PLANO DE AMPLIAÇÕES E
REFORÇOS NA REDE BÁSICA
PERÍODO 2004 A 2006
VOLUME I
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Presidência
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ONS 2.1.036/2003
PLANO DE AMPLIAÇÕES E
REFORÇOS NA REDE BÁSICA
PERÍODO 2004 A 2006
VOLUME I
Aprovado pelo Conselho de
Administração em 26 de Maio de 2003
K:\2004-2006\#Documentos\Relatórios\PAR2004-2006_Vol_I.doc
Sumário
APRESENTAÇÃO
1
Introdução
12
2
Relação das Ampliações e Reforços
Propostos para a Rede Básica Ainda sem
Concessão – Período 2004 a 2006
15
Ampliações e Reforços na Rede Básica
Necessários até 2006 cuja Concessão ainda não foi
Equacionada
16
2.1.1
Interligações Inter-Regionais
17
2.1.2
Região Sul
18
2.1.3
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
25
2.1.4
Regiões Norte/Nordeste
43
2.2
Resumo da Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica Necessários até 2006
48
Quantitativos de Linhas de Transmissão e
Transformadores Previstos no PAR 2004-2006
(relação completa)
48
Quantitativos de Linhas de Transmissão e
Transformadores Propostos no Par 2004-2006 que
ainda não foram Equacionados junto à Aneel
51
Estimativa de Investimento Associado às
Ampliações e aos Reforços Propostos
52
Síntese das Condições de Atendimento do
Sistema Interligado Nacional – Horizonte
2006
55
3.1
Introdução
55
3.2
Observações de Caráter Geral
56
3.3
Região Sul
62
3.3.1
Sistema Regional Sul de 525 kV
62
3.3.2
Área Rio Grande do Sul
76
3.3.3
Área Santa Catarina
92
3.3.4
Área Paraná
108
3.4
Região Sudeste
123
2.1
2.2.1
2.2.2
2.2.3
3
ONS
PAR 2004-2006
8
3 / 530
3.4.1
Área Rio de Janeiro/Espírito Santo
123
3.4.2
Área Minas Gerais
139
3.4.3
Área São Paulo
168
3.5
Região Centro-Oeste
202
3.5.1
Área Goiás/Distrito Federal
202
3.5.2
Área Mato Grosso
212
3.5.3
Área Mato Grosso do Sul
229
3.6
Região Norte
239
3.6.1
Área Pará
239
3.6.2
Área Maranhão/Tocantins
245
3.7
Região Nordeste
252
3.7.1
Área Oeste
252
3.7.2
Área Norte
257
3.7.3
Área Leste
264
3.7.4
Área Sul
272
3.7.5
Área Centro
279
3.7.6
Área Sudoeste
282
4
Síntese das Condições de Desempenho das
Interligações Inter-regionais
4.1
Descrição das Interligações
287
4.1.1
Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste
287
4.1.2
Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e
Sudeste
289
4.2
Conclusões
292
4.3
Resumo dos Limites de Intercâmbio entre
Subsistemas
298
Limites de Intercâmbio entre as Regiões Sul e
Sudeste
298
Limites de Intercâmbio entre as Regiões Norte,
Nordeste e Sudeste
306
Evolução dos Limites de Intercâmbio das
Interligações Inter-regionais
311
4.4
Desempenho das Interligações Inter-Regionais
313
4.4.1
Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste
313
4.4.2
Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e
Sudeste
322
4.3.1
4.3.2
4.3.3
ONS
PAR 2004-2006
286
4 / 530
5
Síntese da Análise da Confiabilidade da
Rede Básica
5.1
Aspectos Conceituais
328
5.2
Resultados Globais: Confiabilidade do Sistema
Brasileiro
332
Evolução Temporal do Risco Probabilístico
Intrínseco da Malha Elétrica
332
5.2.2
Desempenho Esperado por Nível de Tensão
336
5.2.3
Impacto de Contingências Múltiplas de
Transmissão
340
5.3
Principais Conclusões
344
6
Condicionantes dos Estudos
6.1
Mercado
347
6.1.1
Contexto
347
6.1.2
Dados
347
6.1.3
Processo
348
6.1.4
Resultados
349
6.1.5
Requisitos Máximos Anuais
375
6.2
Geração
379
6.3
Programa de Obras na Rede Básica
380
6.4
Programa de Obras das Distribuidoras
402
6.4.1
CEEE-D
402
6.4.2
RGE
402
6.4.3
AES
403
6.4.4
CELESC
403
6.4.5
COPEL-D
404
6.4.6
ENERSUL
405
6.4.7
ESCELSA
406
6.4.8
CELG
407
6.4.9
CEB
409
6.4.10
CEMAT
413
6.4.11
SÃO PAULO
415
6.4.12
CEMIG
418
6.4.13
CELPA
418
6.4.14
CELTINS
419
5.2.1
ONS
PAR 2004-2006
328
347
5 / 530
6.4.15
COELCE
421
6.4.16
COSERN
421
6.4.17
CELPE
422
6.4.18
ENERGIPE
423
6.4.19
COELBA
423
6.5
Critérios
424
6.5.1
Critérios com Relação aos Níveis de Tensão
425
6.5.2
Critérios para Fator de Potência
426
6.5.3
Critérios de Carregamento de Linhas de
Transmissão
426
6.5.4
Critérios de Carregamento de Transformadores
426
6.5.5
Critérios para os Estudos das Interligações
Regionais
427
6.5.6
Critérios para os Estudos de Confiabilidade
431
7
Aspectos Relacionados à Fronteira da Rede
Básica com a Rede de Distribuição
7.1
Região Sul
443
7.1.1
CEEE
443
7.1.2
RGE
445
7.1.3
AES
447
7.1.4
CELESC
448
7.1.5
COPEL
449
7.2
Região Sudeste
451
7.2.1
RIO DE JANEIRO / ESPÍRITO SANTO
451
7.2.2
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 1 (CLFSC, CPFL
PIRATININGA, CSPE, ELEKTRO E ELETROPAULO) 453
7.2.3
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 2
(BANDEIRANTE, CPFL PIRATININGA, EEB,
ELEKTRO E CESP)
457
SÃO PAULO – ÁREA DE CONEXÃO 3 (CJE, CLFM,
CPEE, CPFL PAULISTA, EEB, E ELEKTRO)
459
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 4 (CAIUÁ,
CLFSC E EEVP)
462
7.2.4
7.2.5
ONS
PAR 2004-2006
440
7.2.6
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 5 (CAIUÁ, CPFL
PAULISTA, EEVP,ELEKTRO E ENERSUL)
463
7.2.7
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL
PAULISTA, ELEKTRO E ENERSUL)
464
6 / 530
7.2.8
SÃO PAULO – ELETROPAULO
468
7.2.9
SÃO PAULO – BANDEIRANTES
471
7.2.10
SÃO PAULO – CPFL PAULISTA
472
7.2.11
CEMIG
474
7.3
Região Centro-Oeste
476
7.3.1
CELG
476
7.3.2
CEMAT
479
7.3.3
ENERSUL
481
7.4
Região Norte
482
7.4.1
CELPA
482
7.4.2
CELTINS
484
7.4.3
CEMAR
485
7.5
Região Nordeste
487
7.5.1
CEPISA
487
7.5.2
COELCE
489
7.5.3
COSERN
491
7.5.4
SAELPA
492
7.5.5
CELB e SAELPA
493
7.5.6
CELPE
494
7.5.7
CEAL
497
7.5.8
ENERGIPE
498
7.5.9
SULGIPE
499
7.5.10
COELBA
500
8
Integração de Usinas
504
9
Referências
520
Lista de figuras, quadros e tabelas
ONS
PAR 2004-2006
522
7 / 530
APRESENTAÇÃO
O Plano de Ampliações e Reforços (PAR) apresenta a visão do ONS sobre as
ampliações e os reforços da Rede Básica, necessários para preservar o adequado
desempenho da rede, garantir o funcionamento pleno do mercado de energia
elétrica e possibilitar o livre acesso aos interessados em atuar no MAE, dentro do
horizonte 2004-2006.
Com este Plano, o ONS cumpre as suas responsabilidades legais, elaborando a
proposta anual de ampliações e reforços das instalações da Rede Básica de
transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, da qual resultarão acréscimos
de linhas de transmissão, totalizando 10.748 km e de 21.331 MVA na capacidade
de transformação, até o ano de 2006. Desse conjunto, cerca de 46% das linhas e
43% dos empreendimentos em subestações já tiveram a concessão equacionada
pela Aneel.
Para implantação de todas as obras necessárias até 2006, estima-se que será
necessário executar um investimento da ordem de 4,7 bilhões de reais, tendo por
base os custos de referência disponíveis no setor
A magnitude desses números revela a dimensão do esforço requerido de todos que
atuam no setor elétrico brasileiro.
Para permitir o tratamento das particularidades do Sistema Interligado Nacional, os
estudos que resultaram na proposição deste PAR foram realizados de forma
descentralizada pelos diversos Grupos Especiais, abertos à participação de todos
os Agentes, abrangendo as Regiões Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste.
O ONS agradece aos agentes, em especial aos seus representantes nos Grupos
Especiais - Ampliações e Reforços, legítimos co-autores deste PAR, por tornarem
possível a sua realização.
ONS
Mário Fernando de Melo Santos
Roberto Gomes
Diretor Presidente
Diretor de Administração dos Serviços
da Transmissão
PAR 2004-2006
8 / 530
Para facilitar o entendimento do texto e das tabelas, as siglas usadas, com seus
significados, estão listadas a seguir:
Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas
SIGLA
ONS
DESCRIÇÃO
AT
autotransformador
BC
banco de capacitores
C1/ C2
circuito 1/ circuito 2 de linha de transmissão
CAET
Comitê de Acompanhamento dos Empreendimentos Termelétricos
CAEX
Comitê de Acompanhamento da Expansão (MME)
CCPE
Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas
Elétricos
CD
circuito duplo
CE
compensador estático
CLP
controlador lógico programável
CPST
contrato de prestação do serviço de transmissão
CS
circuito simples
CT
conexão de transformador/autotransformador
CTST
Comitê Técnico de Sistemas de Transmissão
CUST
contrato de uso do sistema de transmissão
EAT
extra alta tensão
ECE
esquema de controle de emergência
ECG
esquema de corte de geração
EL
entrada de linha
ERAC
esquema regional de alívio de carga
FMG
fluxo área Minas Gerais
FO
filtro de onda
FRJ
fluxo área Rio de Janeiro
FSE
fluxo região Sudeste
FSM
fluxo Serra da Mesa
FSUL
exportação do Sul
PAR 2004-2006
(extinto)
9 / 530
SIGLA
DESCRIÇÃO
GCOI
Grupo Coordenador da Operação Interligada
(extinto)
GCPS
Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico
(“)
GTCP
GT para Estabelecimento de Critérios de Planejamento
(“)
GTP
Grupo de Trabalho de Proteção
(“)
LT
linha de transmissão
MAE
Mercado Atacadista de Energia
PAR
Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica
PDET
Programa Determinativo de Expansão da Transmissão
PPS
proteção contra perda de sincronismo
PPT
programa prioritário de termeletricidade
RAP
relatório de análise de perturbação
RSE
recebimento pelo Sudeste
RSUL
recebimento pelo Sul
SE
subestação
SIL
potência característica da linha (“surge impedance load”)
SIN
sistema interligado nacional
TC
transformador de corrente
TP
transformador de potencial
TR
transformador
UEO
usina eólica
UF
unidade da federação
UHE
usina hidrelétrica
UNE
usina nuclear
UTE
usina termelétrica
Neste documento, as Regiões se compõem dos seguintes Estados, cujos sistemas
elétricos estão interligados:
ONS
PAR 2004-2006
10 / 530
Tabela 1.2 - Regiões Geoelétricas
REGIÃO
ONS
ESTADOS
Sul (S)
Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná
Sudeste (SE)
Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo
Centro-Oeste (CO)
Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul
Norte (N)
Pará, Tocantins e Maranhão
Nordeste (NE)
Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco,
Alagoas, Sergipe e Bahia
PAR 2004-2006
11 / 530
1
Introdução
Este documento relaciona as ampliações e os reforços identificados para a Rede
Básica, no período 2004 a 2006.
Também integra este documento, um panorama do desempenho elétrico do SIN no
período, no qual são destacados os problemas antevistos e as ações necessárias
para evitar que esses venham a ocorrer. Ressalta-se que as condições esperadas
para a operação no primeiro semestre de 2004 estão detalhadas no Planejamento
da Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional - Período janeiro/2003 a
abril/2004 [2].
No processo de elaboração do PAR, conforme estabelecido no módulo 4 dos
Procedimentos de Rede [1], foram realizados estudos de avaliação elétrica do
sistema. Essas análises, conduzidas pelo ONS com a contribuição dos Agentes
setoriais, tiveram por base os estudos de planejamento elaborados pelo
CCPE/MME, as solicitações de acesso e conexão, bem como as ampliações e
reforços propostos pelos Agentes. Buscou-se, além disso, eliminar restrições de
transmissão observadas no planejamento e na programação da operação,
particularmente aquelas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica do
Sistema Interligado Nacional - Período janeiro/2003 a abril/2004 [2].
No item 2 deste documento é apresentada a proposta de ampliações e reforços da
Rede Básica, relacionando as obras, identificadas como necessárias, de acordo
com os critérios adotados nos estudos desenvolvidos, relacionados no item 6.
No item 3 são descritas sucintamente as condições gerais de desempenho da Rede
Básica observadas nas análises realizadas por região geoelétrica, a partir das
premissas e critérios adotados. Destacam-se também determinados pontos do
sistema que carecem de realização de estudos específicos a serem desenvolvidos,
alguns deles em conjunto com o CCPE, com o objetivo de identificar soluções
estruturais para os problemas apontados.
A avaliação do desempenho das interligações regionais é apresentada no item 4.
Neste item, para a configuração prevista, estão indicados os limites de transmissão,
bem como os fatores que restringem a capacidade de intercâmbio entre Regiões,
sendo também apontadas medidas referentes à implantação de obras que se
destinam a minimizar as restrições existentes e futuras.
No item 5 são apresentados os resultados obtidos na avaliação da confiabilidade da
Rede Básica. São descritos o estado do desenvolvimento dos trabalhos conduzidos
para constituir uma base de dados e os procedimentos e critérios para a avaliação
preditiva da confiabilidade da Rede Básica.
O item 6 resume os condicionantes que dão suporte à proposta contida neste Plano
de Ampliações e Reforços. Apresenta uma descrição sucinta das análises efetuadas
no processo de consolidação das previsões de carga adotadas nos estudos, o
programa de geração considerado, o programa de obras de referência na Rede
ONS
PAR 2004-2006
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Básica, o programa de obras na distribuição informado pelos Agentes até o
presente momento, além dos critérios utilizados.
Os aspectos das redes de distribuição que podem afetar o desempenho da Rede
Básica estão destacados no item 7. São relacionadas, para as subestações
localizadas na fronteira entre a Rede Básica e as redes de distribuição, as situações
nas quais os critérios adotados nas análises desenvolvidas não são atendidos, bem
como são indicadas as soluções já propostas pelas distribuidoras.
A conexão de novos agentes é objeto do item 8, no qual é feito um sumário da
situação dos estudos de integração em curso no ONS, no momento da emissão
deste PAR. No item 8 também é apresentado, para o horizonte analisado, um
sumário das restrições visualizadas ao pleno despacho de usinas.
No Volume II deste documento estão apresentados os pareceres técnicos para as
instalações sem a concessão equacionada pela Aneel e que ainda não foram
encaminhados àquela Agência pelo ONS, bem como o programa de geração
utilizado.
O conjunto de propostas contidas na presente versão do documento será submetido
a um permanente acompanhamento e atualização, visando incorporar mudanças
dos condicionantes adotados nos estudos, tais como: contexto de oferta (geração e
importação) e demanda (mercado e exportação) sinalizado pelos Agentes, novas
solicitações de acesso, proposições de expansão por parte dos Agentes, restrições
operativas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica e Energética,
informações do Mercado Atacadista de Energia - MAE, instrumentos contratuais
estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao uso e à conexão ao
sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção, à autorização
para importação e exportação de energia e aos padrões de desempenho
estabelecidos no Módulo 2 dos Procedimentos de Rede.
O desenvolvimento dos estudos que resultaram no Plano de Ampliações e Reforços
proposto teve como condicionantes os valores de previsão de carga estabelecidos
pelos Agentes no quarto trimestre do ano 2002. De maneira geral, os valores de
carga previstos no período deste PAR estão abaixo daqueles considerados na
elaboração do PAR 2003-2005, representando, com a exceção da Região Norte, um
deslocamento de cerca de um ano.
A data de necessidade de cada obra, bem como as conclusões concernentes às
condições de atendimento do Sistema Interligado Nacional, estão condicionadas a
esses valores de previsão do crescimento da carga. Caso a evolução da demanda
ocorra em patamares acima daqueles considerados neste PAR, os problemas
identificados serão antecipados, reforçando a importância de que todas as
providências relacionadas neste documento sejam desenvolvidas com a maior
brevidade possível.
ONS
PAR 2004-2006
13 / 530
Ressalta-se que o adequado desempenho do sistema, como preconizado nos
Procedimentos de Rede, só será alcançado com o equacionamento do conjunto de
obras aqui proposto, além da finalização daquelas já autorizadas ou licitadas. O
eventual atraso na implantação dos empreendimentos previstos implica em risco de
corte de carga e elevação do custo de operação, decorrente de restrições ao
despacho de usinas ou de limitações de intercâmbio entre Regiões.
As obras propostas pela primeira vez neste documento são, em sua maior parte,
decorrentes de estudos complementares, em especial os de planejamento de longo
prazo, da conexão de novos Agentes geradores ou distribuidores, da avaliação do
benefício da expansão de interligações inter-regionais e também da análise das
condições de atendimento ao mercado, todos eventos posteriores ao ciclo anterior
2003-2005 do PAR.
As obras necessárias à adequação das instalações existentes da Rede Básica aos
requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede serão tratadas no
Projeto “Definição dos Requisitos Mínimos para as Instalações da Rede Básica”.
Esse Projeto, que está sendo conduzido pelo ONS dentro do Plano de Ação
2003/2005 aprovado pelo Conselho de Administração, deverá estabelecer os
marcos para adequar as instalações existentes aos requisitos mínimos
estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Os resultados deste trabalho serão
incorporados às próximas edições do PAR.
ONS
PAR 2004-2006
14 / 530
2
Relação das Ampliações e Reforços Propostos para a Rede Básica
Ainda sem Concessão – Período 2004 a 2006
Neste item são relacionados as ampliações e os reforços ainda sem concessão
necessários para garantir condições adequadas de operação até 2006, visualizados
por região geoelétrica, dentro das premissas e de acordo com os critérios adotados
ao longo dos estudos desenvolvidos. É também apresentado um resumo do
acréscimo de linhas de transmissão, em km, e de transformadores, em MVA,
previsto até 2006.
Para efeito de apresentação, este item foi organizado em duas partes.
O item 2.1 é composto pelo elenco completo das ampliações e reforços necessários
para o período 2004/2006, cuja concessão ainda não foi equacionada.
Por sua vez, no item 2.2 é apresentado um resumo, em termos de acréscimo de
extensão (km) de linhas e capacidade (MVA) de transformação, das ampliações e
reforços contidos neste PAR 2004/2006.
Cumpre destacar que no item 6.3 deste documento, que trata dos
condicionantes para os estudos, são relacionadas as obras, já autorizadas ou
licitadas, que se encontram em construção. A entrada em operação das
instalações incluídas no item 6.3 foi considerada uma premissa do estudo. É
importante que sejam desenvolvidas todas as ações necessárias para garantir o
cumprimento dos prazos mostrados no item 6.3, se possível antecipando-os.
Dentre os reforços relacionados neste item, incluem-se aquelas instalações de
transmissão que não introduzem alterações topológicas, mas cuja ausência provoca
limitações à operação do sistema.
Ressalta-se que a proposição das ampliações e reforços apresentada neste item
tem por base o conceito de Rede Básica estabelecido pela Resolução Aneel n°
433/00. Neste sentido, a necessidade de instalação de transformadores cuja tensão
secundária é inferior a 230 kV, bem como de equipamentos de compensação
reativa em tensão até 138 kV, não é abordada, exceto aqueles equipamentos já
autorizados pela Aneel como integrantes da Rede Básica, até a conclusão deste
PAR.
Para as instalações da Rede Básica cuja concessão ainda não foi equacionada pela
Aneel, através de autorização ou de licitação, estão indicadas nas tabelas as
DATAS DE NECESSIDADE, ou seja, as datas a partir das quais os critérios
estabelecidos nos Procedimentos de Rede não são atendidos, tanto para condições
normais quanto de emergência. As datas físicas serão determinadas nos editais de
licitação e nos atos autorizativos, conforme processos conduzidos pela Aneel.
As conexões associadas às instalações propostas nas tabelas deste item, entrada
de linha, conexão de transformadores, etc, não foram explicitadas por simplicidade
de apresentação, devendo ser entendidas como parte integrante dos
empreendimentos.
ONS
PAR 2004-2006
15 / 530
As obras indicadas como “Em análise pela Aneel” já foram indicadas no PAR
anterior (2003-2005).
2.1
Ampliações e Reforços na Rede Básica Necessários até 2006 cuja
Concessão ainda não foi Equacionada
As Tabelas 2.1.1-1, 2.1.2-1, 2.1.3-1 e 2.1.4-1 a seguir resumem a proposta de
ampliações e reforços na Rede Básica resultante das análises realizadas para o
período 2003 a 2006, incluindo as instalações da Rede Básica:
cuja necessidade foi identificada no PAR 2003-2005 e que na presente
edição (2004-2006) estão sendo ratificadas como necessárias até 2006.
Nesta situação se incluem aquelas já contempladas no Programa de
Licitação de Concessão de Linhas Transmissão da Aneel, bem como as
que se encontram em análise pela Agência;
que não introduzem alterações na topologia da rede, mas cuja ausência
impõe restrições à operação do sistema; e
indicadas pela primeira vez neste PAR 2004-2006.
Nas tabelas, as obras estão apresentadas para as Interligações Inter-regionais e
por Região, sendo indicadas as “Novas Instalações” e a transmissora proprietária,
no caso de reforços em instalações existentes. Para cada transmissora proprietária,
as instalações estão ordenadas alfabeticamente.
ONS
PAR 2004-2006
16 / 530
2.1.1
Interligações Inter-Regionais
Tabela 2.1.1-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Interligações Inter-regionais sem a concessão equacionada
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
LONDRINA – ASSIS – ARARAQUARA
kV
km
ou
MVA
500
367
500/
440
1.500
SP
Em licitação
DEZ/2004
Nova instalação
---
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
336
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
UF
SITUAÇÃO
PR/SP Em licitação
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
DEZ/2004
Nova instalação
circuito simples, incluindo reatores fixos em
Araraquara (3x26,6 Mvar) e manobráveis em
Assis (3x31,7 Mvar)
ASSIS (NOVA)
1 banco de autotransformadores e unidade
reserva (obra associada à LT 500 kV Londrina –
Assis – Araraquara)
IVAIPORÃ
750/
525/
instalação de sistema de transferência para
69
substituição da fase reserva dos bancos de
autotransformadores AT 01 e AT 02 – 1650 MVA
ASSIS
2º banco de autotransformadores
ONS
PAR 2004-2006
440/
230
17 / 530
2.1.2
Região Sul
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
CAMPOS NOVOS – BLUMENAU C2
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
525
375
SC
Proposta
neste PAR
DEZ/2004
Nova instalação
525
209
PR
Em licitação
Necessária
atualmente
Nova instalação
230
120
PR
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
Nova instalação
230
---
RS
Proposta
neste PAR
JUL/2004
Nova instalação
230
25
RS
Proposta
neste PAR
JUL/2004
Nova instalação
230
25
PR
Proposta
neste PAR
JUN/2005
Nova instalação
230
---
PR
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
Nova instalação
circuito simples, com reator de linha 525 kV –
150 Mvar na SE Blumenau
CASCAVEL OESTE – IVAIPORÃ
circuito simples
CASCAVEL OESTE-FOZ DO IGUAÇU NORTE
circuito simples (associada à nova conexão da
Copel na SE Foz do Iguaçu Norte)
CAXIAS 5
setor de 230 kV (nova conexão da RGE)
CAXIAS-CAXIAS 5
circuito simples
D.I. SÃO JOSÉ DOS PINHAIS-SANTA MÔNICA
circuito duplo, lançamento do 1o circuito
FOZ DO IGUAÇU NORTE (NOVA)
setor de 230 kV
ONS
PAR 2004-2006
18 / 530
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
GRALHA AZUL-D.I. SÃO JOSÉ DOS PINHAIS
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
230
31
PR
Proposta
neste PAR
JUN/2004
Nova instalação
525
120
PR
Em análise
pela Aneel
DEZ/2004
Nova instalação
525
50,6
SC
Em licitação
Necessária
atualmente
Nova instalação
525
167
PR
Em licitação
Necessária
atualmente
Nova instalação
525/
230
672
SC
Proposta
neste PAR
JUN2005
ELETROSUL
230
0,1
PR
Em análise
pela Aneel
JUN/2004
ELETROSUL
525/
230
672
RS
Proposta
neste PAR
FEV/2005
ELETROSUL
525/
230
672
PR
Proposta
neste PAR
JUN/2004
ELETROSUL
circuito duplo, lançamento do 1o circuito
IVAIPORÃ – LONDRINA C2
circuito simples
MACHADINHO – CAMPOS NOVOS C2
circuito simples
SALTO SANTIAGO – IVAIPORÃ C2
circuito simples
CAMPOS NOVOS
substituição do 1o banco de autotransformadores
de 336 MVA por outro de 672 MVA
CASCAVEL OESTE-GUAÍRA
recapacitação de trechos em 636 MCM
CAXIAS
3o banco de autotransformadores
CURITIBA
3o banco de autotransformadores
ONS
PAR 2004-2006
19 / 530
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
CURITIBA
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
525
---
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETROSUL
525/
230
672
RS
Proposta
neste PAR
FEV/2005
ELETROSUL
230
17,1
MS
Em análise
pela Aneel
JUN/2004
ELETROSUL
230
0,8
SC
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETROSUL
525/
230
672
PR
Proposta
neste PAR
JUN/2005
ELETROSUL
230
---
PR
Proposta
neste PAR
Jun/2004
ELETROSUL
conexões para o reator 1 – 150 Mvar (na barra) e
o reator 2 – 150 Mvar (na linha para Bateias)
GRAVATAÍ
4o banco de autotransformadores
GUAÍRA-DOURADOS
recapacitação de trechos em 636 MCM
JORGE LACERDA B
relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça –
Jorge Lacerda A e implantação de trecho de linha
de 230 kV circuito simples, 0,8 km
LONDRINA
3o banco de autotransformadores
LONDRINA (E)
substituição de equipamentos terminais na linha
para Londrina (Copel) (Bobinas de bloqueio)
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
20 / 530
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
MARINGÁ – ASSIS
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
230
2x23
PR/SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETROSUL
230
---
SC
Em análise
pela Aneel
JUN/2004
ELETROSUL
525
---
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETROSUL
525
---
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETROSUL
525/
230
600
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
COPEL
230
---
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
COPEL
230
17,8
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
COPEL
circuito duplo, seccionamento na SE Londrina
(Eletrosul)
PALHOÇA
substituição de equipamento terminal (TC) da
linha para Jorge Lacerda B
SALTO SANTIAGO – IVAIPORÃ
substituição de equipamento terminal
(seccionadora e disjuntores) em Ivaiporã e Salto
Santiago
SALTO SEGREDO – AREIA
substituição de equipamento terminal
(seccionadora e disjuntores) em Areia
BATEIAS
2o banco de autotransformadores
BATEIAS
entrada de linha (para Campo Comprido)
BATEIAS – CAMPO COMPRIDO
circuito simples, recapacitação
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
21 / 530
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
CAMPO COMPRIDO
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
230
---
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
COPEL
525/
230
600
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
COPEL
230
11,3
PR
Proposta
neste PAR
JUN/2004
COPEL
230
20,3
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
COPEL
230
---
PR
Proposta
neste PAR
Jun/2004
COPEL
230
2x0,8
PR
Proposta
neste PAR
FEV/2005
COPEL
230
2x9
PR
Proposta
neste PAR
MAI/2005
COPEL
230
17,7
PR
Proposta
neste PAR
JUN/2004
COPEL
entrada de linha (para Bateias)
CASCAVEL OESTE
2o banco de autotransformadores
CASCAVEL–CASCAVEL OESTE C3
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
LONDRINA – IBIPORÃ C2
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
LONDRINA (C)
substituição de equipamentos terminais na linha
para Londrina (Eletrosul) (Bobinas de bloqueio)
MARINGÁ – APUCARANA
seccionamento na SE Sarandi (associada à nova
conexão da Copel na SE Sarandi)
PILARZINHO –GOV PARIGOT DE SOUZA
seccionamento na SE Santa Mônica (associada à
nova conexão da Copel na SE Santa Mônica)
PILARZINHO-CAMPO COMPRIDO
recondutoramento
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
22 / 530
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
SANTA MÔNICA (NOVA)
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
230
---
PR
Proposta
neste PAR
MAR/2005
COPEL
230
---
PR
Proposta
neste PAR
FEV/2005
COPEL
230
---
PR
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
COPEL
230
---
RS
Proposta
neste PAR
JUN/2004
CEEE
230
30
RS
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEEE
230
2x0,2
RS
Proposta
neste PAR
JUL/2004
CEEE
230
---
RS
Proposta
neste PAR
JUN/2004
CEEE
230
2x83
RS
Proposta
neste PAR
JUL/2004
CEEE
setor de 230 kV (nova conexão da Copel)
SARANDI (NOVA)
setor de 230 kV (nova conexão da Copel)
UMBARÁ
entrada de linha (para Gralha Azul)
ALEGRETE 2
entrada de linha (para UTE Uruguaiana)
GRAVATAÍ 2 – PORTO ALEGRE 6
circuito duplo, lançamento do 2o circuito (C4)
PASSO REAL – SANTA MARTA
seccionamento na SE Tapera 2 (associada à nova
conexão da RGE na SE Tapera 2)
SÃO VICENTE
setor de 230 kV (adequação)
TAPERA 2 (NOVA)
Setor de 230 kV (nova conexão da RGE)
ONS
PAR 2004-2006
23 / 530
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
UTE URUGUAIANA
Entrada de linha (para Alegrete 2)
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
230
---
RS
Proposta
neste PAR
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
JUN/2004
(*)
(*) Em andamento tratativas para cessão de uso ou doação desta subestação da AES Uruguaiana para a CEEE Transmissão conforme Ofício Aneel SRT n° 006/2002.
