.8 Alteração no ECE da SE Ouro Preto 2 para controle de carregamento na
LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto em contingência 66
6 ANEXOS 68
6.1 Cargas e Gerações Consideradas nos Estudos 68
6.1.1 Patamar de Carga Pesada 68
6.1.2 Patamar de Carga Média 69
6.1.3 Patamar de Carga Leve 70

6.1.4 Patamar de Carga Mínima 71
6.1.5 Patamar de Carga Sábado 11 horas 72
6.1.6 Patamar de Carga Sábado 21 horas 73
6.1.7 Patamar de Carga Domingo 12 horas 74
6.1.8 Patamar de Carga Domingo 21 horas 75
Lista de figuras, quadros, gráficos e tabelas 76

Revisões do relatório
Rev. Seção Pág. Descrição

1 INTRODUÇÃO
Este estudo tem como objetivo avaliar o desempenho da operação elétrica do
Sistema Interligado Nacional (SIN) para o mês de Outubro de 2012.
Mediante as novas previsões para implantação das obras de transmissão e/ou
geração, cronograma de manutenção de equipamentos, diretrizes energéticas
e a evolução da carga são determinadas estratégias para a operação do
Sistema Interligado Nacional, visando preservar a sua segurança elétrica.
Este relatório foi produzido a partir de simulações e análises realizadas pelo
ONS, com a colaboração dos representantes das diversas empresas
integrantes do SIN.
É importante registrar que permanecem válidas as recomendações constantes
no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte
Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012, à exceção das informações
específicas contempladas neste relatório.

2 PONTOS DE DESTAQUE
 Em consonância com a Resolução n.º 001/2005 do CMSE,
durante o período das eleições municipais de 2012, será emitida a
Nota Técnica ONS 156/2012 específica com o objetivo de
apresentar medidas complementares para prover segurança
adicional à operação do Sistema Interligado Nacional - SIN.
 Segundo os decretos n.º 6.558/2008 e n.º 7.584/2011 o horário
brasileiro de verão 2012-2013 entrará em vigor a partir de
21/10/2012 com término em 17/02/2013.
 Durante o mês de Outubro é prevista a exportação de energia do
Brasil para o Uruguai, via Conversora de Freqüência de Rivera,
em todos os patamares de carga. As condições específicas para
sua realização estão apresentadas nos itens 3.1.1 e 3.1.3 –
Procedimentos para operação com exportação de energia para o
Uruguai via C. F. Rivera e Procedimentos para operação com
exportação de energia para o Uruguai e para a Argentina, via C. F.
Rivera e C. F. Uruguaiana, respectivamente.
 No final do mês de Agosto, conforme recomendação do Relatório
de Análise de Perturbação ONS 3-127/2012, foram revisadas as
instruções de operação IO-OI ARE, IO-OI BTA e IO-OI IVP,
através da MOP/CNOS 095/2012, alterando o sentido de
energização das LT 525 kV Areia – Bateias e Areia – Ivaiporã,
como segue:
Se não ocorrer o desligamento total das subestações Areia,
Bateias e Ivaiporã (ELETROSUL), a recomposição da LT 525kV
Areia – Bateias ou da LT 525kV Areia – Ivaiporã (ELETROSUL)
será coordenada pelo COSR-S com o seguinte sentido de
energização:
- SE Bateias envia tensão para a SE Areia;
- SE Ivaiporã (ELETROSUL) envia tensão para a SE Areia.
Esta alteração adveio de solicitação da COPEL-GT, visando
reduzir os esforços mecânicos provocados pelas correntes de
contribuição de curto-circuito nos transformadores das unidades
geradoras da UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto e
permanecerão válidos até que a COPEL-GT, promova a
revitalização de todos os transformadores desta usina.
 A unidade 3 da UTE P. Médici encontra-se em manutenção desde
22/03/2011, conforme cadastrado nos SGI sob os n.º 03.653-11 e
31.446-12. O retorno à operação estava inicialmente previsto para
06/09/2011, contudo, segundo Carta da Eletrobrás CGTEE DT-

110/2011, de 27/09/2011, durante o processo de manutenção foi
detectado cisalhamento do anel coletor do rotor do alternador. Em
função disso, o término da manutenção desta unidade geradora foi
prorrogado para o mês de Outubro/2012.
 A unidade 1 da UTE P. Médici encontra-se em manutenção desde
01/09/2011, conforme cadastrado nos SGI sob os n.º 27.876-11 e
42.864-11. O retorno estava inicialmente previsto para
31/10/2011, contudo segundo informações da Eletrobrás CGTEE,
este gerador encontra-se com o alternador danificado. Em função
disso, o término da manutenção desta unidade geradora foi
prorrogado para 31 de Dezembro de 2012.
 A LT 230 kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 4, da TPAE, que estava
indisponível para manutenção desde o dia 02/01/2012, foi liberada
à operação no dia 07/04/2012, contudo este equipamento
apresentou novos problemas no dia 13/04/2012 e agora, está sem
previsão para retornar à operação.
 A COPEL - GT solicitou a manutenção de todas as unidades
geradoras da UHE Governador Parigot de Souza, conforme
cadastrado no SGI sob n.º 00.018.628-12, para à execução dos
serviços de modernização desta usina, no período de 17/07 a
16/10/2012.
 Retornou à operação, no mês de setembro, o compensador
síncrono de Ilhota (-14 a 20 Mvar). Este equipamento estava
indisponível desde setembro de 2010.
2.1 Entrada em Operação de Novos Equipamentos
O cronograma completo das obras previstas para a malha principal do
Sistema Interligado Nacional é apresentado em detalhes no item 2.1.2.
Entretanto, destacam-se a seguir os empreendimentos que entraram em
operação no mês de Setembro, os com previsão de entrada em operação
no mês em estudo e aqueles que estavam previstos para o mês anterior
e que foram postergados para este mês.

2.1.1 Horizonte Mensal
a) Liberada para operação comercial em 24/09/2012 a 5ª unidade geradora na
UHE Santo Antonio, aumentando a disponibilidade de geração no SIN e
possibilitando o início dos testes do back-to-back com tecnologia CCC
(Capacitor Commutated Converter) composto de 2 conversores de 400 MW.
Figura 2.1.1-1: Diagrama de conexão da
b) Concluídos em 23/09/2012 os testes de energização da LT 345 kV Pirapora
2 – Montes Claros 2, no estado de Minas Gerais. A inserção desta LT no
SIN melhorou as condições de atendimento da malha regional Norte de
Minas Gerais.
c) Concluídos em 23/09/2012 os testes nos TR 500/138 kV – 2 x 400 MVA da
SE Itatiba (TSP – Transmissora São Paulo S.A.), permanecendo
energizados e em carga. A inserção destes equipamentos eliminou a
ocorrência de sobrecargas em condição normal e em contingência simples
nas transformações 345/138 kV de Campinas e 440/138 kV de Santa
Bárbara D’Oeste e Sumaré.
d) Foi concluída em 20/08/2012 a instalação de disjuntores e seccionadores no
travessão 345kV na SE Xavantes, para a LT 345kV Xavantes -
Bandeirantes C-3 e remanejamento da LT 345kV Xavantes - Interlagos C-2

para este vão. A instalação do novo travessão 345kV pra conexão com a LT
Xavantes - Interlagos C-1 já havia sido concluída em Maio/2012. Este
conjunto de obras visa a melhoria de confiabilidade da subestação e
possibilita a liberação dos disjuntores dos bays 345kV para Interlagos C-1 e
C-2, através de sua inserção em vãos de disjuntor e meio.
e) Foi concluída em 23/08/2012 a implantação do setor 230kV da SE Itapeti,
com o remanejamento de um novo TR 345/230kV 500 MVA (realizado em
Maio/2012) e bays independentes para as LTs 230kV Itapeti - Mogi
(realizado em Maio/2012), Itapeti - São José dos Campos e Itapeti - Mogi
das Cruzes (Furnas). Esta obra resulta na individualização das conexões de
bay das LTs 230kV Itapeti - Mogi, Itapeti - Mogi das Cruzes(Furnas) e Itapeti
- São José dos Campos, eliminando a operação através de LT com 3
terminais e a necessidade de operação com o quadrado de Mogi ou com a
LT 230kV Mogi - São José dos Campos aberta. Além disso, esta obra
também aumenta a confiabilidade da região.
f) Foi concluída em 28/08/2012 a substituição do TR-5 230/88kV da SE Salto
Grande, de 30/40 MVA para 75 MVA, e adequação dos módulos de conexão
associados. Esta obra elimina sobrecarga nesta transformação (88230kV)
em regime normal de operação durante os períodos de leve e com elevada
geração no setor 88kV da região (principalmente no período de safra de
UTEs), prescindindo da necessidade de restrição de geração para a
eliminação do problema.
g) Concluída em 01/07/2012 a substituição de disjuntores (e equipamentos
associados) na SE Baixada Santista 88kV superados por corrente de curto-
circuito. Após a substituição de disjuntores de 88kV da SE Henry Borden
(EMAE) e a alteração dos ajustes de proteção dos TR e LT 88kV da região
(prevista para Outubro/2012), esta obra possibilitará a entrada em operação
do 3º Transformador 345/88kV da SE Baixada Santista, até então operando
como reserva quente desta transformação devido à superação de corrente
disruptiva dos referidos disjuntores.
h) Em função da conclusão de substituição de disjuntores superados na SE
Poços de Caldas (Furnas), foi realizado no dia 06/09/2012 o fechamento da
LT 138kV São João da Boa Vista II – Poços de Caldas C-1/2, que estava
operando aberta em função da superação de disjuntores na referida SE.
i) Foi concluída em 16/09/2012 a obra de recondutoramento da LT 345kV Sul
– Baixada Santista (no trecho de circuito duplo entre a SE Baixada Santista
e o ponto de derivação da LT 345kV Embu Guaçu - Baixada Santista
conhecido como “Alto da Serra”). Após a construção de LT 345kV Sul –
Baixada Santista (no trecho de circuito duplo entre a SE Sul e o ponto de
derivação de “Alto da Serra”), previsto para Dezembro/2013, esta obra

estabelecerá circuitos duplo independentes entre as SEs Embu Guaçu e Sul
e entre as SEs Sul e Baixada Santista, eliminando sobrecargas na
contingência das LTs atuais e, consequentemente, a necessidade de
redução de carga na SE Sul para controle das LTs remanescentes.
j) Foi concluída em 17/09/2012 a substituição de TCs e dos cabos/conexões
de bay na SE Valparaíso, nos bays para as LTs 138kV Valparaíso - Da
Mata, Valparaíso - Três Irmãos e Valáraíso – Nova Avanhandava C-1/2.
Esta obra elimina a restrição de TCs e cabos/conexões de bay na SE
Valparaíso, elevando a capacidade da LT 138kV Valparaiso – Três
Irmãos/Da Mata nesta extremidade de 127/20127 MVA para 139/163 MVA
(capacidade do cabo da LT), e da LT 138kV Valparaíso – Nova
Avanhandava C-1/2 nesta extremidade de 136/136 MVA para 139/163 MVA
(capacidade do cabo da LT).
k) Os seguintes empreendimentos foram liberados à operação na SE Lajeado
2:
 3º TR 230/69 kV – 83 MVA foi liberado à operação em 01/09/2012. A
partir da integração deste equipamento ao SIN não será mais
observada a ocorrência de sobrecarga em regime normal nos
TR 230/69/13,8 kV desta SE ou a necessidade de corte de carga para
controle de carregamento desta transformação em situações de perda
de um dos TR 230/69/13,8 kV, mesmo no período de verão, quando se
observa uma elevação significativa no consumo.
 TR 4 e 5 69/13,8 kV – 2 x 25 MVA foram liberados à operação em
01/09/2012, para atendimento ao setor de 13,8 kV, cujas cargas eram
atendidas a partir do terciário dos TR 1 e 2 230/69/13,8 kV – 83 MVA
da SE Lajeado 2.
 BC de 50 Mvar conectado ao 230 kV foi liberado à operação em
23/08/2012. A integração deste equipamento melhora o perfil de tensão
do sistema associado a SE Lajeado 2, em regime normal e em
contingências de linhas de 230 kV locais, e de linhas de 525 kV de
atendimento ao RS, eliminando os problemas de atendimento à região,
notadamente, no período de verão.
l) No dia 06/09/2012 ocorreu a integração da nova conexão do sistema de
distribuição da Enersul à Rede Básica, na SE Chapadão 230/138 kV. Essa
conexão é constituída pelas LT 138 kV Chapadão – Cassilândia e Chapadão
– Chapadão do Sul, as quais advém do seccionamento da LT 138 kV
Chapadão do Sul – Cassilândia.
Visando a redução de perdas elétricas no seu sistema de distribuição, a
ENERSUL está operando com a LT 138 kV Cassilândia – Paranaíba
desligada no terminal de Paranaíba, em regime normal de operação. Em

situações de emergência, esta linha poderá ser fechada, sendo que na
contingência da LT 138 kV Chapadão – Cassilândia seu fechamento se dará
de forma automática.
O diagrama a seguir mostra o sistema de conexão da Enersul na SE
Chapadão 230/138 kV.
Figura 2.1.1-2: Diagrama de conexão da Enersul na SE Chapadão 230/138 kV
m) Está prevista para 31/10/2012, a entrada em operação da LT 230 kV
Chapadão – Jataí C1 e C2 (2 RL de 10 Mvar cada) e a SE Jataí com dois
TR 230/138 kV de 225 MVA cada. Estes empreendimentos têm como
principal objetivo possibilitar o escoamento das novas usinas a biomassa de
Goiás, quais sejam:
 Alto Taquari: Potência exportada de 44 MW na safra e carga
de 5 MW na entressafara;
 Jataí: Potência exportada de 70 MW na safra e carga de 8 MW
na entressafara;
 Morro Vermelho: Potência exportada de 45 MW na safra e
carga de 5 MW na entressafara;
 Água Emendada: Potência exportada de 56 MW na safra e
carga de 5 MW na entressafara.
n) Está prevista para 15/10/2012 a entrada em operação da primeira unidade
geradora da UHE Mauá, do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul. Esta
usina terá capacidade instalada de 363 MW, sendo composta por três
unidades geradoras de 117,3 MW e duas unidades complementares de 5,5
MW. A integração desse empreendimento elevará a capacidade de geração

instalada no subsistema Sul, reduzirá o carregamento das LT 230 kV
Chavantes – Figueira e Londrina – Figueira, tanto em regime normal quanto
em contingência, e proporcionará recursos adicionais para controle de
tensão da região. A partir da entrada em operação da UHE Mauá, as LT 230
kV UHE Mauá – Jaguariaíva e UHE Mauá – Figueira passarão a integrar a
Rede Básica, trazendo maior confiabilidade ao atendimento dos
consumidores da região.
A figura a seguir mostra em detalhe a região de integração da UHE Mauá.
Figura 2.1.1-3: Detalhe da região de integração da UHE Mauá.
o) Está prevista para 21/10/2012, a entrada em operação da SE Nova
Petrópolis 2, com um TR 230/69 kV – 83 MVA, seccionando a LT 230 kV
Caxias – Taquara, eliminando problemas de sobrecarga na rede de 138 kV,
no caso de contingência do TR 230/138 kV da SE Taquara.
p) Está prevista para Outubro a conexão de carga da RGE na SE Caxias 6, a
partir da conclusão das obras de integração desta subestação ao sistema de
distribuição, evitando corte de carga na perda simples do TR 230/69 kV da
SE Caxias 2 ou Caxias 5.
q) Está prevista para 21/10/2012, a entrada em operação do 3º TR 230/69 kV
da SE Tapera 2. Esta obra tem como principal objetivo evitar a ocorrência
de sobrecarga no TR remanescente quando da contingência de um dos
transformadores nesta subestação.

r) Está prevista para 28/10/2012, a entrada em operação do TR 230/138 kV –
75 MVA e do novo setor de 138 kV da SE Lajeado Grande, conectando-a
com a SE Lagoa Vermelha através das LT 138 kV Lajeado Grande –
Vacaria e Vacaria – Lagoa Vermelha, aumentando a confiabilidade do
atendimento à região.
s) Está prevista para 28/10/2012, a entrada em operação de dois TR
230/138 kV – 2 x 50 MVA e do novo setor de 138 kV da SE Foz do
Chapecó. Salienta-se que os transformadores estarão operando em vazio
até que ocorra a conclusão das obras associadas ao sistema de distribuição
da RGE, cujo inicio da operação é estimada para Fevereiro de 2013.
t) Está prevista para 28/10/2012 a adequação do barramento 230 kV da SE
Guarita, proporcionando flexibilidade operativa no setor 230 kV desta SE,
bem como o aumento da confiabilidade ao atendimento da região.
u) Durante o mês de Setembro, entraram em operação as seguintes pequenas
unidades geradoras na região Sul e MS:
Tabela 2.1.1-1: Unidades Geradoras com entrada em operação no mês de Setembro de 2012
Unidade
Geradora
Data de
entrada
em
operação
Potência
(MW)
Ponto de Conexão com a
Rede Básica
Proprietário Estado
EOL Fazenda
do Rosário 2
(UG 1 a 10)
06/09/2012 10 x 2,0 SE 230/138 kV Osório 2
Parques Eólicos
Palmares S.A.
RS
PCH Indaiá
Grande (UG3)
01/09/2012 1 x 6,60 SE 230/138 kV Chapadão
Indaiá Grande Energia
S.A.
MS
v) Durante o mês de Outubro está prevista a entrada em operação das
seguintes pequenas unidades geradoras na região Sul e MS:
Tabela 2.1.1-2: Unidades Geradoras com previsão de entrada em operação no mês de Outubro/2012
Unidade Geradora
Potência
(MW)
Ponto de Conexão com a
Rede Básica
Proprietário Estado
PCH São Sebastião 2 x 1,90 SE 230/138 kV Itajaí
Cotesa Geradora de
Energia S.A.
SC
PCH Baitaca 2 x 1,35 SE 230/138 kV Areia Rio Bonito Energia Ltda. SC
PCH Rio Bonito 2 x 0,70 SE 230/138 kV Areia Rio Bonito Energia Ltda. SC
UTE Caal (UG 1) 1 x 3,825 SE 230/138 kV Alegrete 2
Companhia Agroindustrial
Alegrete LTDA
RS
PCH Mauá (UG 5) 1 x 5,5 SE 230/34,5 kV SE Mauá
Consórcio Energético
Cruzeiro do Sul
PR

w) Está prevista para o mês de Outubro a integração do Parque Eólico
Sangradouro 2, com 13 aerogeradores de 2 MW. Este parque eólico será
conectado à SE Lagoa dos Barros aumentando a disponibilidade de geração
do estado do Rio Grande do Sul.
x) Está previsto para Novembro a entrada em operação comercial da 1ª
unidade da UTE Porto do Pecém.
y) No dia 02/09/2012 foi liberado para operação comercial a SE Natal III, a
qual secciona a LT 230 kV Campina Grande II/Natal II C4 (04V4), sendo
transformada em LT 230 kV Campina Grande II/Natal III C2 (04V4) e LT 230
kV Natal III/Natal II C2 (04N4) de propriedade da Chesf.
z) No dia 01/09/2012 foi liberado para operação comercial, o transformador
230/69/13,8 kV 04T2 100 MVA da SE Catu.
aa) No dia 01/09/2012 foi liberado para operação comercial, o transformador
230/69/13,8 kV PRTF6-03 100 MVA da SE Peritoró
bb) No dia 01/09/2012 foi liberado para operação comercial, o transformador
230/69/13,8 kV PDTF6-02 50 MVA da SE Presidente Dutra.
cc) No dia 10/09/2012 foi disponibilizado para a operação os novos disjuntores
15D3 e 15L4, seccionadoras 35D3-2 e 35L4-5 e TPCs 85B1 e 85B2 na SE
Ibicoara.
dd) No dia 16/09/2012 foi liberado para operação comercial o transformador
05T2 500/230 kV 600 MVA da SE Sobral III.
ee) No dia 02/09/2012 foi disponibilizado para a oepração o novo transformador
230/69 kV - 150 MVA da SE Natal III, como também os barramentos de 69
kV 02BP/02BA, Trafo de Aterramento 02A1 e disjuntor de transferência
12D1.
ff) No dia 02/09/2012 foi disponibilizado para a oepração a LT 04V3 Campina
Grande II/Natal III - C1, após seccionamento da LT 04V3 CGD/NTD,
juntamente com a LT 04N3 Natal III/Natal II - C1, após seccionamento da LT
04V3 CGD/NTD.
gg) No dia 06/09/2012 foi liberado para operação comercial o segundo
transformador 230/69 kV - 150 MVA da SE Natal III.
hh) Esta prevista para Outubro a energização do transformador 04T3 da UTE
Porto do Pecém II.

2.1.2 Cronograma de Obras – Setembro a Dezembro de 2012
Quadro 2.1.2-1: Sistema Sudeste / Centro Oeste
Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
IE Pinheiros
SE Atibaia II
Construção da SE Atibaia II 345/138kV -
1 x 400MVA e bays associados.
Postergada para
Outubro/2012
Conjunto de obras associado à
entrada em operação da SE
Atibaia II 345/138kV - 1 x
400MVA.
Reduz carregamentos na região
do Pardo (principalmente na LT
Mogi - Mirim II-Bragança
Paulista) e elimina sobrecargas
verificadas na contingência de
equipamentos da região (por
exemplo, perda da transformação
440kV/88 da SE Bom Jardim).
IE Pinheiros
LT 345 kV Poços de Caldas - Mogi
(Furnas) circuito único
Seccionamento da LT para conexão da
SE Atibaia II.
CTEEP
LT 138 kV Mairiporã - Bragança
Paulista C-1 e C-2
Seccionamento da LT para conexão da
SE Atibaia II e construção dos trechos
até o ponto de seccionamento (4 km).
Postergada para
Outubro/2012
CTEEP
LT 138 kV Mairiporã - Bragança
Paulista C-1 e C-2
Reconstrução do trecho entre o
seccionamento da SE Atibaia II e o ponto
de derivação da SE Atibaia-01/Bom
Jesus dos Perdões.
CTEEP
LT 345kV Sul - Baixada Santista
Recondutoramento da LT, circuito duplo,
da SE Baixada Santista até o ponto de
derivação da LT 345kV Embu Guaçu -
Baixada Santista (ponto “Alto da Serra”).
Concluído em
16/09/2012
Estabelece circuitos duplo entre
as SE Embu Guaçu e Sul e entre
as SE Sul e Baixada Santista,
eliminando sobrecargas na
contingência das LT atuais e,
consequentemente, a
necessidade de redução de
carga na SE Sul para controle
das LT remanescentes.
CTEEP
LT 345kV Sul - Baixada Santista
Construção de LT, circuito duplo, da SE
Sul até a derivação da LT 345kV Embu
Guaçu - Baixada Santista (ponto “Alto da
Serra”).
Postergada para
Dezembro/2013
CTEEP
SE Itapeti
Implantação do setor 230kV com o
remanejamento de um novo TR
345/230kV 500 MVA (proveniente da SE
Anhanguera Provisória) e bays
independentes para as LT 230kV Itapeti -
São José dos Campo, Itapeti - Mogi
(Furnas) e Itapeti - Mogi (CTEEP)
Concluída em
23/08/2012
Individualização das conexões de
bay das LT 230kV Itapeti - Mogi,
Itapeti - Mogi (Furnas)/São José
dos Campos,eliminando a
operação através de LT com 3
terminais e a necessidade de
operação com o quadrado de
Mogi ou com a LT 230kV Mogi -
São José dos Campos) aberta.
Esta obra também aumenta a
confiabilidade da região.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
CTEEP
SE Valparaíso
Substituição de TC e cabos/conexões de
bay para as LT 138 kV Valparaíso - Da
Mata e Valparaíso - Três Irmãos.
Concluída em
17/09/2012
Elimina a restrição de TC e
cabos/conexões de bay na SE
Valparaíso, elevando a
capacidade da LT nesta
extremidade de 127/20127 MVA
para 139/163 MVA (capacidade
do cabo da LT)
CTEEP
SE Sul
Substituição de disjuntores dos bays
para as LT 345 kV Baixada Santista - Sul
e Embu Guaçu - Sul (por superação do
nível de curto-circuito).
Postergada para
Dezembro/2013
Elimina a restrição por nível de
curto-circuito destes
equipamentos, mas não se altera
a capacidade da LT.
CTEEP
SE Xavantes 345 kV
Instalação de disjuntores e
seccionadores no travessão 345kV para
a LT 345kV Xavantes - Bandeirantes C-3
e remanejamento da LT 345kV Xavantes
- Interlagos C-2 para este vão.
Instalação de novo travessão 345kV pra
conexão com a LT Xavantes - Interlagos
C-1
Concluída em
20/08/2012
- Melhora a confiabilidade e
possibilita a liberação dos
disjuntores dos bays 345kV para
Interlagos C-1 e C-2, através de
sua inserção em vãos de
disjuntor e meio.
CTEEP
SE Embu-Guaçu
Substituição de seccionadores e TC no
travessão 345 kV para as LT 345kV
Embu Guaçu - Sul e Embu Guaçu -
Interlagos C-1.
Postergada para
Dezembro/2012
Elimina as limitações de
seccionadores e TC no no
travessão 345kV em situações
de liberação ou contingência de
algum equipamento do bay. Em
regime normal de operação, não
se alteram as capacidades das
LT.
CTEEP
SE Ilha Solteira 440 kV
Substituição geral de seccionadores, TC
e Bobinas de Bloqueio (por superação do
nível de curto-circuito).
Postergada para
Dezembro/2012
Elimina a superação nos níveis
de curto-circuito nestes
equipamentos provocada pela
entrada em operação das usinas
de biomassa na região do Mato
Grosso do Sul.
CTEEP
SE Bauru 440 kV
Substituição de secionadores nos bays
de interligação de barras 440 kV N.º 1 e
3.
Postergada para
Julho/2013
Elimina a superação de corrente
nominal no anel 440kV da SE em
determinadas configurações
operativas, devido ao elevado
despacho de geração das usinas
da região e a capacidade das
LT's.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
Araraquara
Transmissora
SE Araraquara 2
Instalação de 3 transformadores 500/440
kV – 3x1250 MVA
Em operação em
vazio desde
Junho/2012
A entrada em operação desses
empreendimentos contribuirá
para a mitigação de problemas
relacionados ao controle de
tensão em subestações de
440 kV de São Paulo, sobretudo
em situações de elevados
intercâmbios para a região.
O acoplamento das redes de 500
kV e 440 kV na SE Araraquara 2
também proverá o SIN de um
importante recurso adicional para
equilíbrio da potência reativa nos
troncos de 500 kV, 440 kV e 345
kV, sendo previsto um alívio de
na geração de potência reativa
pelos compensadores síncronos
localizados nas SE Ibiúna, Tijuco
Preto, Embu Guaçu e Santo
Ângelo.
Araraquara
Transmissora
2 LT 440 kV Araraquara 2 - Araraquara
FURNAS
2 LT 500 kV Araraquara 2 – Araraquara
1 LT 440 kV
Araraquara 2 –
Araraquara liberada
para operação desde
Junho/2012.
Outros
equipamentos:
Outubro/2012
TSP
SE Itatiba
Seccionamento da LT 500 kV Ibiúna -
Campinas
Instalação de 2 transformadores 500/138
kV – 2x400 MVA.
Em operação desde
23/09/2012
Elimina sobrecargas em condição
normal de operação e em
contingências de uma unidade
nas transformações das SE
Campinas 345/138 kV – 5x150
MVA, SE Santa Bárbara D’ Oeste
440/138 kV - 2x300+2x315 MVA
e Sumaré 440/138 kV –
3x300 MVA que atualmente
atendem a região de Campinas.
CPFL UTE Vista Alegre – Biomassa Sem previsão
Cogeradora conectada na LT 138
kV Itapetininga – Angatuba, com
exportação para o sistema de 35
MW.
CPFL
LT 138 kV Franca – Usina
Mascarenhas de Moraes c3
Sem previsão
(pendência de
licença ambiental)
Alívio de carregamento nos
circuitos remanescentes c1 e c2
da LT 138 kV Franca - Usina
Mascarenhas de Moraes porém
acarreta pequeno acréscimo no
carregamento da transformação
345/138 kV da SE Mascarenhas
de Moraes.
CEMIG
LT2 138 kV Itaúna1 – São Gonçalo do
Pará
Outubro/2012
Aumenta a confiabilidade no
atendimento às cargas da região.
CEMIG
Banco de capacitores de 50 Mvar
– 230 kV da SE Barão de Cocais 3
Em operação desde
16/09/2012
Melhora no perfil de tensão na
região.
CEMIG
Recapacitação das LT 230 kV
Ipatinga / Mesquita C1 e C2
Abril/2013
Redução do possível corte de
carga em condição n-1.
CEMIG
SE Neves 1
Banco de capacitores (manobráveis) de
200 Mvar/345 kV
Em operação desde
23/09/2012
região.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
CEMIG
SE Juiz de Fora 1
Banco de capacitores de 36 Mvar – 138
kV
Outubro/2012
região.
CEMIG
SE Governador Valadares 2 Instalação
disjuntor 230 kV para T1 e T2
Em operação desde
30/09/2012
Individualiza a transformação da
SE Gov. Valadares, elimina a
perda de toda transformação em
situação de defeito.
ESDE Montes
Claros
SE Santos Dumont 2
Transformador 345/138 kV - 1x375 MVA
seccionando a LT 345 kV Barbacena -
Juiz de Fora
07/11/2012
Melhora o perfil de tensão e
atendimento às cargas da Malha
regional Mantiqueira.
ESDE Montes
Claros
SE Santos Dumont 2
Compensador estático (-70;+84 Mvar)
em 345 kV
07/11/2012
Melhora o perfil de tensão e
atendimento às cargas da Malha
regional Mantiqueira.
Melhora atendimento aos
consumidores livres conectados no
sistema de 345 kV e eliminação de
sobrecarga na transformação 500/345
kV da SE Ouro Preto 2. Os benefícios
principais dependem da entrada em
operação da LT 345 kV Bom Despacho
3 - Ouro Preto 2.
ESDE Montes
Claros
SE Itabirito
Transformador 500/345 kV - 1x560 MVA
- seccionamento da LT 500 kV Ouro
Preto 2 - São Gonçalo do Pará e LT
345 kV Jeceaba - Ouro Preto 2
Dezembro/2012
ESDE Montes
Claros
SE Padre Fialho
Seccionamento da LT 345 kV Vitória –
Ouro Preto 2 com transformador
defasador 345/138 kV – 1x150 MVA
Outubro/2012
Permite o escoamento para a
Rede Básica da geração de
PCHs, aumentando a
disponibilidade de geração para a
área Rio de Janeiro/Espírito
Santo e melhora do controle de
tensão na região.
ESDE Montes
Claros
SE Padre Fialho
CE Padre Fialho -90/100 Mvar
Outubro/2012
ESDE Montes
Claros
LT 345 kV Montes Claros - Pirapora 2
Em operação desde
23/09/2012
Melhora condições de
atendimento na malha regional
Norte.
ELETROBRAS
FURNAS
Recapacitação de LT no tronco de 138
kV entre a SE Santa Cruz e
Jacarepaguá
LT Santa Cruz – Jacarepaguá
LI Santa Cruz – Palmares
LI Jacarepaguá – ZIN
LI Jacarepaguá – Palmares
LI Jacarepaguá – Mato Alto
LT Mato Alto – Palmares
Recapacitação das
LT finalizadas por
ELETROBRAS
FURNAS (194/247
MVA).
Atualmente limitadas
em 207 MVA devido
à invasão da faixa de
passagem cabos da
LIGHT na SE ZIN.
Possibilita despacho pleno da
usina de Santa Cruz
ELETROBRAS
FURNAS
Recondutoramento de LT no tronco de
138 kV entre a SE Santa Cruz e
Jacarepaguá
LI Santa Cruz – ZIN – Cosmos
LI Santa Cruz – ZIN – Ari Franco
Recondutoramento
das LT finalizadas
por ELETROBRAS
FURNAS (347/457
MVA).
Atualmente limitadas
em 287/287 MVA por
TC na SE Sta. Cruz
e limitadas em
194/247 MVA por
cabos da LIGHT na
SE ZIN.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
ELETROBRAS
FURNAS
LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti C3 e
C4
Outubro/2012
Elimina violação de
carregamento no circuito
remanescente em situações de
contingências na LT 345 kV
Tijuco Preto – Itapeti em cenários
de elevado RSE (9000 MW).
Atualmente de modo a evitar
limitações de intercâmbio da
região Sul para a região Sudeste,
utiliza-se como medida operativa
mitigadora um SEP de abertura
de barramento, instalado na SE
Itapeti 345 kV.
ELETROBRAS
FURNAS
SE Foz do Iguaçu
Implantação do pátio em 500 kV
Em operação
Possibilitar a entrada em
operação da LT 500 kV Foz do
Iguaçu – Cascavel do Oeste.
ELETROBRAS
FURNAS
SE Tijuco Preto
Remanejamentos de linhas no setor de
345 kV e instalação de 2 reatores
limitadores de de corrente de curto-
circuito
Outubro/2012
Possibilitar a entrada em
operação das LT Tijuco Preto –
Itapeti 3 e 4 e LT Itapeti –
Nordeste.
ELETROBRAS
FURNAS
SE Bandeirantes
Substituição dos equipamentos que
deverão ser superados por nível de curto
circuito no setor de 230 kV da SE
Bandeirantes devido a entrada da SE
Trindade
Novembro/2012
Evita o impedimento para entrada
em operação da nova SE
Trindade 500/230 kV e
empreendimentos associados,
devido a inadequação de
proteções existentes e superação
de equipamentos terminais.
ELETROBRAS
FURNAS
TR 230/34,5 kV – 60 MVA SE B. Geral
4o
TR 230/34,5 kV – 60 MVA na SE
Brasília Geral e Instalação de um Vão de
Interligação novo de 230 kV
Outubro/2012
Evita risco de corte de carga para
eliminar sobrecargas na
transformação da SE Brasília Geral
230/34,5 kV - 3x30 MVA+2x60 MVA
em condições normais de operação e
reduz a necessidade de corte de
carga por atuação de SEPs, nas
situações de contingência de uma
das unidades transformadoras dessa
subestação.
ELETROBRAS
FURNAS
SE Brasília Sul
Instalação de um vão completo no
barramento de 345 kV da SE Brasília Sul
para a individualização do AT8B que
compartilha o mesmo vão do setor de
345 kV do AT8A
Outubro/2012
Evita a necessidade de corte de
carga por atuação de SEP, na
situação de contingência dupla, para
evitar interrupção total da carga
atendida pela SE Brasília Sul
345/138 kV.
ELETROBRAS
FURNAS
SE Brasília Sul
3o
TR 345/230 kV – 225 MVA na SE
Brasília Sul
Outubro/2012
eliminar sobrecargas nessa
transformação em condições normais
de operação e reduz a necessidade
de corte de carga nas situações de
contingência de uma das unidades
transformadoras 345/230 kV –
2x225 MVA da SE Brasília Sul.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
ELETROBRAS
FURNAS
SE Samambaia
3o
TR 345/138 kV – 225 MVA na SE
Samambaia
Outubro/2012
Reduz a necessidade de corte de
carga nas situações de contingência
de uma das unidades
transformadoras 345/138 kV –
2x225 MVA da SE Samambaia. Isso
ocorre a partir da conclusão das
obras de expansão do sistema de
distribuição em 138 kV da CEB,
tornando efetiva a contribuição dessa
SE no atendimento às cargas do
Distrito Federal.
ELETROBRAS
FURNAS
SE Rio Verde
3o
TR 230/138 kV – 100 MVA na SE Rio
Verde
Outubro/2012
eliminar sobrecargas na
transformação dessa subestação
em situações de contingência.
ELETROBRAS
FURNAS
SE Luiz Carlos Barreto
Troca de disjuntores
Concluída em
Agosto/2012
Elimina restrições de superação
de nível de currto-circuito nos
disjuntores de SE.
CELG
SE Planalto
Seccionamento da LT 230 kV Cachoeira
Dourada - Anhanguera C2 na SE
Planalto
Postergado para
Novembro/2012
Aumenta a confiabilidade de
suprimento às cargas atendidas
pela SE Planalto 230/69 kV,
eliminado o risco de corte de
carga nessa subestação
decorrente da contingência do
circuito 2 da LT 230 kV
Cachoeira Dourada -
Anhanguera, independente da
presença da UTE Goiasa.
CELG
SE Carajás
Seccionamento da LT 230 kV
Anhanguera –Palmeiras na SE Carajás
Outubro/2012
- Aumenta a confiabilidade de
atendimento às cargas supridas
pela SE Carajás 230/138 kV, uma
vez que elimina o atendimento
radial a essa subestação.
- Alivia o carregamento dos
transformadores das SE’s
Anhanguera e Xavantes, bem
como, da LT 230 kV Anhanguera
– Goiânia Leste.
ELETROGÓES UTE Rondon II (2X12 MW) Sem previsão
Conectada na SE 34,5 kV
Rondon II, contribui para
aumentar a disponibilidade de
energia na região ACRO,
podendo ser acionada quando de
restrições na importação de
energia do SIN
CEMAT
Loop na LT 138 kV Rondonópolis-
Jaciara
Previsto para
Outubro/2012
Impacta no carregamento dos
transformadores de Coxipó e
Rondonópolis.
CEMAT
LT Braço Norte III / Nhandu / Rochedo
/ Alta Floresta
Sem Previsão
LT em 138 kV para aumentar a
capacidade de escoamento de
energia das PCH’s Curuá, Buriti e
3 de Maio.
CEMAT
LT em 138 kV Alta Floresta / Paranaíta
- 50 km
Em operação desde
Setembro/2012
Suprimento ao canteiro de Obras
da UHE Teles Pires.
CEMAT
LT em 138 kV Cidade Alta / Votorantim
Aguaçu - 35 km
Em operação desde
Setembro/2012
Suprimento a Indústria