ONS
PAR 2004-2006
24 / 530
2.1.3
Regiões Sudeste/Centro-Oeste
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
AIMORÉS – MASCARENHAS C2
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
230
20
MG
Em análise
pela Aneel
FEV/2004
Nova instalação
230
7
SP
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
Nova instalação
230
2x25
MT
Em licitação
Necessária
atualmente
Nova instalação
230
168
MT
Em licitação
Necessária
atualmente
Nova instalação
500/
230
750
MT
Em análise
pela Aneel
JAN/2005
Nova instalação
circuito simples (associada à conexão da UHE
Aimorés)
CACHOEIRA PAULISTA – SANTA CABEÇA
circuito simples (associada à transformação
500/230 kV na SE Cachoeira Paulista)
COXIPÓ – CUIABÁ C1/C2
circuito duplo
CUIABÁ – RONDONÓPOLIS
circuito simples, com compensação série de 60%
em Rondonópolis (91 Mvar)
CUIABÁ (NOVA)
Instalação de SE com 1º banco de
autotransformadores
ONS
PAR 2004-2006
25 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
CUIABÁ – RIBEIRÃOZINHO
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
500
364
MT
Em análise
pela Aneel
JAN/2005
Nova instalação
345
66
MG
Proposta
neste PAR
JUN/2004
Nova instalação
230
---
MS
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
Nova instalação
500
202
GO
Em análise
pela Aneel
JAN/2005
Nova instalação
500
---
GO
Em análise
pela Aneel
JAN/2005
Nova instalação
345
158
MG
Proposta
neste PAR
AGO/2005
Nova instalação
circuito simples (3x954 kcmil), com reator fixo
500 kV – 136 Mvar nas SEs Cuiabá e
Ribeirãozinho
FURNAS – PIMENTA C2
circuito simples
IMBIRUSSÚ (NOVA)
setor de 230 kV (nova conexão da Enersul)
INTERMEDIÁRIA – ITUMBIARA
circuito simples (3x954 kcmil), com reator fixo
500 kV – 95 Mvar nas SEs Intermediária e
Itumbiara
INTERMEDIÁRIA (NOVA)
SE nova, para seccionamento da LT 500 kV
Cuiabá - Itumbiara
IRAPÉ – MONTES CLAROS
circuito simples (associada à conexão da UHE
Irapé)
ONS
PAR 2004-2006
26 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
ITAPETI – NORDESTE C1
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
345
30
SP
Proposta
neste PAR
DEZ/2004
Nova instalação
345
140
MG
Proposta
neste PAR
JUN/2004
Nova instalação
345
90
RJ
Proposta
neste PAR
JUN/2004
Nova instalação
440/
230
450
SP
Proposta
neste PAR
JUN/2004
Nova instalação
230
190
SP/MS
Proposta
neste PAR
JUN/2004
Nova instalação
440/
230
450
SP
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
Nova instalação
230
300
SP/MS
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
Nova instalação
circuito duplo, lançamento de um circuito
ITUTINGA – JUIZ DE FORA
circuito simples
MACAÉ – CAMPOS C3
circuito simples
PORTO PRIMAVERA
1º banco de autotransformadores e unidade
reserva (associada à LT 230 kV Porto Primavera –
Dourados)
PORTO PRIMAVERA – DOURADOS
circuito simples
PORTO PRIMAVERA
2º banco de autotransformadores (associada à LT
230 kV Porto Primavera – Imbirussú)
PORTO PRIMAVERA – IMBIRUSSÚ
circuito simples
ONS
PAR 2004-2006
27 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
RIBEIRÃOZINHO (NOVA)
SE nova com 1º banco de autotransformadores
(associada à LT 500 kV Cuiabá – Ribeirãozinho –
Intermediária - Itumbiara)
RIBEIRÃOZINHO – BARRA DO PEIXE C1/C2
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
500/
230
400
MT/
230
2x3
500
242
kV
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
Em análise
pela Aneel
JAN/2005
Nova instalação
MT
Em análise
pela Aneel
JAN/2005
Nova instalação
MT/
Em análise
pela Aneel
JAN/2005
Nova instalação
GO
circuito duplo
RIBEIRÃOZINHO – INTERMEDIÁRIA
circuito simples (3x954 kcmil), com reator fixo
500 kV – 95 Mvar nas SEs Ribeirãozinho e
Intermediária
TIJUCO PRETO – ITAPETI C3/C4
GO
345
2x23
SP
Proposta
neste PAR
DEZ/2004
Nova instalação
500
---
RJ
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
345
---
RJ
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
circuito duplo
ADRIANÓPOLIS
Instalação de disjuntores no barramento de
500 kV para aumentar a confiabilidade do arranjo
em anel
ADRIANÓPOLIS
seccionar a barra A e instalar um novo vão de
disjuntor completo
ONS
PAR 2004-2006
28 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
ADRIANÓPOLIS
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
345
---
RJ
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
500
---
RJ
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
500
---
RJ
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
345
---
RJ
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
500
---
RJ
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
seccionar a barra B através de instalação de
chave seccionadora e proteção de barras
adaptativas
ADRIANÓPOLIS
“bypass” em Adrianópolis de um dos circuitos da
LT Cachoeira Paulista – Adrianópolis para engate
na LT Adrianópolis – Grajaú, formando a LT
Cachoeira Paulista – Grajaú
ADRIANÓPOLIS
reator manobrável na LT Cachoeira Paulista –
Grajaú – 136 Mvar (associada ao by-pass em
Adrianópolis para formar a LT Cachoeira Paulista
– Grajaú)
ADRIANÓPOLIS – CAMPOS
troca de TC, filtro de ondas e chaves
seccionadoras na SE Adrianópolis e filtro de
ondas na SE Campos
ANGRA
reator manobrável de barra de 136 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
29 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
CACHOEIRA PAULISTA
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
500
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
500/
230
350
SP
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
FURNAS
500/
345
560
SP
Em análise
pela Aneel
DEZ/2004
FURNAS
345
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
FURNAS
345
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
reator manobrável na linha para Adrianópolis
(Grajaú) e chaveável na linha para Angra –
136 Mvar (associada ao by-pass em Adrianópolis
para formar a LT Cachoeira Paulista – Grajaú)
CACHOEIRA PAULISTA
banco de autotransformadores (associada à LT
230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça)
CAMPINAS
2º banco de autotransformadores (associada à LT
Londrina – Assis – Araraquara)
GUARULHOS
substituição de um disjuntor – na saída para
Nordeste (para 50 kA)
IBIÚNA
instalação de disjuntor e mais uma chave
seccionadora de 345 kV nos vãos dos
transformadores ZA900, ZA901 e ZA902
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
30 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
IBIÚNA
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
345
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
230
---
GO/
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
FURNAS
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
instalação de dois filtros (3º/5º harmônicos) para o
elo de corrente contínua
ITUMBIARA
substituição de três disjuntores – nas saídas para
Rio Verde, C1 e C2, e de interligação (para 40 kA)
ITUMBIARA
MG
230
---
bancos de compensação série na LT 230 kV Rio
Verde - Itumbiara:
GO/
MG
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
30% no C1 (33,9 Mvar)
70% no C2 (183 Mvar)
ITUMBIARA
345
---
seccionamento do barramento de 345 kV e
instalação de vão de disjuntor completo
L. C. BARRETO
Instalação de chave seccionadora no vão do
disjuntor de interligação de barras
ONS
PAR 2004-2006
GO/
MG
345
---
MG
31 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
L. C. BARRETO
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
500
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
345
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
FURNAS
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
AGO/2004
FURNAS
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
substituição de equipamentos terminais (TCs,
filtros de onda, chaves seccionadoras e
disjuntores) na saída para Volta Grande e vão de
interligação
MARIMBONDO
reator manobrável de barra – 100 Mvar
MOGI – ITAPETI
adequação de equipamento terminal na SE Mogi
OURO PRETO 2
reator manobrável na LT 345 kV Ouro Preto 2 –
Vitória - 60 Mvar
PORTO COLÔMBIA
substituição de equipamentos terminais (TCs,
filtros de onda, chaves seccionadoras e
disjuntores) nas saídas para Itumbiara e Volta
Grande e vão de interligação
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
32 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
RIO VERDE
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
230
---
MT
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
500/
345
1.075
DF
Em análise
pela Aneel
FEV/2004
FURNAS
500/
230
400
GO
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
750/
345
1.500
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
345
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
FURNAS
bancos de compensação série na LT 230 kV Barra
do Peixe – Rio Verde:
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
30% no C1 (37,2 Mvar)
70% no C2 (216,4 Mvar)
na LT 230 kV Itumbiara – Rio Verde:
30% no C1 (34 Mvar)
SAMAMBAIA
3º banco de autotransformadores
SERRA DA MESA
2º banco de autotransformadores
TIJUCO PRETO
4º banco de autotransformadores
TIJUCO PRETO
substituição de seis disjuntores e sete chaves
seccionadoras (para 63 kA)
ONS
PAR 2004-2006
33 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
TIJUCO PRETO
Inclusão de alimentação para o compensador
síncrono da SE Tijuco Preto através do terciário
dos autotransformadores AT5 e/ou AT6
TIJUCO PRETO
Inclusão de alimentação para os bancos de
reatores shunt de terciário 2x180 Mvar – 69 kV
através do terciário do autotransformador AT2
TIJUCO PRETO
Instalação de sistema de transferência para
substituição da fase reserva dos bancos de
transformadores AT2 e AT3 – 1.650 MVA,
incluindo enrolamento terciário (banco de reatores
shunt)
TIJUCO PRETO
Instalação de sistema de transferência para
substituição da fase reserva dos bancos de
transformadores AT4, AT5 e AT6 – 1.500 MVA,
incluindo enrolamento terciário (compensador
síncrono)
ONS
PAR 2004-2006
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
750/
345/
20
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
750/
500/
69
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
750/
500/
69
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
750/
345/
20
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
FURNAS
kV
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
34 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
VITÓRIA
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
345
---
ES
Em análise
pela Aneel
AGO/2004
FURNAS
345
---
ES
Em análise
pela Aneel
JUN/2005
FURNAS
500
---
GO/
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
EXPANSION
reator manobrável na LT 345 kV Ouro Preto 2 Vitória – 60 Mvar
VITÓRIA
transferência do compensador estático de
Campos para a SE Vitória (associada à instalação
da LT 345 kV Ouro Preto 2 -Vitória e da UTE
Norte Fluminense)
ITUMBIARA
MG
reator manobrável na LT 500 kV Itumbiara Samambaia – 136 Mvar
ANASTÁCIO
230
---
MS
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
ELETROSUL
230
---
MT
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETRONORTE
setor 230 kV (reforma da SE quando da entrada
em operação do 2º transformador 230/138 kV)
BARRA DO PEIXE
ampliação de dois vãos de linha adicionais para a
conexão da LT 230 kV Rondonópolis – Rio Verde
C1 a ser seccionada em Barra do Peixe
ONS
PAR 2004-2006
35 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
BARRA DO PEIXE
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
230
---
MT
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
bancos de compensação série na LT 230 kV
Rondonópolis – Barra do Peixe:
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
ELETRONORTE
30% no C1 (35,1Mvar)
50% no C2 (119,8 Mvar)
banco de compensação série de 30% na LT
230 kV Rio Verde – Barra do Peixe C1 (37,2 Mvar)
FURNAS
ANHANGÜERA (NOVA)
345/
500
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
desativação da atual Anhangüera Provisória com
instalação de novo transformador 345/230 kV na
nova SE Anhangüera 345 kV, conexões 345 kV
para Milton Fornasaro, circuito duplo, e conexões
em 230 kV para seccionamento da LT 230 kV
Edgard de Souza – Centro C1/C2
230
APARECIDA
230
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
440
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
substituir 3 seccionadoras de 600 A para maior
capacidade no bay para Taubaté
ARARAQUARA
reator manobrável de barra – 180 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
36 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
ASSIS
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
440
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
230
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
440
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
440
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
440
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
440
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
conexões para o reator RE-2 3x33,33 Mvar
ASSIS
adequação do arranjo da SE de barra principal e
transferência para barra dupla a cinco chaves
BAURU
substituição das seccionadoras (de 2.000 A para
3.000 A) dos travessões dos disjuntores 10524-1
(74, 76, 78, 80, 82 e 84) e 10524-3 (238, 240, 242,
244, 246 e 248)
BAURU
instalação de medição de corrente nos travessões
10524-1 e 10524-3
BAURU
substituição das seccionadoras de barra 1052966 e 10529-68 (de 2.000 A para 3.000 A)
CABREÚVA
instalação de bay de interligação de barra (Obra
associada à instalação do 2º banco de
autotransformadores 440/138 kV)
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
37 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
EDGARD DE SOUZA
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
230
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
230
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
440
2x1,6
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
440
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
substituição de 3 disjuntores (Obra associada à
instalação do 3º banco de autotransformadores
440/230 kV – 750 MVA da SE Cabreúva)
EDGARD DE SOUZA
instalar by-pass nos bays das linhas e dos trafos
EMBU GUAÇU – BAURU C1/C2
(SECCIONAMENTO SE OESTE)
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
construção de dois trechos (4x636 MCM) para
efetuar o seccionamento dos dois circuitos da LT
Bauru - Embu Guaçu na SE Oeste (incluindo dois
bays em 440 kV na SE Oeste)
ILHA SOLTEIRA
substituição de disjuntores nos circuitos 1 e 2 da
LT para Araraquara
ONS
PAR 2004-2006
38 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
ILHA SOLTEIRA
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
440
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
440
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
230
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
230
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
345
---
SP
Proposta
neste PAR
2004
CTEEP
implantação de sistema de comunicação óptica
para permitir “transfer trip” direto para alívio de
carga no transformador 500/440 kV da SE Água
Vermelha
ILHA SOLTEIRA
Instalação do terceiro disjuntor de interligações de
barras
INTERLAGOS
substituição de disjuntores e equipamentos de 2
bays (Obra associada à 2ª fase da UTE
Piratininga)
INTERLAGOS
adequação do arranjo da SE de barra principal e
transferência para barra dupla a cinco chaves
(coincidente com a implantação do 2º banco de
transformadores 345/230 kV)
ITAPETI
substituição de disjuntores e equipamentos de 8
bays (associada às LTs Tijuco Preto – Itapeti
C3/C4 e Itapeti/Nordeste C1)
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
39 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
JUPIÁ
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
440
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
345
---
SP
Proposta
neste PAR
2004
CTEEP
440
---
SP
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CTEEP
345
---
SP
Proposta
neste PAR
Necessária
atualmente
CTEEP
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
500
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
troca de disjuntores nos bays para Taquaruçu,
Três Irmãos e paralelo
SANTO ÂNGELO
substituição de disjuntores e equipamentos de 8
bays (associada às LTs Tijuco Preto – Itapeti
C3/C4 e Itapeti/Nordeste C1)
SUMARÉ
reator manobrável de barra de 90 Mvar
XAVANTES
Instalação do segundo disjuntor nos bays da LT
345 kV Xavantes – Interlagos
BARBACENA
substituição de equipamentos terminais (TCs e
filtros de onda) na saída para Pimenta
EMBORCAÇÃO
conexão para reator da LT 500 kV Emborcação –
São Gotardo 2 – 91 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
40 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
JAGUARA
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
500
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
500
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
500
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
instalação de três disjuntores para conexão dos
trafos T11 e T12 – 500/345 kV às barras 1 e 2
(instalação de uma seção – configuração disjuntor
e meio)
JAGUARA
Instalação de vão de disjuntor de barra
JAGUARA
conexões para os reatores das LTs 500 kV
Jaguara – Neves e Jaguara – São Gonçalo do
Pará – 2x91 Mvar
JAGUARA
substituição de equipamentos terminais (TCs e
filtros de ondas) nas saídas para Volta Grande,
Luiz Carlos Barreto e Pimenta
NEVES
transposição física de vão de linha e de
transformador
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
41 / 530
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
OURO PRETO 2
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
500
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
500
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
345
---
MG
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CEMIG
conexão para reator da LT 500 kV Ouro Preto 2 –
São Gonçalo do Pará – 91 Mvar
PIMENTA
Instalação de vão de disjuntor de barra
PIMENTA
substituição de equipamentos terminais (TCs e
filtros de onda) nas saídas para Barreiro,
Barbacena
SÃO GOTARDO 2
reator manobrável de barra – 91 Mvar
VOLTA GRANDE
substituição de equipamentos terminais (TCs e
filtros de onda) nas saídas para Jaguara, Luiz
Carlos Barreto e Porto Colômbia
ONS
PAR 2004-2006
TRANSMISSORA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
42 / 530
2.1.4 Regiões Norte/Nordeste
Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a concessão equacionada
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
MILAGRES – COREMAS C2
kV
km
ou
MVA
DATA DE
NECESSIDADE
CONCESSIONÁRIA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
UF
SITUAÇÃO
230
120
CE/PB
Proposta
neste PAR
DEZ/2005
Nova instalação
230
200
CE
Em análise
pela Aneel
DEZ/2005
Nova instalação
500
102
BA
Em licitação
Necessária
atualmente
Nova instalação
230
--
CE
Em análise
pela Aneel
DEZ/2005
Nova instalação
500
581
PI/CE
Em licitação
JUN/2005
Nova instalação
500
329
PA
Proposta
neste PAR
DEZ/2006
Nova instalação
circuito simples
MILAGRES – TAUÁ
circuito simples (associada à conexão da Coelce
na SE Tauá)
SAPEAÇU – CAMAÇARI II
circuito simples
TAUÁ (NOVA)
setor de 230 kV (associado à nova conexão da
Coelce)
TERESINA II – SOBRAL III – FORTALEZA II C2
circuito simples
TUCURUÍ - VILA DO CONDE C3
circuito simples, com reator 180 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
43 / 530
Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
MARABÁ
2o banco de autotransformadores
TERESINA – PERITORÓ
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
500/
230
450
PA
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETRONORTE
230
78
MA
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
ELETRONORTE
500
---
PE
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
500
---
PI
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
500
---
PI
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
230
---
PB
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
230
---
PB
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
kV
circuito simples seccionamento na SE Coelho
Neto (construção de 78 km de LT 230 kV)
ANGELIM II
reator manobrável de barra - 150 Mvar
BOA ESPERANÇA
Instalação de uma interligação de barra
BOA ESPERANÇA
reencabeçamento da LT Presidente Dutra para o
vão do reator de barra
CAMPINA GRANDE II
substituição dos pára-raios das linhas 04V1,
04V2, 04L3, 04F6 e 04F7
CAMPINA GRANDE II
reator manobrável de barra - 30 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
CONCESSIONÁRIA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
44 / 530
Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
FORTALEZA I
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
230
---
CE
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
500/
230
600
CE
Proposta
neste PAR
JUN/2005
CHESF
500
---
CE
Proposta
neste PAR
JUN/2005
CHESF
230
0,3
CE
Proposta
neste PAR
JUN/2005
CHESF
500/
230/
13,8
---
AL
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
500
---
AL
Proposta
neste PAR
DEZ/2004
CHESF
substituição de um disjuntor na posição 14H1 de
manobra de banco de capacitores de 50 Mvar
FORTALEZA II
3o banco de autotransformadores (associado à LT
500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2)
FORTALEZA II
complementar bay 500 kV – AT 1
FORTALEZA II – FORTALEZA C3
circuito simples (associada ao 3º banco de
autotransformadores 500/230 kV da SE
Fortaleza II)
MESSIAS
fechamento do “delta” do banco de
autotransformadores 05T3
MESSIAS
complementar bays 500 kV ATs 2 e 3
ONS
PAR 2004-2006
CONCESSIONÁRIA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
45 / 530
Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
MIRUEIRA
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
230
---
PE
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
230
75
RN
Em análise
pela Aneel
JUN/2004
CHESF
230
---
BA
Proposta
neste PAR
NOV/2005
CHESF
230
---
RN
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
230
---
RN
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
230
---
RN
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
instalação de uma entrada de linha na saída para
Pau Ferro
MOSSORÓ II – AÇU II
recapacitação (de 235 MVA para 300 MVA)
(associada à UTE Termoaçu)
NARANDIBA (NOVA)
setor de 230 kV com 2 entradas de linha para
Pituaçu (associado à nova conexão da Coelba)
NATAL II
substituição dos pára-raios dos transformadores
04T1, 04T2 e 04T3 e das LTs 04V2 e 04V3
NATAL II
relocação do reator de barra - 10 Mvar para uma
das linhas para Campina Grande (04V3 ou 04V4)
NATAL II
reator manobrável de barra - 30 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
CONCESSIONÁRIA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
46 / 530
Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a concessão equacionada (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO
PAULO AFONSO IV
kV
km
ou
MVA
UF
SITUAÇÃO
DATA DE
NECESSIDADE
500
---
BA
Em análise
pela Aneel
Necessária
atualmente
CHESF
230
---
BA
Proposta
neste PAR
NOV/2005
CHESF
230
4
BA
Proposta
neste PAR
NOV/2005
CHESF
230
---
PE
Proposta
neste PAR
DEZ/2004
CHESF
500
---
CE
Proposta
neste PAR
DEZ/2004
CHESF
500
---
PI
Proposta
neste PAR
DEZ/2004
CHESF
reencabeçamento da LT Luiz Gonzaga para o vão
do gerador 2, conectando o autotransformador T8
à saída do vão do gerador 1
PITUAÇU
2 entradas de linha em 230 kV para Narandiba
(associado à nova conexão da Coelba)
PITUAÇU – NARANDIBA C2
lançamento do 2o circuito (o circuito C1 é
existente e opera atualmente em 69 kV)
RECIFE II
instalar TP, TC, e proteção própria
disjuntores de acoplamento de Barras.
SOBRAL III
para
complementar bay 500 kV da LT Sobral III/
Teresina II
TERESINA II
complementar bay 500 kV do AT - 2
ONS
PAR 2004-2006
CONCESSIONÁRIA
PROPRIETÁRIA
DA INSTALAÇÃO
47 / 530
2.2
Resumo da Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica Necessários
até 2006
As tabelas deste item resumem os acréscimos de linhas de transmissão e de
capacidade de transformação resultante da proposta de ampliações e reforços
apresentada neste PAR 2004/2006, conforme descrito no item 2.1. Nesse resumo,
são contempladas também as instalações cuja concessão já foi equacionada, por
meio de autorização ou de licitação, e que estão relacionadas no item 6.3 deste
documento.
Em função de seu objetivo, as tabelas aqui apresentadas distinguem-se daquelas
dos itens anteriores por considerarem como referência de data não mais a “data de
necessidade”, mas a data limite de entrada em operação constante do ato
autorizativo, do CPST, dos editais de licitação ou, no caso de nenhum destes
existir, a data considerada como passível da obra ser concluída. Para os
empreendimentos relacionados no Programa de Licitação da Concessão de Linhas
de Transmissão da Aneel, o ofício n° 038/2003-SCT/Aneel estima que o prazo para
implantação de uma linha de transmissão pode variar de 24 a 36 meses, a partir
da publicação do edital de licitação. Esses prazos são derivados da experiência
obtida com os processos licitatórios já realizados pela Aneel.
Para as instalações ainda não contempladas no Programa de Licitação da
Concessão de Linhas de Transmissão da Aneel, na avaliação da data provável de
entrada em operação, além desses prazos, foi acrescentado ainda o intervalo
correspondente à preparação do edital de licitação, aqui estimado em 6 meses.
No caso de reforços em transformação ainda não autorizados, supôs-se um prazo
de 24 meses para a entrada em operação após o ato autorizativo.
2.2.1
Quantitativos de Linhas de Transmissão e Transformadores Previstos no
PAR 2004-2006 (relação completa)
As tabelas a seguir resumem as ampliações e os reforços propostos para o período
2004 a 2006, na forma de acréscimos de quilômetros de linha de transmissão e
de MVA de transformadores. Os empreendimentos previstos para 2003 foram
também contabilizados. Os números apresentados refletem o conjunto união das
ampliações e reforços relacionados nos itens 2.1 - empreendimentos ainda sem
concessão - e 6.3 - obras em curso, já autorizadas ou licitadas.
ONS
PAR 2004-2006
48 / 530
Tabela 2.2.1-1 – Acréscimo em km de Linhas de Transmissão – Relação Completa
Tensão
kV
SUL
2003
500
SE/CO
N/NE
INT
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
1
427
495
148
210
180
808
401
200
667
440
345
26
370
238
230
145
699
602
120
720
137
434
TOTAL
145
700
1.029
615
894
717
852
2006
2003
2004
2005
761
517
831
TOTAL
5.646
3
3
342
976
1.153
284
500
162
320
685
700
829
320
4.123
761
517
831
10.748
INT. - Interligações inter-regionais
Tabela 2.2.1-2 – Acréscimo em Número de Linhas de Transmissão – Relação Completa
Tensão
kV
SUL
2003
500
SE/CO
N/NE
INT
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
1
3
2
1
1
1
1
1
1
3
440
345
1
1
4
230
3
6
18
1
2
1
7
TOTAL
3
7
21
3
4
3
12
2006
2003
2004
2005
3
2
4
TOTAL
24
2
2
5
11
8
6
3
6
2
7
4
9
2
55
3
2
4
92
INT. - Interligações inter-regionais
ONS
PAR 2004-2006
49 / 530
Tabela 2.2.1-3 – Acréscimo em Capacidade de Transformação na Rede Básica (MVA) – Relação Completa
Tensão
kV
SUL
2003
SE/CO
2005
750
500
2003
2004
1.650
672
4.224
2005
3.160
440
750
450
345
500
500
TOTAL
300
672
2003
2004
INT
2005
2006
1.500
400
230
560
N/NE
2005
1.650
1.200 1.050
600
TOTAL
4.800
1.500
13.366
336
1.536
1.000
90
4.224 2.510 1.650 5.610
2004
90
39
200
1.239 1.250
629
600
1.650 1.836
21.331
INT. - Interligações inter-regionais
Tabela 2.2.1-4 – Acréscimo em Número de Transformadores na Rede Básica – Relação Completa
Tensão
kV
SUL
2003
SE/CO
2005
750
500
2003
2004
1
1
7
2005
5
440
1
1
345
1
1
TOTAL
1
1
7
3
2003
2004
INT
2005
2006
1
1
230
1
N/NE
3
8
2004
2005
TOTAL
1
2
2
1
3
1
21
1
3
2
2
1
2
2
3
4
6
1
1
2
INT. - Interligações inter-regionais
ONS
PAR 2004-2006
50 / 530
35
2.2.2
Quantitativos de Linhas de Transmissão e Transformadores Propostos no
Par 2004-2006 que ainda não foram Equacionados junto à Aneel
As tabelas a seguir resumem as ampliações e os reforços, propostos para o período
2004 a 2006, ainda sem concessão.
Tabela 2.2.2-1 – Acréscimo em km de Linhas de Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel
Acréscimo em km na Rede Básica
SUL
SE/CO
Tensão
kV
2005
2006
500
427
495
2005
440
345
188
230
562
120
434
TOTAL
989
615
622
N/NE
2006
2005
808
667
INT
2006
2005
367
TOTAL
2.764
3
3
342
530
1153
112
320
779
320
1548
367
4.845
INT. - Interligações inter-regionais
Tabela 2.2.2-2 – Acréscimo do Número de Linhas de Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel
Acréscimo em Número de Linhas de Transmissão
SUL
SE/CO
Tensão
kV
2005
2006
500
3
2
2005
440
345
2
230
16
1
7
TOTAL
19
3
9
N/NE
2006
2005
1
3
INT
2006
2005
2
TOTAL
11
2
2
5
7
8
4
2
7
2
30
2
50
INT. - Interligações inter-regionais
ONS
PAR 2004-2006
51 / 530
Tabela 2.2.2-3 – Aumento da Capacidade de Transformação ainda não Equacionada pela Aneel
Acréscimo em MVA na Rede Básica
Tensão
kV
SUL
SE/CO
2005
2005
750
500
2005
INT
2006
2005
1.500
4.224
3.160
440
450
345
500
TOTAL
N/NE
4.224
5.610
TOTAL
1.500
1.050
600
1.500
10.534
336
786
500
1.050
600
1.836
13.320
(*) Refere-se à tensão do lado de alta do transformador
Tabela 2.2.2-4 – Acréscimo do Número de Transformadores ainda não Equacionados pela Aneel
Acréscimo do número de transformadores na Rede Básica
Tensão
kV
SUL
SE/CO
2005
2005
750
500
2005
INT
2006
2005
1
7
5
440
1
345
1
TOTAL
N/NE
7
8
TOTAL
1
2
1
1
16
1
2
1
2
1
2
20
(*) Refere-se à tensão do lado de alta do transformador
2.2.3
Estimativa de Investimento Associado às Ampliações e aos Reforços
Propostos
As tabelas 2.2.3-1 e 2.2.3-2, apresentadas a seguir, indicam uma estimativa
preliminar do montante de investimento associado às obras propostas neste PAR.