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
CEMAT
LT em 138 kV Pontes e Lacerda / Mina
Ernesto - 16 km
Em operação desde
Setembro/2012
Suprimento a Indústria
ELETRONORTE
SE Vilhena
Instalação de 3 Bancos de Capacitores –
3 X 18,5 Mvar
Em operação
Contribui para a melhoria do
controle de tensão no tronco de
230 kV.
PVTE
LT 230 kV Coletora Porto Velho –
Porto Velho C1 e C2 Em operação
Possibilita a conexão provisória
da UHE Santo Antônio ao
sistema de 230 kV do Acre e
Rondônia. Aumentando a
disponibilidade hidráulica na
Área.
Santo Antônio
Energia-SAESA
LT 500 kV UHE Santo Antônio
(Margem Direita) – Porto Velho Em operação
Santo Antônio
Energia-SAESA
SE Coletora Porto Velho
Transformador 500/230 kV – 450 MVA Em operação
PVTE
SE Coletora Porto Velho
1º Bloco do BtB – 400 MVA
Outubro/2012
Maior confiabilidade para
escoamento da energia
proveniente da UHE Santo
Antônio
ELETRONORTE
SE Abunã
Autotransformador 230/138/13,8 kV – 55
MVA e suas conexões
31/08/2013
Atualmente como
reserva
Evitar que a perda do único
transformador existente provoque
a interrupção das cargas
supridas pela SE Abunã
ELETRONORTE
SEs Samuel e Ariquemes:
Troca do TC da LT 230 kV Samuel-
Ariquemes C1
Outubro/2012
Evitar queima do TC ou restrição
de geração para atender a perda
da LT 230 kV Porto Velho -
Abunã
ELETRONORTE
SE Rio Branco
Autotransformador TR3 230/69/13,8 kV –
100 MVA e suas conexões
Outubro/2012
Maior confiabilidade para os
consumidores atendidos por essa
subestação
ELETRONORTE
SE Porto Velho
Autotransformador TR4 230/69/13,8 kV –
100 MVA e suas conexões
Em operação
Maior confiabilidade para os
consumidores atendidos por essa
subestação

Quadro 2.1.2-2: Sistema Sul – Rede de Operação
Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
BRILHANTE
Transmissora
de Energia
LT 230 kV Chapadão
– Imbirussu (2 RL de
20 Mvar cada)
Em operação
desde
26/08/2012
Associado ao escoamento das
usinas a biomassa do MS.
CEEE-GT
SE Livramento 230
kV
RE 30 Mvar
Livramento 2
10/11/2012
Reduzirá as dificuldades para
controle de tensão na região da
fronteira oeste do Estado do Rio
Grande do Sul, nos períodos de
carga leve e mínima de inverno,
em regime normal de operação
e em condições de contingência.
SE Guarita
Adequação do
barramento 230 kV
28/10/2012
Aumento da confiabilidade ao
atendimento da região
SE Lajeado 2 230 kV
Capacitor 50 Mvar
Em operação
desde
23/08/2012
Eliminará as violações do perfil
de tensão no oeste do RS,
notadamente no período de
verão.
SE Lajeado 2
3º TR 230/69 kV – 83
MVA
Em operação
desde
01/09/2012
Eliminará o risco de sobrecarga
inadmissível com provável
atuação da proteção de
sobrecorrente na contingência
do outro TR.
SE Taquara
2º TR 230/138 kV
Adequação do
barramento de 230 kV
20/12/2012
Eliminarão problemas de
sobrecarga na rede de 138 kV
que interliga as SE Taquara e
Cidade Industrial em caso de
perda do TR 230/138 kV da SE
Taquara.
CIEN
Interligação dos
Barramentos de
Garabi I e II
Os testes de interligação sem
transferência via Garabi,
foram terminados, sendo
concluída sua viabilidade. A
interligação dos barramentos
sem transferência via Garabi
está em análise pelo ONS e
CIEN.
Evitar subtensão / sobretensão
na região Oeste do Rio Grande
do Sul na contingência da
LT 525 kV Itá – Santo Ângelo.
COPEL-GT
SE Jaguariaíva
230 kV
Banco de Capacitores –
50 Mvar
23/12/2012
Reduzir a subtensão na região
de Jaguariaíva em contingência.
Consórcio
Energético
Cruzeiro do Sul
LT 230 kV UHE Mauá
– Jaguariaíva
Liberada à operação desde
09/11/2011 (desligada na SE
Jaguariaíva até entrada da
UHE Mauá que está prevista
para 15/10/2012)
Associadas ao sistema de
transmissão da geração da UHE
Mauá.
UHE Mauá
UG1: 15/10/2012
UG2: 15/11/2012
UG3: 15/12/2012
Melhorará o suprimento de
energia na região Sul e o
controle de tensão na região de

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
PCH Mauá
UG1 – Outubro/2012
UG2– Novembro/2012
Jaguariaíva e Figueira.
ELETROBRAS
ELETROSUL
TR 230/138 kV
Biguaçu
3º TR 230/138 kV –
150 MVA
11/11/2012
Evitar sobrecarga na
contingência de um dos
transformadores.
SE Tapera
3º ATR 230/69 kV –
83 MVA
21/10/2012
transformadores.
IESul
LT 230 kV Jorge
Lacerda B –
Siderópolis C3
Realizou e concluiu os testes
para entrada em operação em
01/07/2012. Em operação
desde 18/08/2012, após
obtenção da licença ambiental
Evitará restrições ao despacho
pleno da UTE Jorge Lacerda por
sobrecarga em um dos circuitos
existentes da LT 230 kV Jorge
Lacerda B – Siderópolis, na
contingência do outro circuito.
PPTE
SE Imbirussu
3° TR 230/138 kV –
150 MVA
18/11/2012
transformadores.
SE Ivinhema 2
RE 20 Mvar LT 230 kV
Dourados – Ivinhema 2
Dezembro/2012
Reduzirá a sobretensão na
contingência simples de LT de
230 kV Nova Porto Primavera –
Ivinhema 2 e nas contingência
dupla do 440 kV de Nova Porto
Primavera.
RS Energia
SE Caxias 6
2 TR 230/69 kV –
165 MVA,
seccionando a LT 230
kV Caxias –
Castertech
Operação em vazio desde
20/08/2012, com previsão
para conclusão das obras na
distribuição em 69 kV em
Outubro/2012.
Evitará o corte de carga na
perda simples do TR 230/69 kV
da SE Caxias 2 ou Caxias 5, a
partir da sua entrada em
operação com carga.
SE Ijuí 2
2 TR 230/69 kV –
2 x 83 MVA e
seccionamento da LT
230 kV Santo Ângelo
2 – Passo Real
02/12/2012 com previsão
para conclusão das obras da
distribuição em Outubro de
2012.
Aliviar o carregamento do
subsistema de 138 kV que
atende a região de Cruz Alta e
dos TR 230/69 kV da SE Santo
Ângelo 2.
SE Nova Petrópolis 2
TR 230/69 kV -
83 MVA e
seccionamento da LT
230 kV Caxias -
Taquara
21/10/2012
Reduzirá o carregamento dos
TR 230/69 KV da SE Farroupilha
e do TR 230/138 kV da SE
Taquara.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
SE Lajeado Grande
TR 230/138 kV -
75 MVA (novo pátio
de 138 kV)
28/10/2012
Melhoria no atendimento do
sistema de 69 kV da região.
SE Foz do Chapecó
2 TR 230/138 kV –
2 x 50 MVA (novo
pátio de 138 kV)
28/10/2012 com previsão
para conclusão das obras da
distribuição em Fevereiro de
2013.
Atendimento a carga da RGE.
Até o início da operação com
carga nos referidos TR, esta
obra não proporciona alteração
no desempenho do SIN.
LT 230 kV Monte
Claro – Garibaldi
23/12/2012
Evitar sobrecarga inadmissível
no circuito remanescente, em
caso de cont. da LT 230 kV
Monte Claro – Farroupilha e
sobrecarga em regime normal
na LT 230 kV Monte Claro -
Farroupilha
TPAE
LT 230 kV Porto
Alegre 4 – Porto
Alegre 9
- Liberado à operação em
29/12/2011
(indisponível para
manutenção no terminal da
SE P. Alegre 4 e sem
previsão de retorno à
operação)
Evitará o corte de carga na
perda simples e dupla de linhas
de 230 kV de Gravataí, Porto
Alegre 6, Porto Alegre 4, Porto
Alegre 10 e Porto Alegre 9.
Transenergia
LT 230 kV Chapadão
– Jataí C1 e C2, (2
RL de 10 Mvar cada
em Jataí)
31/10/2012
SE Jataí 230 kV, TR
230/138 kV – 2 x 225
MVA
31/10/2012
Ventos do Sul
UHE Sangradouro 2
13 aerogeradores de
2 MW totalizando
26MW
Outubro/2012
Elevação da disponibilidade de
geração do estado do Rio
Grande do Sul.

Quadro 2.1.2-3: Sistema Sul – Fora da Rede de Operação
Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
CEEE-GT
SE Cachoeirinha 1
2º TR 138/23 kV – 42 MVA
e novo setor 23 kV
27/11/2012
Ampliação de
atendimento à carga e
atendimento ao critério N-
1.
SE Canoas 3 138/23 kV,
seccionando a LT 138 kV
Cidade Industrial –
Cachoeirinha 1
Em operação desde
15/01/2011 (Derivação).
Operação com carga,
desde o dia 01/02/2011.
Previsão da CEEE-GT
para concluir
seccionamento da LT
28/11/2012.
Transferência de carga
da rede de 23 kV para a
rede de 138 kV, visando
descarregar os TR
230/23 kV da SE Cidade
Industrial e da SE Canoas
1.
SE Ijuí 1
Troca do TR 69/23 kV de
8 MVA para 25 MVA
28/10/2012
Aumento da
confiabilidade ao
atendimento da região.
SE Lajeado 2
2 TR 69/13,8 kV – 25 MVA
Em operação
desde
01/09/2012
Eliminará o risco de
sobrecarga inadmissível
com provável atuação da
proteção de
sobrecorrente na
contingência de um TR
230/69 kV desta SE.
CELESC
LT 138 kV Lages -
Berneck
Em operação desde
13/09/2012
Atendimento definitivo ao
consumidor Berneck, que
está provisoriamente
atendido via SE Klabin
Kimberly.
SE São José Sertão
Interligação em 138 kV com
a SE Palhoça (Eletrobrás
Eletrosul).
Sem previsão
(pendência judicial)
Redução do
carregamento das SE
Roçado e Palhoça da
Celesc.
SE Xanxerê
Individualização do bay de
138 kV dos
transformadores 3 e 4 -
230/138 kV da SE Xanxerê
(Eletrobrás Eletrosul).
Final de Novembro/2012
Redução da possibilidade
de corte de cargas
quando da perda ou
indisponibilidade de uma
dessas unidades.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
Eletrobras Eletrosul
LT 138 kV Água Clara –
UHE São Domingos
Liberada à operação
desde 15/07/2012
(desligada na SE UHE
São Domingos até entrada
da UHE São Domingos
que está prevista para
Dezembro/2012)
Para conexão da UHE
São Domingos.
UHE São Domingos Dezembro/2012
Elevação da
disponibilidade de
geração no estado do
Mato Grosso do Sul.
COPEL-D
SE Passo do Iguaçu
TR 138/34,5/13,8 kV – 20,8
MVA e seccionamento da
LT 138 kV Areia – União
da Vitória
30/10/2012
Melhorar as condições de
atendimento na rede de
distribuição da região Sul
do Paraná.
LT 138 kV Passo do
Iguaçu – Rio Azul
Reencabeçamento da LT
138 kV Rio Azul – União da
Vitória, com alteração da
conexão da SE União da
Vitória para a SE Passo do
Iguaçu
Sem previsão
distribuição da região Sul
do Paraná.
LT 138 kV Areia – União
da Vitória C2
Sem previsão
distribuição da região do
Médio Iguaçu do Paraná.
SE Bairro Alto
2 TR 138/69/13,8 kV –
20,83 MVA e
seccionamento da LT 69 kV
Uberaba – Atuba C.2
Novembro/2012
distribuição da região
metropolitana de Curitiba.
SE 69 kV Afonso Pena
1 TR 69/13,8 kV - 41,67
LT 69 kV Uberaba – São
José dos Pinhais
Novembro/2012
metropolitana de Curitiba.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
LT 138 kV Santa
Terezinha Paranacity –
Paranavaí
Novembro/2012
distribuição da região de
Maringá.
SE Ibaiti
TR 138/34,5/13,8 kV – 20,8
LT 138 kV Figueira –
Siqueira Campos
Final de Outubro/2012
Nordeste do Paraná.
LT 138 kV Altônia –
Guaíra
Novembro/2012
Noroeste do Paraná.
LT 138 kV Rosana -
Paranavaí
Dezembro/2012
Eliminar a necessidade
da operação segregada
do barramento 138 kV da
SE Rosana e melhorar as
condições de atendimento
da região noroeste do
Paraná.
SE Mandacaru
Seccionando a LT 138 kV
Maringá – Jardim Alvorada
Outubro/2012
LT 138 kV Campo Mourão
– Santos Dumont C2
Novembro/2012
Seccionamento LT 138 kV
Praia de Leste - Matinhos
na SE Posto Fiscal
Dezembro/2012
distribuição do litoral
paranaense.
Enersul
SE Chapadão
Acesso à SE Chapadão
138 kV através do
seccionando da LT 138 kV
Chapadão do Sul –
Cassilândia
Em operação desde
06/09/2012
Suprimento à carga e
escoamento das usinas a
biomassa do MS.
RGE
LT 69 kV Caxias 6 -
Caxias 4
Outubro/2012
Redução no
carregamento dos TR
230/69 kV da SE Caxias
do Sul 2 e Caxias do Sul
5.

Agente
Responsável
Equipamentos
Data Prevista para
Operação
Efeito da Obra
LT 69 kV Caxias 6 -
Caxias 3
Outubro/2012
Redução no
carregamento dos TR
230/69 kV da SE Caxias
do Sul 2 e Caxias do Sul
5.
LT 138 kV Lajeado
Grande - Vacaria
Outubro/2012
Aumento de
confiabilidade no
atendimento a SE
Vacaria.
LT 69 kV Nova Petrópolis
2 - Nova Petrópolis 1
Outubro/2012
Redução do
carregamento da SE
230/69 kV Farroupilha.
LT 69 kV Nova Petrópolis
2 - Gramado
Outubro/2012
Redução no
carregamento do sistema
de 138 kV entre Taquara
e Cidade Industrial.
LT 69 kV Ijuí 2 - Ijuí 1 Outubro/2012
Melhoria nas condições
de atendimento do
sistema de 69 KV da
região de Ijuí.
LT 69 kV Ijuí 2 - Ceriluz Outubro/2012
Melhoria nas condições
de atendimento do
sistema de 69 KV da
região de Ijuí.

Quadro 2.1.2-4: Sistema Norte / Nordeste
Agente
Responsável
Instalações
Data Prevista
para Operação
Efeito da Obra
Área Centro
CHESF
SE Modelo Reduzido:
subestação e 1
transformador 69/13,8kV –
10 MVA
Julho de 2012
Proporcionar mais um ponto de
suprimento as cargas da área
centro do sistema nordeste.
Área Leste
CHESF
SE Natal III – Nova
subestação com 2
transformadores 230/69kV –
150 MVA
Em operação desde
06/09/2012
Possibilidade de mais um ponto
de suprimento as cargas da
Energisa Paraíba e da Cosern.
SE Suape II – Nova
subestação com 1 ATR
500/230/13,8kV – 1200
MVA
Outubro de 2012
Reforço para as cargas do
complexo industrial de Suape.
SE Suape III – Nova
subestação com 2
transformadores
230/69/13,8kV – 100 MVA
Em operação desde
04/08/2012
Possibilidade de mais um ponto
de suprimento as cargas da
Celpe.
Área Sudoeste
Área Sul
CHESF
LT 230 kV – Jardim -
Penedo
Novembro de 2012
Proporcionará melhora no
controle de tensão da SE Penedo
em condição normal de
operação.
SE Camaçari IV: 2º ATR
500/230/13,8 kV (1200
MVA)
Outubro de 2012
Aumentar a confiabilidade do
atendimento das cargas da Área
Sul do Sistema Nordeste.
SE Jardim: 2º ATR
500/230/13,8 kV (600MVA)
Outubro de 2012
atendimento às cargas das
subestações derivadas da SE
Jardim.
SE Cícero Dantas: 2º TR
230/69 kV 50 MVA (substitui
os 2 TR de 16 MVA)
Dezembro de 2012
atendimento das cargas da SE
Cícero Dantas.
Área Oeste
CHESF LT 230kV Picos - Tauá Dezembro de 2012
Melhorar a confiabilidade do
atendimento às cargas da SE Tauá

Agente
Responsável
Instalações
Data Prevista
para Operação
Efeito da Obra
Área Norte
CHESF
SE Sobral III
Segundo autotransformador
500/230 kV 600 MVA
Em operação desde
16/09/2012
Evitará afundamento de tensão e
conseqüente rejeição natural de
carga nas SE Piripiri e Sobral II e
atuação de SEP por subtensão
na SE Sobral II, em caso de
desligamento do ATR 500/230kV
em operação.
SE Icó
Seccionamento da LT
Milagres – Banabuiú na SE
Icó
Outubro de 2012
Aumentar a confiabilidade das
cargas atendidas pela SE Icó
Porto do Pecém
Geração de Energia
S.A.
UTE Porto do Pecém I
1x360 MW
(UTE possuirá 2x 360 MW,
sendo 60 MW de consumo
próprio do agente.)
Inicio dos testes em
Abril de 2012
Energização do
primeiro
transformador em
Outubro de 2012
Elevação da disponibilidade de
geração no Estado de Ceará
Área Maranhão/Tocantins
ELETRONORTE
SE Presidente Dutra
1 transformador TR3 3F –
50 MVA – 230/69/13,8 kV
Em operação
desde Setembro de
2012
Aumentará a confiabilidade do
atendmiento ao mercado suprido
em 69kV a partir dessa
subestação.
SE Peritoró
Transformador TF3 3F – 100
MVA – 230/69/13,8 kV e suas
conexões
Em operação
desde Setembro de
2012
-
Diferencial
Energia
Empreendimentos
e Participações
Ltda
UTE Porto do Itaqui Outubro de 2012
Elevará a potência instalada da
Região Norte e aumentará a
confiabilidade do atendimento às
cargas derivadas da SE São Luís
II.
Área Pará
ELETRONORTE
SE Castanhal
Seccionamento da LT
Utinga – Santa Maria
Novembro de 2012
Aumentará a confiabilidade das
cargas atendidas pela área Pará
SE Marabá
Transformador TF4 3F – 33
MVA – 230/69/13,8 kV e suas
conexões
Outubro 2012
Aumentará a confiabilidade das
cargas atendidas pela SE
Marabá

2.2 Alterações Topológicas
Não são esperadas alterações topológicas significativas no período em estudo.
2.3 Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo
O programa de manutenções em unidades geradoras e equipamentos de
transmissão é aquele constante no Sistema de Gestão de Intervenções – SGI.
No entanto, vale que sejam destacados os seguintes equipamentos, cuja
situação pode variar ao longo do mês de Outubro entre informada, em análise,
aprovada, cancelada ou indeferida.
2.3.1 Região Sudeste/Centro-Oeste
Linhas de Transmissão
 LT 345 kV Neves – Três Marias – C1 - 508 MVA.
Fora de operação desde 06/06/2012. Previsão de retorno para 27/10/2012.
Durante a indisponibilidade desta linha deve-se proceder conforme SGI
14.967-12.
 LT 230 kV Coxipó – Nobres – C1 - 239 MVA.
35.560-11.
 LT 138 kV Jaciara – São Tadeu – C1 - 98 MVA.
37.364-11.
Transformadores
 Transformador TR13 500/345 kV – 400 MVA da SE Jaguara. Fora de
operação desde 21/02/2012. Previsão de retorno para 31/12/2012. Durante a
indisponibilidade deste transformador deve-se proceder conforme SGI 5.939-
12.
 Transformador TR1 345/138 kV – 225 MVA da SE Itutinga. Fora de operação
desde 19/12/2010. Previsão de retorno para 30/12/2012. Durante a
10.

 Transformador TR1 440/88 kV – 400 MVA da SE Jandira. Fora de operação
desde 19/12/2010. Previsão de retorno para 30/12/2012. Durante a
10.
Compensadores Síncronos
 Compensador Síncrono 02 -10/20 Mvar da SE Bras. Geral. Fora de operação
desde 19/08/2002. Sem previsão de retorno à operação.
 Compensador Síncrono 01 -220/330 Mvar da SE Tijuco Preto. Fora de
operação desde 03/09/2012. Previsão de retorno para 27/10/2012.
Reatores de Barra
 Reator 01 de 30 Mvar (13,8 kV) da SE Jacarepaguá. Fora de operação desde
06/08/2009. Sem previsão de retorno à operação.
 Reator 03 de 50 Mvar (13,8 kV) da SE Adrianópolis. Fora de operação desde
 Reator 01 de 25 Mvar (13,8 kV) da SE Brasília Sul. Fora de operação desde
 Reator 01 de 10 Mvar (13,8 kV) da SE Brasília Geral. Fora de operação desde
 Reator 01 de 329 Mvar (765 kV) da SE Tijuco Preto. Fora de operação desde
12/06/2011. Previsão de retorno para 27/12/2012.
 Reator 04 de 50 Mvar (13,8 kV) da SE Campinas. Fora de operação desde
12/09/2012. Previsão de retorno para 11/11/2012.
 Reator 03 de 99,2 Mvar (440 kV) da SE Santo Ângelo. Fora de operação
desde 17/09/2012. Previsão de retorno para 15/10/2012.

Unidades Geradoras
Durante o mês de Outubro estarão indisponíveis à operação, para manutenção,
as seguintes unidades geradoras:
Quadro 2.3.1-1: Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Sudeste / Centro Oeste
Usina Unidade Geradora Indisponibilidade
UHE Canoas I 01 De 16/04/2012 até 26/10/2012
UHE Euclides da Cunha 03 De 07/08/2012 até 04/12/2012
UHE Furnas 01 De 08/08/2012 até 01/06/2013
UHE Henry Borden
06 De 17/07/2012 até 14/12/2012
14 De 31/05/2012 até 21/11/2012
16 De 13/08/2012 até 27/12/2012
UHE Ibitinga 03 De 26/08/2012 até 25/06/2013
UHE Três Irmãos 05 De 17/09/2012 até 29/11/2012
UHE Três Marias
04 De 18/06/2012 até 31/10/2012
06 De 01/08/2012 até 31/10/2012
UHE Ilha Solteira 06 De 21/07/2012 até 14/01/2013
UHE Limoeiro 02 De 26/01/2012 até 31/10/2012
UHE Jupiá 12 De 04/01/2012 até 31/10/2012
UHE U. Mascarenhas 02 De 09/02/2012 até 09/02/2013
UHE Funil Grande 02 De 17/09/2012 até 14/11/2012
UHE Igarapava 01 De 24/09/2012 até 31/10/2012
UHE Guilman Amorim 03 De 17/09/2012 até 17/10/2012
UHE Promissão 03 De 14/10/2012 até 30/11/2012
UTE Rio Acre 01 De 24/08/2012 até 21/09/2012
UTE Termonorte II 01 De 12/05/2012 até 18/12/2012
UTE U. Campos
1 De 19/10/2011 até Sem Previsão
UTE Santa Cruz
01 De 25/05/2012 até 28/12/2012
UHE Salto Pilão 01 De 15/10/2012 até 24/10/2012

2.3.2 Região Sul
 LT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 9 - CEEE-GT
Este equipamento está indisponível desde 13/04/2012 e não tem previsão para
retornar à operação devido a problemas no terminal da SE P. Alegre 4.
 LT 230 kV Gravataí 2 – Cidade Industrial C.4 - CEEE-GT
Devido a execução do SGI n.º 29.864-12 para troca do disjuntor 52-5 do TR 2
230/138 kV de Gravataí 2, este equipamento utilizará durante esta intervenção o
disjuntor do circuito 4 da LT 230 kV Gravataí 2 – Cidade Industrial a qual
permanecerá desligada neste período. As diretrizes para esta indisponibilidade
serão definidas em instruções de operação específicas.
Transformadores
 TR 1 230/69/13,8 kV da SE Lajeado 2 – CEEE-GT
No período de 23/09/2012 a 21/10/2012 estará indisponível à operação para
troca dos painéis de proteção, medição e comando, e para desconexão e
desmontagem do antigo barramento de 13,8 kV. As diretrizes para esta
indisponibilidade serão definidas em instruções de operação específicas.
 CS 1 da SE Porto Alegre 06 (-15 a 30 Mvar) – CEEE-GT
Indisponível à operação desde 18/04/2006 (6 anos e 5 meses). Sua desativação
definitiva, ou retorno à operação, está em análise pelo ONS e ANEEL.
Outros Equipamentos
 Filtro Harmônico n.º10 (03 Mvar) da Conversora de Frequência de Uruguaiana
– Eletrobras Eletrosul
No período de 30/07 a 28/12/2012 estará indisponível à operação, devido à
utilização dos TCs deste filtro, em substituição aos TCs dos filtros n.º 08 e n.º 09,
que apresentaram vazamento. Após revisão dos TCs danificados ocorrerá o
retorno do filtro n.º 10 à operação.
Unidades Geradoras
Durante o mês de Outubro existem as seguintes solicitações de manutenção
para unidades geradoras, cuja viabilidade será avaliada pelo ONS:

Quadro 2.3.2-1: Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Sul e MS
UHE G. B. Munhoz 3 01/10/2012 a 09/10/2012
UHE G. J. Richa 4 23/10/2012 a 31/10/2012
UHE G. N. Braga
1 01/10/2012 a 05/10/2012
4 22/10/2012 a 22/11/2012
UHE Salto Santiago 1 17/10/2012 a 21/10/2012
UHE Itá
1 15/10/2012 a 24/10/2012
2 15/10/2012 a 13/11/2012
UHE G. P. Souza
1,2,3 e 4 17/07/2012 a 16/10/2012
1 17/10/2012 a 16/04/2013
UHE Fundão 1 24/10/2012 a 25/10/2012
UHE Santa Clara 2 22/10/2012 a 30/11/2012
UHE Foz do Chapecó
1 24/09/2012 a 08/10/2012
2 15/10/2012 a 29/10/2012
UHE Monte Claro
1 24/09/2012 a 30/11/2012
2 24/09/2012 a 30/11/2012
UHE Passo Real 1 15/10/2012 a 19/10/2012
UHE Itaúba
3
20/10/2012 a 21/10/2012
4
UHE Jacuí 5 01/10/2012 a 05/10/2012
UTE Jorge Lacerda
3 30/09/2012 a 14/10/2012
6 20/10/2012 a 14/11/2012
UTE São Jerônimo 1 01/03/2010 a 31/12/2012
UTE P. Médici 1 01/09/2011 a 31/12/2012
UTE Charqueadas 1 17/09/2012 a 31/10/2012

2.3.3 Região Norte/Nordeste
 LT 69 kV Fortaleza/Delmiro Gouveia 02J4
Intervenção informada. Período de 26/08/2012 até 26/11/2012.
 CS 30/-15 Mvar da SE Bom Jesus da Lapa
Fora de operação desde 03/01/2009. Previsão de retorno 30/11/2012.
 CS1 100/-70 Mvar P.Dutra
Fora de operação desde 09/08/2012. Previsão de retorno 06/11/2012.
 CS2 100/-70 Mvar P.Dutra
Intervenção informada. Período: 15/10/2012 a 06/02/2013.
Transformadores
 TR 230/69 kV Cic. Dantas TR1 e TR2
 TR 230/138kV Miranda II
 TR 230/13,8kV P.Dutra
Unidades Geradoras
Durante o mês de outubro estarão indisponíveis à operação para manutenção,
as seguintes unidades geradoras:
Quadro 2.3.3-1: Previsão de indisponibilidade de unidades geradoras no Sistema Norte / Nordeste
UHE Boa Esperança UG4 De 02/07/2012 até 28/02/2013
UHE Boa Esperança UG3 De 02/07/2012 até 28/02/2013
UHE Paulo Afonso I 01G2 De 06/02/2012 até 23/11/2012
UHE Paulo Afonso II 01G1 De 17/09/2012 até 31/10/2013
UHE Paulo Afonso IV 01G1 De 22/10/2012 até 21/12/2012
UHE Sobradinho 01G4 De 10/09/2012 até 10/10/2012
UHE Tucurui UG5 De 27/08/2012 até 10/10/2012
UHE Curuá Una UG 2 De 10/09/2012 até 14/11/2012
UTE Camaçari 01G2 De 17/09/2011 até 14/12/2012

2.4 Atendimento à Ponta de Carga do Sistema
Considerando os cenários de carga e geração previstos para o mês de outubro
de 2012, não são esperadas dificuldades para o atendimento à ponta de carga
do sistema.
2.5 Intercâmbios entre Regiões
Permanecem válidos os limites descritos no Relatório de Diretrizes para
Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de
2012, a exceção daqueles atualizados neste documento.