Os valores foram calculados tendo por base o documento “Referência de Custos –
LTs e SEs de AT e EAT”, emitido pela ELETROBRAS, em Junho de 1999.
ONS
PAR 2004-2006
52 / 530
Tabela 2.2.3-1 – Estimativa de Investimento Associado ao PAR 2004-2006 – Relação Completa (Valores em Milhões R$)
Tensão
kV
LT/SE
750
SE
SUL
2003
2005
2006
2003
2004
34,7
LT
500
2004
SE/CO
2005
345
TOTAL
2003
2004
2005
9,3
161,1 173,5
55,5
75,0
65,6
262,8 100,8
71,8
236,4
2006
74,7
94,4
198,9
45,0
89,1
2003
2004
2005
2006
TOTAL
35,0
109,6
401,8 273,0 369,3
2.255,9
SE
27,9
36,4
129,5
47,3
19,3
27,3
12,3
802,1
Total
27,9
45,7
290,6 173,5 130,2 169,4 264,5 262,8 145,8 160,9 283,7
19,3
401,8 273,0 396,6
12,3
3.058,0
10,1
10,1
SE
4,1
33,1
40,4
9,0
16,3
102,9
Total
4,1
33,1
40,4
19,1
16,3
113,0
LT
2,9
87,8
70,6
98,5
17,4
48,0
SE
Total
230
2006
INTERLIGAÇÃO
39,9
LT
440
N/NE
2,9
105,2 118,6
259,8
65,4
98,5
325,2
LT
27,3
140,9 112,1
20,1
91,7
22,4
77,0
50,1
81,6
35,7
50,9
709,8
SE
12,2
46,6
36,6
5,1
27,6
33,8
90,0
10,2
62,1
43,5
10,2
377,9
Total
39,5
187,5 148,7
25,2
119,3
56,2
167,0
60,3
143,7
79,2
61,1
1.087,7
LT
27,3
150,2 273,2 193,6 150,1 185,2 213,2 371,4 150,9 153,4 272,1
50,9
401,8 273,0 369,3
SE
40,1
83,0
90,8
29,5
35,0
43,6
12,3
1.457,9
Global
67,4
233,2 439,3 198,7 291,2 363,9 630,4 380,4 206,1 304,6 362,9
80,4
401,8 308,0 412,9
12,3
4.693,5
166,1
5,1
141,1 178,7 417,2
9,0
55,2
151,2
3235,6
Valores de custo referidos a junho/99 – Taxa de câmbio 1US$=1,76 R$
ONS
PAR 2004-2006
53 / 530
Tabela 2.2.3-2 – Estimativa de Investimento Associado ao PAR 2004-2006 – Obras Cuja Concessão ainda não foi Equacionada (Valores em Milhões R$)
Tensão
kV
LT/SE
750
SE
SUL
2004
2006
2004
2005
161,1
SE
8,2
129,5
Total
8,2
290,6
173,5
345
2005
2006
2005
2006
173,5
16,3
198,9
16,3
198,9
TOTAL
39,9
262,7
236,4
124,3
958,0
1,9
47,3
19,3
27,4
12,3
461,1
1,9
283,7
19,3
151,7
12,3
1.419,1
10,1
SE
10,0
40,4
9,1
16,3
75,8
Total
10,0
40,4
19,2
16,3
85,9
LT
55,0
98,5
SE
27,4
Total
82,4
98,8
20,1
153,5
27,4
98,5
180,9
77,0
26,1
50,9
272,9
SE
18,2
24,4
5,1
4,0
90,0
2,0
21,7
10,2
175,6
Total
18,2
123,2
25,2
4,0
167,0
2,0
47,8
61,1
448,5
259,9
193,6
262,5
50,9
124,3
LT
TOTAL
2004
INT
10,1
LT
230
2006
262,7
LT
440
N/NE
39,9
LT
500
2005
SE/CO
132,0
371,3
1.394,5
SE
26,4
153,9
5,1
30,3
396,6
9,1
3,9
69,0
29,5
43,7
12,3
779,8
Global
26,4
413,8
198,7
30,3
528,6
380,4
3,9
331,5
80,4
168,0
12,3
2.174,3
Valores de custo referidos a junho/99 – Taxa de câmbio 1US$=1,76 R$
ONS
PAR 2004-2006
54 / 530
3
3.1
Síntese das Condições de Atendimento do Sistema Interligado
Nacional – Horizonte 2006
Introdução
Neste item são apresentadas, de maneira sucinta, as condições operativas do
Sistema Interligado Nacional, em regime normal e de emergência, visualizadas no
período 2004 a 2006. Compondo o painel sobre o desempenho esperado do
sistema, são explicitadas as possíveis restrições de transmissão antevistas, o que
dá fundamentação ao programa de obras proposto no item 2 deste documento.
Além da implementação das ampliações e reforços propostos neste PAR 20042006, as análises desenvolvidas identificaram a necessidade de que sejam
empreendidas ações complementares, de modo que as condições desejadas de
desempenho da Rede Básica sejam alcançadas no período até 2006. Essas ações
envolvem, principalmente, a definição da outorga de concessão para novas
instalações da Rede Básica e a execução de estudos complementares para a
definição de soluções de natureza conjuntural e/ou estrutural, que, na visão do
ONS, devem ser conduzidas por diversos Agentes. As ações complementares estão
relacionadas na descrição de cada Área.
A avaliação do desempenho elétrico do SIN foi realizada com base nos seguintes
parâmetros de controle:
estabilidade;
controle de tensão;
carregamento de
equipamentos;
linhas
de
transmissão,
transformadores
e
outros
circuitos ou equipamentos singelos;
superação da capacidade de interrupção de disjuntores; e
geração térmica.
São destacadas, ainda, as situações visualizadas na fronteira da Rede Básica com
a Rede de Distribuição, em que não são observados os critérios adotados na
análise da Rede Básica. Também são incluídos os resultados preliminares da
avaliação do impacto de contingências duplas no SIN. As observações relativas ao
comportamento do SIN frente a contingências múltiplas têm por base os estudos
realizados no âmbito da Atividade I dos Estudos para Melhoria das Condições de
Segurança do Sistema Interligado Nacional – SIN, desenvolvida após a ocorrência
de 21 de janeiro de 2002. Informações detalhadas sobre as análises efetuadas
poderão ser encontradas nos documentos [14], [15], [16], [17], [18] e [19].
ONS
PAR 2004-2006
55 / 530
3.2
Observações de Caráter Geral
Locais Atendidos por Circuitos Singelos Radiais
Cumprindo determinação do Conselho de Administração do ONS, estabelecida em
2002 quando da apreciação do PAR 2003-2005, o ONS, o CCPE e os Agentes
diretamente envolvidos, vêm desenvolvendo uma série de ações visando propor
alternativas para a evolução do sistema da Rede Básica nos locais atualmente
atendidos por meio de circuitos radiais singelos.
Dentre as ações realizadas destacam-se as reuniões realizadas em 11/12/2002 e
13/03/2003 cujo objetivo foi nivelar entendimento quanto aos procedimentos e
critérios adotados nos estudos de planejamento da expansão, analisar os
indicadores de continuidade da Rede Básica - apurados pelo ONS a partir de
determinação da Aneel - vis a vis os indicadores de continuidade observados na
Rede de Distribuição, bem como estabelecer a forma de trabalho do grupo.
Dessas reuniões, que contaram com a presença de representantes da Coelba,
Ceal, Cepisa, Cemar, Celpa, Coelce, Chesf, Eletronorte, além do CCPE – Núcleos
de Articulação regional Norte e Nordeste, foi elaborado uma minuta do termo de
referência das análises, consolidado no documento “Alternativas para Atendimento
aos Sistemas Radiais” [3]. Deverá ser também dada seqüência a esse trabalho
contemplando as demais Regiões. O trabalho a ser realizado tem por objetivo
caracterizar a melhor solução para que o critério (N-1) passe a ser atendido nesses
locais, levando em consideração também os Padrões de Qualidade definidos no
Módulo 2 dos Procedimentos de Rede, Padrões de Desempenho da Rede Básica e
Requisitos Mínimos para suas Instalações, bem como a Resolução da Aneel nº 024
de 27/01/2000. Serão destacadas as obras de geração com influência sobre o
atendimento aos locais em questão e avaliadas alternativas de expansão,
contemplando reforços na Rede de Distribuição e na Rede Básica. A versão final do
termo de referência deverá ser emitida até junho deste ano, prevendo-se a
conclusão dos dois primeiros estudos ainda em 2003.
Na Tabela 3.2-1, a seguir, são relacionados os locais atendidos por meio de
circuitos radiais singelos que estão sendo tratados nessa atividade conjunta
ONS/CCPE/Agentes.
ONS
PAR 2004-2006
56 / 530
Tabela 3.2-1 – Subestações Atendidas por meio de Circuitos Radiais Singelos
SUBESTAÇÕES
LINHA DE TRANSMISSÃO
UF
Altamira, Transamazônica
e Rurópolis
LT 230 kV Tucuruí – Altamira – Transamazônica –
Rurópolis (Sistema Tramoeste)
PA
Porto Franco
LT 230 kV Imperatriz – Porto Franco
MA
LT 230 kV Teresina – Peritoró (Derivação Coelho
Neto).
MA
LT 230 kV São João do Piauí – Picos
PI
LT 230 kV Milagres – Tauá
CE
LT 230 kV Milagres – Coremas C2
PB
Penedo
LT 230 kV Rio Largo II – Penedo
AL
Brumado II
LT 230 kV Funil – Brumado II
BA
Barreiras
LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Barreiras
BA
Sinop, Sorriso, Lucas do
Rio Verde e Nova Mutum.
LT 230 kV Nobres – Nova Mutum – Lucas do Rio
Verde – Sorriso – Sinop
MT
Itapaci
LT 230 kV Barro Alto – Itapaci
GO
Palmeiras e Firminópolis
LT 230 kV Anhanguera – Palmeiras – Firminópolis GO
Parnaíba
LT 230 kV Itumbiara – Paranaíba
GO
LT 345 kV Várzea da Palma – Montes Claros
MG
LT 230 kV Farroupilha – Garibaldi
RS
Coelho Neto
(1)
Picos
Tauá (SE nova)
Coremas
(1)
Montes Claros
Garibaldi
(1)
(1)
Obs.: (1) Locais para os quais há solução estrutural indicada em estudos de planejamento de longo prazo
Avaliação dos níveis de curto-circuito
Visando antecipar a necessidade de substituição de disjuntores devido à superação
da capacidade de interrupção, o ONS desenvolveu estudos de curto-circuito para o
SIN, abrangendo o período 2002 a 2005. Nesses estudos, consolidados no relatório
ONS RE 03/343/2002, “Estudos de Curto-Circuito - Período 2002-2005” [4], foram
avaliados os níveis de curto-circuito e identificadas as barras do Sistema Interligado
Nacional com possíveis problemas de superação de disjuntores.
De acordo com as investigações descritas em [4], foi identificado um total de 62
barramentos do SIN que apresentam potenciais problemas quanto à capacidade de
interrupção simétrica dos disjuntores. Desse total, 34 correspondem a barramentos
com tensão igual ou superior a 230 kV e 28 a barramentos com tensão abaixo de
ONS
PAR 2004-2006
57 / 530
230 kV. Na obtenção desses resultados, foram observados os seguintes critérios e
procedimentos:
para uma instalação onde existem diversos disjuntores com capacidades de
interrupção simétrica diferentes, para efeito da primeira verificação, ou seja,
curto-circuito na barra, considerou-se como capacidade de interrupção da
instalação aquela capacidade de menor valor;
considerou-se a rede simulada com a sua configuração completa, isto é, com
todos seus componentes em operação;
foi analisada apenas a possível superação da capacidade de interrupção de
disjuntores. Outros equipamentos não foram avaliados;
foram monitorados todos os barramentos constantes da Rede Básica. Além
disso, foram também calculados os valores para os níveis de tensão abaixo
de 230 kV quando existia um transformador definido como Rede Básica e
diretamente conectado a esta rede. Não foram monitoradas as barras dos
geradores e compensadores síncronos e estáticos; e
foi analisado o horizonte 2002-2005 com configuração proposta no PAR
2003-2005. Deste modo, apesar do período não estar compatível com o ciclo
em estudo, os resultados permitem, com uma certa antecedência, que as
iniciativas para substituição de disjuntores superados sejam encaminhadas.
A tabela 3.2-2, a seguir, apresenta esses resultados iniciais, sendo:
Alerta: situações em que o nível de curto-circuito calculado foi igual ou
superior a 90%, e inferior a 100% da capacidade de interrupção simétrica do
menor disjuntor na subestação.
Superação: situações em que o nível de curto-circuito obtido foi igual ou
superior a 100% da capacidade de interrupção simétrica do menor disjuntor
na subestação.
Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores
Subestação
Empresa
Tensão
Cidade Industrial
CEEE
Barbacena 2
Ano
Alerta
Superação
230 kV
2003
2004
CEMIG
138 kV
-
Já ocorre
Jaguara
CEMIG
345 kV
-
Já ocorre
Juiz de Fora 1
CEMIG
138 kV
2004
2005
Lafaiete
CEMIG
138 kV
-
Já ocorre
ONS
PAR 2004-2006
58 / 530
Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores (cont.)
Subestação
Empresa
Tensão
Neves
CEMIG
Angelim
Ano
Alerta
Superação
138 kV
2004
-
CHESF
230 kV
2003
2004
Gov. Mangabeira
CHESF
230 kV
2005
-
Campo Comprido
COPEL
230 kV
2004
-
Campo Comprido
COPEL
69 kV
-
Já ocorre
Cascavel
COPEL
138 kV
2005
-
Pilarzinho
COPEL
69 kV
Já ocorre
2003
Uberaba
COPEL
69 kV
-
Já ocorre
Umbará
COPEL
69 kV
2003
2004
Baixada Santista
CTEEP
230 kV
2003
-
Baixada Santista A
CTEEP
88 kV
Já ocorre
2003
Botucatu
CTEEP
138 kV
Já ocorre
2003
Cabreúva
CTEEP
230 kV
Já ocorre
2003
Cabreúva
CTEEP
440 kV
Já ocorre
-
Edgard de Souza
CTEEP
230 kV
Já ocorre
2003
Embu Guaçu
CTEEP
345 kV
Já ocorre
2004
Ilha Solteira
CTEEP
440 kV
Já ocorre
-
Interlagos
CTEEP
230 kV
Já ocorre
2003
Jupiá
CTEEP
138 kV
-
Já ocorre
Jupiá
CTEEP
440 kV
Já ocorre
-
Milton Fornasaro
CTEEP
345 kV
2004
-
Mogi
CTEEP
230 kV
Já ocorre
-
Oeste
CTEEP
88 kV
2003
-
Piratininga
CTEEP
88 kV
-
Já ocorre
Pirituba
CTEEP
88 kV
Já ocorre
-
S. J. dos Campos
CTEEP
230 kV
Já ocorre
-
Santa Bárbara
CTEEP
138 kV
-
Já ocorre
Santo Ângelo
CTEEP
345 kV
2003
-
Xavantes
CTEEP
345 kV
2004
-
ONS
PAR 2004-2006
59 / 530
Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores (cont.)
Subestação
Empresa
Tensão
Blumenau
ELETROSUL
Joinville
Ano
Alerta
Superação
138 kV
2003
-
ELETROSUL
138 kV
Já ocorre
-
Joinville
ELETROSUL
69 kV
-
Já ocorre
Jorge Lacerda A
ELETROSUL
69 kV
2004
-
Henry Borden
EMAE
230 kV
2003
-
Henry Borden
EMAE
88 kV
-
Já ocorre
Adrianópolis
FURNAS
345 kV
2004
-
Brasília Sul
FURNAS
138 kV
-
Já ocorre
Campos
FURNAS
138 kV
-
Já ocorre
Furnas
FURNAS
345 kV
-
Já ocorre
Guarulhos
FURNAS
345 kV
-
Já ocorre
Itumbiara
FURNAS
230 kV
-
Já ocorre
Itumbiara
FURNAS
345 kV
2003
-
Jacarepaguá
FURNAS
138 kV
Já ocorre
2003
Luiz C. Barreto
FURNAS
345 kV
-
Já ocorre
M. Moraes
FURNAS
138 kV
Já ocorre
-
Mogi das Cruzes
FURNAS
345 kV
Já ocorre
2004
Poços de Calda
FURNAS
345 kV
Já ocorre
2004
Tijuco Preto
FURNAS
345 kV
-
Já ocorre
Pitanga
ESCELSA
138 kV
-
Já ocorre
Obs: (1) Existe superação atualmente de disjuntores de 40 kA. A avaliação considerou a capacidade informada de 50 kA.
A partir desse levantamento preliminar, estão sendo iniciados estudos detalhados
em conjunto com as transmissoras envolvidas, para cada subestação nas quais
foram visualizados possíveis casos de superação, visando caracterizar os
disjuntores que deverão ser substituídos no horizonte do PAR. Os primeiros
resultados dessas análises, apresentados no relatório “Estudos de Curto-Circuito Superação de Disjuntores” [23], já foram incluídos neste PAR e são destacados ao
longo deste item 3. À medida que novas conclusões forem sendo consolidadas,
contemplando recomendações de substituição de equipamentos, estas serão
informadas à Aneel e incorporadas aos próximos ciclos do PAR.
ONS
PAR 2004-2006
60 / 530
Campos Novos
Subestação
La
a
go
s
do
Usina Hidroelétrica
s
to
Pa
Usina Termelétrica
Usina Eólica
Conversora de Frequência
EXISTENTE
FUTURO
LT 765 kV
g
La
ONS
PAR 2004-2006
oa
M
ir im
LT 600 kV CC
LT 525 kV
61 / 530
3.3
Região Sul
3.3.1
Sistema Regional Sul de 525 kV
Descrição do Sistema
O sistema de 525 kV da Região Sul constitui o meio de conexão entre as usinas
hidrelétricas do Rio Iguaçu e do Rio Uruguai e os maiores centros de carga dos Estados do
Sul, que são atendidos por subestações de 525/230 kV, a partir das quais se desenvolve
extensa rede de 230 kV. Além do atendimento ao mercado regional, esta malha de EAT
serve também à otimização energética. Das usinas do Iguaçu, essa malha conecta-se na
subestação de Ivaiporã ao tronco de 750 kV de Itaipu, principal elo de interligação com a
Região Sudeste, que foi expandida recentemente com a nova linha de 500 kV entre
Bateias e Ibiúna. Na subestação de Itá conecta-se com as usinas do rio Uruguai e com a
Interligação Internacional com a Argentina de Garabi.
Evolução da Geração e do Mercado na Região Sul
A tabela 3.3.1-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na Região Sul no horizonte deste PAR.
Tabela 3.3.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Região Sul (1)
Atual
2004
2005
2006
Capacidade Instalada
(MW)
13.442
13.592
13.942
15.686
Demanda Máxima Anual
(MW)
9.575
9.902
10.535
11.102
(1)
não incluídas pequenas gerações, não incluído Mato Grosso do Sul
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a
operação do Sistema Regional Sul de 525 kV.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Baixo perfil de tensão na barra de 525 kV da SE Londrina
A indisponibilidade da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina na carga pesada causa
afundamento de tensão nas subestações de 230 kV da área de influência da
ONS
PAR 2004-2006
62 / 530
SE Londrina 525/230 kV, que chega a níveis inferiores a 90% desde 2004,
nos dois sentidos de intercâmbio. Esse problema persiste até a duplicação
da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina, cuja concessão está em análise pela
Aneel.
Baixo perfil de tensão nas barras de 525 kV de Blumenau e Curitiba
Há degradação da tensão nas barras de 525 kV das subestações de
Blumenau e de Curitiba na indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos Blumenau, na condição de intercâmbio do Sul para o Sudeste. As tensões
em Blumenau atingem níveis inferiores a 90% em 2005, mesmo
considerando a operação dos capacitores que serão instalados nesta
subestação e na SE Palhoça. A instalação de conexão para manobra no
reator de barra (RE1), na SE Curitiba, já recomendada no PAR 2003-2005,
permite atenuar esse problema naquela subestação, o mesmo se aplicando
para conexão do reator para Bateias (RE2), proposta neste PAR.
A tabela 3.3.1-2 mostra a dependência do controle de tensão no leste de
Santa Catarina em relação ao despacho da UTE Jorge Lacerda, quando da
indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau, no patamar de
carga média de verão. Observam-se tensões abaixo de 90% na maior parte
dos casos e níveis inferiores a 80% para despachos reduzidos da térmica.
Tabela 3.3.1-2: Indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau, na carga média de verão
Ano
2005
2005
2005
2005
Geração na UTE Jorge
Total
Lacerda (MW)
(MW)
(P)=50
(M)=66
(G)=130
(GG)=fora
(P)=50
(M)=66
(G)=130
(GG)=180
(P)=50
(M)=66
(G)=130
(GG)=fora
(P)=25
(G)=fora
2005
ONS
(M)=33
(M)=33
(G)=80
(GG)=180
Sul
Sudeste (MW)
1.100
Tensões (%)
Blumenau 525 kV = 86
Curitiba 525 kV = 91
426
1.300
Blumenau 525 kV = 95
Curitiba 525 kV = 97
246
2.500
Blumenau 525 kV =75
Curitiba 525 kV = 86
238
3.100
(GG)=180
(P)=25
PAR 2004-2006
246
Intercâmbio
Blumenau 525 kV = 86
Curitiba 525 kV = 90
318
3.500
Blumenau 525 kV = 90
Curitiba 525 kV = 94
63 / 530
Ano
2006
Geração na UTE Jorge
Total
Lacerda (MW)
(MW)
(P)=50
(M)=66
(G)=130
(GG)=fora
246
Intercâmbio
Sul
Sudeste (MW)
1.200
Tensões (%)
Blumenau 525 kV = 82
Curitiba 525 kV = 89
Cabe lembrar que a compensação capacitiva nos barramentos de 230 kV de
Blumenau e de Palhoça foi dimensionada no ciclo do PAR 2003-2005 para
intercâmbio Sul-Sudeste de 3.000 MW e despacho de 318 MW em Jorge
Lacerda. Foi considerado também, para correção do fator de potencia para
0,95 nos secundários das subestações de fronteira da Rede Básica, a
instalação de compensação na distribuição de 125 Mvar na área leste de
Santa Catarina e de 220 Mvar na região metropolitana de Curitiba, dos quais
150 Mvar já constavam do programa de compensação então informado pela
Copel - D. O intercâmbio poderá chegar a 3.500 MW quando da entrada das
obras já definidas para o sistema de 525 kV, das quais destaca-se a
duplicação das linhas de Machadinho -Campos Novos e Salto Santiago Ivaiporã. A prática de transferências mais elevadas para o Sudeste requer a
ampliação do sistema de EAT.
Os resultados dos estudos de planejamento, antecipados pelo CCPE ao ONS
no fechamento deste ciclo do PAR, recomendam uma segunda linha de
525 kV, entre Campos Novos e Blumenau. Esta linha não teria o mesmo
traçado da atual, já que passaria próximo á região metropolitana de
Florianópolis, onde é prevista pelo planejamento a implantação futura de
uma nova subestação 525/230 kV.
Quando incluída esta nova linha de 525 na simulação da perda da LT 525 kV
Campos Novos – Blumenau a tensão na barra de 525 kV da SE Blumenau
pode ser sustentada próximo ao valor nominal para as mesmas condições de
despacho térmico registradas na Tabela 3.3.1.2.
Baixo perfil de tensão nas barras de 525 kV das subestações de Gravataí e
Caxias, no Rio Grande do Sul
Na tabela 3.3.1-3 são apresentados os déficits capacitivos verificados no
caso de indisponibilidade das linhas de 525 kV que atendem as subestações
525/230 kV de Gravataí e Caxias. Nas simulações foi tomada como base a
condição de carga média de verão e geração de 130 MW na UTE Presidente
Médici e de 550 MW na UTE Uruguaiana, variando-se o despacho da UTE
Canoas (160 MW ou parada), e das usinas hidrelétricas do Rio Jacuí e Passo
Fundo conforme a condição hidrológica, para três níveis de intercâmbio com
o Sudeste.
ONS
PAR 2004-2006
64 / 530
O déficit capacitivo indica o montante de compensação reativa que deveria
ser instalado, para evitar afundamento de tensão e conseqüente corte de
carga, na região atendida pelas subestações de Gravataí e de Caxias.
Ressalte-se que na obtenção desses valores já foi considerado fora de
operação o reator de Campos Novos de 100 Mvar, bem como a
compensação adicional na distribuição para a correção do fator de potência
nos barramentos de fronteira da rede básica nessa região, estimada em
140 Mvar. Pelos montantes encontrados de déficit capacitivo, fica
evidenciado que esse problema carece de solução estrutural, ainda não
definida.
Tabela 3.3.1-3: Déficit capacitivo em contingência – SE Caxias
Carga média de verão
Indisponibilidade
Intercâmbio
Sul/Sudeste:1300 MW
LT 525 kV Itá - Gravataí
Sudeste/Sul:4000 MW
Sul/Sudeste:3500 MW
Sul/Sudeste:1300 MW
LT 525 kV Gravataí - Caxias
Sudeste/Sul:4000 MW
Sul/Sudeste:3500 MW
Sul/Sudeste:1300 MW
LT 525 kV Itá - Caxias
Sudeste/Sul:4000 MW
Sul/Sudeste:3500 MW
Ano
Déficit capacitivo (Mvar)
Correção c/ UTE Canoas
s/ UTE Canoas
FP
Caxias
Total
Caxias
Total
2005
2006
2005
2006
2005
2006
123
144
123
144
123
144
90
210
300
385
308
280
213
354
423
529
431
424
160
415
540
410
400
530
283
559
663
554
523
674
2005
2006
2005
2006
2005
2006
123
144
123
144
123
144
0
0
45
230
0
30
123
144
168
374
123
174
130
280
410
480
270
360
253
424
533
624
393
504
2005
2006
2005
2006
2005
2006
123
144
123
144
123
144
0
0
70
160
125
44
123
144
193
304
248
188
110
165
325
380
370
310
233
309
448
524
493
454
Cumpre ressaltar que a deterioração do perfil de tensão que se constata em
indisponibilidades na rede de 525 kV é agravada pelo baixo fator de potência
verificado na fronteira da Rede Básica com a distribuição, nos principais
centros de carga da Região Sul atendidos por subestações de 525/230 kV,
conforme é discriminado no item 7 deste relatório. Numa primeira
aproximação estima-se que deveriam ser instalados, para atingir fator de
potência de 0,95 na fronteira da Rede Básica, montantes de compensação
ONS
PAR 2004-2006
65 / 530
capacitiva da ordem de 400 Mvar na carga média de verão de 2005 e de
560 Mvar em 2006.
Tensões elevadas na rede de 525 kV
Após a implantação da interligação em 525 kV Londrina – Assis –
Araraquara, da duplicação da LT 525 Ivaiporã – Londrina e da operação das
demais linhas de 525 kV previstas para o Paraná, constatam-se tensões
elevadas em condição normal de operação na carga leve e mínima,
indicando carência de compensação indutiva em Londrina, para controle de
tensão. Há necessidade de estudos complementares visando a definição de
compensação reativa adicional.
Também são necessários estudos específicos para confirmar o
dimensionamento da compensação indutiva associada à nova linha de
525 kV entre Campos Novos e Blumenau, tendo em vista sua extensão
(375 km), para atender a transitórios de manobra e/ou para controle de
tensão em regime permanente, nos patamares de carga fora da ponta.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Sobrecarga na LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã
As sobrecargas nesta linha são detectadas na perda da LT 525 kV AreiaSegredo, nos patamares de carga pesada e média, para intercâmbio SulSudeste acima de 2.000 MW, requerendo a atuação de esquemas de
emergência, até a duplicação da LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã, que se
encontra em processo de licitação da concessão pela Aneel.
Sobrecarga na LT 525 kV Machadinho – Campos Novos
As sobrecargas nesta linha são provocadas por contingências em outras
linhas de 525 kV (Areia – Segredo, Salto Santiago – Ivaiporã, Itá – Caxias ou
Itá – Gravataí) nos patamares de carga pesada e média, para intercâmbio
Sul – Sudeste acima de 3.000 MW. Reavaliações dos esquemas de
emergência podem ser necessários até a duplicação da LT 525 kV
Machadinho – Campos Novos, que se encontra em processo de licitação da
concessão pela Aneel.
Sobrecarga no autotransformador da SE Cascavel Oeste 525/230 kV
Tanto a perda da LT 525 kV Areia - Segredo, como a perda da LT 525 kV
Salto Santiago – Ivaiporã provocam sobrecargas nesse autotransformador,
que podem atingir níveis acima de 50% em 2005, para intercâmbio SulSudeste superior a 3.000 MW, requerendo a atuação de esquemas de
emergência até a duplicação dessa transformação.
A indisponibilidade da LT 230 kV Salto Osório – Foz do Chopim na carga
pesada de inverno de 2004, num cenário de intercâmbio Sul – Sudeste de
3.500 MW, também provoca sobrecarga de 6% no único transformador da
ONS
PAR 2004-2006
66 / 530
SE Cascavel Oeste. Nessas condições, a indisponibilidade da LT 525 kV
Machadinho – Campos Novos provoca sobrecarga de 10% nesse
transformador.
A solução para esses problemas é a implantação do 2o banco de
autotransformadores 525/230 kV na SE Cascavel Oeste, cuja concessão se
encontra em análise pela Aneel.
Considerando que a segunda unidade esteja em operação no inverno de
2005, a indisponibilidade de um desses transformadores provoca sobrecarga
de 8% no remanescente, no cenário de intercâmbio Sul – Sudeste de
3.500 MW. A implantação da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã, em fase
de licitação da concessão pela Aneel, elimina os problemas decorrentes
desta emergência.
Sobrecarga num dos autotransformadores da SE Londrina 525/230 kV
A SE Londrina conta com dois transformadores 525/230kV – 672MVA. Na
indisponibilidade de um transformador, são ultrapassados os valores
nominais de carregamento na carga pesada de inverno. A tabela 3.3.1-4
mostra os carregamentos observados na unidade remanescente quando da
perda de um transformador e as condições de intercâmbio consideradas. Há
ultrapassagem residual em 2004 e a partir de 2005 são observados valores
em torno de 10% de sobrecarga, para elevado intercâmbio Sul – Sudeste.
Não se verificam sobrecargas nos casos de verão.
Nas configurações de junho de 2006, além do reforço da Interligação SulSudeste e das novas linhas de 525 kV, a rede de simulação incorporou
mudanças importantes na expansão da rede de 230 kV no norte do Paraná e
no Mato Grosso do Sul, bem como diversas obras fora da Rede Básica
propostas pela Copel, modificações que influenciam os resultados obtidos
para esta transformação. Considerando estes aspectos e o montante de
sobrecarga observado, é recomendada a implantação do terceiro
autotransformador da SE Londrina.
Tabela 3.3.1-4 Carregamento no transformador 525/230 kV Londrina, após perda da outra unidade
ONS
PAR 2004-2006
ANO
INTERCÂMBIO
CARREGAMENTO (%)
2005
3600 MW SUL - SUDESTE
109,2
2006
1300 MW SUL - SUDESTE
109,4
2006
3500 MW SUL - SUDESTE
111,4
2006
4000 MW SUDESTE - SUL
116,4
67 / 530
Sobrecarga no autotransformador da SE Bateias 525/230 kV
Os carregamentos nos transformadores 525/230 kV das subestações de
Curitiba e Bateias são influenciados diretamente pelos despachos das usinas
integradas na rede de 230 kV da Região Metropolitana de Curitiba, UHE Gov.
Parigot de Souza e UTE Araucária, e pelas condições de intercâmbio com o
Sudeste.
Verifica-se sobrecarga de 8% em 2004, em condição normal de operação, no
transformador da SE Bateias, para intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW e
no patamar de carga pesada de inverno, considerando que ainda não esteja
em operação a segunda unidade. Nas mesmas condições, a perda da LT
525 kV Bateias – Curitiba provoca sobrecarga de 73% nesse transformador,
considerando geração de 469 MW na UTE Araucária, e sobrecarga de 98%
para geração nula nessa térmica. Este nível de sobrecarga implica no
desligamento
automático
do
transformador
por
sobrecorrente,
caracterizando-se portanto como uma restrição à operação nesse montante
de intercâmbio com o Sudeste.
A perda da LT 230 kV Figueira – Jaguariaíva na carga média de verão de
2005 com intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW provoca sobrecarga de
9% nesse transformador. Nessas condições, a perda da LT 230 kV Figueira –
Chavante provoca sobrecarga de 3%.
A duplicação do transformador da SE Bateias, cuja concessão está em
análise pela Aneel, elimina os problemas acima mencionados.
Depois da duplicação, é esperado carregamento superior à capacidade
nominal nas duas unidades para a indisponibilidade da LT 525 kV Bateias –
Curitiba, intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW, na carga pesada de
inverno. O carregamento é de 115% em 2005 e de 105% em 2006. Ressaltase que os problemas decorrentes da perda da LT 525 kV Bateias – Curitiba
carecem de solução estrutural, a ser estabelecida a partir de estudos de
planejamento de longo prazo desenvolvidos pelo CCPE.
Sobrecarga na transformação da SE Curitiba 525/230 kV
Na perda de um dos transformadores da SE Curitiba, nas cargas pesada e
média, observam-se sobrecargas de 13% a 19% na unidade remanescente,
ao longo do período analisado, considerando despacho de 470 MW na UTE
Araucária e a UHE Gov. Parigot de Souza despachada abaixo de 50 MW,
para intercâmbios Sudeste-Sul da ordem de 4.000 MW. Na mesma condição
de intercâmbio e com a UTE Araucária zerada, ocorrem sobrecargas de até
30% na unidade remanescente da SE Curitiba, para despachos na UHE Gov.
Parigot de Souza abaixo de 30 MW. Também são verificadas sobrecargas
entre 30% a 40% nessa subestação, para a mesma contingência,
considerando-se o intercâmbio Sul-Sudeste acima de 700 MW, a UTE
ONS
PAR 2004-2006
68 / 530
Araucária zerada e a UHE Gov. Parigot de Souza gerando abaixo de 30 MW.
Como a UHE Gov. Parigot de Souza acompanha o regime hidrológico do
Sudeste, a combinação de baixa geração nesta usina e intercâmbio do Sul
para o Sudeste mostra-se uma hipótese plausível. Esta condição de
intercâmbio é mais desfavorável, no caso da UTE Araucária estar fora de
operação. Para garantir essas condições de despacho é necessária uma
terceira unidade transformadora na SE Curitiba, proposta pela primeira vez
neste PAR.
Sobrecarga na transformação da SE Campos Novos
Além do primeiro banco de autotransformadores de 336 MVA, esta
subestação contará com outro banco de 672 MVA a partir de maio/2003. Em
2005 são verificadas sobrecargas no transformador de 336 MVA, quando da
indisponibilidade da unidade de maior porte, causada por solicitação da
carga local, associada a despachos reduzidos nas hidrelétricas de Salto
Osório e Passo Fundo. A partir de 2006, há inversão do sentido de fluxo
nessa transformação, que passa a atuar como elevadora, do 230 kV para o
525 kV, para escoar a geração da UHE Campos Novos (880MW) e da UHE
Barra Grande (690 MW). Quando estiverem operando três unidades na UHE
Barra Grande e duas unidades na UHE Campos Novos, a perda do
transformador de 672 MVA pode resultar em sobrecarga da ordem de 80%
na unidade de 336 MVA, no caso de carga média de junho/2006, o que
significaria a atuação instantânea da proteção para desligamento do
remanescente. Observe-se que nessa simulação foi considerada implantada
a SE Lages 230/138 kV, para a qual até o momento não houve formalização
da solicitação de acesso pela Celesc. Simulando-se a hipótese de sua
reprogramação ou cancelamento, a sobrecarga na unidade de menor porte
de Campos Novos, na contingência citada, pode atingir 98%. Confirma-se,
portanto a necessidade de substituição da unidade de 336 MVA por outra de
672 MVA, como fora previsto quando da definição da modulação da
expansão da transformação 525/230 kV da SE Campos Novos. A
substituição do transformador de 336 MVA de Campos Novos está sendo
proposta pela primeira vez neste PAR.
Sobrecarga na transformação da SE Gravataí
Na Tabela 3.3.1-5 são apresentados os carregamentos nos transformadores
TR2 e TR3 da SE Gravataí 525/230 kV, resultantes da indisponibilidade do
TR1. Foram simulados intercâmbios Sul-Sudeste de 1.300 MW e 3.500 MW e
Sudeste-Sul de 4.000 MW, na carga média de verão, considerando-se
também o despacho de 160 MW na UTE Canoas, ou esta térmica parada. Os
resultados mostram que a perda de um dos transformadores de Gravataí
provoca sobrecargas de 2% a 25% nos remanescentes. Para eliminar essas
ONS
PAR 2004-2006
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sobrecargas é indicada a instalação de um quarto transformador de 672 MVA
nesta subestação, proposta pela primeira vez neste PAR.
Tabela 3.3.1-5 – SE Gravataí 525/230 kV-carregamentos na perda do TR-1 da - carga média de verão
Ano
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
Intercâmbio
MW
S-SE 1300
SE-S 4000
S-SE 3500
S-SE 1300
SE-S 4000
S-SE 3500
UTE Canoas
TR-2
TR-3
MW
MVA
%
MVA
%
691 103% 646 96%
738 110% 690 103%
766 114% 716 107%
160
812 121% 760 113%
639 95% 597 89%
698 104% 652 97%
736 110% 688 102%
782 116% 732 109%
803 119% 751 112%
0 MW
841 125% 786 117%
686 102% 641 95%
747 111% 698 104%
Sobrecarga na transformação da SE Caxias
Na Tabela 3.3.1-6 são apresentados os carregamentos no TR1 525/230 kV,
672 MVA da SE Caxias, resultante da indisponibilidade do TR2. Foram
simulados intercâmbios Sul – Sudeste de 1.300 MW e 3.500 MW e
intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW, na carga média de verão,
considerando-se também a variação no despacho da UTE Canoas, de 0 e
160 MW. Os resultados mostram que a perda de um dos transformadores
provoca sobrecargas de 3% a 24% no transformador remanescente. É
mostrado também que a perda da LT 525 kV Caxias – Gravataí causa
sobrecarga nos dois transformadores desta subestação, variando de 3% a
16%. Para eliminar essas sobrecargas é indicada a instalação de um terceiro
transformador de 672 MVA na SE Caxias, proposta pela primeira vez neste
PAR.
ONS
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Tabela 3.3.1-6 – SE Caxias 525/230 kV - Carregamentos em contingência - carga média de verão
Ano
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
Contingência
Perda TR-2
Perda LT Caxias-Gravataí
Intercâmbio UTE Canoas
TR-1
TR-1
TR-2
MW
MW
MVA
%
MVA
%
MVA
%
738 110% 647
96%
636
95%
S-SE 1300
776 115% 703 105% 691 103%
761 113% 718 107% 705 105%
SE-S 4000
160
811 121% 779 116% 765 114%
692 103% 600
89%
589
88%
S-SE 3500
757 113% 672 100% 660
98%
756 113% 636
95%
624
93%
795 118% 703 105% 691 103%
S-SE 1300
782 116% 715 106% 702 104%
0 MW
834 124% 779 116% 765 114%
SE-S 4000
711 106% 586
87%
576
86%
776 115% 649
97%
638
95%
S-SE 3500
d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador
Nada a registrar.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Conforme citado no item 3.1, foi realizada uma avaliação do impacto de
contingências duplas na Rede Básica do SIN, no que se incluem as linhas de
525 kV do sistema Sul, enfocando violações de limites de capacidade de linhas
e transformadores, violação de níveis de tensão, estabilidade dinâmica, cortes
de carga e desligamentos em cascata, em condições de fornecimento para o
Sudeste pelo Sul de 3.500 MW, no ano de 2005.
As contingências foram selecionadas considerando a possibilidade de falha do
disjuntor central do módulo de disjuntor e meio, com saída dos terminais
correspondentes. Na Região Sul, as linhas de 525 kV em circuito duplo ou que
estão na mesma faixa de passagem são os dois circuitos da SE Areia - UHE
GBM, com 11 km de extensão, os dois circuitos SE Itá - UHE Itá, com 2 km e os
dois circuitos SE Ivaiporã (Eletrosul) - SE Ivaiporã (Furnas), com 800 m.
Também foram considerados cruzamentos de linhas nas proximidades das
subestações de 525 kV, como Campos Novos e Itá.
Para efeito de comparação as contingências foram simuladas tanto sem a nova
LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara, como já considerando a nova
interligação com o Sudeste.
ONS
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Sem a LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara
As contingências mais graves foram a perda dupla das interligações Ivaiporã
(Eletrosul) – Ivaiporã (Furnas) C1 e C2, 525 kV, e das ligações entre Areia –
Bateias e Areia – Curitiba 525 kV.
A perda das interligações Ivaiporã (Eletrosul) – Ivaiporã (Furnas) C1 e C2,
provoca desligamento das linhas Bateias – Ibiúna C1 e C2 e das
interligações em 230 kV entre o Sul e o Sudeste, separando os dois
sistemas, com elevação da freqüência na Região Sul e subfreqüência na
Região Sudeste.
A perda das linhas de 525 kV Areia – Bateias e Areia – Curitiba, causa o
desligamento do tronco de 750 kV entre Itaberá e Tijuco Preto (3 circuitos),
da linha Blumenau – Curitiba 525 kV e das interligações em 230 kV com o
Sudeste. Nessa ocorrência, após a perda das linhas Areia – Bateias e Areia
– Curitiba 525 kV, o sistema Sul fica interligado à Região Sudeste através
das linhas de 525 kV do eixo Campos Novos – Blumenau – Curitiba, daí
resultando em acentuado afundamento de tensão nas regiões de Curitiba e
no Leste de Santa Catarina, com desligamento da linha de transmissão
Blumenau – Curitiba 525 kV.
Com a LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara
A entrada em operação da interligação Londrina – Assis – Araraquara 500 kV
e da transformação 500/440 kV – 1.500 MVA da subestação de Assis,
associada à implantação de compensação capacitiva de 300 Mvar nas
subestações de Palhoça e Blumenau, possibilita o sistema a suportar as
contingências citadas que não eram suportadas sem a consideração desses
reforços, ressaltando a importância dessas obras.
A perda das interligações Ivaiporã (Eletrosul) – Ivaiporã (Furnas) C1 e C2 de
525 kV, mesmo sem a transformação de Assis 500/440 kV, não levou à
separação entre os sistemas Sul e Sudeste, como ocorria antes do reforço
da interligação.
A contingência mais severa ainda é a perda simultânea das linhas Areia –
Bateias 525 kV e Areia – Curitiba 525 kV. Com o reforço na interligação, a
duplicação das linhas de transmissão Salto Santiago – Ivaiporã 525 kV e
Machadinho – Campos Novos 525 kV e a compensação capacitiva adicional,
essa contingência não acarretou desligamentos em cascata no sistema Sul.
Entretanto, observa-se superação da ampacidade de 875 A (emergência,
verão, diurna) das linhas de 230 kV Areia - Ponta Grossa e Areia – São
Mateus, que chegam a 979 A e 929 A, respectivamente, após a contingência.
O carregamento do transformador de 525/230 kV, 672 MVA de Areia passa
de 47% para 107% do nominal. Pelo exposto, para a prática de elevados
intercâmbios no sentido Sul – Sudeste (superiores a 3.000 MW), antes e
ONS
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mesmo após a implementação do reforço da interligação Sul – Sudeste,
justifica-se a avaliação da aplicação de esquemas de controle de emergência
para fazer face às contingências duplas mais severas.
g) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Este aspecto acha-se abordado em detalhe no item 3.3.3 adiante.
Providências Necessárias
a)
Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.3.1-5 – Principais Obras propostas para o Sistema Regional Sul ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
ONS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã, circuito simples, 209 km
Necessária
atualmente
SE Cascavel Oeste:
525/230 kV, 600 MVA
autotransformadores
Necessária
atualmente
LT 525 kV Machadinho – Campos Novos C2, circuito simples,
50,6 km
Necessária
atualmente
LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã C2, circuito simples, 167 km
Necessária
atualmente
SE Bateias: 2º Autotransformador 525/230 kV, 600 MVA
Necessária
atualmente
SE Curitiba: conexões para os reatores 1 (de barra) e 2 (na linha
para Bateias), 2x150 Mvar, 525 kV
Necessária
atualmente
SE Curitiba: 3º Autotransformador 525/230 kV, 672 MVA
JUN/2004
LT 525 kV Campos Novos - Blumenau C2, circuito simples,
375 km com reator de linha, 525 kV,150 Mvar em Blumenau
DEZ/2004
LT 525 kV Ivaiporã -Londrina C2, circuito simples, 120 km
DEZ/2004
SE Caxias: 3° banco de autotransformadores, 525/230 kV,
672 MVA
FEV/2005
SE Gravataí: 4° banco de autotransformadores, 525/230 kV,
672 MVA
FEV/2005
SE Campos Novos: 3° banco de autotransformadores,
525/230 kV, 672 MVA (substituição do banco de 336 MVA)
JUN2005
SE Londrina: 3º Autotransformador 525/230 kV, 672 MVA
JUN/2005
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2º
banco
de
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b) Desenvolver Ações Complementares
Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar os
problemas de desempenho operativo decorrentes de contingências nas
linhas de 525 kV que partem da SE Itá para as subestações de Gravataí e
Caxias (CCPE/ONS).
Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar problemas
operativos decorrentes da contingência da LT 525 kV Bateias - Curitiba
(CCPE/ONS).
Realizar detalhamento da compensação reativa capacitiva na SE Caxias
(ONS/CCPE).
Realizar estudo de detalhamento da compensação reativa indutiva na SE
Londrina (ONS/CCPE).
Realizar estudo de detalhamento da compensação reativa indutiva associada
á LT 525 kV Campos Novos - Blumenau C2 (ONS/CCPE).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel,
indicadas no item 6.3
ONS
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(20 04 )
Campos Novos
(2004)
L. Vermelha
Santo Ângelo
(CEEE)
)
04
( 20
Tapera 2
(2004)
Passo
Real
Cruz Alta
Vacaria
Lageado Grande
(2003)
Passo do Meio
São Francisco
de Paula
(2
00
4)
(2004)
Canastra
Parobé
Três Coroas
)
04
(20
Taquara
Uruguaiana
50MW
Cachoeirinha
Santo
Antônio
Ver detalhe
Rivera
70MW
La
a
go
do
s
s
to
Pa
(2004)
Basílio
Jaguarão
g
La
oa
M
i rim
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
REGIÃO METROPOLITANA DE PORTO ALEGRE
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Usina Eólica
Zoológico
Pepsi
Usina Termelétrica
Siderúrgica
Pólo
Petroquímico
Maxprint
São Luís
00
4)
Canoas 1
(2004)
ONS
Gravataí
G Motor
Cidade
Industrial
P/ Eldorado
Subestação
UTE
Canoas
(2
Lansul
Cachoeirinha
Conversora
LT 525 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
P/ Pelotas 3
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3.3.2
Área Rio Grande do Sul
Descrição do Sistema
A rede de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul é composta por três linhas,
das quais duas chegam às subestações de 525/230 kV de Gravataí (3x672 MVA)
e Caxias (2x672 MVA), provenientes da SE Itá, e uma terceira que, partindo da
SE Campos Novos, é seccionada na SE Caxias, terminando na SE Gravataí.
Completa este sistema a subestação de Santo Ângelo (672 MVA, 525/230 kV),
atendida pelo seccionamento da linha de 525 kV que serve à conexão do primeiro
módulo da conversora de Garabi com a SE Itá.
O sistema de 230 kV estadual interliga-se com a Rede Básica por duas linhas de
230 kV oriundas da SE Xanxerê, em Santa Catarina, que se conectam à UHE
Passo Fundo e por uma linha de 230 kV, que partindo da SE Siderópolis, em
Santa Catarina, chega à SE Farroupilha, passando pela SE Caxias 5.
Das hidrelétricas do Rio Jacuí parte um feixe de cinco linhas de 230 kV,
interligando estas usinas e a UTE Charqueadas com as subestações de Cidade
Industrial e Gravataí 2. Estas duas subestações concentram o atendimento ao
principal centro de carga, na área leste, em que se situa a região metropolitana
de Porto Alegre e cidades próximas, incluindo a região de Caxias, que sediam a
maior parte do consumo industrial do Rio Grande do Sul. As demais áreas do
Estado são constituídas de centros de carga de menor porte, atendidas por
subestações de 230 kV.
As usinas do Rio Jacuí interligam-se com a área oeste do Rio Grande do Sul, por
meio de uma linha de 230 kV que chega à subestação de Alegrete 2. Desta subestação saem duas linhas de 230 kV, para a SE Uruguaiana 5 e para a UTE
Uruguaiana, respectivamente, que constituem o atual esquema de integração
desta termelétrica. Da SE Alegrete 2 partem ainda mais duas linhas de 230 kV,
uma para Maçambará e São Borja e outra para Livramento e Bagé, ao sul.
A Rede Básica da área norte do Rio Grande do Sul é constituída por linhas de
transmissão de 230 kV que derivam da SE Santo Ângelo 525/230 kV, para as
subestações distribuidoras de Santo Ângelo 2, Santa Rosa e Guarita, e para a
usina de Passo Real. O mais importante ponto da Rede Básica com
transformação para a distribuição na área norte é a subestação de Santa Marta,
atendida pelo seccionamento de uma linha de 230 kV entre as usinas de Passo
Fundo e Passo Real. As subestações distribuidoras de 138 kV da área norte do
Rio Grande do Sul são atendidas a partir da SE Santa Marta e da subestação da
UHE Passo Fundo.
A área sul do Estado é atendida por três subestações de 230 kV: a SE Presidente
Médici 230/138 kV, a SE Quinta 230/69 kV e a SE Pelotas 3 230/138 kV,
ONS
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interligadas à área de Porto Alegre por meio de duas linhas de 230 kV, que
também servem ao escoamento da geração da UTE Presidente Médici.
Evolução da Geração e do Mercado No Estado
A tabela 3.3.2-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Rio Grande do Sul no horizonte deste PAR.
Tabela 3.3.2-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Rio Grande do Sul
Atual
Capacidade
Instalada (MW)
(1)
Demanda Máxima
Anual (MW) (2)
2.581
(3)
3.899
2004
2.611
4.056
2005
2.841
(4)
4.307
2006
3.585
(5)
4.556
Obs: (1) não incluídas pequenas gerações, incluída UHE Barra Grande (na divisa com Santa Catarina);
(2) Carga intermediária de verão; (3) PCH Passo do Meio (30 MW); (4) UHE Barra Grande (230 MW);
(5) UHE Monjolinho (67 MW), UHE Montes Claros (130 MW), UHE Castro Alves (87 MW) e UHE Barra Grande (460 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Problemas de estabilidade associados ao escoamento da UTE Uruguaiana
A capacidade instalada da UTE Uruguaiana é superior à carga da região
oeste do Rio Grande do Sul, do que resulta o escoamento do seu excedente
pela rede de 230 kV. As condições de desempenho operativo do sistema
dependem diretamente do nível deste excedente, bem como das próprias
características do sistema de controle da termelétrica. Há problemas de
estabilidade transitória em contingências e baixo amortecimento de
oscilações locais, tanto em condição normal como em contingências. Para
corrigi-los houve necessidade de adequação do sistema de excitação dos
geradores da UTE Uruguaiana, de ajustes da estabilização suplementar da
usina e de um esquema de controle de emergência (ECE) para garantir a
estabilidade quando de falhas no sistema de transmissão. Esse esquema
requer o desligamento automático do gerador a vapor, que é a máquina de
maior porte, no caso de abertura da LT 230 kV UTE Uruguaiana - Alegrete2,
que representa a contingência mais crítica. Foi recomendada ainda a
implantação de dois ECEs adicionais, um para desligamento de geradores na
UHE Dona Francisca, associado à perda da LT 230 kV Itaúba - Dona
ONS
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Francisca e outro para desligamento de máquinas da UTE Presidente Médici,
associado à abertura da LT 230 kV Presidente Médici - Camaquã.
Com estas providências será possível despachar a UTE Uruguaiana até
580 MW na carga pesada e 550 MW em carga leve, não estando em
operação a UTE Alegrete, nem a importação pelas conversoras de Rivera e
de Uruguaiana. Essa limitação perdurará até entrada das novas linhas de
230 kV previstas para o oeste do Rio Grande do Sul, das quais a maior parte
foi licitada, tendo conclusão prevista para o segundo semestre de 2004 (LT
230 kV UTE Uruguaiana – Maçambará, LT 230 kV Maçambará – Santo
Ângelo e LT 230 kV Santo Ângelo – Santa Rosa C2), além da LT 230 kV
Dona Francisca – Itaúba C2, autorizada pela Aneel para a CEEE-T, com data
de entrada em operação de fevereiro/2005.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Baixo perfil de tensão nas barras de 230 kV de Pelotas 3 e Quinta 230 kV
Até a entrada da LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3, prevista para
julho de 2004, a indisponibilidade da LT 230 kV Pres. Médici – Quinta na
carga pesada de inverno de 2004, provoca tensões abaixo de 80% nas
subestações da região de Pelotas e Rio Grande, com déficit reativo na SE
Quinta estimado em 60 Mvar.
Baixo perfil de tensão na região de Santa Maria
Na condição da UTE Uruguaiana fora de operação, a perda da LT 230 kV
Santa Maria 2 – Dona Francisca resulta em afundamento de tensão em
Santa Maria 2, com déficit capacitivo da ordem de 15 Mvar em 2005 e
30 Mvar em 2006, estimados para a carga média de verão. A operação de
uma máquina em Uruguaiana substitui esta compensação. Para eliminar
essa restrição de despacho é necessária uma avaliação específica, visando
o atendimento desta carga em contingência, envolvendo tanto a Rede Básica
como a rede complementar.
c) Problemas relacionados
equipamentos
a
sobrecargas
em
linhas
de
transmissão
e
Sobrecarga no circuito 1 da linha 230 kV Gravataí – Porto Alegre 6
Na Tabela 3.3.2-2 são apresentados os carregamentos nos circuitos C-1 e C2 da linha de circuito duplo 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6. Em condição
normal de operação o carregamento na linha de circuito duplo existente entre
a SE Gravataí 2 e a SE Porto Alegre 6 não passa de 185 MVA por circuito,
até 2006. Na perda de um desses circuitos ocorre ultrapassagem da
capacidade operativa do remanescente, que cresce de 26% em 2004 a 47%
em 2006. Este problema é sanado com o lançamento do segundo circuito da
nova linha de circuito duplo entre essas subestações, que anteriormente se
mostrava necessário a partir de 2004, conforme o parecer técnico do ONS
ONS
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que recomendou a implantação desta nova linha. A autorização para
implementação do lançamento da LT 230 kV Gravataí – Porto Alegre 6 C4
está em análise pela Aneel.
Tabela 3.3.2-2 Carregamento na linha de circuito duplo, 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6
Ano Patamar Carga
Pesada
2004 Junho Média
Leve
Fevereiro Pesada
Média
2005
Pesada
Junho Média
Leve
Fevereiro Pesada
Média
2006
Pesada
Junho Média
Leve
C1
MVA
160
129
58
151
177
154
119
56
158
185
162
124
56
Caso Base
C2
%
MVA
76%
160
61%
129
27%
58
72%
151
84%
177
72%
154
57%
119
26%
56
75%
158
88%
185
76%
162
59%
124
26%
56
%
76%
61%
27%
72%
84%
72%
57%
26%
75%
88%
76%
59%
26%
Emergência C2
C1
MVA
%
265
126%
211
100%
78
37%
249
119%
294
140%
254
119%
196
93%
91
43%
262
125%
308
147%
267
125%
202
96%
91
43%
Sobrecarga nas linhas de 230 kV Caxias – Farroupilha e Caxias – Campo
Bom
Na Tabela 3.3.2-3 são apresentados os carregamentos nas linhas em circuito
duplo 230 Farroupilha – Caxias, C-1 e C-2, e Caxias - Campo Bom, C-1 e C2, resultantes da indisponibilidade da LT 525 kV Caxias - Gravataí.
Tabela 3.3.2-3 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV de Caxias – Farroupilha e Caxias – Campo Bom
Despacho Ano
LT Farroupilha - Caxias
UTE
C-1
C-2
Canoas
MVA
%
MVA
%
160 MW 2005 209,2 100% 209,2 100%
2006 220,8 105% 220,8 105%
0 MW 2005 217,1 103% 217,1 103%
2006 224,4 107% 224,4 107%
LT Caxias - Campo Bom
C-1
C-2
MVA
%
MVA
%
262,3 125% 262,3 125%
306,8 146% 307 146%
302,7 144% 302,7 144%
362,4 173% 362,4 173%
Obs: Intercâmbio Sudeste-Sul de 4000 MW, carga média de verão
Esta indisponibilidade provoca sobrecargas de 3% a 7% no trecho
Farroupilha – Caxias e 25% a 73% no trecho Caxias – Campo Bom, na carga
média de verão de 2005 e 2006, num cenário de intercâmbio Sudeste - Sul
ONS
PAR 2004-2006
79 / 530
de 4.000 MW. Este problema já tinha sido constatado no PAR 2003-2005,
estando ainda pendente a definição de uma solução estrutural.
Sobrecarga na linha Farroupilha – Caxias 5 – Lageado Grande – Siderópolis
Esta linha apresenta carregamentos elevados em condição normal de
operação, principalmente para situações de despacho alto nas usinas do Rio
Grande do Sul, conforme indicado na tabela 3.3.2-4.