3 GERAÇÃO TÉRMICA
3.1 Despachos Previstos por Restrição Elétrica
Os despachos mínimos de geração térmica consideram montantes adicionais por
restrições elétricas em relação aos valores mínimos para conservação de
equipamentos e/ou contratos de combustíveis, ressaltando que os despachos
mínimos poderão ser revisados na programação diária da operação
eletroenergética, em virtude das previsões de carga e geração e de alterações
topológicas do SIN.
 Complexo Termelétrico Jorge Lacerda
As tabelas a seguir indicam (destacados em negrito) os despachos térmicos
mínimos necessários em regime normal de operação, para atendimento aos
requisitos elétricos da rede na condição (N-1). Considera-se ainda, para a
determinação da configuração mínima necessária, o mínimo custo operacional
do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda. Os valores foram calculados tendo
como base as diretrizes indicadas no submódulo 23.3 dos Procedimentos de
Rede do ONS.
Tabela 3.1-1: Geração térmica mínima no Complexo Jorge Lacerda para atendimento às restrições elétricas
Despacho de Geração
Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW)
Configuração Total Configuração Total Configuração Total
- 1M - - 33 - - - - -
1P - - - 25
- 2M - - 66 - - - - -
1P 1M - - 58 - - - - -
2P - - - 50 - - - - -
- - 1G - 80 - - - - -
1P 2M - - 91 - - - - -
2P 1M - - 83 - - - - -
- 1M 1G - 113 - 1M 1G - 113 - - - - -
1P - 1G - 105 1P - 1G - 105 - - - - -
2P 2M - - 116 2P 2M - - 116 - - - - -
- 2M 1G - 146 - 2M 1G - 146 - - - - -
1P 1M 1G - 138 1P 1M 1G - 138 - - - - -
2P - 1G - 130 2P - 1G - 130 - - - - -
- - - 1GG 180 - - - 1GG 180 - - - - -
- - 2G - 160 - - 2G - 160 - - - - -
1P 2M 1G - 171 1P 2M 1G - 171 - - - - -
2P 1M 1G - 163 2P 1M 1G - 163 - - - - -
- 1M - 1GG 213 - 1M - 1GG 213 - - - - -
1P - - 1GG 205 1P - - 1GG 205 - - - - -
- 1M 2G - 193 - 1M 2G - 193 - - - - -
1P - 2G - 185 1P - 2G - 185 - - - - -
2P 2M 1G - 196 2P 2M 1G - 196 - - - - -

Despacho de Geração
Pesada (MW) Média (MW) Leve/Mínima (MW)
- 2M - 1GG 246 - 2M - 1GG 246 - - - - -
2P - - 1GG 230 2P - - 1GG 230 - - - - -
- 2M 2G - 226 - 2M 2G - 226 - - - - -
1P 1M 2G - 218 1P 1M 2G - 218 - - - - -
2P - 2G - 210 2P - 2G - 210 - - - - -
- - 1G 1GG 260 - - 1G 1GG 260 - - - - -
Notas:
1. Considerando a carga máxima prevista e a configuração de geração mínima apresentada (destacada em negrito), a
execução do controle de tensão na região de influência na condição (N-1) implica na necessidade da utilização de
todos os recursos disponíveis, conforme recomendados no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do
Sistema Interligado Nacional com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012.
2. O valor indicado de geração para o Complexo Jorge Lacerda é o necessário para evitar o corte de carga por
subtensão na contingência / indisponibilidade da LT 230 kV Lajeado Grande - Forquilhinha.
3. A unidade 3 do Complexo Jorge Lacerda tem previsão para realizar manutenção no período de 30/09 a 14/10/2012.
4. A unidade 6 do Complexo Jorge Lacerda tem previsão para realizar manutenção no período de 20/10 a 14/11/2012.
 UTE P. Médici (A e B) e UTE Candiota III (C)
A tabela a seguir indica (destacados em negrito) os despachos térmicos mínimos
necessários em regime normal de operação, para atendimento aos requisitos
elétricos da rede na condição (N-1). Considera-se ainda, para a determinação da
configuração mínima necessária, o mínimo custo operacional para a UTE P.
Médici e Candiota III. Os valores foram calculados tendo como base as diretrizes
indicadas no submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.
Tabela 3.1-2: Geração térmica mínima necessária na UTE P. Médici e na UTE Candiota III para atendimento às
restrições elétricas
Despacho de Geração(1)(2)(3)(4)
Pesada (MW) Média (MW) Leve e Mínima (MW)
0 0 0 0
1A - - 25
2A - - 50 2A - - 50 2A - - 50
- - 1C 175 - - 1C 175 - - 1C 175
- 1B - 90 - 1B - 90 - 1B - 90
1A - 1C 200 1A - 1C 200 1A - 1C 200
1A 1B - 115 1A 1B - 115 1A 1B - 115
2A - 1C 225 2A - 1C 225 2A - 1C 225
2A 1B - 140 2A 1B - 140 2A 1B - 140
- 1B 1C 265 - 1B 1C 265 - 1B 1C 265
- 2B - 180 - 2B - 180 - 2B - 180
1A 1B 1C 290 1A 1B 1C 290 1A 1B 1C 290
1A 2B - 205 1A 2B - 205 1A 2B - 205
2A 1B 1C 315 2A 1B 1C 315 2A 1B 1C 315

Despacho de Geração(1)(2)(3)(4)
Pesada (MW) Média (MW) Leve e Mínima (MW)
2A 2B - 230 2A 2B - 230 2B 2B - 230
- 2B 1C 355 - 2B 1C 355 - 2B 1C 355
1A 2B 1C 380 1A 2B 1C 380 1A 2B 1C 380
2A 2B 1C 405 2A 2B 1C 405 2A 2B 1C 405
Notas:
1. Segundo informações da Eletrobras CGTEE, as indisponibilidades e as limitações das unidades geradoras da UTE
P. Médici para este mês são as seguintes:
- P. Médici A - UG 1 = indisponível durante todo o mês.
- P. Médici A - UG 2 = limitada em 50 MW.
- P. Médici B - UG 3 = limitada em 100 MW.
- P. Médici B - UG 4 = limitada em 100 MW.
2. O valor indicado de geração para as UTE P. Médici e Candiota III é o necessário para evitar o corte de carga por
subtensão na contingência / indisponibilidade dos seguintes equipamentos:
- Carga Pesada: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV Quinta – Pelotas 3.
- Carga Média e Leve: LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3.
3. Caso ocorra exportação via C.F. Rivera e/ou C.F. Uruguaiana, os valores da geração térmica mínima na UTE P.
Médici e Candiota III somente se alteram para a carga pesada de sábado, qual seja: 1A+1C=200MW.
4. Para realização da exportação via C.F. Rivera e/ou C.F. Uruguaiana é necessário o atendimento às diretrizes
incluídas nos itens 3.1.1, 3.1.2 e 3.1.3 – Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai e
Argentina via C.F. Rivera e/ou C.F. Uruguaiana.
Observações:
a) O valor de despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e a
configuração de máquinas apresentada na Tabela 3.1-1, foi dimensionado para
atender à seguinte contingência / indisponibilidade mais crítica:
 No patamar de carga pesada, média e leve: LT 230 kV Lageado
Grande - Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).
Os valores de geração são os mínimos necessários no Complexo de Jorge
Lacerda para evitar tensões abaixo de 90% nos barramentos de 13,8 kV
deste complexo, assim como nos barramentos de 69 kV e 230 kV da área Sul
de Santa Catarina (SE Forquilhinha e Siderópolis), quando de contingências
simples.
Para a condição de indisponibilidade de elementos, considera-se como
critério, a obtenção de valores mínimos de tensão de 90% nas barras de
230 kV e de 95% nos barramentos de 13,8 kV do Complexo de Jorge
Lacerda, desde que atendida a tensão mínima da faixa operativa
recomendada, nos respectivos períodos, para as barras de fronteira com a
Rede Básica (barras controladas de 138 kV e 69 kV).
Ressalta-se ainda, que para a determinação da configuração mínima de
unidades foi considerado o menor custo operacional para o sistema, bem
como eventuais indisponibilidades programadas de unidades geradoras nesta
UTE.

b) O despacho mínimo na UTE P. Médici e na UTE Candiota III apresentado na
tabela 3.1-2, foi dimensionado para atender às seguintes contingências /
indisponibilidades:
 Patamar de carga média e leve, havendo ou não exportação via C. F.
de Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV
Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).
 Patamar de carga pesada, havendo ou não exportação via C. F. de
Rivera e/ou via C. F. de Uruguaiana: contingência da LT 230 kV
Guaíba 2 – Pelotas 3 ou da LT 230 kV Quinta – Pelotas 3 (subtensão
na região Sul do Rio Grande do Sul).
Ressalta-se ainda, que para a determinação da configuração mínima de
unidades foi considerado o menor custo operacional para o sistema, bem
como eventuais indisponibilidades programadas de unidades geradoras nesta
UTE.
c) Não será necessário o despacho na UTE Charqueadas por razões elétricas.
d) Não será necessário despachar as UTE Araucária, UTE Sepé Tiaraju, UTE
W. Arjona e UTE Uruguaiana por razões elétricas.
3.1.1 Procedimentos para operação com exportação de energia para o Uruguai
via Conversora de Frequência de Rivera
Carga pesada, média, leve e mínima:
É possível a realização da exportação de energia para o Uruguai, via Conversora
de Frequência de Rivera, desde que respeitada a geração mínima por restrições
elétricas indicada para as UTE P. Médici e UTE Candiota III, conforme descrito
na Tabela 3.1-2.
3.1.2 Procedimentos para operação com exportação de energia para a Argentina
via Conversora de Frequência Uruguaiana
É possível a realização da exportação de energia para a Argentina, via
Conversora de Frequência Uruguaiana, desde que respeitada a geração mínima
por restrições elétricas indicada para as UTE P. Médici e UTE Candiota III,
conforme descrito na Tabela 3.1-2.

3.1.3 Procedimentos para operação com exportação simultânea de energia para
o Uruguai via Conversora de Freqüência de Rivera e para a Argentina via
Conversora de Frequência de Uruguaiana.
É possível a realização da exportação de energia para o Uruguai e Argentina, via
Conversora de Frequência de Rivera e Uruguaiana, desde que respeitada a
geração mínima por restrições elétricas indicada para as UTE P. Médici e UTE
Candiota III, conforme descrito na Tabela 3.1-2.

4 PREMISSAS CONSIDERADAS
a) A transferência de energia entre o Brasil e a Argentina através das
Conversoras de Freqüência de Garabi I e II foi considerada nula em todos os
patamares de carga.
b) A transferência de energia entre o Brasil e a Argentina através da Conversora
de Freqüência de Uruguaiana foi considerada nula em todos os patamares de
carga.
b) Foi considerada transferência de 72 MW, do Brasil para o Uruguai, através da
Conversora de Freqüência de Rivera, em todos os patamares de carga.
d) Para a montagem e análise dos casos de referência foram consideradas todas
as informações relatadas nos itens 2, 3 e 4.
Os intercâmbios a seguir considerados nos casos analisados são apresentados na
Tabela 4-1, que ilustra uma série de grandezas utilizadas no Sistema Interligado
Nacional, incluindo níveis de transferência para áreas geoelétricas, entre
subsistemas e nas interligações internacionais e ainda, a geração de Itaipu. Os
valores apresentados foram utilizados como referência nas simulações.
Tabela 4-1: Níveis de Transferência entre Regiões e Geração de Itaipu (MW)
Fluxos
Patamar de Carga
Pesada Média Leve Mínima
FSM 2229 -1952 -2866 -2564
FMG 5801 5500 3555 3501
FRS 2950 3000 780 780
RSUL -900 -700 -4500 -3350
FMT 286 101 464 244
RACRO 54 77 21 -65
FRJ 4633 4599 2283 1946
FNS 1303 -2988 -3000 -2543
FSENE 503 874 810 671
FNE 1508 1666 1470 1013
Exp.N 1965 -2031 -2262 -2152
Exp.SE 47 4572 4543 3837
RNE 2011 2540 2280 1684
RSE 7103 6948 8524 7397
FSE 6066 6211 5543 4830
ITAIPU 60Hz 6300 6300 5000 5000
Garabi I (ARG  BRA) 0 0 0 0
Garabi II (ARG  BRA) 0 0 0 0
Uruguaiana(ARGBRA) 0 0 0 0
Rivera (URU  BRA) -72 -72 -72 -72

Onde:
 FSM  Fluxo de potência ativa que sai do barramento 500 kV de Serra
da Mesa para a área Goiás-Brasília
 FCOSE + Paranaíba  Fluxo de potência ativa da região SE para a região
CO + Geração na Bacia do Paranaíba
 FMG  Fluxo de potência ativa para a área Minas Gerais
 FRS  Fluxo de potência ativa para o estado do Rio Grande do Sul
 FMT  Fluxo de potência ativa que sai do estado do Mato Grosso
 FRJ  Fluxo de potência ativa para a área Rio de Janeiro e E. Santo
 FNS  Fluxo de potência ativa na interligação Norte-Sul
 FSENE  Fluxo de potência ativa na interligação Sudeste-Nordeste
 FNE  Fluxo de potência ativa na interligação Norte-Nordeste
 Exp. N  Exportação pelo Norte
 Exp. SE Exportação pelo Sudeste para as regiões Norte e Nordeste
 RNE  Recebimento pelo Nordeste
 RSUL  Recebimento pelo Sul
 RSE  Recebimento pelo Sudeste
 FSE  Fluxo de potência ativa que sai do barramento 765 kV de
Ivaiporã para Itaberá
 RACRO  Fluxo de potência ativa medido nas LT 230 kV Jauru / Vilhena C1 e
C2, no terminal de Jauru e no sentido de Jauru para Vilhena.
As demandas utilizadas para cada patamar de carga são apresentadas no
item 6. Estas tabelas mostram os valores totalizados das cargas informadas
pelos Agentes, em cada região, e que foram consideradas nos estudos. São
apresentados, para os diferentes patamares, os valores da carga por empresa e
por região, bem como os valores totalizados do sistema.

5 CONCLUSÕES E ANÁLISES
As diretrizes operativas relativas ao mês em estudo estão contidas no Relatório
de Diretrizes para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com
Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012. No entanto, a seguir
são apresentados os principais pontos de destaque e as diretrizes que sofrerão
atualização para a operação durante o mês de outubro.
5.1 Desempenho em Regime Normal de Operação
5.1.1 Controle de Tensão
Região Sudeste/Centro-Oeste
Área São Paulo
No período de carga mínima, considerando uma geração reduzida nas usinas
ligadas ao tronco de 440 kV, bem como uma redução do número de unidades em
operação, poderá ser necessária a abertura de LT 440 kV, conforme descrito na
IO.ON.SE.4SP, para controle de tensão, mesmo depois de tomadas todas as
outras medidas (ligar reatores, desligar capacitores, comutação de tape de
transformadores, sobretudo da transformação 440/500 kV de Água Vermelha,
subexcitar os compensadores síncronos de Embu-Guaçu e Santo Ângelo);
Área Rio de Janeiro/Espírito Santo
Para os valores de FRJ previstos para o mês, da ordem de 2000 MW nos
períodos de carga leve e mínima, não se verificou necessidade de abertura de
circuitos para controle de tensão na área Rio de Janeiro / Espírito Santo, sendo
as medidas operativas existentes suficientes para auxiliar no controle de tensão.