Tabela 3.3.2-4 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV Farroupilha – Caxias 5 – Lageado Grande – Siderópolis
Ano
2004
2004
2005
2005
Condição Farroupilha - Caxias 5
Caxias 5 - Lageado Grande Lageado Grande-Siderópolis
Jun/Pes
Fev/Med
Jun/Pes
Fev/Med
Jun/Pes
Fev/Med
MVA
%
MVA
%
MVA
%
MVA
%
MVA
%
MVA
%
normal
175 82%
140 75%
166 78%
71%
conting
280 131%
241 113%
263,4 124%
normal
165 78%
125 59%
151 71%
conting
271 127%
227,4 107%
250,8 118%
Obs: Intercâmbio Sul-Sudeste de 3500 MW
A indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau provoca
sobrecargas nessas linhas na carga pesada de inverno de 2004 e na carga
média de verão de 2005, num cenário de intercâmbio Sul - Sudeste de
3.500 MW. O trecho mais sobrecarregado é entre as subestações de
Farroupilha e Caxias 5. Para esse problema foi apontada como solução de
planejamento uma nova linha de 230 kV conectando à SE Caxias 525/230 kV
à SE Caxias 5. Esta obra está sendo analisada no contexto do parecer de
acesso referente à expansão da SE Caxias 5, conforme solicitação
formalizada ao ONS pela RGE. Para os trechos restantes dessa linha não há
solução estrutural indicada pelo planejamento da expansão de longo prazo.
d) Problemas relacionados ao despacho das usinas termelétricas
São abordadas a seguir as condições de desempenho do sistema de
transmissão da área diretamente relacionadas à operação das usinas
térmicas. Neste aspecto cabe distinguir eventuais limitações da rede de
transmissão que imponham condicionantes ao despacho pleno das usinas
(tratados sob o titulo de Despacho Máximo) daquelas restrições elétricas que
impeçam a minimização do despacho térmico e, por conseqüência, a
otimização energética do sistema (Despacho Mínimo).
UTE Presidente Médici (carvão)
A UTE Presidente Médici é composta de duas unidades, A e B, cada uma
com dois geradores. A capacidade nominal da unidade A é de 126 MW e de
320 MW da unidade B. O controle de tensão no sistema elétrico da região sul
do Rio Grande do Sul é muito dependente das condições de despacho desta
ONS
PAR 2004-2006
80 / 530
usina, conforme se verifica nos resultados das simulações para condição
normal e contingências apresentados na tabela seguinte. Foram avaliadas as
gerações mínima e máxima na UTE Presidente Médici nos casos de carga
pesada e leve de inverno, de 2004 a 2006, para condição de intercâmbio Sul
- Sudeste de 1.300 MW. Nessas simulações foi considerada a LT 230 kV
Presidente Médici - Pelotas, obra já licitada e em construção, com operação
prevista para julho de 2004. Foi considerada também a correção para 95%
do fator de potência no secundário das subestações de fronteira da Rede
Básica, que resultou numa compensação adicional de 10 Mvar na SE Quinta.
Os resultados são resumidos na tabela 3.3.2-5 a seguir.
Tabela 3.3.2-5 – Restrições de despacho na UTE Presidente Médici
Intercâmbio sul - sudeste = 1300 MW
Ano
Caso
Condição
Despacho
Nº
Maq.
Fator Limitante
Total
(MW)
Normal de operação
Mínimo
2
70
Subtensão em Quinta 69 kV e Pelotas 3 138 kV
Déficit Reativo = 20 Mvar em Quinta 69 kV
UTE P.Médici = 35 MW (1 máquinas)
Normal de operação
Máximo
4
330
Subtensão em Quinta 69 kV e Pelotas 3 138 kV
Déficit Reativo = 10 Mvar em Quinta 69 kV
UTE P.Médici = 440 MW (4 máquinas)
Contingência na LT 230 kV
PMedici-Camaquã
Máximo
4
330
Sobrecarga de 9% na LT 230 kV P.Médici - Quint
UTE P.Médici = 440 MW (4 máquinas)
Mínimo
1
35
Máximo
3
210
Sobrecarga = 7% na LT P.Médici - Quinta
UTE P.Médici = 330 MW (4 máquinas)
Mínimo
2
70
Déficit Reativo = 10 Mvar em Quinta/Pelotas 3
UTE P.Médici = 35 MW (1 máquina)
Máximo
4
440
Mínimo
1
35
Máximo
4
440
Mínimo
2
70
Máximo
4
440
Mínimo
1
35
Máximo
4
440
Junho - Pesada
2004
Junho - Leve
Contingência na LT 230 kV
PMedici-Pelotas 3
Junho - Pesada
2005
Junho - Leve
Contingência na LT 230 kV
PMedici-Pelotas 3
Subtensão em Quinta 69 kV e Pelotas 3 138 kV
Déficit Reativo = 12 Mvar em Quinta 69 kV
UTE P.Médici = 35 MW (1 máquina)
Junho - Pesada
2006
Junho - Leve
ONS
PAR 2004-2006
81 / 530
Despacho Mínimo
Em condição normal de operação, na carga pesada de 2004, antes da
entrada em operação da LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3,
despachos na UTE Presidente Médici abaixo de 70 MW (duas máquinas com
35 MW) resultam em níveis de tensão inferiores a 92% nos barramentos
230 kV das subestações de Quinta e Pelotas 3. Mesmo considerando a
correção do fator de potência para 95%, persiste déficit capacitivo no
secundário da SE Quinta da ordem de 20 Mvar.
Em 2005, considerando já em operação a LT 230 kV Presidente Médici Pelotas 3, a perda da LT 230 kV Pres. Médici – Quinta na carga pesada
provoca tensões abaixo de 90% nos barramentos de 230 kV de Quinta e
Pelotas 3. O déficit capacitivo na SE Quinta é de 10 Mvar em 2005,
passando para 12 Mvar em 2006. Para eliminar essa violação é necessário
manter a UTE Presidente Médici gerando 70 MW, com duas máquinas.
No patamar de carga leve, não é necessário despachar nenhuma máquina
na UTE Presidente Médici durante todo o período de 2004 a 2006.
Despacho Máximo
Em condição normal de operação, a geração de 440 MW em quatro
máquinas da UTE Presidente Médici na carga pesada de 2004, causa
subtensão nas barras de 230 kV das subestações de Quinta e Pelotas 3. A
perda da LT 230 kV Presidente Médici - Camaquã, provoca sobrecarga de
9% na LT 230 kV Presidente Médici – Quinta, cuja capacidade operativa é de
239 MVA. Para eliminar essa violação é preciso reduzir o despacho para
330 MW, com quatro máquinas. Essa restrição deixa de existir com a entrada
em operação da LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3.
A partir de 2005 a geração máxima da UTE Presidente Médici, de 440 MW (4
máquinas), ocorre sem violações, tanto para a condição normal de operação
como em contingências, na carga pesada e na leve.
UTE Uruguaiana (gás)
A UTE Uruguaiana é composta de dois geradores a combustão de
187,65 MW e de um gerador a vapor de 264,60 MW, totalizando 639,9 MW.
Nesta análise foram consideradas as expansões da Rede Básica previstas
para a região oeste do Rio Grande do Sul. Das obras indicadas pelos
estudos do CCPE e do ONS, já foram licitadas as linhas de 230 kV UTE
Uruguaiana – Maçambará e Maçambará – Santo Ângelo, bem como o reator
da SE Maçambará, tendo entrada em operação prevista para agosto de
2004, e a LT 230 kV Dona Francisca – Itaúba, autorizada no fechamento
deste PAR, com entrada em operação para fevereiro de 2005. Já a
adequação da SE São Vicente ainda não teve concessão definida pela
ONS
PAR 2004-2006
82 / 530
Aneel. Foi assumido nas simulações que tanto esta adequação como a LT
230 kV Dona Francisca – Itaúba estarão disponíveis no inverno de 2005.
Recentemente a CEEE informou que foram eliminadas as restrições de
transformador de corrente das linhas que derivam de Alegrete 2 (exceto a
linha para a UTE Uruguaiana, que não tem esta limitação). Portanto a partir
de agora as limitações de capacidade das linhas citadas são determinadas
pelo condutor. As linhas para Uruguaiana 5, Maçambará e Livramento
passam a ter capacidade de 270 MVA, no patamar de carga média, e a linha
para Santa Maria de 290 MVA. A CEEE também informou que formalizará a
atualização destes limites junto às áreas de operação e de contratos do
ONS.
Os resultados da avaliação são descritos a seguir com base nas tabelas
3.3.2-6 e 3.3.2-7.
Tabela 3.3.2-6 – Restrições de despacho na UTE Uruguaiana com geração máxima das usinas hidráulicas no
Rio Grande do Sul (1123 MW)
ANO PATAMAR GERAÇÃO (MW)
Mínima
50 MW
Sobrecarga de 3% no TR 525/230 kV de S. Ângelo na perda de uma unidade e despacho
nulo da térmica
Máxima
615 MW
Sobrecarga de 3% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 e de 3% na Urug - Urug 5 na perda da LT
230 kV Urug - Aleg 2 e despacho de 639 MW na térmica
Mínima
0
Máxima
560 MW
Sobrecarga de 13% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 na perda da LT 230 kV Urug - Aleg 2 e
despacho de 639 MW na térmica
Mínima
30 MW
Sobrecarga de 2% no TR 525/230 kV de S. Ângelo na perda de uma unidade e despacho
nulo na térmica
Máxima
610 MW
Sobrecarga de 2% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 e de 4% na Urug - Urug 5 na perda da LT
230 kV Urug - Aleg 2 e despacho de 639 MW na térmica
Mínima
0
Máxima
570 MW
Fev Med
2005
Jun Pes
Fev Med
2006
Jun Pes
ONS
FATOR LIMITANTE
PAR 2004-2006
-
Sobrecarga de 12% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 na perda da LT 230 kV Urug - Aleg 2 e
despacho de 639 MW na térmica
83 / 530
Tabela 3.3.2-7 – Restrições de despacho na UTE Uruguaiana com geração mínima das usinas hidráulicas no
Rio Grande do Sul (235 MW)
ANO PATAMAR GERAÇÃO (MW)
FATOR LIMITANTE
Mínima
410 MW
Sobrecarga de 31% no TR 525/230 kV de S. Ângelo na perda de uma unidade e despacho
nulo da térmica
Máxima
590 MW
Sobrecarga de 6% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 e de 6% na Urug - Urug 5 na perda da LT
230 kV Urug - Aleg 2 e despacho de 639 MW na térmica
Mínima
280 MW
Sobrecarga de 19% no TR 525/230 kV de S. Ângelo na perda de uma unidade e despacho
nulo da térmica
Máxima
540 MW
Sobrecarga de 17% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 na perda da LT 230 kV Urug - Aleg 2 e
despacho de 639 MW na térmica
Mínima
410 MW
Sobrecarga de 31% no TR 525/230 kV de S. Ângelo na perda de uma unidade e despacho
nulo da térmica
Máxima
580 MW
Sobrecarga de 7% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 e de 7% na Urug - Urug 5 na perda da LT
230 kV Urug - Aleg 2 e despacho de 639 MW na térmica
Mínima
330 MW
Sobrecarga de 22% no TR 525/230 kV de S. Ângelo na perda de uma unidade e despacho
nulo da térmica
Máxima
550 MW
Sobrecarga de 17% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 na perda da LT 230 kV Urug - Aleg 2 e
despacho de 639 MW na térmica
Fev Med
2005
Jun Pes
Fev Med
2006
Jun Pes
Despacho Máximo
A condição mais desfavorável para escoamento da energia produzida na
região oeste do Estado ocorre com a importação de 2.000 MW da Argentina,
pelas conversoras de Garabi, quando o sistema de 525 kV fica mais
carregado. Nessa condição, a potência disponibilizada na região oeste tende
a escoar pelo sistema de 230 kV em direção aos centros de carga do leste
do Estado, notadamente para a região metropolitana de Porto Alegre. Com
isso elevam-se os fluxos nas linhas UTE Uruguaiana – Alegrete 2 e Alegrete
2 – Santa Maria, bem como no sistema de distribuição que opera em paralelo
com as linhas da Rede Básica. Dependendo do nível de despacho da usina e
da situação operativa considerada, podem ocorrer sobrecargas na LT 69 kV
Alegrete 2 – Alegrete 1, cuja capacidade é de 48/73 MVA (em condição
normal e emergências, respectivamente), no transformador 230/69 kV, da SE
Alegrete 2, de 83 MVA, e na transformação 138/69 kV, 2 x 25 MVA, da SE
Alegrete. Para suprimir essas sobrecargas, tem sido praticada na operação a
abertura do anel de 138 kV entre a UTE Alegrete e a UHE Jacuí. Embora
permita contornar o problema, essa medida pode colocar em risco o
atendimento à carga da SE Santa Maria 1. Esse problema persiste mesmo
depois da implantação das novas linhas de 230 kV no oeste do Rio Grande
do Sul. Sem a abertura da rede de 138 kV, são constatadas sobrecargas
para despachos da UTE Uruguaiana acima de 350 MW.
Não são esperadas violações na Rede Básica em condição normal de
operação após a expansão da transmissão, para despacho pleno da UTE
Uruguaiana (639 MW). Mesmo depois desta expansão, a contingência mais
grave continuará sendo a perda da LT 230 kV Uruguaiana – Alegrete 2, que
ONS
PAR 2004-2006
84 / 530
sobrecarrega a LT 230 kV UTE Uruguaiana – Uruguaiana 5 e a LT 230 kV
Uruguaiana 5 – Alegrete 2. O fator limitante é a capacidade declarada no
CPST para a LT 230 kV Uruguaiana 5 – Alegrete 2 (270 MVA), determinada
pelo condutor para a condição de verão/dia. A situação mais restritiva resulta
da coincidência da importação de 2.000 MW da Argentina por Garabi com o
despacho mínimo das usinas hidrelétricas do Rio Jacuí e Passo Fundo
(geração total de 235 MW), no patamar de carga pesada de inverno. Se
nesta situação ocorrer a contingência citada, haverá ultrapassagem da
capacidade operativa dessa linha para despachos na UTE Uruguaiana acima
de 540 MW em 2005 e de 550 MW em 2006. No mesmo patamar de carga,
com geração total das usinas hidrelétricas (geração hidráulica total de
1.123 MW), haveria um acréscimo nesses números de cerca de 20 MW.
Acréscimo similar é obtido quando não se considera a importação da
Argentina pelas conversoras de Garabi.
Tendo em vista o problema constatado na perda da LT 230 kV UTE
Uruguaiana - Alegrete 2, mesmo após a entrada em operação das obras de
230 kV já licitadas ou autorizadas pela Aneel, previstas para a fronteira
oeste, é recomendada a instalação de disjuntores na SE Alegrete 2 e na
subestação da UTE Uruguaiana, o que permitirá a individualização dos
circuitos da linha de circuito duplo, existente entre as duas subestações,
atualmente conectados a um mesmo disjuntor em cada extremidade.
Considerando a perda de um único circuito desta linha, não haveria violações
de capacidade na Rede Básica para despacho pleno da UTE Uruguaiana.
Entretanto, persistiria ultrapassagem residual da capacidade operativa na
LT 230 kV Santo Ângelo - Passo Real, quando da perda da LT 230 kV
Alegrete 2 - São Vicente e na LT 230 kV Alegrete 2 - São Vicente na perda
da LT 230 kV Alegrete 2 - Livramento. Na pior condição, para evitar essas
ultrapassagens seria necessário restringir o despacho da UTE Uruguaiana a
610 MW.
Cabe observar que estão em andamento tratativas para cessão de uso ou
doação para a CEEE-T da LT 230 kV UTE Uruguaiana - Alegrete 2, da LT
230 kV UTE Uruguaiana-Uruguaiana 5 e do setor de 230 kV da subestação
da UTE Uruguaiana. Dessa maneira essas instalações, que foram
construídas pela AES Uruguaiana, passam a compor a Rede Básica,
conforme os termos do Ofício Aneel SRT N°006/2002.
Não foi simulada a simultaneidade da geração máxima da UTE Uruguaiana
com geração na UTE Alegrete ou com a importação de energia via
conversoras de Uruguaiana e de Rivera, já que estas fontes concorrem pela
utilização do mesmo sistema de 230 kV.
ONS
PAR 2004-2006
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Despacho Mínimo
Após a entrada em operação das obras previstas para a região oeste, será
possível o desligamento da UTE Uruguaiana, em carga pesada e média, sem
violações na Rede Básica em condição normal de operação, não tendo se
constatado a necessidade de desligamento de linhas para controle de
tensão.
A perda de um dos transformadores 525/230 kV da SE Santo Ângelo poderá
resultar em sobrecargas no remanescente, quando a parada total de
Uruguaiana ocorrer juntamente com a importação de 2.000 MW por Garabi.
A condição mais severa é esperada se essa situação coincidir com despacho
hidrelétrico mínimo no Rio Grande do Sul, quando a sobrecarga neste
transformador atinge 31%. Neste caso, é necessária geração mínima na UTE
Uruguaiana de 410 MW em 2005 e 2006, no patamar de carga média, para
evitar essa sobrecarga. Para geração total das usinas hidráulicas, a geração
mínima necessária seria de 50 MW. Quando não se está importando energia
por Garabi, a perda de um desses transformadores não resulta em
sobrecarga no remanescente, mesmo sem geração em Uruguaiana.
Considerando a simultaneidade dos fatores que levam a essa sobrecarga e a
conseqüente baixa probabilidade de ocorrência, a solução indicada para o
problema de sobrecarga no transformador remanescente de Santo Ângelo é
a utilização do recurso da conversora de Garabi de redução da potência.
Com a UTE Uruguaiana fora de operação, a perda da LT 230 kV Santa Maria
2 – Dona Francisca resulta em afundamento de tensão em Santa Maria 2,
com déficit capacitivo da ordem de 15 Mvar em 2005 e 30 Mvar em 2006,
estimados para a carga média de verão. A operação de uma máquina em
Uruguaiana substitui esta compensação. Para eliminar esta restrição é
necessária uma avaliação específica, visando o atendimento desta carga em
contingência, envolvendo tanto a Rede Básica como a rede complementar,
tendo em vista os problemas na distribuição, anteriormente mencionados.
UTE Canoas (gás)
A UTE Canoas é uma usina termelétrica a gás natural composta de uma
unidade a gás com capacidade nominal de 160 MW, conectada à Rede
Básica mediante o seccionamento de uma das duas linhas de circuito duplo
de 230 kV existentes entre as subestações de Cidade Industrial e Gravataí 2.
Os níveis de tensão na área de influência das subestações de Gravataí e
Caxias são diretamente influenciados pelo despacho da UTE Canoas, bem
como o carregamento nas transformações 525/230 kV destas subestações.
Nas tabelas a seguir são apresentados os efeitos da variação de geração
nesta térmica nas emergências mais severas na região, no patamar de carga
média de verão considerando apenas a unidade ora em operação.
ONS
PAR 2004-2006
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Na indisponibilidade da LT 525 kV Itá – Gravataí, o despacho pleno da UTE
Canoas contribui para uma redução do déficit capacitivo na SE Caxias da
ordem de 240 Mvar. Na perda de um transformador 525/230 kV da SE
Gravataí, a geração de Canoas diminui a sobrecarga nos transformadores
remanescentes em cerca de 5% em 2005 e 4% em 2006. Para a
transformação 525/230 kV da SE Caxias, a redução da sobrecarga no
transformador remanescente para perda de uma unidade é de 3% em 2005 e
2006.
No Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) estava prevista a
implantação da segunda e terceira unidade dessa térmica no segundo
semestre de 2004, totalizando 500 MW de potência instalada. Essa
ampliação foi cancelada pelo agente de geração. Nas análises do ciclo
anterior do PAR, considerando essa expansão, os problemas identificados
até 2005 restringiam-se a um déficit de compensação de 50 Mvar na SE
Caxias para suportar a perda da LT 525 kV Itá – Gravataí.
Tabela 3.3.2-8 – Efeito da variação do despacho da UTE Canoas na indisponibilidade da LT 525 Itá - Gravataí
Intercâmbio
Ano
2005
SE-S = 4000 MW
2006
2005
S-SE = 3600 MW
2006
2005
S-SE = 1300 MW
2006
ONS
PAR 2004-2006
Situação
UTE Canoas
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Violação
Déficit Reativo = 540 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 300 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 410 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 385 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 400 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 308 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 530 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 280 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 160 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 90 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 415 Mvar em Caxias 230 kV
Déficit Reativo = 210 Mvar em Caxias 230 kV
87 / 530
Tabela 3.3.2-9 – Efeito da variação do despacho da UTE Canoas na indisponibilidade do TR 01 525/230 kV da
SE Gravataí
Intercâmbio
Ano
2005
SE-S = 4000 MW
2006
2005
S-SE = 3600 MW
2006
2005
S-SE = 1300 MW
2006
Situação
UTE Canoas
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Violação
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 19% / TR-3 = 12%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 14% / TR-3 = 7%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 25% / TR-3 = 17%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 21% / TR-3 = 13%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 2%/ TR-3 = 0%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 0%/ TR-3 = 0%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 11% / TR-3 = 4%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 4%/TR-3 = 0%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 10%/ TR-3 = 2%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 3%/ TR-3 = 0%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 16% / TR-3 = 9%
Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 10% / TR-3 = 3%
Tabela 3.3.2-10 – Efeito da variação do despacho da UTE Canoas na indisponibilidade do TR 02 525/230 kV da
SE Caxias
Intercâmbio
Ano
2005
SE-S = 4000 MW
2006
2005
S-SE = 3600 MW
2006
2005
S-SE = 1300 MW
2006
Situação
UTE Canoas
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Sem
Com
Violação
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 16%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 13%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 24%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 21%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 6%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 3%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 15%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 13%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 13%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 10%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 18%
Sobrecarga Caxias: TR-1 = 15%
e) Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
São relacionadas na tabela 3.3.2-11 seguinte, contingências duplas,
simuladas no verão de 2005, que levaram a violações de limites de
capacidade de linhas e transformadores, violações de tensão ou corte de
carga, no atendimento à Região Metropolitana de Porto Alegre.
ONS
PAR 2004-2006
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Tabela 3.3.2-11 - Contingências duplas mais severas na região metropolitana de Porto Alegre
CONTINGÊNCIAS
VIOLAÇÕES
LT 230 kV Gravataí – Porto Alegre 6, c1 e c2
Corte de carga estimado em 79 MW na SE Porto
Alegre 6
LT 230 kV Gravataí – Cidade Industrial, c1 e c2
Corte estimado de 20 MW de carga nas SEs Cidade
Industrial e adjacências
LT 230 kV Canoas – Cidade Industrial, c1 e c2
Corte de aproximadamente 106 MW de carga na SE
Porto Alegre 9
LT
230 kV
Pólo
Petroquímico
–
Cidade Afundamento de tensão em toda a região da SE Pólo
Industrial, c1 e c2
Petroquímico
LTs 230 kV Eldorado – Porto Alegre 9 e Pelotas Corte de carga nas SEs Eldorado e Guaíba 2 estimado
3 – Cidade Industrial
em 62 MW
LTs 230 kV Itaúba – Pólo Petroquímico e Itaúba Sobrecarga de 19% na LT
– Cidade Industrial
230 kV Itaúba – Passo
Real, e de 11% na LT 230 kV Itaúba – Santa Cruz do
Sul
LT 230 kV P. Alegre 6 – P. Alegre 13 (radial com Perda de toda a carga da SE Porto Alegre 13, da
2 TRs 230/13,8)
ordem de 52 MW
LT 230 kV Porto Alegre 6 – Porto Alegre 10 – Perda total da carga ligada na SE Porto Alegre 4,
Porto Alegre 4, c1 e c2
estimada em 162 MW
Providências Necessárias
a)
equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel, CEEE)
Tabela 3.3.2-12 – Principais Obras propostas para o Rio Grande do Sul ainda sem concessão
ONS
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C4, circuito duplo,
30 km, lançamento do segundo circuito
Necessária
atualmente
SE Alegrete 2: módulo de linha para UTE Uruguaiana
JUN/2004
SE UTE Uruguaiana: módulo de linha para Alegrete 2
JUN/2004
SE São Vicente: setor de 230 kV
JUN/2004
LT Caxias – Caxias 5, 230 kV, circuito simples, 25 km
JUL/2004
SE Caxias 5: setor de 230 kV
JUL/2004
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DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT Passo Real – Santa Marta, 230 kV, seccionamento para
SE Tapera 2, 2x 0,2 km
JUL/2004
SE Tapera 2: setor de 230 kV
JUL/2004
b) Desenvolver Ações Complementares
Definir um programa de compensação reativa na distribuição, para correção
do fator de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira
com a Rede Básica, no Leste (Porto Alegre e Caxias), no Sul e no Oeste do
Rio Grande do Sul (CEEE, AES-Sul,RGE).
Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar
sobrecargas observadas nas linhas de 230 kV Caxias - Farroupilha, Caxias Campo Bom e Caxias 5 - Lageado Grande -Siderópolis (CCPE/ONS).
Realizar estudos de planejamento visando a melhoria das condições de
atendimento da carga da região de Santa Maria, em face de contingências
tanto na Rede Básica como na rede de distribuição (CCPE/ONS).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas no
item 6.3
ONS
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Salto Osório
Pirabeiraba
Rigesa
São Lorenço
d’Oeste
Compartilhada
Comfio/Dohler
Tigre
WEG
Fund.
WEG
Quebra
Queixo
Joinville SC
Quilombo
Pinhalzinho
Ibirama 2
Catanduvas
Palmitos
Sadia
Trombudo
Central
Brusque
Brusque RB
Porto Belo
Cer. Porto Belo
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Usina Eólica
Usina Termelétrica
Subestação
Conversora
LT 525 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
ONS
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3.3.3
Área Santa Catarina
Descrição do Sistema
O mercado de Santa Catarina é atendido por geração local de pequeno porte
conectada ao sistema de distribuição, pela UTE Jorge Lacerda, térmica a carvão
com capacidade instalada de 857 MW, e por instalações da Rede Básica nas
tensões de 525 kV e 230 kV. O Estado conta com duas subestações de 525/230 kV:
a SE Blumenau, 3x672 MVA, atendida por duas linhas de 525 kV, provenientes de
Campos Novos e Curitiba, e a SE Campos Novos, 336 MVA. Nesta subestação, que
é ponto de confluência das usinas do Rio Uruguai e da importação de energia da
Argentina, incidem quatro linhas de 525 kV.
A SE Blumenau serve ao atendimento da área leste de Santa Catarina, na qual se
concentra a maior parte do consumo industrial, representativo de 60% do mercado
de energia elétrica estadual. Esta área é atendida por seis subestações de 230 kV:
Canoinhas, Joinville, Blumenau, Itajaí, Palhoça e Jorge Lacerda, interligadas por
duas linhas de 230 kV que correm próximas ao litoral do Estado em quase toda sua
extensão.
A SE Palhoça é um dos principais pontos de atendimento à área leste de Santa
Catarina, responsável pelo atendimento da região metropolitana de Florianópolis, e
está interligada em 230 kV e em 138 kV à subestação de Blumenau e à UTE Jorge
Lacerda.
A região sul do Estado é atendida por duas linhas de 230 kV que partem da UTE
Jorge Lacerda e pela linha Caxias 5 – Siderópolis também em 230 kV. Das
subestações de 230 kV de Siderópolis e Jorge Lacerda derivam linhas de 138 kV e
69 kV para atendimento das subestações distribuidoras da Celesc naquela região.
O oeste do Estado é atendido pela rede de 525 kV por meio da SE Campos Novos
525/230/138 kV, pela SE Xanxerê 230/138 kV e parte pela UTE Jorge Lacerda,
através de uma linha de circuito duplo de 138 kV, que interliga esta térmica com as
subestações de Campos Novos e Xanxerê. A SE Xanxerê está conectada às usinas
hidrelétricas de Salto Osório e Passo Fundo, por meio de quatro linhas de
transmissão em 230 kV.
Evolução da Geração e do Mercado
A tabela 3.3.3-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Santa Catarina no horizonte deste PAR.
ONS
PAR 2004-2006
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Tabela 3.3.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Santa Catarina
Atual
Capacidade Instalada
(MW) (1)
Demanda Máxima Anual
(MW) (2)
3.447
(3)
2.398
2004
2005
3.567
3.567
2.468
2.605
2006
4.447
(4)
2.741
Obs: (1) não incluidas pequenas gerações, incluída UHE Campos Novos (na divisa com o Rio Grande do Sul)
(2) carga pesada de inverno; (3) UHE Quebra Queixo (120 MW); (4) UHE Campos Novos (880 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
a) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Baixo perfil de tensão nas barras de 230 kV do leste de Santa Catarina
Na tabela 3.3.3-2 estão apresentadas as tensões observadas no caso de
indisponibilidade de linhas de transmissão 230 kV na área leste de Santa
Catarina, para a condição de carga média de verão e para vários despachos
na UTE Jorge Lacerda e intercâmbios entre o Sul e o Sudeste. Esses
resultados foram obtidos considerando a retirada do reator de Campos
Novos, de 100 Mvar, na linha para Areia, e do reator de Curitiba, de
150 Mvar, na linha para Bateias.
A instalação dos bancos de capacitores nas barras de 230 kV da SE Palhoça
e da SE Blumenau em 2004, totalizando 300 Mvar, proporciona um resultado
satisfatório para as contingências da linha 525 kV Campos Novos –
Blumenau e das linhas 230 kV Blumenau – Palhoça e Jorge Lacerda –
Palhoça, desde que esteja presente pelo menos uma unidade de cada setor
da UTE Jorge Lacerda.
Os valores de tensão mostrados na Tabela 3.3.3-2, de até 70% no
barramento de 230 kV da SE Palhoça, indicam que haveria um corte de
carga natural, na capital e no Sul do estado de Santa Catarina, em uma
situação de emergência nas unidades geradoras da UTE Jorge Lacerda.
ONS
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Tabela 3.3.3-2 – Tensões no Leste de Santa Catarina
Ano
Intercâmbio
Indisponibilidade Sul-Sudeste
(MW)
2006 LT 230 kV
Blumenau –
Palhoça
3.500
2006 LT 230 kV
Blumenau –
Palhoça
1.300
2005 LT 230 kV Jorge
Lacerda A – Jorge
Lacerda B
1.300
Despacho da UTE
Jorge Lacerda (MW)
(P)
(M)
(G)
(GG)
25
33
fora
180
Total=238 MW
50
66
130
fora
Total=246 MW
25
33
80
180
Tensões (%)
Palhoça 230 kV = 82
Siderópolis 230 kV = 92
Palhoça 230 kV = 70
J.Lac. A 230 kV = 80
Siderópolis 230 kV = 79
Palhoça 230 kV = 82
Palhoça 138 kV = 92
Total=318 MW
J.Lac. A 230 kV = 82
J.Lac. A 138 kV = 88
2005 LT 230 kV Jorge
Lacerda A – Jorge
Lacerda B
3.300
25
33
80
180
Palhoça 230 kV = 77
Palhoça 138 kV = 85
Total=318 MW
J.Lac. A 230 kV = 76
J.Lac. A 138 kV = 81
2005 Máquina de Jorge
Lacerda C (GG)
1.300
25
33
fora
180
Palhoça 230 kV = 89
Palhoça 138 kV = 95
Total=238 MW
J.Lac. A 230 kV = 87
Siderópolis 230 kV = 85
2006 LT 230 kV Jorge
Lacerda A – Jorge
Lacerda B
1.300
2006 LT 230 kV Jorge
Lacerda A – Jorge
Lacerda B
1.300
2006 LT 230 kV
Blumenau –
Palhoça
1.300
ONS
PAR 2004-2006
for
a
33
80
180
J.Lac. A 230 kV = 88
J.Lac. A 138 kV = 93
Total=293 MW
25
fora
80
180
Total=285 MW
25
33
fora
180
Total=238 MW
J.Lac. A 230 kV = 84
J.Lac. A 138 kV = 91
Palhoça 230 kV = 82
Siderópolis 230 kV = 92
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Ano
Intercâmbio
Indisponibilidade Sul-Sudeste
(MW)
2006 Máquina de Jorge
Lacerda C (GG)
1.300
Despacho da UTE
Jorge Lacerda (MW)
(P)
(M)
(G)
(GG)
25
33
fora
180
Tensões (%)
Palhoça 230 kV = 84
Palhoça 138 kV = 94
Total=238 MW
J.Lac. A 230 kV = 86
Siderópolis 230 kV = 84
No PAR/PDET 2002-2005 foi apontada a necessidade de relocação do
terminal da LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A, para Jorge Lacerda B,
que requer a construção de um trecho de linha de 230 kV de 800m em
circuito simples. Esta relocação presume que também seja trocado o TC em
Palhoça, na linha para Jorge Lacerda, e efetuada troca de relação no TC de
Jorge Lacerda B. A concessão dessas obras está em definição pela Aneel.
Até que sejam implantadas essas obras, são verificados problemas de
tensão caso haja abertura do trecho Jorge Lacerda A – Jorge Lacerda B. Nas
simulações deste ciclo do PAR essa obra está sendo considerada a partir de
junho/2005, ficando a configuração do sistema elétrico de integração das
diversas unidades da UTE Jorge Lacerda conforme representado na Figura
3.3.3-1, a seguir.
Essa obra foi proposta para equacionar problemas de sobrecarga na ligação
de 230 kV entre Jorge Lacerda A e Jorge Lacerda B, quando da contingência
na LT 525 kV Campos Novos – Blumenau, e também para eliminar restrições
flexibilidade de despacho no Complexo de Jorge Lacerda (nas unidades 5, 6
e 7).
ONS
PAR 2004-2006
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Figura 3.3.3-1 – Sistema elétrico de integração da UTE Jorge Lacerda, após relocação da linha para Palhoça
Curitiba
Tijucas
Garcia
Blumenau
Vidal Ramos Jr.
Cebrasc
Biguaçu
Florianópolis
Joinville
Coqueiros
Roçado
Ilha Centro
São Joaquim
Itajaí
Orleans
Caxias 5
Ilha Norte
Siderópolis
Forquilinhas
Trindade
Campos Novos
Ilha Sul
Palhoça
Siderópolis
Criciúma
Criciúma Flor
Palhoça
Imbituba
Laguna
J.Lacerda A
J.Lacerda A
J.Lacerda B
unidades 1 e 2
(P)
unidades 3 e 4
(M)
unidades 5 e 6
(G)
Gravatal
J.Lacerda C
unidade 7
(GG)
Legenda
525 kV
230 kV
138 kV
69 kV
Tubarão
Os resultados dos estudos de planejamento, antecipados pelo CCPE ao ONS
no fechamento deste ciclo do PAR, recomendam uma segunda linha de
230 kV, entre Jorge Lacerda e Palhoça, com 95 km de extensão. Simulando
as contingências listadas na tabela 3.3.3-2, com a inclusão dessa linha,
verifica-se que, na perda da LT 230 kV Blumenau – Palhoça, o ganho no
perfil de tensão em Palhoça só se mostra expressivo quando disponível a
maior unidade da UTE Jorge Lacerda (máquina GG). Conclui-se que a
inclusão isolada da nova linha não se mostra suficiente para o controle de
tensão na rede de 230 kV, que permanece dependente da condição de
despacho da UTE Jorge Lacerda. Como essa linha faz parte de um conjunto
integrado de obras de transmissão e distribuição, recomendado para o
estado de Santa Catarina, essa avaliação deverá ser retomada quando das
solicitações de acesso da Celesc relativas às subestações de 230 kV de seu
interesse, componentes da solução de planejamento proposta pelo CCPE.
Um aspecto que também deverá ser abordado nessa oportunidade diz
respeito a possíveis soluções para restrições localizadas na rede de conexão
das diversas unidades do complexo Jorge Lacerda, de forma a possibilitar
maior flexibilidade de despacho entre as máquinas deste complexo, bem
como a redução da dependência desta termelétrica no atendimento de Santa
Catarina.
ONS
PAR 2004-2006
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b) Problemas relacionados a sobrecargas em linhas e equipamentos
Sobrecarga nas linhas de 230 kV entre Salto Osório e Xanxerê
A subestação 230/138 kV de Xanxerê é interligada à UHE Salto Osório por
duas linhas de 230 kV, um delas seccionada em Pato Branco, e interligada à
UHE Passo Fundo também por dois circuitos em 230 kV.
O carregamento nestas linhas é influenciado diretamente pela condição de
despacho das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e as hidrelétricas
do Rio Grande do Sul, bem como a condição de intercâmbio com a
Argentina. Historicamente tem ocorrido simultaneidade hidrológica entre as
usinas das bacias do rio Iguaçu, do rio Uruguai e dos rios Jacuí e Passo
Fundo, resultando em despachos equilibrados entre as três bacias. A tabela
3.3.3-3 mostra resultados das simulações da indisponibilidade da LT 230 kV
Salto Osório – Xanxerê, considerando estas premissas de despacho e a
condição de intercâmbio nulo com a Argentina.
Os carregamentos obtidos nas simulações foram cotejados com a
capacidade declarada pela Eletrosul no CPST para essas linhas, que é de
240 MVA (602 A), correspondente à condição de verão/dia (carga média).
Também foram comparados com os limites praticados na operação,
conforme informados pela Eletrosul no MPO, que são de 278,8 MVA para
inverno/dia na LT Salto Osório - Pato Branco, e de 319 MVA para condição
noturna nas duas linhas, sendo este também o valor para sobrecargas de
curta duração, determinado pelas bobinas de bloqueio, em ambos os casos.
Os resultados apresentados na tabela apontam carregamentos acima do
valor do CPST, para a LT 230 kV Salto Osório – Pato Branco, em situações
de intercâmbios elevados do Sudeste para o Sul, sem intercâmbio com a
Argentina e com a UTE Uruguaiana em operação. Se adicionalmente a UTE
Uruguaiana estiver parada, possibilidade explicitada contratualmente para o
inverno, os valores de carregamento podem se aproximar e até mesmo
ultrapassar os limites admitidos no MPO.
Portanto, dependendo da condição operativa, estes circuitos podem se
constituir em fator limitante para o recebimento pelo Sul (RSUL), ou mesmo
para a exportação de energia elétrica para a Argentina através dos
conversores de freqüência de Garabi, embora até o momento esta
exportação tenha sido autorizada apenas em caráter excepcional e
temporário e caracterizada como interruptível. Esta questão requer solução
estrutural a ser definida em estudos de planejamento de longo prazo.
ONS
PAR 2004-2006
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Tabela 3.3.3-3 Carregamentos na LT 230 kV Salto Osório - Pato Branco
Contingência na LT 230 kV Salto Osório - Xanxerê
Ano
Caso
Intercâmbio
Sudeste - Sul
Junho
Pesada
2004
Junho
Média
Rio Grande do Sul
2005
Junho
Pesada
Junho
Média
437 MW (37%)
2570 MW (46%)
1280 MW (45%)
4500 MW
s/ Uruguaiana
321 MVA
4000 MW
c/ Uruguaiana
281 MVA
2080 MW (37%)
590 MW (35%)
4500 MW
s/ Uruguaiana
317 MVA
4100 MW
c/ Uruguaiana
310 MVA
518 MW (44%)
2955 MW (52%)
1233 MW (44%)
4800 MW
s/ Uruguaiana
355 MVA
4000 MW
c/ Uruguaiana
284 MVA
479 MW (40%)
2870 MW (51%)
1380 MW (49%)
4600 MW
s/ Uruguaiana
315 MVA
4000 MW
c/ Uruguaiana
282 MVA
2400 MW (42%)
990 MW (35%)
4600 MW
s/ Uruguaiana
314 MVA
4000 MW
c/ Uruguaiana
245 MVA
650 MW (45%)
2006
Bacia do Uruguai
Carregamento
LT 230 kV
S.Osório - P.Branco
283 MVA
390 MW (33%)
Junho
Média
Bacia do Iguaçu
4000 MW
c/ Uruguaiana
340 MW (29%)
Fevereiro
Média
Despachos
1630 MW (30%)
1890 MW (43%)
4800 MW
s/ Uruguaiana
300 MVA
c) Problemas relacionados ao despacho das usinas termelétricas
São abordadas a seguir as condições de desempenho do sistema de
transmissão da área diretamente relacionadas à operação das usinas
térmicas. Neste aspecto cabe distinguir eventuais limitações da rede de
transmissão que imponham condicionantes ao despacho pleno das usinas
(tratados sob o titulo de Despacho Máximo) daquelas restrições elétricas que
impeçam a minimização do despacho térmico e, por conseqüência, a
otimização energética do sistema (Despacho Mínimo).
ONS
PAR 2004-2006
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•
UTE Jorge Lacerda (carvão)
A UTE Jorge Lacerda é composta de sete unidades, designadas por A1, A2,
A3, A4, B5, B6 e C7. A geração máxima das unidades A1 e A2, denominadas
na operação por máquinas P, é de 50 MW cada; das unidades A3 e A4,
máquinas M, é de 66 MW cada; das unidades B5 e B6, máquinas G, é de
131 MW cada e da unidade C7, máquina GG, é de 363 MW.
Despacho Mínimo
Na situação atual os níveis de tensão nas regiões leste e sul de Santa
Catarina são muito dependentes do despacho da UTE Jorge Lacerda. A
época mais crítica do ano ocorre em geral no período de carga média de
verão. Simulações na carga média de fevereiro de 2005, com intercâmbio Sul
para Sudeste de 1.300 MW, iniciando os casos com a geração mínima de
uma máquina em cada grupo da UTE Jorge Lacerda, apontaram os
resultados descritos a seguir:
- a saída da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau provoca violações
nos carregamentos da linha 230 kV Jorge Lacerda A – Jorge
Lacerda B e dos transformadores 230/138 kV – 79 MVA de Jorge
Lacerda. Para eliminar as violações é necessário elevar o despacho
da unidade do grupo A1-A2 (P) ou da unidade do grupo A3-A4 (M). A
geração no grupo (P) deve aumentar em 21 MW a partir do mínimo
ou a do grupo (M) deve aumentar em 19 MW;
- a indisponibilidade de geração no grupo (P) provoca sobrecarga nos
transformadores 230/138 kV – 79 MVA de Jorge Lacerda A, pois de
Jorge Lacerda A saem linhas em 138 kV para o planalto catarinense
(São Joaquim e Lages), e para o leste do Estado (Imbituba, Laguna
e Palhoça);
- a saída da LT 230 kV Jorge Lacerda A – Jorge Lacerda B provoca
subtensão nas barras 230 kV de Jorge Lacerda A e Palhoça e
sobrecarga na transformação 138/69 kV-25 MVA de Jorge Lacerda
A, necessitando de pelo menos duas máquinas M;
- a geração do grupo B5-B6 (G) é necessária para atender à
contingência de perda da geração de Jorge Lacerda C (GG), que
provoca afundamento das tensões, atingindo 89% do nominal na
barra de 230 kV de Palhoça, 87% em Jorge Lacerda A 85% em
Siderópolis.
- a geração de Jorge Lacerda C (GG) é necessária para evitar colapso
de tensão com conseqüente corte de carga, em face de contingência
da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau.
Portanto, a configuração mínima de máquinas sincronizadas em Jorge
Lacerda no verão de 2005, necessária para suportar a contingência da LT
ONS
PAR 2004-2006
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525 kV Campos Novos – Blumenau ou da linha 230 kV Jorge Lacerda A –
Jorge Lacerda B é de: 1P + 2M + 1G + 1GG, totalizando 440 MW.
Para fevereiro de 2006, carga média, intercâmbio Sul para Sudeste de
1.300MW, já considerando a relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça –
Jorge Lacerda A para Jorge Lacerda B, chegou-se aos requisitos mínimos de
despacho descritos a seguir:
- a geração de pelo menos uma máquina (P) é necessária para
atender à emergência da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau e
evitar sobrecarga na transformação 230/138 kV de Jorge Lacerda A;
- sem a geração de pelo menos uma máquina (M) não é possível
proporcionar tensões adequadas (95%) no 138 kV de Jorge Lacerda
A, no caso de indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda A –
Jorge Lacerda B;
- a geração de pelo menos uma máquina (G) é necessária para
suportar a perda da máquina (GG), que provoca afundamento das
tensões, atingindo 84% no 230 kV de Palhoça, 86% em Jorge
Lacerda A e 84% em Siderópolis;
- a ausência de geração na máquina (GG) provoca colapso de tensão
e corte carga no leste e sul de Santa Catarina, em caso de saída da
LT 525 kV Campos Novos – Blumenau.
Portanto para o verão de 2006 persiste a necessidade de despacho mínimo
da UTE Jorge Lacerda em: 1P + 1M + 1G + 1GG, nos seus mínimos
operativos, totalizando 318 MW.
Os resultados das simulações sinalizam que as restrições de despacho
mínimo sobre as máquinas A1 e A2, que são integradas diretamente à rede
de 138 kV, poderiam ser resolvidas com reforços localizados e compensação
reativa. O equacionamento dessa questão torna-se premente, tendo em vista
que essas unidades encontram-se no limite de vida útil, não havendo
portanto na sua operação a mesma expectativa de disponibilidade das
demais unidades do Complexo de Jorge Lacerda.
Despacho máximo
Para avaliação de desempenho no período que antecede a relocação do
terminal da LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A para Jorge Lacerda B,
foram adotados os valores de capacidade das linhas de transmissão em
análise expressos na Tabela 3.3.3-4.
ONS
PAR 2004-2006
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Tabela 3.3.3-4 – Capacidade das linhas de 230 kV do leste de Santa Catarina
Capacidade
Elemento
Limite do condutor
(MVA)
Limitante
(MVA)
Jorge Lacerda A – Palhoça
191
TC
223
Jorge Lacerda B – Palhoça
223
LT
223
Jorge Lacerda B – Blumenau
212
TC
223
Jorge Lacerda B - Jorge Lacerda A
223
LT
223
Linha
Após a relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A para
Jorge Lacerda B, a linha Jorge Lacerda B – Palhoça ficará com capacidade
operativa de 223 MVA para longa duração, com a troca do TC de Palhoça, e
troca de relação de TC em Jorge Lacerda B. Para curta duração o limite é de
319 MVA.
Foram executadas simulações para o período que antecede esta relocação,
admitindo-se intercâmbio da Região Sul para o Sudeste de 3.000 MW, UTE
Jorge Lacerda com despacho de 840 MW, maximização do despacho
hidráulico na Região Sul, térmicas a gás com despacho pleno e modulação
da importação por Garabi. A Tabela 3.3.3-5 resume os resultados em
condição normal, com a rede completa, antes da relocação.
Tabela 3.3.3-5 – Resultados com rede completa, antes da relocação da linha para Palhoça, em regime
permanente
Carregamento da
Carregamento da
Carregamento da
linha J. Lacerda A
linha J. Lacerda B
linha J. Lacerda B
– Palhoça
- Blumenau
- J. Lacerda A
JUNHO/2004 – C.Pesada
191,8 MVA
113,2 MVA
291,7 MVA
Hidráulicas: 93%
96,1%
51,1%
125,1%
JUNHO/2004 – C.Média
182,5 MVA
121,7 MVA
271,2 MVA
Hidráulicas: 85%
91,1%
54,7%
116,4%
JUNHO/2004 – C.Leve
197,3 MVA
180,6 MVA
243,1 MVA
Hidráulicas: 55%
98,9%
81,5%
104,3%
FEVEREIRO/2005 – C.Pesada
209,2 MVA
107,2 MVA
304,9 MVA
Hidráulicas: 90%
104,6%
48,2%
130,5%
Configuração / Despacho
Hidráulico
ONS
PAR 2004-2006
101 / 530
Carregamento da
Carregamento da
Carregamento da
linha J. Lacerda A
linha J. Lacerda B
linha J. Lacerda B
– Palhoça
- Blumenau
- J. Lacerda A
FEVEREIRO/2005 – C.Média
190,8 MVA
101,7 MVA
281,4 MVA
Hidráulicas: 95%
95,7%
45,9%
120,8%
Configuração / Despacho
Hidráulico
Nota: Os carregamentos percentuais são calculados em relação ao valor de longa duração para corrente.
Após a relocação, a linha Jorge Lacerda B – Palhoça fica com capacidade
operativa de 223 MVA para longa duração, com troca do TC de Palhoça, e
troca de relação de TC em Jorge Lacerda B. Para curta duração o limite é
de 319 MVA. A Tabela 3.3.3-6 resume os resultados, de regime permanente
com a rede completa, para o período após a relocação.
Tabela 3.3.3-6- Resultados com rede completa, em regime permanente, após a relocação
Carregamento da
Carregamento da
Carregamento da
linha J. Lacerda B
linha J. Lacerda B
linha J. Lacerda B
– Palhoça
- Blumenau
- J. Lacerda A
JUNHO/2005 – C.Pesada
195,6 MVA
103,2 MVA
102,7 MVA
Hidráulicas: 95%
84,0%
46,6%
44,1%
JUNHO/2005 – C.Média
186,2 MVA
112,7 MVA
87,6 MVA
Hidráulicas: 88%
79,8%
50,8%
37,6%
JUNHO/2005 – C.Leve
201,0 MVA
174,9 MVA
91,5 MVA
Hidráulicas: 57%
86,2%
78,9%
39,2%
FEVEREIRO/2006 – C.Pesada
214,7 MVA
104,9 MVA
79,6 MVA
Hidráulicas: 89%
91,6%
47,1%
34,0%
FEVEREIRO/2006 – C.Média
200,8 MVA
107,8 MVA
57,8 MVA
Hidráulicas: 95%
85,8%
48,5%
24,7%
JUNHO/2006 – C.Pesada
209,2 MVA
120,2 MVA
66,3 MVA
Hidráulicas: 88%
89,8%
54,2%
27,1%
Configuração / Despacho
Hidráulico
ONS
PAR 2004-2006
102 / 530
Carregamento da
Carregamento da
Carregamento da
linha J. Lacerda B
linha J. Lacerda B
linha J. Lacerda B
– Palhoça
- Blumenau
- J. Lacerda A
JUNHO/2006 – C.Média
201,6 MVA
131,9 MVA
56,0 MVA
Hidráulicas: 79%
86,9%
59,8%
24,1%
JUNHO/2006 – C.Leve
208,2 MVA
182,9 MVA
76,8 MVA
Hidráulicas: 50%
89,3%
82,5%
32,9%
Configuração / Despacho
Hidráulico
Nota: Os carregamentos percentuais são calculados em relação ao valor de longa duração para corrente.
Ao simular a indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau,
antes da relocação observou-se os carregamentos mostrados na Tabela
3.3.3-7, para as linhas mais afetadas.
Tabela 3.3.3-7 – Resultados quando da indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, antes da
relocação
Carregamento da
Carregamento da
linha J. Lacerda A
linha J. Lacerda B
- Palhoça
- J. Lacerda A
JUNHO/2004 – C.Pesada
231,0 MVA
369,3 MVA
Hidráulicas: 93%
116,2%
159,0%
JUNHO/2004 – C.Média
224,9 MVA
332,7 MVA
Hidráulicas: 85%
112,7%
152,4%
JUNHO/2004 – C.Leve
261,0 MVA
360,8 MVA
Hidráulicas: 55%
131,4%
155,6%
FEVEREIRO/2005 – C.Pesada
246,7 MVA
378,8 MVA
Hidráulicas: 90%
123,8%
162,7%
FEVEREIRO/2005 – C.Média
227,0 MVA
352,0 MVA
Hidráulicas: 95%
114,3%
151,7%
Configuração
Nota: Os carregamentos percentuais são calculados em relação ao valor de longa duração para corrente.
Os carregamentos resultantes da mesma indisponibilidade simulada após a
relocação são mostrados na Tabela 3.3.3-8.
ONS
PAR 2004-2006
103 / 530
Tabela 3.3.3-8 – Resultados quando da indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, após a
relocação
Carregamento da
Carregamento da
linha J. Lacerda B
linha J. Lacerda B
- Palhoça
- J. Lacerda A
JUNHO/2005 – C.Pesada
231,7 MVA
138,0 MVA
Hidráulicas: 95%
99,9%
59,5%
JUNHO/2005 – C.Média
225,0 MVA
125,6 MVA
Hidráulicas: 88%
96,9%
54,1%
JUNHO/2005 – C.Leve
264,2 MVA
129,8 MVA
Hidráulicas: 57%
113,7%
55,9%
FEVEREIRO/2006 – C.Pesada
251,9 MVA
119,9 MVA
Hidráulicas: 89%
107,9%
51,4%
FEVEREIRO/2006 – C.Média
239,7 MVA
100,1 MVA
Hidráulicas: 95%
102,8%
42,9%
JUNHO/2006 – C.Pesada
250,9 MVA
108,5 MVA
Hidráulicas: 88%
108,2%
46,8%
JUNHO/2006 – C.Média
247,0 MVA
104,8 MVA
Hidráulicas: 79%
107,0%
45,4%
JUNHO/2006 – C.Leve
274,4 MVA
125,9 MVA
Hidráulicas: 50%
118,1%
54,2%
Configuração
Nota: Os carregamentos percentuais são calculados em relação ao valor de longa duração para corrente.
Portanto a relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça - Jorge Lacerda A em
Jorge Lacerda B, elimina as restrições para escoamento da geração da UTE
Jorge Lacerda em condições normais de operação, com a rede completa, em
todo o período do PAR 2004-2006. No entanto, ocorrem violações de até
18% sobre o limite do CPST, quando da indisponibilidade da LT 230 kV
Jorge Lacerda B – Blumenau. Quando considerado o valor admissível para
carregamento de curta duração, de 319 MVA, a relocação do terminal da LT
230 kV Palhoça - Jorge Lacerda A em Jorge Lacerda B é suficiente para
escoamento da geração da UTE Jorge Lacerda, em todo o período do PAR
ONS
PAR 2004-2006
104 / 530
2004-2006. Fica caracterizado, portanto, a importância do deslocamento
proposto da linha para Palhoça.
d) Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
São relacionadas, na tabela 3.3.3-9 seguinte, contingências duplas,
simuladas no verão de 2005, que levaram a violações de limites de
capacidade de linhas e transformadores, violações de tensão ou corte de
carga, no atendimento à Região Metropolitana de Florianópolis. Observa-se
grande dependência do atendimento de Florianópolis à subestação de
Palhoça e às linhas de 230 kV que chegam a esta subestação.
Tabela 3.3.3-9 Contingências duplas mais severas no atendimento a Florianópolis
CONTINGÊNCIAS
VIOLAÇÕES
LTs 230 kV Palhoça – Blumenau e Palhoça – Subtensão em Palhoça, exigindo corte estimado de 95 MW
Jorge Lacerda A
na carga de atendida pela SE Palhoça, com risco de
desligamentos em cascata
LTs 230 kV J. Lacerda A – J. Lacerda B e Subtensão em Palhoça, exigindo corte estimado de 90 MW
Palhoça – Jorge Lacerda A
na carga de atendida pela SE Palhoça e sobrecarga de
35% na linha 138 kV Itajaí - Tijucas
SE Palhoça – Transformadores 2 e 3 (único Corte estimado dede 43 MW nas cargas atendidas pela SE
disjuntor na alta) e Transformador 1
Palhoça
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores
fora da Rede Básica nas SEs Blumenau, Joinville e Jorge Lacerda A.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.3.3-10 – Principais Obras propostas para Santa Catarina ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
ONS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Jorge Lacerda B: relocação do terminal da LT 230 kV
Palhoça – Jorge Lacerda A e implantação de trecho de linha
de 230 kV, circuito simples, 0,8 km
Necessária
atualmente
SE Palhoça: Substituição do TC para Jorge Lacerda B
JUN/2004
PAR 2004-2006
105 / 530
b) Desenvolver Ações Complementares
Definir um programa de compensação reativa na distribuição, para correção
do fator de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira
com a Rede Básica, no Leste de Santa Catarina (Celesc).
Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar problemas
operativos decorrentes de contingências na rede de 230 kV do oeste de
Santa Catarina (Salto Osório - Xanxerê) (CCPE/ONS).
Realizar avaliação da implementação da solução integrada de longo prazo
para a rede transmissão de Santa Catarina, quando das solicitações de
acesso da Celesc (ONS/Celesc/Eletrosul).
Na SE Jorge Lacerda B, trocar a relação do TC para Palhoça (Eletrosul).
Realizar avaliação da implementação da solução de longo prazo para
solucionar restrições de despacho sobre as máquinas do Complexo Jorge
Lacerda (CCPE/ONS).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas
no item 6.3
ONS
PAR 2004-2006
106 / 530
l
Su
Rosana
Assis
to
(2005)
Cianorte
Londrina
(Eletrosul)
Siqueira
Campos
(2005)
Apucarana
)
06
Barbosa
Ferraz
Campo
Morão
Ibiuna
Goio-erê
Mourão
Jaguariaíva
i
Itaberá
Pisa
Ibiuna
(2 003)
Telêmaco
Borba
Ivaiporã
Palotina
Assis
Chateaubriand
Inpacel
Figueira
Faxinal
Mamborê
Paragu
a
São Paulo
(2005)
J. Alvorada
Sarandi
Arapongas
Mandaguari
Chavantes
C. Procópio
Ibiporã
Londrina
(Copel)
(2 0
Ma
)
Horizonte
Altônia
Ubiratã
Frigobrás
05
(2 0
)
Paraná
Pitanga
)
Pinheiros
( 20
05
Olímpico
Cascavel
Realeza
Sabará
Pato Branco
Clevelândia
Gov. Parigot
de Souza
Pilarzinho
Uberaba
Bateias
Irati
Socorro
Santa
Clara
Fundão
(2005)
(2003)
Posto
Fiscal
Curitiba
Lapa
Rio Azul
Areia
Xisto
Guaratuba
União da
Vitória
Palmas
Joinville
Blumenau
Canoinhas
Faz. Eólica
de Palmas
Santa Catarina
Itá
Xanxerê
Campos Novos
REGIÃO DE LONDRINA
REGIÃO DE CURITIBA
(2003)
Dixie Toga
Bateias
Londrina
(Copel)
Itambé
Palermo
Pilarzinho
Ibiporã
Vera Cruz
R. Davids
(2004)
Campo
Largo
Campo
Comprido
Distr. Ind.C. Largo
C. Ind.
Londrina
(Eletrosul)
CSN
(2003)
(2004)
Uberaba
(2003)
Sid.
UEG Araucária Guaíra
J. Bandeirante
S. Mônica
Hubner
Umbará
Distr. Ind.