Região Sul
Sistema de 525 kV
Carga Leve/Mínima
Dadas as diretrizes eletroenergéticas e os montantes de carga previstos, não são
previstas dificuldades para a execução do controle de tensão no sistema de
525 kV, considerando os recursos disponíveis, descritos no relatório de Diretrizes
para a Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional com Horizonte
Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012.
Como orientação geral, a medida de abertura de circuito(s) para controle de
tensão só poderá ser tomada em situações nas quais todos os demais recursos
disponíveis no SIN já tenham sido explorados de forma coordenada, incluindo a
solicitação da utilização dos recursos associados aos sistemas de distribuição.
Área Paraná
SE Guaíra 230/138 kV
Considerando a conclusão da manutenção do TR-2 138/34,5/13,8 kV da SE
Guaíra, que ocorreu em 23/09/2012, a COPEL informou que a faixa operativa de
tensão para o barramento de 138 kV desta subestação deverá ser alterado
conforme indicado na tabela a seguir:
Tabela 5.1.1-1: Alteração em faixas de tensão recomendada para barramentos controlados.
Barramento
Carga Pesada
(kV)
Carga Média
(kV)
Carga Leve
(kV)
Carga Mínima
(kV)
Guaíra 138 kV 136 – 145 136 – 145 134 – 140 134 – 140
Rio Grande do Sul
Região Oeste
Nos patamares de carga Leve e Mínima poderão ocorrer dificuldades para
controle de tensão (sobretensão) nesta região, até a entrada em operação do RE
30 Mvar na SE Livramento 2, prevista para o mês de novembro. Neste caso,
recomenda-se que, de acordo com a necessidade, sejam utilizadas as medidas
operativas definidas no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica com
Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012.

Região Nordeste
Área Leste
Adequar os limites inferiores das faixas de controle de tensão nas SE Recife II,
Angelim e Campina Grande II, para viabilizar o controle da tensão 230kV nas SE
Açu II e Alegria, assim como flexibilizar o limite inferior de tensão do 500 kV da SE
Messias.
Tabela 5.1.1-1: Alterações nas faixas do controle de tensão em função da demanda da área 500/230 KV da área
Leste do Nordeste
Subestação
Faixas de Tensão (kV)
Demanda da Área Leste (MW)
< 2200 Entre 2700 e 2200 > 2700
Recife II 220 a 230 222 a 235 227 a 240
Angelim 220 a 235 225 a 240 225 a 240
Messias 230 kV 230 a 242 (obs.1) 235 a 242 (obs.1) 235 a 242 (obs.1)
Campina Grande II 225 a 235 (obs.2) 225 a 240 (obs.2) 225 a 240 (obs.2)
Messias 500 kV 490 a 550
Obs.1. Face dificuldades na tensão da SE Penedo, manter em operação o maior número possível de BC 69 kV da SE Rio
Largo II. Caso não seja suficiente para manter a tensão da SE Penedo superior a 210 kV, elevar a tensão da SE Messias
para faixa superior e controlar as tensões nas SE Maceió e Rio Largo II em valor inferior a 242 kV.
Obs. 2. Observar a tensão na barra da SE Alegria para a mesma não ficar superior a 244 kV.
Vale salientar que o Agente New Energy Options informou que a tensão na barra da
SE Alegria 230 kV não pode ultrapassar 244 kV.

5.1.2 Controle de Carregamento
5.1.2.1 Região Nordeste
Área Sul
Sul da Bahia
No período de carga pesada (dia útil, sábado e domingo), a demanda do Sul da
Bahia (DSBA) prevista será superior a 630 MW, sendo necessário o despacho de
geração na UHE Itapebi para controle da inequação que visa evitar colapso de
tensão no Sul da Bahia em caso de contingência simples em equipamentos. Em
caso de indisponibilidade da geração do consumidor Veracel nesse período, haverá
necessidade de geração adicional em Itapebi, tanto no período de carga pesada
quanto nos períodos de carga média de dia útil e sábado.
5.1.3 Equipamentos com carregamento elevado no SIN
Considerando as diretrizes eletroenergéticas e a carga prevista, são esperados
carregamentos iguais ou superiores a 95% da capacidade nominal nos
equipamentos da rede básica, conforme apresentados na tabela a seguir:
Tabela 5.1.3-1: Equipamentos com Carregamento Elevado no SIN
EQUIPAMENTO ESTADO
TR 345/88 kV – 400 MVA Nordeste SP
LT 230 kV Barro Alto – Itapaci GO
LT 230 kV Anhanguera - Carajás GO
TR 345/230 kV – 225 MVA Brasília Sul DF
LT 230 kV Salto Osório – Foz do Chopim(1)
PR
LT 230 kV Monte Claro – Farroupilha(3)
RS
AT 1 230/138 kV – 150 MVA SE Taquara RS
TR 1 230/138 kV – 150 MVA SE P. Real (2) RS
TR 1 e 2 230/69/13,8 kV – 83 MVA SE Porto Alegre 6 RS
TR 1 e 2 230/69/13,8 kV – 83 MVA SE Porto Alegre 10 RS
TR 5 230/23 kV – 50 MVA SE Scharlau RS
TR 1 230/23 kV – 50 MVA SE Canoas 1 RS
TR 230/69 kV - 100 MVA SE Abaixadora BA
TR 230/69 kV - 100 MVA SE Cotegipe 04T4 BA
TR-1 230/69 kV – 88 MVA SE Farroupilha RS
TR-2 230/69 kV – 88 MVA SE Farroupilha RS
TR 230/13,8 kV – 33 MVA 04T1 SE Teresina PI
TR 230/69 kV - 100 MVA SE Fortaleza CE
TR 230/69 kV - 100 MVA SE Mussuré 04T4 PB
Notas:
1. Quando de operação com despachos elevados nas UHE Salto Osório, Foz do Chapecó, Passo Fundo e Monjolinho.
2. Pode apresentar sobrecarga em regime normal de operação nos períodos de carga leve e mínima, quando de
operação com despacho elevado na UHE Jacuí e nas PCH Ernesto Jorge Dreher e Eng° Henrique Kotzian.
3. Quando de operação com despacho elevado nas UHE Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho.

5.2 Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema
5.2.1 Análise de Segurança
Os limites de transferência de energia entre as regiões foram definidos de acordo
com os critérios constantes nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema
suportará, sem perda de carga e/ou violações inadmissíveis de tensão ou
carregamento, qualquer contingência simples.
No entanto, com o objetivo de analisar a segurança do SIN e de seus
equipamentos foram estabelecidas algumas inequações que visam evitar
violação em equipamentos quando de contingências simples e, em casos
especiais, de contingências duplas. Estas inequações foram estabelecidas em
estudos anteriores e constam no Relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica
com Horizonte Quadrimestral – Setembro a Dezembro de 2012 e são
monitoradas no processo de validação diária da programação e na operação em
tempo real do sistema elétrico.
A reavaliação, que visa identificar a necessidade de alteração de alguma destas
inequações e/ou inclusão de novas, foi realizada utilizando os casos base do
mês em estudo.
São citadas as seguintes inequações que, com base nos casos de referência e
considerando os cenários de cargas e gerações previstos para o mês,
apresentaram resultados iguais ou superiores a 90% de seus limites:
 Tendência de violação dos limites operativos da LT 230 kV Monte Claro -
Farroupilha C1 ou C2, quando da contingência LT 230 kV Monte Claro -
Farroupilha C2 ou C1, em todos os períodos de carga, em situações que
o SEP para controle de carregamento desta LT esteja fora de operação.
 Tendência de violação dos limites operativos da LT 230 kV Salto Osório -
Foz do Chopim, quando da contingência da LT 230 kV Salto Osório -
Cascavel, em todos os períodos de carga, em situações que o SEP para
controle de carregamento desta LT esteja fora de operação.
 Tendência de violação dos limites operativos da LT 230 kV Salto Osório -
Foz do Chopim, quando da contingência da LT 525 kV Salto Caxias –
Cascavel Oeste, em todos os períodos de carga, em situações que o SEP
para controle de carregamento desta LT esteja fora de operação.

Observação:
As inequações citadas acima são somente aquelas que apresentaram violação
ou tendência de violação baseando-se nos casos de referência. Vale ressaltar
que a ocorrência de cargas, intercâmbios e despachos de geração e topologias
diferentes dos previstos poderão resultar na violação de inequações não listadas
acima. Durante o processo da validação diária da programação eletroenergética,
estas violações serão identificadas e as restrições atendidas.

5.3 Contingências simples e duplas na Rede Básica que podem acarretar em
cortes de carga em função de sobrecargas e/ou subtensões
Devido às restrições em alguns pontos do SIN, características topológicas e em
função das condições de carga, algumas contingências simples na Rede Básica
poderão conduzir a cortes de carga. O corte pode ser necessário para reduzir a
sobrecarga decorrente da perda de circuitos ou de transformadores, na
transformação remanescente ou em circuitos remanescentes. Outra condição
que pode requerer corte de carga como medida corretiva refere-se à ocorrência
de subtensões que implicam no comprometimento da qualidade da energia
suprida. Contingências de linhas de transmissão que suprem consumidores de
forma radial ou que possuem subestações em derivação implicarão na
interrupção de fornecimento, sendo a causa decorrente da topologia da rede.
Ressalta-se que o corte de carga pode ser efetuado de forma manual ou devido
à atuação de ECE.
Cabe registrar que os efeitos têm repercussão local, não tendo reflexos para o
restante do sistema. Essas contingências estão a seguir relacionadas:
Região Sudeste/Centro-Oeste
Área Rio de Janeiro / Espírito Santo
Tabela 5.3.1-1a – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área RJ/ES
Contingência Motivo
TR 230/138 kV – 300 MVA SE Mascarenhas
Sobrecarga inadmissível no TR 230/138 kV – 150 MVA
da SE Verona, que com o seu desligamento pode
causar corte de carga por subtensão no ES.
Tabela 5.3.1-1b – Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área RJ/ES
LT 500 kV Adrianópolis – Grajaú e Grajaú – Zona
Oeste
Sobrecargas inadmissíveis que levam a atuação de
proteção e consequente corte de carga.
LT 500 kV Adrianópolis – São José e Angra – São
José
Atuação imediata do 1o
estágio do ECE de Perda Dupla.

Área São Paulo
Tabela 5.3.1-2a – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área SP
1 Transformador 440/138 kV – 150 MVA da SE Cabreúva Sobrecarga no TR remanescentes.
1 Transformador 440/138 kV – 150 MVA da SE Bom Jardim Risco de corte de carga por subtensão.
1 Transformador 440/138 kV – 300 MVA da SE Taquaruçu Risco de corte de carga por subtensão.
1 Transformador 345/88 kV – 400 MVA da SE Milton Fornasaro Sobrecarga nos TR remanescentes.
1 Transformador 345/88 kV – 400 MVA da SE Nordeste Sobrecarga nos TR remanescentes.
1 Transformador 345/88 kV – 400 MVA da SE Sul
Sobrecarga no TR remanescente e atuação
do ECE.
1 Transformador 230/88 kV – 150 MVA da SE Pirituba Sobrecarga nos TR remanescentes
LT 345 kV Guarulhos – Nordeste
Sobrecargas na LT 345 kV Nordeste – Mogi
e atuação de ECE.
LT 345 kV Mogi – Nordeste
Risco de corte de carga por subtensão e
sobrecarga na LT 345 kV Guarulhos –
Nordeste
Tabela 5.3.1-2b – Contingências Duplas que podem causar corte de carga na Área SP
LT 440 kV M. Mirim – Sto. Ângelo e M. Mirim – Araraquara
Sobrecarga na rede de 138 kV adjacente
LT 440 kV Araras – Sto. Ângelo e M. Mirim – Araraquara
LT 345 kV Itapeti – Mogi C1 e C2
Sobrecarga no transformador 345/230kV de
Itapeti e na LT 230 kV Itapeti – Mogi
LT 345 kV Baixada Santista – Tijuco Preto – Em 2 dos 3 circuitos Sobrecarga inadmissível no remanescente.
LT 345 kV Leste – Tijuco Preto – Em 2 dos 3 circuitos Sobrecarga inadmissível no remanescente.
LT 345 kV Xavantes – Bandeirantes – Em 2 dos 3 circuitos Sobrecarga inadmissível no remanescente.
LT 345 kV Baixada Santista – Sul e Embu Guaçu – Sul
Topologia de Rede – Perda total de carga
da SE Sul
LT 345 kV Leste – Ramon Reberte Filho C1 e C2
da SE Ramon Reberte Filho.
LT 345 kV Norte – Guarulhos C1 e C2
Topologia de Rede – Perda total da carga
das SE Norte e Miguel Reale.
LT 345 kV Norte – Miguel Reale C1 e C2
da SE Miguel Reale.
LT 345 kV Guarulhos – Nordeste e Nordeste – Mogi
da SE Nordeste
LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba C1 e C2
da SE Pirituba
LT 230 kV Anhanguera – Centro C1 e C2
da SE Centro

Área Minas Gerais
Tabela 5.3.1-3 – Contingências que podem causar corte de carga na Área MG
Transformador 230/13,8 kV – 33 MVA da SE Itabira
Topologia da Rede.
Transformador 230/69 kV – 66 MVA da SE Itabira
Transformador 230/13,8 kV – 2x33 MVA da SE Gov. Valadares 2
Transformador 230/13,8 kV – 33 MVA da SE Conselheiro Pena
Transformador 230/13,8 kV – 33 MVA da SE Ipatinga 1
Transformador 230/138 kV – 225 MVA da SE Ipatinga 1
Transformador 230/161 kV – 150 MVA da SE Ipatinga 1
Transformador 230/13,8 kV – 2x33 MVA da SE Timóteo
Transformador 230/69 kV – 62 MVA da SE Acesita
Transformador 345/138 kV – 150 MVA da SE Barbacena Sobrecarga no TR remanescente
Transformador 345/230 kV – 225 MVA da SE Irapé Topologia de Rede – Subtensão com risco de corte
de carga na Região atendida por estes
Transformadores.Transformador 230/138 kV – 225 MVA da SE Araçuaí
LT 500 kV Bom Despacho – São Gonçalo do Pará
Sobrecargas na LT 345 kV Ouro Preto 2 – Taquaril e
nos transformadores 345/138 kV de Barreiro.
Afundamento de tensão na região da Mantiqueira
com destaque para o barramento de 138 kV de Ouro
Preto 2
LT 500 kV São Gonçalo do Pará – Ouro preto 2
LT 230 kV Mesquita – Ipatinga Sobrecarga no circuito remanescente
LT 230 kV Aimorés – Governador Valadares 2 Interrupção de carga no tape Conselheiro Pena
LT 230 kV Irapé - Araçuai
Topologia de Rede – Subtensão com elevado risco
de corte de carga na região atendida pela SE 230 kV
de Araçuaí
LT 230 kV Acesita – Ipatinga 1
Atuação do ECE da UHE Sá Carvalho, ilhando a
usina com as cargas essenciais da Acesita e
provocando interrupção à SE Timóteo
LT 230 kV Ipatinga – Usiminas1
Topologia da Rede – Característica Radial.LT 230 kV Mesquita – Usiminas2
LT 230 kV Itumbiara - Paranaíba

Área Goiás/Brasília
Tabela 5.3.1-4 – Contingências que podem causar corte de carga na Área GO/BR
Transformador 230/13,8 kV – da SE Codemin.
Topologia da rede - configuração radial.
Transformador 230/138 kV – 1 x 225 MVA da SE Carajas
Transformador 230/138 kV – 1 x 225 MVA da SE Pirineus.
Transformador 345/13,8 kV – 1 x 50 MVA da SE B. Sul.
Transformador 230/13,8 kV – 1 x 75 MVA da SE B. Sul.
Transformador 230/13,8 kV da SE N. Tocantins.
Transformador 230/13,8 kV – 2 x 50 MVA + 1 x 36 MVA da SE
Goiânia Leste.
Transformador 230/69 kV – 50 MVA da SE Anhanguera.
Transformador 230/138 kV – 3x150MVA da SE Xavantes.
Sobrecarga no transformador remanescente com
risco de corte de carga
Transformador 230/138 kV – 2 x 100 MVA da SE Anhanguera.
Sobrecarga elevada no transformador remanescente
e risco de atuação de ECE com corte de carga
LT 230 kV Itumbiara – Paranaíba.
Topologia da Rede
LT 230 kV Niquelândia – N.Tocantins e Niquelândia – Codemin.
LT 230 kV Barro Alto – Itapaci.
LT 230 kV M. Maraca – Itapaci.
LT 230 kV Barro Alto – B. Sul (Tape Águas Lindas)
Afundamento de tensão na região com risco de
atuação de SEPs de corte de carga por subtensão.
Interrupção do suprimento à SE àguas Lindas 230/69
kV, conectada por TAPE.
LT 230 kV Serra da Mesa – Niquelândia
Subtensões na região de Niquelândia, Barro Alto e
consumidores Votorantin e Mineração Maracá.
Atuação de SEP com corte de carga.
LT 230 kV Anhanguera – Palmeiras
Corte de carga na SE Palmeiras e sobrecargas
inadmissívies nos trafos 230/138 kV – 3x150 MVA de
Xavantes.
LT 230 kV Anhanguera – C. Dourada (Tape Planalto). Corte de carga na SE Planalto.
LT 230 kV Anhaguera – Goiânia Leste Sobrecarga na LT 230 kV Xavantes – Bandeirantes
LT 230 kV B. Sul – Pirineus
Sobrecarga nos transformadores 345/230 kV da SE
Bandeirantes
LT 230 kV C. Brava – Serra da Mesa Sobrecarga no circuito remanescente
LT 230 kV Barro Alto – Niquelândia
Sobrecarga na LT 230 Barro Alto – B. Sul (Tape
Águas Lindas
Área Mato Grosso
Tabela 5.3.1-5: Contingências da Rede Básica que podem causar corte de carga na Área MT
LT e TR 230 kV a partir da SE Nova Mutum Topologia da rede – configuração radial