Gralha
S. J. dos
Azul
Campo do Pinhais
Assobio
Fazenda
Curitiba Iguaçú
Paranaguá
Praia de
Leste
Matinhos
São Mateus
do Sul
Tafisa
Gov. Bento
Munhoz
Francisco
Beltrão
CCPRB
Belém
Palmeira
)
Canteiro
Segredo
DETALHE DA
REGIÃO DE CURITIBA
Ponta
Grossa Sul
Guarapuava
05
)
05
Dois
Vizinhos
Salto
Santiago
(2 0
Ar
ge
nt
in
a
Madeireira
Sta. Maria
Foz do
Chopim
Salto
Caxias
Ponta
Grossa Norte
Vila Carli
Coop. Agrária
Laranjeiras Entre Rios
do Sul
Quedas do
Salto Iguaçu
Osório
Céu Azul
Medianeira
Foz do Iguaçu Oeste
Portal
Vila Yolanda
(2005)
(2 0
Cascavel
6)
00 Oeste
(2
Castro
Batavia
Oc
Atlâ eano
ntic
o
Toledo
Foz do
Iguaçu
(Furnas)
Foz do
Iguaçu
Maringá
Cidade
Gaúcha
Andirá
05
Gr
os
so
Astorga
Santos Dumont
Mal. Cândido
Rondon
Bandeirantes
DETALHE DA
REGIÃO DE LONDRINA
Alto Paraná
Guaira
Itaipu
Salto Grande
Bela Vista
do Paraíso
Paranavaí
( 20
do
Loanda
Umuarama
Eldorado
Dourados
Acaray
Florestópolis
Colorado
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Usina Eólica
Usina Termelétrica
Subestação
Conversora
LT 600 kV CC
LT 765 kV
LT 525 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
ONS
PAR 2004-2006
107 / 530
3.3.4
Área Paraná
Descrição do Sistema
O sistema de 525 kV que atende ao Estado do Paraná interliga-se na subestação
de Ivaiporã ao tronco de 750 kV de Itaipu, que constitui o elo principal de ligação
entre as regiões Sul e Sudeste. Desta subestação partem três linhas de 525 kV
para as hidrelétricas de Salto Santiago e Gov. Bento Munhoz, no Rio Iguaçu, e para
a subestação de Londrina, 525/230 kV, que constitui o principal ponto de
atendimento ao norte do Paraná.
Da SE Londrina 525/230 kV saem linhas em 230 kV para as subestações de
Ibiporã, Figueira, Apucarana e Maringá. Uma parcela menor do intercâmbio de
energia com a Região Sudeste é realizada por meio de linhas de 230 kV que
interligam três subestações da área norte do Estado (Maringá, Londrina e Figueira)
às subestações de Assis e Chavantes, na fronteira de São Paulo.
A partir do segundo trimestre do ano em curso a capacidade da interligação com o
Sudeste foi expandida, com a entrada em operação de uma linha de 500 kV, em
circuito duplo, que conecta a subestação de Bateias, na Região Metropolitana de
Curitiba, com Ibiúna, no estado de São Paulo.
A LT 230 kV Salto Osório – Campo Mourão interliga a área norte do Paraná com a
UHE Salto Osório. Desta usina saem mais quatro linhas de 230 kV, para as
subestações de Areia, Pato Branco e Cascavel. Esta subestação conecta-se à SE
Cascavel Oeste, 525/230 kV – 600 MVA, que é ponto de recepção da geração da
UHE Salto Caxias e principal pólo de atendimento à área oeste do Paraná,
juntamente com a UHE Salto Osório.
Da UHE Gov. Bento Munhoz saem duas linhas de 525 kV para as subestações de
Bateias (672 MVA) e Curitiba (2x672 MVA), que atendem a área metropolitana de
Curitiba, onde se concentra a maior parte do consumo industrial do Paraná. O
principal centro de carga do Estado é atendido em 230 kV pela UHE Gov. Parigot
de Souza e por seis subestações de 230/69 kV, que se interligam, formando um
anel de 230 kV em torno da área metropolitana.
Evolução da Geração e do Mercado
A tabela 3.3.4-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Paraná no horizonte deste PAR.
ONS
PAR 2004-2006
108 / 530
Tabela 3.3.4-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Paraná
Atual
2004
Capacidade Instalada
(MW) (1)
7.414
7.414
Demanda Máxima Anual
(MW) (2)
3.278
3.378
2005
7.533
(3)
3.623
2006
7.562
(4)
3.805
Obs: (1) incluídas as usinas do Rio Iguaçu, não incluídas pequenas gerações
(2) carga pesada de inverno; (3) UHE Santa Clara (119 MW); (4) UHE Fundão (119 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Do fechamento do ciclo anterior do PAR ao presente ocorreram importantes
definições no que se refere à expansão da Interligação Sul-Sudeste e da Rede
Básica de 525 kV associada às usinas do Rio Iguaçu, ao que se soma o
cancelamento do programa de expansão de geração térmica a gás no Mato
Grosso do Sul. Essas mudanças deverão influir direta ou indiretamente no
desempenho operativo do sistema elétrico no Paraná, particularmente no Norte e
no Oeste do Estado.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Problemas de estabilidade associados ao escoamento da UTE Araucária
O ponto de conexão da UTE Araucária à Rede Básica é a barra de 230 kV da
SE Gralha Azul. Na configuração inicialmente proposta para integração da
usina ao sistema essa subestação ligava-se à SE Cidade Industrial e à SE
Campo Assobio por meio de um novo trecho de linha de 230 kV em circuito
duplo, a ser construído entre a SE Gralha Azul e a SE Umbará. Desta linha
um dos circuitos é ligado ao trecho de linha entre a SE Umbará e a SE
Cidade Industrial. O outro circuito da nova linha é ligado ao trecho de linha
existente entre a SE Umbará e a SE Campo do Assobio. O disjuntor da SE
Umbará no qual se conecta o circuito Umbará – Campo do Assobio seria
mantido aberto, sendo fechado apenas durante emergências, como a perda
da LT 230 kV Gralha Azul - Cidade Industrial (ou Gralha Azul - Campo
Comprido, antes da implantação da SE Cidade Industrial).
Considerando essa configuração, constatou-se que na perda da LT 230 kV
Gralha Azul – Campo Comprido praticamente toda a geração da usina fluiria
pelo circuito de 230 kV Gralha Azul - Campo do Assobio. Nesta situação não
há como escoar integralmente a potência da UTE Araucária, devido à
sobrecarga no trecho de linha entre Umbará e Campo do Assobio. Para
contornar o problema, foi elaborado um esquema de controle de emergência
ONS
PAR 2004-2006
109 / 530
(ECE), que conectará a LT 230 kV Gralha Azul - Campo do Assobio na SE
Umbará se ocorrer a perda da LT 230 kV Gralha Azul – Campo Comprido,
abrindo a seguir a outra extremidade deste circuito no terminal de Campo do
Assobio. Este esquema deveria atuar para despachos líquidos da térmica
acima de 300 MW. Entretanto, na análise de desempenho transitório
mostrou-se necessário reduzir o despacho da usina, para evitar esforços
inadmissíveis sobre os eixos das máquinas da UTE Araucária, provocados
pela atuação do ECE. Por este motivo, a Copel-G assumiu a implantação de
um esquema de corte de geração (ECG) de uma máquina a gás da térmica,
que será ativado antes da alteração topológica a ser efetuada pelo ECE,
para despachos líquidos da usina superiores a 340 MW.
A atuação dos esquemas acima descritos constitui solução provisória para
fazer frente a essa contingência, até que seja implantada uma nova entrada
de linha na SE Umbará, para conexão permanente da SE Gralha Azul,
atualmente em análise pela Aneel. Com isso também voltaria a ser ligado
diretamente nesta subestação o circuito para Campo do Assobio.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Baixo perfil de tensão nas barras de 230 kV do norte do Paraná
A indisponibilidade da LT 230 kV Apucarana – Londrina causa decréscimo
no perfil de tensão nas subestações de Maringá e Apucarana, a níveis
inferiores a 90% na carga pesada de inverno, desde 2004, nos dois sentidos
de intercâmbio. Este problema persiste até o seccionamento da LT 230 kV
Maringá – Assis para a SE Londrina, cuja concessão está em análise pela
Aneel.
Baixo perfil de tensão na barra de 230 kV da SE Guaíra
A perda da LT 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra provoca baixo perfil de
tensão na região de Guaíra, cuja severidade depende da condição de
intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste e da geração despachada no
Mato Grosso do Sul. Para exportação de 3.500 MW para o Sudeste e
geração de 90 MW na UTE W. Arjona, o déficit capacitivo estimado é de
40 Mvar em 2004 e 47 Mvar em 2005, elevando-se para 91 Mvar em 2004 e
118 Mvar em 2005 quando se considera despacho nulo nesta térmica. A
entrada em operação da LT 230 kV Porto Primavera – Dourados, proposta
pela primeira vez neste PAR e prevista para 2006, eliminará os problemas
causados por esta contingência.
Baixo perfil de tensão na barra de 230 kV da SE Cascavel Oeste
A perda do único transformador 525/230 kV da SE Cascavel Oeste provoca
tensões inferiores a 90% na região oeste do estado, principalmente em
Cascavel Oeste, no inverno de 2004, no cenário de intercâmbio de 4.000 MW
do Sudeste para o Sul. Até a instalação do segundo transformador nesta
ONS
PAR 2004-2006
110 / 530
subestação, em análise pela Aneel, e da LT 525 kV Cascavel Oeste –
Ivaiporã, em fase de licitação, será necessário redespacho de geração na
UHE Salto Osório, de maneira a garantir geração mínima superior a 800 MW
durante esta indisponibilidade para evitar colapso de tensão.
Baixo perfil de tensão na rede de 138 kV da região de Foz do Iguaçu
Atualmente a região de Foz do Iguaçu está sendo atendida de forma radial
através de duas linhas em 138 kV que partem da SE Cascavel 230/138 kV.
Também são atendidos por estas linhas outros centros de carga situados
entre Foz do Iguaçu e Cascavel (Vila Yolanda, Céu Azul e Medianeira). O
desempenho desta configuração apresenta restrições de tensão e
carregamentos. Para resolver estes problemas recentemente a Copel
solicitou acesso à Rede Básica através de uma nova subestação 230/138 kV,
150 MVA, denominada Foz do Iguaçu Norte, que será atendida a partir da SE
Cascavel Oeste por uma nova linha de 230 kV, com 115 km.
Baixo perfil de tensão na barra de 230 kV da SE Pilarzinho
A linha de 230 kV de circuito simples existente entre a SE Campo Comprido
e a SE Pilarzinho apresenta elevados carregamentos em condição normal,
que chegam à ultrapassar o valor de 276 MVA, limite de carregamento
contínuo para o qual esta linha foi recapacitada, para despachos da UTE
Parigot de Souza abaixo de 80 MW. A perda desta linha implica em que o
atendimento à SE Pilarzinho passe a ser feito radialmente a partir da UHE
Gov. Parigot de Souza, que é o ponto de controle de tensão mais próximo
Daí resultam tensões baixas na SE Pilarzinho e na rede de 69 kV da área de
influência desta subestação. Com a entrada da SE Santa Mônica, que
seccionará a LT 230 kV Pilarzinho - Gov. Parigot de Souza, este problema
tende a se agravar. A implantação da LT 230 kV D. I. S. José dos Pinhais –
Santa Mônica melhorará o suporte de tensão na barra de 230 kV da SE
Santa Mônica e, indiretamente, na SE Pilarzinho. Mesmo assim mostra-se
indispensável a implantação do capacitor de 69 kV, 30 Mvar, programado
pela Copel-D para o secundário da SE Pilarzinho. Compensação do mesmo
porte está prevista pela Copel-D para as subestações de Umbará, Uberaba e
Cidade Industrial de Curitiba, cuja necessidade é ditada pelo crescimento da
carga, ativa e reativa, na Região Metropolitana de Curitiba. A necessidade de
compensação capacitiva no secundário da SE Santa Mônica deverá ser
avaliada na análise das condições de acesso desta nova subestação, para a
qual a Copel-D solicitou acesso durante este ciclo do PAR.
ONS
PAR 2004-2006
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c) Problemas relacionados
equipamentos
a
sobrecargas
em
linhas
de
transmissão
e
Sobrecarga na LT 230 kV Cascavel – Cascavel Oeste
As subestações de Cascavel Oeste e Cascavel são conectadas por duas
linhas de transmissão: uma delas de circuito duplo, condutor 795 MCM, com
um circuito em operação, e a outra linha de circuito simples, condutor
636 MCM. Em condição normal de operação não são esperadas sobrecargas
nestas duas linhas no período em análise, ocorrendo inclusive redução de
carregamento em 2006, para a condição de intercâmbio Sul – Sudeste, após
a implantação da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã. Entretanto a perda
de um dos circuitos de 230 kV entre as duas subestações causa sobrecarga
no circuito remanescente. Na tabela seguinte registram-se os carregamentos
resultantes da indisponibilidade de um dos circuitos, para diversos patamares
de carga e cenários de intercâmbio de energia com a Região Sudeste. Pode
ser observado que a entrada em operação da LT 525 kV Cascavel Oeste –
Ivaiporã em 2006 aliviará a sobrecarga na condição de intercâmbio Sul –
Sudeste. Entretanto não se mostra efetiva para intercâmbio no sentido
inverso, no qual persiste sobrecarga de 35% em fevereiro de 2006 e de 69%
em junho do mesmo ano.
Tabela 3.3.4-2 - Fluxos na LT 230 kV Cascavel Oeste – Cascavel na perda de um circuito
ANO
2004
2005
2006
PATAMAR
RSUL
Jun Pes
FLUXOS (MVA)
circuito 1
circuito 2
-3300 MW
0
305
Jun Pes
+4000 MW
0
357
Fev Med
-3000 MW
0
278
Fev Med
+4000 MW
0
281
Jun Pes
-3500 MW
0
390
Jun Pes
+4000 MW
0
361
Fev Med
-4000 MW
0
99
Fev Med
+4000 MW
0
331
Jun Pes
-3500 MW
0
155
Jun Pes
+4000 MW
0
415
Também ocorrem sobrecargas nestes circuitos quando da perda da LT
525 kV Salto Caxias – Salto Santiago, que variam conforme a geração da
UHE Salto Caxias, que nesta contingência tende a escoar totalmente pelo
transformador da SE Cascavel Oeste e pela rede de 230 kV associada. Com
geração de 1.200 MW nesta hidrelétrica, a sobrecarga atinge 75% em junho
de 2005. A entrada em operação da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã,
atualmente em fase de licitação, eliminará as sobrecargas entre Cascavel
ONS
PAR 2004-2006
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Oeste e Cascavel para esta indisponibilidade. Antes dessa ampliação será
requerida a atuação de esquema de alívio de geração na UHE Caxias.
Na compatibilização do PAR 2003-2005 com o PDET 2002-2006 foi proposta
a recapacitação para 350 MVA das duas linhas entre Cascavel e Cascavel
Oeste. Entretanto, o recente cancelamento do programa de expansão
térmica no Mato Grosso do Sul teve impacto marcante na distribuição de
fluxos na rede de 230 kV do Oeste do Paraná. Pela tabela anterior pode-se
concluir que a recapacitação para 350 MVA não resolverá as sobrecargas na
perda de um dos circuitos Cascavel Oeste – Cascavel, o que é atendido com
o lançamento do terceiro circuito de 230 kV entre Cascavel Oeste e
Cascavel. A perda da LT 525 kV Salto Caxias - Salto Santiago provoca
sobrecargas nesta linha mesmo com o terceiro circuito, o que será resolvido
com a entrada da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã, atualmente em
processo de licitação. Antes dessa ampliação será requerida a atuação de
esquema de alívio de geração na UHE Caxias. Portanto não se caracteriza a
necessidade da recapacitação anteriormente proposta, bastando o
lançamento do terceiro circuito.
Sobrecarga na LT 230 kV Cascavel Oeste – Salto Osório
A perda da LT 525 kV Cascavel Oeste – Salto Caxias provoca sobrecarga na
LT 230 kV Cascavel Oeste – Salto Osório, no patamar de carga média de
verão. A sobrecarga esperada é de 23% em 2005, com intercâmbio Sul –
Sudeste de 3.000 MW. Este problema deixa de existir com a entrada do
segundo transformador de Cascavel e da LT 525 kV Cascavel Oeste –
Ivaiporã. Antes dessas obras será requerida a atuação de esquema de alívio
de geração na UHE Caxias.
Sobrecarga nas linhas de 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra e Guaíra –
Dourados
A análise de desempenho destas linhas está documentada no item 3.5.3,
referente ao Mato Grosso do Sul, devido à sua vinculação ao atendimento
daquela área.
Sobrecarga nas LT 230 kV Londrina – Ibiporã e LT 230 kV Londrina
(Eletrosul) – Londrina (Copel)
O fluxo na LT 230 kV Londrina (E) – Londrina (C) na perda da LT 230 kV
Londrina – Ibiporã é de 413 MVA, no patamar de carga pesada de inverno de
2004 e intercâmbio Sul – Sudeste de 3.400 MW. Nas mesmas condições, a
perda da Londrina (E) – Londrina (C) provoca fluxo de 337 MVA na linha
Londrina – Ibiporã. O limite de transmissão da Londrina (E) – Londrina (C) é
de 319 MVA, determinado por bobina de bloqueio no terminal Londrina; o
limite declarado no CPST para a LT 230 kV Londrina – Ibiporã é de 227 MVA
ONS
PAR 2004-2006
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e a limitação física neste patamar de carga é definida por transformador de
corrente na SE Ibiporã, de 310 MVA.
A indisponibilidade da LT 230 kV Apucarana – Londrina, na carga pesada de
inverno de 2004, com intercâmbio Sul – Sudeste de 3.500 MW, causa
carregamentos de 257 MVA na Londrina – Ibiporã e de 343 MVA na Londrina
(E) – Londrina (C).
O lançamento do segundo circuito da linha de circuito duplo entre Londrina e
Ibiporã, em análise pela Aneel, estimado nesta análise para 2005, elimina as
violações na Rede Básica para as contingências acima mencionadas.
Sobrecarga na LT 230 kV Maringá – Londrina
Mesmo depois do seccionamento da LT 230 kV Maringá – Assis em
Londrina (E), persiste sobrecarga de 9% em 2005 e 17% em 2006 nessa
linha na indisponibilidade da LT 230 kV Apucarana – Londrina, na carga
pesada de inverno, para intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000MW.
Sobrecarga na LT 230 kV Apucarana – Sarandi (após seccionamento da LT
230 kV Apucarana – Maringá)
Ocorre sobrecarga de 7% em 2006 neste trecho de linha, na
indisponibilidade da LT 230 kV Maringá – Londrina (após seccionamento da
LT 230 kV Maringá – Assis), na condição de intercâmbio Sudeste – Sul de
4.000 MW e patamar de carga pesada de inverno.
Sobrecarga na LT 230 kV Chavante – Figueira
Ocorre sobrecarga de 3% nesta linha em 2005 na indisponibilidade da LT
230 kV Apucarana – Figueira, na condição de intercâmbio Sudeste – Sul de
4.000 MW e patamar de carga média de verão.
Nesses três casos, considerando o montante de sobrecarga observada, essa
questão deverá ser acompanhada para posterior avaliação da necessidade
de implantação de reforços.
Sobrecarga na LT 230 kV Londrina – Apucarana
Constata-se a violação da capacidade operativa na LT 230 kV Londrina –
Apucarana em condição normal de operação, no cenário de intercâmbio
Sudeste – Sul de 4.000 MW. No patamar de carga pesada de inverno os
fluxos simulados são de 370 MVA em 2004, 327 MVA em 2005 e 363 MVA
em 2006. O limite declarado no CPST para esta linha é de 325 MVA,
enquanto o limite operativo neste patamar de carga é de 390 MVA,
determinado pelo transformador de corrente no terminal de Apucarana.
Nas mesmas condições de intercâmbio e carga, contingências como a perda
das linhas Maringá – Assis, Londrina (Eletrosul) – Londrina (Copel) ou
Londrina – Ibiporã aumentam o fluxo na LT 230 kV Londrina – Apucarana,
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que chega a valores acima de 390 MVA. A contingência mais severa é a
perda da LT 230 kV Maringá – Assis, a ser seccionada para a SE Londrina
230 kV em 2005, que resulta em carregamentos de 423 MVA em 2004,
413 MVA em 2005 e 455 MVA em 2006.
Na carga média de verão e intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW, a
indisponibilidade da LT 230 kV Figueira – Chavante provoca carregamentos
na LT 230 kV Londrina – Apucarana de 347 MVA em 2005 e de 377 MVA em
2006. A perda da LT 230 kV Bateias – Jaguariaíva provoca fluxos de
338 MVA nesta linha em 2006. Neste patamar de carga, o limite determinado
por condutor é de 325 MVA.
Essas elevadas solicitações associadas direta ou indiretamente à LT 230 kV
Apucarana – Londrina demonstram a necessidade de expansão da Rede
Básica do norte do Paraná para solução do problema. A alternativa apontada
pelo planejamento consiste no lançamento de uma linha de 230 kV entre a
SE Londrina (Eletrosul) e a nova subestação de Sarandi, para a qual a
Copel-D acaba de solicitar acesso à Rede Básica. Esta solução não se
mostrou inteiramente satisfatória para resolver o problema citado na
presente análise. Conforme informado pela Copel-T, essa alternativa deverá
ser revista, tendo em vista que nos estudos que a definiram estava
associada a integração da UHE São Jerônimo, cuja data de implantação está
indefinida, devido a problemas ambientais.
Sobrecarga na LT 230 kV Umbará – Uberaba
A maior parte das linhas de 230 kV que atendem à Região Metropolitana de
Curitiba apresenta carregamentos elevados em condição normal e mesmo
sobrecarga em contingência, dependendo do despacho da UHE Governador
Parigot de Souza, das condições de intercâmbio regional e do nível de
geração da UTE Araucária.
A tabela 3.3.4-3 mostra os carregamentos num dos circuitos da linha de
circuito duplo existente entre a SE Umbará e a SE Uberaba, quando da
perda do circuito paralelo, para intercâmbio de 3.500 MW do Sul para o
Sudeste e 4.000 MW no sentido oposto, com despacho variável na UHE G.
Parigot de Souza e na UTE Araucária. Para despachos reduzidos na UHE
Gov. Parigot de Souza verifica-se a ultrapassagem sistemática do limite de
carregamento contínuo, de 298,9 MVA, para o qual esta linha foi
recapacitada recentemente pela Copel-T, e mesmo a ultrapassagem do limite
de curta duração, de 343 MVA. A solução para este problema, consiste na
construção de uma linha de 230 kV de 31 km entre a SE Gralha Azul e a SE
D.I.S.José dos Pinhais.
ONS
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Tabela 3.3.4-3 – Fluxos na LT 230 kV Umbará – Uberaba na perda do circuito paralelo
INTERCAMBIO
ANO
2004
2005
2006
UTE
Araucária
470 MW
0
470 MW
0
470 MW
0
Sul =>Sudeste
UHE GPS
194 MW
80 MW
20 MW
254
298
322
251
294
319
272
311
338
268
306
333
293
326
352
288
322
348
Sudeste=>Sul
UHE GPS
194 MW
80 MW
20 MW
253
282
300
250
279
298
257
295
321
253
291
309
287
319
337
283
314
333
Sobrecarga na LT 230 kV Pilarzinho – Campo Comprido
A tabela 3.3.4-4 mostra os carregamentos em condição normal de operação
na linha de 230 kV de circuito simples existente entre a SE Campo Comprido
e a SE Pilarzinho, considerando a atual configuração do anel de 230 kV de
Curitiba. Constata-se a ultrapassagem do valor de 276 MVA, limite de
carregamento contínuo para o qual esta linha foi recapacitada, para
despachos da UTE Parigot de Souza abaixo de 80 MW.
Tabela 3.3.4-4 - Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho em condição normal- configuração atual
INTERCAMBIO
Sul =>Sudeste
UHE GPS
UTE
80 MW
20 MW
ANO
Araucária 194 MW
470 MW
182
231
259
2004
0
186
242
276
470 MW
237
289
325
2005
0
243
295
331
470 MW
231
285
316
0
237
291
322
2006
Sudeste=>Sul
UHE GPS
194 MW
80 MW
20 MW
221
260
286
224
264
290
254
306
344
260
319
353
267
317
346
273
323
352
Estas sobrecargas se agravam ao serem simuladas contingências nas linhas
de 230 kV do anel de Curitiba e persistem mesmo quando considerada a
implantação das novas expansões propostas pelo CCPE para a Região
Metropolitana, como a LT 230 kV Gralha Azul - D.I. São José dos Pinhais e a
LT 230 kV D.I. São José dos Pinhais - Santa Mônica, como mostra a tabela
seguinte.
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Tabela 3.3.4-5 Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho com expansões no anel de Curitiba
INTERCAMBIO
UTE
Araucária
Condição
470 MW
0
Normal
470 MW
0
Contingência
Sul =>Sudeste
UHE GPS
194 MW
80 MW
20 MW
177
211
229
193
227
246
202
242
265
221
260
282
Sudeste=>Sul
UHE GPS
194 MW
80 MW
20 MW
223
254
272
239
270
288
249
285
306
266
302
306
A solução indicada pelo planejamento, que é o recondutoramento desta linha,
atualmente em detalhamento pela área de engenharia da Copel –T, deve ser
equacionada levando em conta os riscos operativos associados à intervenção
numa instalação constantemente solicitada. Pelos carregamentos observados
nas simulações, prevêem-se grandes dificuldades para viabilizar o
desligamento da LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho de modo a efetuar
a troca do condutor.
Sobrecarga na LT 230 kV Uberaba – Gov. Parigot de Souza
Na condição de despacho reduzido da UHE Parigot de Souza verificam-se
carregamentos elevados na linha citada, no patamar de carga média, quando
da perda da LT 230 kV Campo Comprido - Pilarzinho, a partir de junho de
2005, depois da entrada da nova SE Santa Mônica, para a qual a Copel-D
solicitou acesso neste ciclo do PAR, chegando à ultrapassagem da
capacidade operativa no verão de 2006. Esta situação deve se agravar com
a entrada em operação da SE Posto Fiscal 230/138 kV, que será conectada
à Rede Básica por seccionamento da LT 230 kV Uberaba - Gov.Parigot de
Souza, para atendimento às cargas do litoral do Paraná. A implantação da
LT 230 kV São José dos Pinhais - Santa Mônica, proposta neste PAR,
resolve este problema, possibilitando um caminho alternativo para o
escoamento de fluxo para SE Santa Mônica, nesta contingência.
Sobrecarga na LT 230 kV Bateias – Campo Comprido (C3)
Este circuito está limitado em 175 MVA e opera no mesmo disjuntor do
circuito C1, conforme informação da Copel. Os circuitos 1 e 2 têm
capacidade de 328 MVA. Na carga pesada de inverno e intercâmbio Sudeste
– Sul de 4.000 MW, são esperados fluxos de 178 MVA em 2005, para
geração de 469 MW na UTE Araucária, e de 220 MVA para geração nula
nesta térmica. Em 2006, o fluxo é de 214 MVA para despacho nulo de
Araucária.
A indisponibilidade do circuito C2 provoca fluxos de 220 MVA em 2004,
305 MVA em 2005 e 295 MVA em 2006, com geração nula em Araucária, ou
de 244 MVA em 2005 e de 234 em 2006, com geração de 469 MW.
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A recapacitação do circuito C3 para 325 MVA (80°C), visando equilibrar as
capacidades dos três circuitos, e a individualização dos circuitos 1 e 3, com
instalação de disjuntores nas subestações terminais, são as obras indicadas
para solucionar os problemas acima mencionados. Entretanto, a perda da LT
525 kV Bateias – Curitiba, que se constitui em caminho de fluxo paralelo a
esta rede de 230 kV, ainda provocará sobrecargas acima do limite a ser
recapacitado (325 MVA). Para geração de 469 MW em Araucária, o fluxo
esperado em 2004 é de 267 MVA no circuito C3; em 2005, é de 360 MVA
nos circuitos 1 e 2 e de 331 MVA no C3; em 2006, de 288 MVA no C3. Para
geração nula, o fluxo esperado em 2004 é de 348 MVA nos circuitos 1 e 2 e
320 MVA no circuito C3; em 2005, é de 424 MVA nos circuitos 1 e 2 e de
391 MVA no C3; em 2006, de 380 MVA nos circuitos 1 e 2 e 350 MVA no
C3.Os problemas decorrentes da perda da LT 525 kV Bateias – Curitiba
carecem de solução estrutural, a ser estabelecida a partir de estudos de
planejamento de longo prazo desenvolvidos pelo CCPE.
d) Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
São relacionadas na tabela seguinte contingências duplas, simuladas no
verão de 2005, que levaram a violações de limites de capacidade de linhas e
transformadores, violações de tensão ou corte de carga, no atendimento à
Região Metropolitana de Curitiba. Observa-se que o atendimento a Curitiba é
bastante dependente das linhas que derivam da SE Umbará.