Área Acre / Rondônia
Tabela 5.3.1-6 – Contingências Simples que podem causar corte de carga na Área ÁC/RO
LT 230 kV Vilhena – Pimenta Bueno
Topologia de Rede – Atuação do ECE de corte de carga da
região para manter o equilíbirio entre carga e geração do sistema
isolado.
LT 230 kV Pimenta Bueno – Ji-Paraná
LT 230 kV Porto Velho – Abunã
LT 230 kV Abunã – Rio Branco
LT 230 kV Ji-Paraná – Samuel (Tapes Jaru e
Ariquemes)
Topologia de Rede – Atuação do ECE e interrupção das cargas
atendidas pelos tapes de Jaru e Ariquemes.
TR 500/230kV SE Coletora Porto Velho
Topologia de Rede – Atuação do ECE. Caso haja operação fora
da região de segurança, poderá ocorrer a atuação do ERAC na
região.
Região Sul
Área Paraná
Tabela 5.3.1-7: Contingências na Rede Básica na Área PR que podem causar corte de carga
LT 230 kV Bateias – Ponta Grossa Sul Subtensão na região de Ponta Grossa.
LT 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra
Subtensão na região de Guaíra, Cascavel (PR) e
nas SE Navirai e Eldorado (MS).
LT 230 kV Figueira - UHE Mauá(1) Topologia de rede – configuração radial do
atendimento ao Consumidor Livre Klabin.
LT 230 kV Gralha Azul – Cisa Topologia de rede – configuração radial.
SE Areia – TR 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA Topologia de rede – configuração radial no 13,8 kV.
SE Figueira – TR 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA Topologia de rede – configuração radial no 13,8 kV.
SE Gov. Parigot de Souza – TR 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA Topologia de rede – configuração radial no 13,8 kV.
SE P. Grossa Norte – TR 1 230/34,5/13,8 kV – 48 MVA
Topologia de rede – configuração radial na média
tensão.
SE P. Grossa Norte – TR 2 230/34,5/13,8 kV – 2 48 MVA
Topologia de rede – configuração radial na baixa
tensão.
SE P. Grossa Sul – TR 1 230/34,5/13,8 kV – 48 MVA
tensão.
SE P. Grossa Sul – TR 3 230/34,5/13,8 kV – 48 MVA
tensão.
SE São Mateus do Sul – TR 1 230/34,5/13,8 kV – 31 MVA
tensão.
SE São Mateus do Sul – TR 2 230/34,5/13,8 kV – 31 MVA
tensão.
SE Campo Comprido – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA
tensão.
SE Campo do Assobio – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA
tensão.
SE Cidade Industrial de Curitiba – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA
tensão.
SE Dist. Ind. São José dos Pinhais – TR 230/13,8 kV - 2 x 50 MVA
tensão.
Nota:
1. Até a entrada em operação da UHE Mauá, prevista para 15/10/2012, quando a LT 230 kV UHE Mauá – Jaguariaíva será
ligada.

Área Santa Catarina
Tabela 5.3.1-8: Contingências na Rede Básica na Área SC que podem causar corte de carga
SE Xanxerê – Contingência do TR 3 e do TR 4 230/138 kV – 2 x 150
MVA
Sobrecarga nos TRs remanescentes e atuação de
ECE(1)
LT 230 kV Forquilhinha – Lajeado Grande e LT 230 kV Forquilhinha
– Siderópolis
Subtensão na região Sul de Santa Catarina (SE
Forquilhinha).
Nota:
1. Considerando geração reduzida nas pequenas usinas da região de Xanxerê e na UHE Quebra Queixo e geração elevada
nas UHE Foz do Chapecó, Salto Osório, Passo Fundo e Monjolinho.
Área Rio Grande do Sul
Tabela 5.3.1-9: Contingências na Rede Básica que podem causar corte de carga na Área RS
SE Alegrete 2 – TR 230/69 kV – 1 x 83 MVA Subtensão na região de Alegrete.
SE Porto Alegre 6 – TR 230/69/13,8 kV - 2 x 83 MVA Atuação de ECE de corte de carga.
SE Porto Alegre 10 - TR 230/69 kV - 2 x 83 MVA Atuação de ECE de corte de carga.
SE UHE Passo Real – TR 230/138 kV – 1 x 150 MVA
Sobrecarga inadmissível na LT 69 kV Alegrete 2 – Alegrete
e no TR 230/69 kV da SE Alegrete 2.
SE Taquara – TR 230/138 kV – 150 MVA
Sobrecarga inadmissível na LT 138 kV Canoas 3 –
Cachoeirinha 1.
SE Caxias 2 – TR 230/69 kV – 165 MVA (3) Sobrecarga na LT 69 kV Caxias 5 – Caxias 2 e TR 230/69
kV da SE Caxias 5, com atuação de ECE de corte de carga.
SE Caxias 5 – TR 230/69 kV – 165 MVA (3) Sobrecarga no TR 230/69 kV da SE Caxias 2, com atuação
de ECE de corte de carga.
SE Farroupilha – TR 230/69 kV – 2 x 88 MVA
Sobrecarga no TR remanescente e atuação de ECE de corte
de carga.
SE Guarita – TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA
Sobrecarga no TR remanescente que poderá levar a
atuação da proteção de sobrecorrente, considerando
geração nula nas PCHs da região.
SE Garibaldi – TR 230/69/13,8 kV – 2 x 83 MVA Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.
SE Pelotas 3 –TR 230/13,8 kV – 2 x 83 MVA Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.
SE Santa Maria 3 – TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.
LT 230 kV Farroupilha – Garibaldi 1 Topologia da rede – configuração radial (SE Garibaldi 1).
LT 230 kV Porto Alegre 6 – Porto Alegre 13
Topologia da rede – configuração radial (SE Porto
Alegre 13).
SE Campo Bom – TR 230/23 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 23 kV.
SE Canoas 1 – TR 230/23 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Caxias 5 – TR 230/13,8 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.
SE Charqueadas – um dos TR 230/69/13,8 kV – 2 x 88 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Cidade Industrial – TR 230/23 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 23 kV.
SE Eldorado do Sul – TR 230/23 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Gravataí 2 –TR 230/23 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Gravataí 3 – TR 230/69 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Lagoa Vermelha 2 – TR 230/138 kV – 1 x 150 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Livramento 2 – TR 230/69/13,8 kV – 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.

SE Porto Alegre 4 – TR 230/13,8 kV – 5 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.
SE Porto Alegre 6 – TR 230/13,8 kV – 1 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Porto Alegre 13 – TR 230/13,8 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – configuração radial no 13,8 kV.
SE Quinta – TR 230/69 kV – 2 x 165 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Quinta – TR 230/138 kV – 2 x 50 MVA Topologia da rede – disjuntores comuns.
SE Santa Marta – TR 230/138 kV – 2 x 75 MVA Topologia da rede – disjuntor comum na AT.
SE Santa Marta – TR 230/69 kV – 83 MVA Topologia da rede – configuração radial.
SE Scharlau – TR 230/23 kV – 50 MVA Topologia da rede – configuração radial.
LT 230 kV Guaíba 2 – Porto Alegre 9 Topologia da rede (SE Eldorado conectada em derivação)
LT 230 kV Cidade Industrial – Porto Alegre 9 C1 Topologia da rede (SE Canoas 1 conectada em derivação)
LT 230 kV Gravataí 3 – Osório 2 Topologia da rede (SE Fibraplac conectada em derivação).
LT 230 kV Alegrete 2 – Santa Maria 3
Topologia da rede (SE São Vicente do Sul conectada em
derivação).
LT 230 kV Polo Petroquímico – Nova Santa Rita e Cidade
Industrial – Polo Petroquímico C1
Subtensão na região do Pólo Petroquímico.
LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 10 e LT 230 kV Porto
Alegre 4 – Porto Alegre 6(1) Subtensão na região de Porto Alegre.
LT 230 kV Porto Alegre 4 – Porto Alegre 6 e LT 230 kV
Porto Alegre 4 – Porto Alegre 10(1) Topologia de rede.
LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C3 e LT 230 kV
Gravataí 2 – Porto Alegre 10(1)
Sobrecarga na LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C.1 e
C.2
LT 230 kV Cidade Industrial – Porto Alegre 9 C1 e C2 (2)
LT 230 kV Nova Santa Rita – Scharlau 2 C1 e C2
Sobrecarga inadmissível nas LT de 138 kV entre Cidade
Industrial e Scharlau.
LT 230 kV Gravataí 3 – Alântida 2 e LT 230 kV Osório 2 –
Atlântida 2
Topologia da rede – configuração radial (SE Atlântida 2).
Notas:
1. Durante a indisponibilidade da LT 230 kV P. Alegre 9 – P. Alegre 4.
2. Após a perda dos 2 circuitos da LT 230 kV C.Industrial – P. Alegre 9 (14,8 km em circuito duplo) ocorrerá corte de carga
na região de Guaíba, devido à ocorrência de sobrecarga inadimissível na LT 230 kV Cidade Industrial – Guaíba 2, durante
a indisponibilidade da LT 230 kV P. Alegre 9 – P. Alegre 4
3. Até a conexão do setor de 69 kV da RGE à SE Caxias 6, prevista para o mês de Outubro.
Área Mato Grosso do Sul
Durante esse mês não são previstas contingências na Rede Básica que levem a corte de
carga.

Região Nordeste
Área Sudoeste
Tabela 5.3.1-10: Contingências que podem causar corte de carga na Área Sudoeste
LT 230 kV Bom Jesus da Lapa - Barreiras – C1 (04L1) Topologia da rede – configuração radial.
SE Bom Jesus da Lapa Transformador 230 / 69 kV 50 MVA –
04T1
Sobrecarga
SE Senhor do Bonfim Transformador 230/138 kV – 100 MVA Transformador único
LT 230 kV Juazeiro da Bahia II - Jaguarari - Senhor do
Bonfim II – C1 ou C2 (04N1 ou 04N2)
Poderá causar a perda de suprimento ao
Consumidor Mineração Caraíba e sobrecarga até o
Seccionamento da LT Juazeiro_ Senhor do Bonfim
em Jaguarari.
LT 230 kV Juazeiro da Bahia II - Jaguarari - Senhor do
Bonfim II – C1 e C2 (04N1 e 04N2)
Atendimento por circuito duplo, até o Seccionamento
da LT Juazeiro_ Senhor do Bonfim em Jaguarari.
LT Sobradinho – Juazeiro 230 kV 04S1 e 04S2 (duplo) Atendimento por circuito duplo
LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Bom Jesus da Lapa II C1 e
C2 – 04F3 e 04F4
Atendimento por circuito duplo
Área Sul
Tabela 5.3.1-11: Contingências que podem causar corte de carga na Área Sul
LT 230 kV Camaçari II - Tomba – C1 (04S1) e Tomba -
Governador Mangabeira – C1 (04S2)
Atendimento da SE Tomba por circuito duplo.
LT 230 kV Itapebi - Eunápolis – C1 e C2 (04N1 e 04N2)
Atendimento por circuito duplo (suprimento precário
através do eixo de 138 kV Funil / Eunápolis).
LT 230 kV Camaçari II - Jacaracanga – C1 e C2 (04C3 e 04C4)
(Circuito duplo)
Sobrecarga.( desde que a Termobahia não esteja
despachada)
LT 230 kV Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus – C1 (04L2) e
Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus – C2 (04F3)
Sobrecarga.( desde que a UHE Itapebi não esteja
despachada com pelo menos duas maquinas)
LT 230 kV Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus – C1 (04L2)
LT 230 kV Santo Antônio de Jesus - Funil – C1 (04F2) e Santo
Antônio de Jesus - Funil – C2 (04L3)
LT 230 kV Camaçari II - Tomba – C1 (04S1)
Poderá implicar perda de suprimento ao Consumidor
Embasa Pedra do Cavalo (EPC)LT 230 kV Tomba - Embasa - Governador Mangabeira – C1
(04S2)
LT 230 kV Cícero Dantas - Catu – C1 (04L2)
Poderá implicar perda de suprimento às cargas da SE
Olindina 230 / 13,8 kV
LT 230 kV Cícero Dantas - Schincariol - Catu – C2 (04L3)
Haverá interrupção no fornecimento do consumidor
industrial Schincariol.
LT Pituaçu – Narandiba (04L5 e 04L6) Atendimento da SE Narandiba por circuito duplo.
SE Camaçari II TR 230/69 kV – 100 MVA, 04T5 ou 04T6 Sobrecarga
SE Olindina TR 230/13,8 kV – 40 MVA Transformador único.
SE Catu TR 230 / 69 kV 100 MVA – 04T3 ou TR 230/13,8/69 kV
100/30/100 MVA 04T1
Sobrecarga
SE Jardim ATR 500/230 kV 600 MVA 05T6 Afundamento de tensão – Autotransformador único
SE Catu TR 230/13,8/69 kV 62/22/40 MVA – 04T2
Haverá interrupção das cargas de 13,8 KV da SE
Catu.
SE Governador Mangabeira TR 230 / 69 kV 100 MVA – 04T1 Transformador único.
SE Cícero Dantas TR 230/69 kV – 50 MVA – 04T3 Sobrecarga.

SE Matatu TR 230 / 11,9 kV 40 MVA – 04T4 ou 04T5
Topologia da rede – As barras de 11,9 kV operam
separadas.
SE Funil TR 230/138 kV – 100 MVA, 04T1, 04T2, 04T3 ou 04T6 Sobrecarga
Área Centro
Tabela 5.5.1-12: Contingências que podem causar corte de carga na Área Centro
SE Abaixadora TR 230/69 kV – 100 MVA Transformador único.
Área Leste
Tabela 5.3.1-13: Contingências que podem causar corte de carga na Área Leste
LT 230 kV Recife II – Mirueira 230 kV 04C6
Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação
em LT
LT 230 kV Rio Largo – Penedo 230 kV 04S9 Topologia da rede – configuração radial
LT Recife Il – Joairam 230 kV 04V2 e 04V3 (Circuito duplo) Sobrecarga
LT Bongi – Joairam 230 kV 04V5 e 04V6 (Circuito duplo) Sobrecarga
LT Campina Grande II – Natal II 04V3 e 04V4 (Circuito Duplo) Afundamento de tensão
LT Recife Il – Goianinha 230 kV 04C8 e 04C9 (Circuito duplo) Sobrecarga
LT Santa Rita II – Mussuré II e Goianinha - Mussuré II –
(04F1 e 04F2)
Sobrecarga
LT Goianinha – Santa Rita II e Goianinha - Mussuré II – (04F4
e 04F2)
Sobrecarga
LT Messias – Rio Largo II 230 kV, 04S4 e 04S5 (Circuito
duplo)
Sobrecarga
LT Recife Il – Pirapama II 230 kV 04C1 e 04C2 (Circuito duplo) Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo
LT Pirapama II – Suape III 230 kV C1 e C2 (Circuito duplo) Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo
LT Messias – Maceió 230 kV, 04S6 e 04S7 (Circuito duplo) Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo
LT Recife II – Mirueira 230 kV 04C5 e 04C6 (circuito duplo)
Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação
em LT
SE Mussuré II TR 230/69 kV – 100 MVA Sobrecarga
SE Bongi TR 230/13,8 kV – 40 MVA Sobrecarga

Área Norte
Tabela 5.3.1-14: Contingências que podem causar corte de carga na Área Norte
LT 230 kV Banabuiú - Libra - Fortaleza – C2 (04F2)
Implicará perda de suprimento às cargas do consumidor
Libra
LT 230 kV Milagres - Tauá II – C1 (04M4) Topologia da rede – configuração radial (temporário)
LT 230 kV Milagres - Icó - Banabuiú – C1 (04M3) Atendimento por derivação em LT
SE Tauá II Transformador 230 / 69 kV 100 MVA – 04T1 Transformador único (temporário)
Indisponibilidade das LT 230 kV Fortaleza II - Delmiro
Gouveia – C1 e C2 (04F4 e 04F5)
Atendimento por circuito duplo e sobrecarga
Indisponibilidade das LT 230 kV Fortaleza II - Pici II – C1 e
C2 (Z2 e Z3)
Topologia da rede – Atendimento radial por circuito duplo
Indisponibilidade das LT 230 kV Milagres – Banabuiú C2 e
C3 (04M2 e 04M3)
Atendimento por circuito duplo e atendimento a SE Icó por
derivação em LT
Área Oeste
Tabela 5.3.1-15: Contingências que podem causar corte de carga na Área Oeste
SE Teresina Transformador 230/69/13,8 kV 33 MVA – 04T1
Bay único
SE Teresina Transformador 230/13,8 kV 40 MVA – 04T2
SE Teresina Transformador 230/69 kV 100 MVA – 04T3,
04T4, 04T5 ou 04T6
Sobrecarga
SE Piripiri Transformador 230/138 kV 55 MVA – 04T4 ou
04T5
Sobrecarga
SE Piripiri Transformador 230/69 kV 50 MVA – 04T3 Sobrecarga
SE São João do Piauí Autotransformador 550 / 230 / 13,8 kV
300 MVA 05T1
Autotransformador único. Interrompe cargas das SE São
João do Piauí, Picos e Eliseu Martins
LT 230 kV Usina Boa Esperança - Boa Esperança – C1
(04V1)
Topologia da rede – configuração radial
LT 230 kV São João do Piauí - Eliseu Martins – C1 (04M2) Topologia da rede – configuração radial
LT 230 kV São João do Piauí - Picos – C1 (04M1) Topologia da rede – configuração radial
SE Boa Esperança Transformador 230 / 69 kV 39 MVA –
04T5 ou Transformador 230 / 69 kV 33 MVA – 04T6
Falta de seletividade no setor de 69 kV (temporário)

Região Norte
Área Maranhão
Tabela 5.3.1-16: Contingências que podem causar corte de carga na Área Maranhão
SE Miracema Autotransformador 500/138,8/13,8 kV 180
MVA MCTF7-01
Autotransformador único
LT 230 kV Imperatriz – Porto Franco - C1 (IZPF-LT6-01) Topologia da rede – configuração radial.
LT 230 kV Peritoró – Coelho Neto – C1 (PRCH – LT6-01)
Atendimento ao consumidor Schincariol por derivação em
LT
LT 230 kV São Luís II – São Luís III – C1 (LDLT – LT6-01) Topologia da rede – configuração radial
SE Coelho Neto Transformador 230/69/13,8 kV 65 MVA
(CHTF6-01 ou CHTF6-02)
Sobrecarga - Limite de proteção ajustado em 40 MVA
SE São Luís III Transformador 230/69/13,8 kV 150 MVA
(LTTF6-01)
Transformador único
LT Miranda II – Encruzo Novo Topologia da rede – configuração radial.
Área Pará
Tabela 5.3.1-17: Contingências que podem causar corte de carga na Área Pará
LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde C1, C2 ou C3 Subtensão
SE Tucuruí Autotransformador 500/230/13,8 kV 450 MVA
(TCAT7-01)
Transformador único.
SE Tucuruí Transformador 525/69/13,8 kV 100 MVA TCTF7-
01
LT 230 kV Vila do Conde – Guamá C1 ou C2 (VCGM-LT6-01
ou 02)
Sobrecarga.
LT 230 kV Vila do Conde – Castanhal Subtensão.
LT 230 kV Marabá-Carajás C1 com derivação para SE09
(MBCJLT6-01)
Topologia da rede – configuração radial (a partir da SE09).
LT 230 kV Tucuruí – Altamira C1 (TCAT-LT6-01) Topologia da rede – configuração radial.
LT 230 kV Altamira – Transamazônica - Rurópolis C1
(ATRU-LT6-01)
Topologia da rede – configuração radial.
SE Altamira Transformador 230/69/13,8 kV 60 MVA ATTF6-
01
SE Transamazônica Transformador 230/34,5 kV 30 MVA
(TMTF6-01)
SE Rurópolis Transformador 230/138/13,8 kV 100 MVA
(RUAT6-01 – Lado Itaiatuba)
SE Rurópolis Transformador 230/138/13,8 kV 100 MVA
(RUAT6-02 – Lado Tapajós)
LT 230 kV Vila do Conde - Guamá – C1 e C2 (VCGM-LT6-01
e VCGM-LT6-02)
Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão.
LT 230 kV Guamá - Utinga – C1 e C2 (GMUG-LT6-01 e
GMUG-LT6-02)
Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão.
LT 230 kV Itacaiúnas - Carajás – C1 e C2 Atendimento por circuitos duplos. Colapso de tensão.

5.4 Perdas Elétricas no SIN
As Tabelas 5.4-1, 5.4-2 e 5.4-3 apresentam um resumo dos valores das perdas
elétricas totais no Sistema Interligado Nacional e por região. Os valores são
apresentados considerando as perdas verificadas em todo o sistema e
considerando as perdas elétricas verificadas apenas na rede básica (Caso Base:
Outubro 2012).
É interessante observar que, independente do patamar de carga, o percentual de
perdas totais em relação à carga fica entre 4,2% a 5,0% para a rede completa
(SIN) e em torno de 2,9% a 3,3% para a rede básica. Estes valores indicam que,
das perdas totais do sistema, aproximadamente 70% ocorrem na Rede Básica.
Tabela 5.4-1: Perdas totais e por região: Carga Pesada
Notas: As perdas “AC” referem-se ao método convencional para cálculo do fluxo de potência
Tabela 5.4-2: Perdas totais e por região: Carga Média
Tabela 5.4-3: Perdas totais e por região: Carga Leve

5.5 Limites de Fluxo para o Rio Grande do Sul
Permanecem válidos os procedimentos descritos no relatório de Diretrizes para a
Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral (Setembro a Dezembro de
2012).
5.6 Atendimento aos Principais Centros Consumidores – Capitais
Para este mês, a Rede Básica de suprimento aos grandes centros consumidores
atendidos pelo SIN apresentará desempenho satisfatório, atendendo aos
critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, à exceção de:
 Região Metropolitana Porto Alegre:
Devido a configuração radial, a ocorrência das seguintes perdas simples de
transformadores de fronteira com a Rede Básica levarão a cortes de carga:
 TR 230/13,8 kV – 1 x 50 MVA SE Porto Alegre 6;
 TR 230/13,8 kV – 5 x 50 MVA SE Porto Alegre 4;
 TR 230/13,8 kV – 60 MVA SE Porto Alegre 9;
 TR 230/13,8 kV – 50 MVA SE Porto Alegre 10;
 TR 230/13,8 kV – 50 MVA SE Porto Alegre 13.

5.7 Desempenho em Condições de Emergência
A seguir são apresentadas as contingências que sofreram modificações com
relação ao descrito no relatório de Diretrizes para a Operação Elétrica do SIN –
Setembro a Dezembro de 2012.
5.7.1 Análise do Atendimento à região do Mato Grosso do Sul
Tabela 5.7-1: Perdas do CER da SE Imbirissu
Perda do CER da SE Imbirussu
Período de carga/Cenário: Todos os períodos de carga
Conseqüências:
 Elevação de tensão de até 5% nas SE 230 kV de Sidrolândia, Anastácio, Imbirussu e Rio
Brilhante, podendo atingir valores de até 107%.
 Ações operativas:
 Para reduzir a tensão nas SE citadas deve-se:
- Reduzir a tensão nos barramentos de 230 kV da SE Ilha Solteira 2, atuando no comutador
sob carga da transformação 440/230 kV desta SE.
- Reduzir a tensão nos barramentos de 230 kV da SE Nova Porto Primavera, atuando no
comutador sob carga da transformação 440/230 kV desta SE e, se necessário, a tensão
terminal nas unidades geradoras da UHE Porto Primavera;
- Desligar ou manter desligados os bancos de capacitores da região de Aquidauana, Corumbá
e Campo Grande.
- Ligar ou manter ligados os reatores de linha das SE Sidrolândia e Imbirussu.
- Ligar ou manter ligados os reatores da SE Aquidauana.
- Reduzir a tensão na barra de 138 kV da SE Jupiá, atuando no comutador sob carga do ATR
440/138 kV desta SE, juntamente com a excitação das unidades geradoras de Jupiá (setor
138 kV);
Corte de carga estimado:
 Não há.
Notas:
 Não há.

5.8 Alteração no ECE da SE Ouro Preto 2 para controle de carregamento na
LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto em contingência
Durante o verão 2012, em função da maior carga e de elevada geração nas
usinas de Minas Gerais devido à grande disponibilidade energética, verificou-se
que uma eventual perda da LT 500 kV Bom Despacho - São Gonçalo do Pará ou
da LT 500 kV São Gonçalo do Pará - Ouro Preto provocaria sobrecarga
inadmissível na LT 345 kV Taquaril - Ouro Preto.
Tal fato motivou uma revisão do ECE para controle do carregamento da LT 345
kV Taquaril - Ouro Preto, para a abertura do barramento de 345kV da SE Ouro
Preto (atuando nos disjuntores 2P4 e 6P4), considerando a indisponibilidade do
transformador T1 500/345 kV nesta SE. Com o retorno à operação deste
transformador, fez-se necessário retornar à concepção original deste ECE, para
manutenção de sua efetividade.
Assim, após a readequação, caso haja sobrecarga inadmissível na LT 345 kV
Taquaril – Ouro Preto, o ECE atua abrindo os disjuntores 2P4 e 5P4 do setor de
345 kV da SE Ouro Preto, separando o barramento na configuração a seguir:
• Barra 1 de 345 kV: Barra 2 de 345 kV:
- LT 345 kV O.Preto – Taquaril - LT 345 kV O.Preto – Jeceaba
- T1 500/345 kV O.Preto - T2 500/345 kV O.Preto
- T5 500/345 kV O.Preto - LT 345 kV O.Preto – Vitória
Figura 5.8-1: ECE de abertura de barramento na SE Ouro Preto para controle de carregamento na LT 345 kV
Taquaril – Ouro Preto

Após a alteração, devem ser monitoradas as inequações, para controle do
carregamento na LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto, considerando a atuação do
ECE:
- Em Função da Perda da LT 500 kV Ouro Preto 2 / São Gonçalo do Pará:
F(TAQU/OPR2) + 0,57xF(SGPA/OPR2) - 0,29xF(OPR2/JEC) - 0,29xF(OPR2/VIT) +
0,29xF(T2 500->345 kV)< 826 MW
- Em Função da Perda da LT 500 kV Bom Despacho 3 / São Gonçalo do Pará
F(TAQU/OPR2) + 0,41xF(BDE3/SGPA) - 0,27xF(OPR2/JEC) - 0,27xF(OPR2/VIT) +
0,27xF(T2 500->345 kV) < 826 MW
Caso o ECE esteja fora de operação, deverão ser monitoradas as seguintes
inequações:
- Em Função da Perda da LT 500 kV Ouro Preto 2 / São Gonçalo do Pará:
F(TAQU/OPR2) + 0,57 x F(SGPA/OPR2) < 826 MW
- Em Função da Perda da LT 500 kV Bom Despacho 3 / São Gonçalo do Pará
F(TAQU/OPR2) + 0,43 x F(BDE3/SGPA) < 826 MW
Ainda, o esquema deverá ser bloqueado nas seguintes situações:
- Indisponibilidade de quaisquer dos disjuntores não pertencentes ao esquema no setor de
345 kV da SE O.Preto2 (1P4, 3P4, 4P4 e 6P4);
- Indisponibilidade de qualquer dos transformadores 500/345 kV da SE Ouro Preto;

6 ANEXOS
6.1 Cargas e Gerações Consideradas nos Estudos
6.1.1 Patamar de Carga Pesada
Tabela 6.1.1-1: Patamar de carga pesada: carga e geração

6.1.2 Patamar de Carga Média
Tabela 6.1.2-1: Patamar de carga média: carga e geração

6.1.3 Patamar de Carga Leve
Tabela 6.1.3-1: Patamar de carga leve: carga e geração

6.1.4 Patamar de Carga Mínima
Tabela 6.1.4-1: Patamar de carga mínima: carga e geração

6.1.5 Patamar de Carga Sábado 11 horas
Tabela 6.1.5-1: Patamar de carga sábado 11h: carga e geração

6.1.6 Patamar de Carga Sábado 21 horas
Tabela 6.1.6-1: Patamar de carga sábado 21h: carga e geração

6.1.7 Patamar de Carga Domingo 12 horas
Tabela 6.1.7-1: Patamar de carga domingo 12h: carga e geração

6.1.8 Patamar de Carga Domingo 21 horas
Tabela 6.1.8-1: Patamar de carga domingo 21h: carga e geração

Lista de figuras, quadros, gráficos e tabelas
Quadros e Figuras
Figura 2.1.1-1: Diagrama de conexão da 9
Figura 2.1.1-2: Diagrama de conexão da Enersul na SE
Chapadão 230/138 kV 12
Figura 2.1.1-3: Detalhe da região de integração da UHE
Mauá. 13
Quadro 2.1.2-1: Sistema Sudeste / Centro Oeste 16
Quadro 2.1.2-2: Sistema Sul – Rede de Operação 23
Quadro 2.1.2-3: Sistema Sul – Fora da Rede de Operação 26
Quadro 2.1.2-4: Sistema Norte / Nordeste 30
Quadro 2.3.1-1: Previsão de indisponibilidade de unidades
geradoras no Sistema Sudeste / Centro Oeste 34
Quadro 2.3.3-1: Previsão de indisponibilidade de unidades
geradoras no Sistema Norte / Nordeste 37
Figura 5.8-1: ECE de abertura de barramento na SE Ouro
Preto para controle de carregamento na LT 345 kV
Taquaril – Ouro Preto 66
Tabelas e Gráficos
Tabela 2.1.1-1: Unidades Geradoras com entrada em
operação no mês de Setembro de 2012 14
Tabela 2.1.1-2: Unidades Geradoras com previsão de
entrada em operação no mês de Outubro/2012 14
Tabela 3.1-1: Geração térmica mínima no Complexo Jorge
Lacerda para atendimento às restrições elétricas 39
Tabela 3.1-2: Geração térmica mínima necessária na UTE
P. Médici e na UTE Candiota III para atendimento
às restrições elétricas 40
Tabela 4-1: Níveis de Transferência entre Regiões e
Geração de Itaipu (MW) 44
Tabela 5.1.1-1: Alterações nas faixas do controle de tensão
em função da demanda da área 500/230 KV da
área Leste do Nordeste 48
Tabela 5.1.3-1: Equipamentos com Carregamento Elevado
no SIN 49
Tabela 5.3.1-1a – Contingências Simples que podem causar
corte de carga na Área RJ/ES 52
Tabela 5.3.1-1b – Contingências Duplas que podem causar
corte de carga na Área RJ/ES 52
Tabela 5.3.1-2a – Contingências Simples que podem causar
corte de carga na Área SP 53
Tabela 5.3.1-2b – Contingências Duplas que podem causar
corte de carga na Área SP 53
Tabela 5.3.1-3 – Contingências que podem causar corte de
carga na Área MG 54
Tabela 5.3.1-4 – Contingências que podem causar corte de
carga na Área GO/BR 55

Tabela 5.3.1-5: Contingências da Rede Básica que podem
causar corte de carga na Área MT 55
Tabela 5.3.1-6 – Contingências Simples que podem causar
corte de carga na Área ÁC/RO 56
Tabela 5.3.1-7: Contingências na Rede Básica na Área PR
que podem causar corte de carga 56
Tabela 5.3.1-8: Contingências na Rede Básica na Área SC
que podem causar corte de carga 57
Tabela 5.3.1-9: Contingências na Rede Básica que podem
causar corte de carga na Área RS 57
Tabela 5.3.1-10: Contingências que podem causar corte de carga
na Área Sudoeste 59
na Área Sul 59
na Área Centro 60
na Área Leste 60
na Área Norte 61
na Área Oeste 61
na Área Maranhão 62
na Área Pará 62
Tabela 5.4-1: Perdas totais e por região: Carga Pesada 63
Tabela 5.4-2: Perdas totais e por região: Carga Média 63
Tabela 5.4-3: Perdas totais e por região: Carga Leve 63
Tabela 5.7-1: Perdas do CER da SE Imbirissu 65
Tabela 6.1.1-1: Patamar de carga pesada: carga e geração 68
Tabela 6.1.2-1: Patamar de carga média: carga e geração 69
Tabela 6.1.3-1: Patamar de carga leve: carga e geração 70
Tabela 6.1.4-1: Patamar de carga mínima: carga e geração 71
Tabela 6.1.5-1: Patamar de carga sábado 11h: carga e
geração 72
Tabela 6.1.6-1: Patamar de carga sábado 21h: carga e
geração 73
Tabela 6.1.7-1: Patamar de carga domingo 12h: carga e
geração 74
Tabela 6.1.8-1: Patamar de carga domingo 21h: carga e
geração 75

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