Tabela 3.3.4-6 Contingências duplas mais severas no atendimento a Curitiba
CONTINGÊNCIAS
VIOLAÇÕES
LTs 230 kV C. do Assobio – D.S.J. dos Pi- Sobrecarga de 28% na linha 230 kV Campo Comprido –
nhais e Umbará – Uberaba
Pilarzinho, sendo necessário corte de carga de 90 MW na
região de Curitiba
LTs 230 kV Umbará – Campo do Assobio e Sobrecarga de 43% na LT 230 kV
Umbará – Uberaba
Campo Comprido –
Pilarzinho, sendo necessário corte de carga de 280 MW
para eliminar as sobrecargas e restaurar as tensões
LTs 230 kV D.S.José dos Pinhais – Uberaba e Sobrecarga de 24% na LT 230 kV
Umbará – Uberaba
Campo Comprido –
Pilarzinho, exigindo corte de carga de 80 MW na região de
Pilarzinho
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores
na subestação Campo Comprido 230 kV. Estudos detalhados deverão
confirmar o diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram
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identificados, ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora
da Rede Básica nas SEs Campo Comprido, Cascavel, Pilarzinho, Uberaba e
Umbará.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.3.4-7 – Principais Obras propostas para o Paraná ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 230 kV Londrina – Ibiporã, circuito duplo, lançamento do 2º
circuito, 20,3 km
Necessária
atualmente
LT 230 kV Maringá – Assis, seccionamento em Londrina da
Eletrosul, circuito duplo, 2x23 km
Necessária
atualmente
LT 230 kV Bateias – Campo Comprido C3, 17,8 km, circuito
simples, recapacitação
Necessária
atualmente
SE Bateias
Necessária
atualmente
Entrada de linha do circuito C3 para Campo Comprido
SE Campo Comprido
Necessária
atualmente
Entrada de linha do circuito C3 para Bateias
SE Umbará: entrada de linha para SE Gralha Azul
LT 230 kV Cascavel – Cascavel
lançamento do 2º circuito, 11,3 km
ONS
duplo,
JUN/2004
LT 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra, recapacitação dos trechos
em 636 MCM
JUN/2004
LT 230 kV Gralha Azul – D.I.São José dos Pinhais, 31 km,
circuito duplo, lançamento do primeiro circuito
JUN/2004
LT 230 kV Maringá – Apucarana, seccionamento para SE
Sarandi, 0,8 km, circuito duplo
FEV/2005
SE Sarandi: setor de 230 kV
FEV/2005
LT 230 kV Pilarzinho – Parigot de Souza, seccionamento para
SE Santa Mônica, 9 km, circuito duplo
FEV/2005
SE Santa Mônica: setor de 230 kV
FEV/2005
PAR 2004-2006
Oeste,
circuito
Necessária
atualmente
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DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 230 kV Campo Comprido-Pilarzinho, 17,7 km circuito simples
recondutoramento
MAI/2005
LT 230 kV D.I.São José dos Pinhais – Santa Mônica, 25 km,
circuito duplo, lançamento do primeiro circuito
JUN/2005
LT 230 kV Cascavel Oeste – Foz do Iguaçu Norte, 120 km,
circuito simples
DEZ/2005
SE Foz do Iguaçu Norte: setor de 230 kV
DEZ/2005
b) Desenvolver Ações Complementares
Detalhar análise de viabilidade técnica da solução para aumento da
capacidade operativa da LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho (Copel-T).
Realizar avaliação específica da eliminação de restrições por equipamentos
terminais nas seguintes linhas: LT 230 kV Londrina – Apucarana; LT 230 kV
Londrina – Ibiporã (Copel-T);
Avaliar necessidade de compensação capacitiva no secundário da SE Santa
Mônica quando da elaboração do Parecer de Acesso desta nova subestação
(ONS/Copel-D).
Detalhar o atendimento à SE Sarandi através do circuito Londrina – Sarandi
quando da elaboração do Parecer de Acesso desta subestação (ONS/CopelD)
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas
no item 6.3
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ONS
PAR 2004-2006
121 / 530
ONS
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122 / 530
3.4
3.4.1
Região Sudeste
Área Rio de Janeiro/Espírito Santo
Descrição do Sistema
O sistema de transmissão que atende à área Rio de Janeiro e Espírito Santo é
constituído por dois troncos principais, um formado por dois circuitos de 345 kV e
outro com tensão de 500 kV com quatro circuitos.
O sistema de 345 kV chega à subestação de Adrianópolis de onde segue para
Jacarepaguá e Campos e daí para Vitória. O sistema de 500 kV deriva da
subestação de Cachoeira Paulista, sendo que um dos três circuitos parte para a
subestação Angra dos Reis no litoral sul. Do complexo nuclear derivam dois
circuitos de 500 kV que se dirigem às subestações terminais de Grajaú e São José.
A partir de Cachoeira Paulista seguem dois circuitos de 500 kV para a subestação
de Adrianópolis localizada na baixada fluminense, que se interliga por outros dois
circuitos a São José e Grajaú. A partir dessas subestações se realiza a distribuição
de energia aos centros de carga.
O sistema de 345 kV interliga esta área com as usinas do rio Grande, enquanto o
de 500 kV, por onde transita cerca de 75% da potência transmitida à área, interligase com o sistema de escoamento da usina de Itaipu 60 Hz e com o sistema em
500 kV derivado da usina de Marimbondo. Existem ainda duas linhas de
transmissão de 230 kV, circuito simples, que interligam as áreas SP e RJ/ES sendo
que uma delas atravessa o Vale do Paraíba do Sul e se conecta a subestação de
Nilo Peçanha e outra que interliga as áreas MG e RJ/ES através de ligação entre as
SEs Mascarenhas e Governador Valadares.
A importação de energia elétrica pela área RJ/ES por meio dos troncos de
transmissão mencionados é variável em função do despacho das usinas nela
localizadas e pode, para diversas condições de carga e geração, se situar na faixa
de 2.500 até 5.000 MW no caso de despacho nulo nas usinas térmicas à óleo e gás.
Entretanto, parcela significativa desse mercado pode ser atendida pela geração
localizada na própria área que é constituída por usinas hidrelétricas, com cerca de
1.387 MW de capacidade, e por usinas térmicas a óleo, gás e nuclear da ordem de
4.114 MW previstos até 2004.
O sistema de 345 kV com dois circuitos derivados da SE Adrianópolis passa pelas
SEs Macaé e Campos e chega à SE Vitória onde há transformação para 138 kV,
alimentando a distribuição de energia ao centro de carga local. Em Campos há
transformação para 138 kV para atendimento às cargas locais e do sul do Espírito
Santo.
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Evolução da Geração e do Mercado
A tabela 3.4.1-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Rio de Janeiro/Espírito Santo no horizonte deste PAR.
Tabela 3.4.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Rio de Janeiro e Espírito Santo
Atual
2004
2005
2006
1.126
1.126
1.126
Capacidade
Instalada no RJ
(MW)
UHE
1.126
UTE
4.114
Capacidade
Instalada no ES
(MW)
UHE
261
261
261
261
UTE
-
-
-
-
Área RJ/ES (MW)
Total
5.501
7.251
7.769
7.769
Demanda Máxima e
crescimento Anual
(MW)
RJ
5.958
6.210
6.448
6.648
ES
1.257
1.291
1.309
1.341
Total
7.215
7.348
7.617
7.848
---
1,8
3,6
3,0
(%)
5.864
(1)
6.382
(2)
6.382
Nota: novas usinas térmicas (1) N. Fluminense (772 MW) e Termorio (978 MW); (2) Paracambi (518 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Até início de 2005, espera-se que todos empreendimentos de geração com
Contratos de Uso do Sistema de Transmissão assinados junto ao ONS estejam
concluídos, desta forma está previsto o acréscimo ao sistema de cerca de
2.268 MW. O desempenho do sistema de transmissão é influenciado diretamente
pelo despacho de geração dessas usinas que poderá variar consideravelmente e,
com isso, proporcionar diferentes condições de operação dos sistemas de
transmissão.
Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a
operação Rede Básica da Área RJ/ES. Entretanto, para algumas condições de
despacho, foram observadas sobrecargas em condições normais de operação em
transformadores de fronteira entre a Rede Básica e de Distribuição.
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a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao controle de tensão
Elevado perfil de tensão nas linhas de 500 kV e 345 kV que convergem para
o Rio de Janeiro.
Com a implantação de novas usinas térmicas na área Rio de Janeiro, os
sistemas de transmissão em 500 kV e 345 kV tendem a operar com
carregamentos mais baixos, acarretando aumento do perfil de tensão nesses
sistemas, inclusive na condição de carga pesada, podendo levar à superação
dos valores máximos admissíveis e ao esgotamento da capacidade de
absorção de potência reativa das usinas da área. O impacto das usinas
térmicas na área Rio de Janeiro é mais acentuado que nas demais áreas do
sistema em razão de sua localização, havendo, contudo, reflexos nas áreas
Minas Gerais e São Paulo. Contribuem também para essa condição a
implantação das obras referentes ao 3º circuito da LT 500 kV Cachoeira
Paulista - Adrianópolis, o 2º circuito da LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira
Paulista e a LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo. Neste contexto e também
com respeito aos estudos e procedimentos de recomposição do sistema,
este PAR reforça a necessidade de instalação de reatores nos troncos em
345 kV e 500 kV que atendem à área Rio de Janeiro e Espírito Santo: SE
Campinas - reator manobrável de barra de 136 Mvar – 500 kV em
substituição ao existente de 73 Mvar,.SE Marimbondo – reator manobrável
de barra de 100 Mvar – 500 kV, SE Itutinga – reator manobrável de barra de
60 Mvar – 345 kV e SE Angra – reator manobrável de barra de 136 Mvar –
500 kV.
Baixo perfil de tensão em Vitória 345 kV
A entrada em operação das usinas térmicas Macaé Merchant e ainda em
2003 da UTE Norte Fluminense reforçam o controle de tensão no tronco de
345 kV, principalmente na área de Campos, onde existe instalado um
compensador estático para permitir, temporariamente, que fosse suportada a
contingência de um dos circuitos de 345 kV Adrianópolis – Campos.
Com a implantação dessas obras e principalmente após a instalação da LT
345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, esse CE poderá ser transferido para a SE
Vitória que passa a apresentar níveis mínimos de tensão na contingência de
um circuito 345 kV Campos – Vitória. Na contingência de um dos circuitos da
LT 345 kV Campos – Vitória observam-se tensões que podem chegar a 94%
em 2004 e 91% em 2006, em Vitória 345 kV, para a carga prevista e com
todos os recursos de compensação disponíveis utilizados. A operação desse
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compensador estático em Vitória, cuja transferência está em análise pela
Aneel, propicia um desempenho satisfatório (tensões de 1.0 p.u) para essa
contingência. Observa-se, entretanto, que os bancos de capacitores de
120 Mvar/345 kV, que foram instalados juntamente com o CE, devem ser
mantidos na subestação de Campos.
Deve-se ressaltar que, na ponta do sistema da área Espírito Santo em 2004
e no período que antecede à instalação da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória,
podem ocorrer restrições à capacidade de atendimento a essa área quando
de contingências no eixo 345 kV Campos-Vitória. Observa-se que despachos
de geração térmica nas usinas ligadas à SE Macaé melhoram o desempenho
da rede, mas não a ponto de eliminar os problemas operativos verificados.
Com relação à futura LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória é importante ressaltar
as condições verificadas quando da rejeição de um de seus terminais.
Nesses casos, foram observadas tensões sustentadas no terminal em vazio
superiores aos limites estabelecidos de 110% (379,5 kV) da tensão nominal.
Ressalta-se que o sistema existente do lado de Ouro Preto possui recursos
limitados para reduzir essas tensões ao patamar satisfatório, que permita o
fechamento do terminal aberto dentro das condições estabelecidas para os
equipamentos de manobra. Desse modo, reforça-se neste PAR a
necessidade da inserção de reatores manobráveis em ambos os terminais
dessa linha de transmissão, de valor igual a 60 Mvar/ 345 kV, atualmente em
análise pela Aneel.
c) Problemas relacionados
equipamentos.
a
sobrecarga
em
linhas
de
transmissão
e
Nos cenários de despacho reduzido de geração das usinas térmicas
presentes nessa área, a contingência na LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira
Paulista pode provocar carregamento elevado acima da capacidade
operativa da LT 500 kV Tijuco Preto – Taubaté. A medida operativa adotada
nesse caso é a elevação de despachos de geração térmica e/ou a redução
do recebimento Sudeste. A entrada em operação do 2º circuito Tijuco Preto Cachoeira Paulista, já licitada e prevista para dezembro de 2004, elimina
esse problema.
A contingência de um dos circuitos do tronco de 345 kV Macaé – Campos
apresenta fluxos elevados no circuito restante antes da entrada em operação
da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória. Esses fluxos são agravados a partir da
operação conjunta das usinas térmicas Macaé Merchant e Norte Fluminense
quando despachadas. A presença dessa LT reduz esses fluxos que,
entretanto podem permanecer acima do limite operativo (limite de regime
contínuo) para despachos de geração acima de aproximadamente 20%
(300 MW) nessas usinas. A implantação da LT 345 kV Macaé – Campos C3,
proposta neste PAR, elimina essa restrição.
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d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador
Nada a registrar.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Observa-se superação da capacidade de interrupção de corrente máxima de
curto-circuito de disjuntores nos sistemas de 138 e 345 kV decorrente da
entrada em operação de usinas térmicas no Estado do Rio de Janeiro. Além
de medidas necessárias na Rede de Distribuição, é necessário implementar
o “bypass” de um dos circuitos da LT 500 kV Cachoeira Paulista –
Adrianópolis para engate na LT 500 kV Adrianópolis – Grajaú, formando a
nova LT 500 kV Cachoeira Paulista – Grajaú. Associado à formação desta
linha em 500 kV, deverá ser instalado um reator manobrável na LT
Cachoeira Paulista – Grajaú – 136 Mvar/500 kV.
A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores
na subestação de Adrianópolis 345 kV. Estudos detalhados deverão
confirmar o diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram
identificados, ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora
da Rede Básica nas SEs Campos, Jacarepaguá e Pitanga.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Para todos os casos analisados o sistema apresenta-se estável.
A abertura das LT`s 345 kV Campos – Vitória C1 e C2 implica em corte de
carga para controle de tensão e carregamento no sistema de Distribuição da
Escelsa.
As contingências envolvendo as LT`s 500 kV entre Cachoeira Paulista,
Adrianópolis, Angra, Grajaú e São José, com destaque para a contingência
envolvendo a perda simultânea das LT`s 500kV Cachoeira Paulista – Grajaú
e Angra – Grajaú, implicam em necessidade de corte de carga no sistema de
Distribuição da Light para controle de carregamentos e de tensão no mesmo.
A abertura das LT`s 345 kV Macaé – Campos C1 e C2 implica na
necessidade de corte de carga, para controle de tensão, no sistema da Cerj
a partir de sua barra de 138 kV na SE Rocha Leão.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Nos diversos cenários analisados no período 2004-2006, observa-se que a
transformação de Vitória 345/138 kV (4X225 MVA) encontra-se bastante
solicitada já em regime normal de operação, com carregamento em torno do
nominal e estando em operação a LT 345 kV Ouro Preto - Vitória e a UHE
Aimorés.
Para ano de 2004, cabe ressaltar que devido ao atraso no início das obras
da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, a usina de Aimorés deverá entrar em
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operação antes desse empreendimento, configurando uma situação mais
favorável para o carregamento da transformação da SE Vitória.
A Escelsa informou a intenção de alterar o defasamento do transformador da
SE Mascarenhas quando da entrada em operação da LT 345 kV Ouro Preto
– Vitória, mudança essa que tem influência sobre o carregamento da
transformação da SE Vitória. Com o defasamento atual de 30º, a perda de
um dos transformadores da SE Vitória pode sobrecarregar as demais
unidades em cerca de 33%. Com defasamento zero (0º elétricos) a
sobrecarga mencionada cai para 15%. A solução de referência de
planejamento e indicada pela distribuidora Escelsa para esse problema é a
implantação da SE Areinha 345/138 kV, prevista quando da elaboração do
PAR 2003-2005 para junho de 2005, mas que pode vir a ser adiada para
2006, por decisão da distribuidora, tendo em conta as condições de mercado
e de sistema previstas (vide tabela 3.4.1.4).
Ressalta-se que a mudança da defasagem de Mascarenhas para 0º elevaria
os carregamentos das linhas de 230 kV da área leste de Minas Gerais para
emergências nessa área, implicando em riscos de corte de carga quando da
perda de linhas de 500 kV no eixo Neves - Vespasiano – Mesquita e para
cenários de baixa hidraulicidade das usinas existentes nessa área, conforme
mostrado na tabela 3.4.2-18. Desta forma, a partir da entrada em operação
da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, terá que ser implementada uma solução
que evite sobrecarga em condições normais na transformação da SE Vitória,
resultante de alterações estruturais que aconteceram no sistema.
Os dois circuitos de 138 kV Campos - Cachoeiro do Itapemirim operam com
elevado carregamento, entretanto sem superação do limite normal de
141 MVA. Nas situações de contingência de um desses circuitos, ou na
contingência de um dos circuitos de 345 kV entre Campos e Vitória, esse
carregamento pode chegar a cerca de 86% se for considerado o limite de
166 MVA para emergências, o qual consta do estudo CCPE/CTET/047/2002
– Estudo da Expansão do Sistema de Transmissão da Região Sudeste de
dezembro/2002.
Considerando-se os limites adotados, nos diversos cenários analisados no
período 2004-2006 verifica-se que a LT 138 kV São José – Magé apresenta
carregamento elevado, podendo superar o limite normal de 146 MVA para
cenários de geração térmica elevada na usina Termorio e reduzido nas
usinas Macaé Merchant e Norte Fluminense. Essa condição é agravada em
situações de contingências se for desconsiderado o limite de emergência.
A transformação de Jacarepaguá 345/138 kV - 4x225 MVA pode apresentar
carregamento da ordem de 112%, para cenários de geração térmica
reduzida nas usinas Eletrobolt, Santa Cruz e Termorio e elevado nas usinas
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Macaé Merchant e N. Fluminense para a contingência da LT 500 kV
Cachoeira Paulista – Grajaú ou em um de seus bancos de transformadores.
Para limitar a solicitação de curto circuito, a partir da 7ª máquina da UTE
Termorio,
deverão ser seccionados os barramentos de 138 kV das
subestações de São José.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
São abordadas a seguir as condições de desempenho do sistema de
transmissão da área diretamente relacionadas à operação das usinas térmicas.
Neste aspecto cabe distinguir eventuais limitações da rede de transmissão que
imponham condicionantes ao despacho pleno das usinas (tratados sob o titulo
de Despacho Máximo) daquelas restrições elétricas que impeçam a
minimização do despacho térmico e, por conseqüência, a otimização energética
do sistema (Despacho Mínimo).
Despacho Mínimo
Até a entrada em operação da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista,
C2, já licitada pela Aneel, poderá ser necessário despachar usinas térmicas
na área para evitar carregamento acima da capacidade operativa da LT
500 kV Tijuco Preto – Taubaté, quando da contingência da LT 500 kV Tijuco
Preto – Cachoeira Paulista existente e com elevados recebimentos pelo
Sudeste.
No período que antecede a energização da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória e
a substituição dos equipamentos terminais nos circuitos em 345 kV entre
Adrianópolis e Campos, poderá ser necessário despachar as UTEs Macaé
Merchant e/ou Norte Fluminense para evitar sobrecarga em linhas de
transmissão quando de contingências simples.
Após a entrada em operação da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista
C2, LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, além da LT 500 kV Cachoeira Paulista –
Adrianópolis C3 e da substituição dos equipamentos terminais no eixo em
345 kV Adrianópolis – Campos, não será necessário despachar térmicas
para resolver problemas elétricos decorrentes de contingências simples.
Despacho Máximo
Até a entrada em operação da LT 345 kV Macaé – Campos C3, a geração
nas UTEs Macaé Merchant e Norte Fluminense poderá ficar limitada para
evitar que, no caso de indisponibilidade de linha entre Macaé e Campos, o
circuito remanescente entre em sobrecarga. Com a implantação do 3o
circuito entre Macaé e Campos, não haverá restrição ao despacho pleno de
usinas termelétricas na área.
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Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.4.1-2 – Principais Obras propostas para o Sistema Regional Sudeste ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 345 kV Adrianópolis – Campos: troca de TC, filtro de ondas e
chaves seccionadoras na SE Adrianópolis e filtro de ondas na SE
Campos
Necessária
atualmente
SE Angra: reator manobrável de barra de 136 Mvar / 500 kV
Necessária
atualmente
SE Adrianópolis
Necessária
atualmente
instalação de disjuntores nos barramentos de 500 kV para
aumentar a confiabilidade do arranjo em anel
reator manobrável na LT 500 kV Cachoeira Paulista–
Grajaú – 136 Mvar
“bypass” em Adrianópolis de um dos circuitos da LT
Cachoeira Paulista – Adrianópolis para engate na LT
Adrianópolis – Grajaú, formando a LT Cachoeira Paulista
– Grajaú
seccionar a barra A e instalar um novo vão de disjuntor
completo (345 kV)
seccionar a barra B através de instalação de chave
seccionadora e proteção de barras adaptativas (345 kV)
ONS
SE Cachoeira Paulista: reator manobrável na linha para
Adrianópolis (Grajaú) e chaveável na linha para Angra –
136 Mvar / 500 kV (associada ao by-pass em Adrianópolis para
formar a LT Cachoeira Paulista – Grajaú)
Necessária
atualmente
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C2 (Associada à conexão da
UHE Aimorés)
FEV/2004
LT 345 kV Macaé – Campos C3, circuito simples, 90 km
JUN/2004
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DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Vitória
reator manobrável na LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória –
60 Mvar
transferência do compensador estático de Campos para a
SE Vitória (associada à instalação da UTE Norte
Fluminense e da LT 345 kV Ouro Preto 2 -Vitória)
AGO/2004
JUN/2005
b) Desenvolver Ações Complementares
Viabilizar a implantação da SE Areinha 345/138 kV (Escelsa)
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas
no item 6.3
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Descrição Complementar das Condições de Desempenho no Período 20042006
a) Análise do carregamento do eixo 345 kV Adrianópolis – Macaé – Campos
- Vitória
As usinas térmicas de Macaé Merchant e Norte Fluminense poderão gerar
juntas um total de até 1.630 MW. Essas duas usinas solicitaram acesso à
Rede Básica no mesmo ponto – a SE Macaé 345 kV, que secciona os dois
circuitos da LT 345 kV Adrianópolis - Campos.
Para o ano 2004, estando a LT 345 kV O. Preto 2 – Vitória em operação e de
acordo com o mercado previsto, verifica-se que o carregamento no tronco de
345 kV entre Macaé e Campos, durante as condições de carga pesada e
média em condições normais de operação deverá variar de 360 MW, em
situação de despacho nulo nas usinas térmicas supracitadas, até cerca de
640 MW, com essas usinas despachadas em 100% (1.630 MW) de suas
capacidades, tendo sido considerada nesses casos duas máquinas em
operação na usina de Aimorés.
Na contingência de um desses circuitos, e a partir da instalação da LT
345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, verificam-se carregamentos na linha
remanescente que dependem, fundamentalmente, do despacho de geração
nessas usinas, com uma menor influência de cenários energéticos que
envolvam o sistema Sudeste/Centro-Oeste. Para valores reduzidos de
despacho nessas duas usinas, da ordem de 20%, ocorrem carregamentos
em torno de 800 MVA, para despachos da ordem de 60% (980 MW), esses
carregamentos atingem cerca de 1.000 MVA e para geração total das UTEs
são atingidos valores em torno de 1.150 MVA, conforme gráfico 3.4.4-1 a
seguir.
Ressalta-se que o limite operativo (CPST) dessa instalação é de 766 MVA
(valor de projeto, referente à longa duração sem restrição operativa em seus
terminais). O valor limite considerado para carregamentos de emergência
historicamente utilizado pela área de planejamento é de 1.132 MVA,
conforme consta do estudo CCPE/CTET/047/2002 – Estudo da Expansão do
Sistema de Transmissão da Região Sudeste de dezembro/2002. A tabela a
seguir mostra os limites operativos de linhas de transmissão utilizados no
tronco de 345 kV, desde a SE Adrianópolis até a SE Vitória.
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Tabela 3.4.1-3 – Capacidade Operativa das LTs 345 kV Adrianópolis – Campos - Vitória
Linha de Transmissão
Condutor
[kcmil]
Capacidade Operativa
[CPST]
(A)
(MVA)
LT 345 kV Adrianópolis – Macaé c1, c2
2X954
1282
766
LT 345 kV Campos – Macaé c1, c2
2X954
1282
766
LT 345 kV Campos – Vitória c1, c2
2X954
1200
717
No gráfico abaixo se pode ainda observar o impacto da ausência da LT
345 kV Ouro Preto 2 – Vitória no carregamento do circuito remanescente,
que se eleva de 150 a 230 MW de acordo com o despacho das usinas
térmicas citadas.
Cabe ressaltar também que, estando em operação a LT 345 kV Ouro Preto 2
– Vitória, foram observados, em contingência, carregamentos superiores a
1.100 MVA para cenários mais críticos de geração térmica e intercâmbio
elevado na interligação Norte/Sul. Como exemplo, tem-se que, para o ano de
2006, com intercâmbio Norte/Sul em torno de 2.000 MW, sentido Norte,
Recebimento pelo Sudeste em 9.000 MW, e as usinas térmicas da área Rio
100% despachadas, o fluxo no circuito restante pode atingir 1.240 MVA. Nas
condições de operação estudadas verifica-se que para valores a partir de
80% da capacidade instalada nas usinas térmicas ligadas à SE Macaé, podese atingir o limite de 1.132 MVA na contingência de um circuito 345 kV, com
–30º graus elétricos na SE Mascarenhas e, no caso de mudança na
defasagem para 0º graus, este valor de carregamento no circuito
remanescente seria atingido para valores a partir de 90% (ou 1.470 MW) de
despacho nessas usinas térmicas. Conclui-se que os carregamentos
elevados e próximos da capacidade de curta duração resultantes de
contingência no eixo Macaé - Campos, no circuito remanescente, podem ser
controlados por essa mesma geração e só deverão ocorrer para altos valores
de despacho nessas usinas térmicas, a partir de 80% da Capacidade
Instalada
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Figura 3.4.1-1 – Carregamento no Circuito Remanescente 345 kV Macaé – Campos em caso de Contingências
Fluxo circuito restante (MVA)
Perda de um circuito da LT 345 kV Macaé-Campos
N-S=1000 MW, sem
Angra II
1300
1250
1200
1150
1100
1050
1000
950
900
850
800
750
700
N-S=1000 MW, sem
Angra II e sem LT
OP-VITÓRIA
S-N=1500 MW,s/
Angra II
S-N= 1500 MW, com
Angra II
0
20
40
60
80
100
Geração Térmica UTEs Macaé e NorteFlu (%)
(Gttotal= 1630 MW)
Das condições analisadas de operação do tronco de 345 kV Adrianópolis –
Macaé - Campos para o ano de 2004, com as usinas térmicas Macaé e Norte
Fluminense constata-se o seguinte:
em condições normais de operação, os fluxos observados neste troco de
transmissão são da ordem de 360 a 640 MVA (este último no trecho
Macaé – Campos) por circuito, inferiores à capacidade operativa de
766 MVA para regime contínuo nessas linhas de 345 kV, após a entrada
em operação da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória. No horizonte de 2006
não se vislumbra a possibilidade de superação desse limite operativo. Nos
períodos que antecedem à entrada em serviço da LT Ouro Preto 2 –
Vitória, os fluxos são mais elevados, mas permanecem abaixo dos limites,
situando-se entre 500 MVA por circuito entre Adrianópolis e Macaé até
650 MW por circuito no trecho Macaé – Campos quando de despachos de
geração térmica de 100%;
em condições de emergência de circuitos de 345 kV, os fluxos observados
são próximos ou superiores ao limite de 766 MVA e variam,
significativamente, de acordo com o despacho nessas usinas. No trecho
crítico entre Macaé e Campos o carregamento do circuito restante varia
entre 650 MVA quando de despacho nulo de geração até cerca de
1.150 MVA para despacho de 100% nas térmicas, estando em operação a
LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória; e
no transcorrer de 2004, após a entrada da usina Norte Fluminense e antes
da entrada dessa LT, cujo cronograma está atrasado, os fluxos no circuito
ONS
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remanescente atingem valores elevados e podem ir de 900 a 1.240 MVA.
Esses carregamentos elevados para contingência de circuitos de 345 kV
deverão ser contornados com a atuação de ECE local existente em Macaé
para corte de geração. Após a entrada da LT 345 kV Ouro Preto 2 –
Vitória, os fluxos acima observados na contingência simples de um dos
circuitos de Macaé – Campos, se reduzem de 150 a 250 MVA e irão
depender do despacho de geração nessas usinas térmicas, ou seja: para
baixos despachos de geração entre zero e 60% (0 a 980 MW) será
possível manter o carregamento do circuito restante abaixo de 1.000 MVA
e para valores superiores a este de geração, o fluxo poderá atingir cerca
de 1.150 MVA.
b) Análise da transformação 230/138 kV da SE Mascarenhas
A área leste de Minas Gerais é interligada à área RJ/ES pela LT 230 kV
Governador Valadares – Conselheiro Pena – Mascarenhas. O fluxo nesta
linha é limitado pela defasagem angular de -30º do transformador 230/138 kV
da subestação de Mascarenhas, que propicia fluxos adequados nessa
interligação, mesmo após a entrada da usina de Aimorés que deverá estar
em operação (1ª unidade) a partir de novembro de 2003.
Observa-se que essa usina deverá entrar em operação antes da LT 345 kV
Ouro Preto 2 – Vitória (invertendo-se a ordem anterior desses eventos), o
que será benéfico para o controle do carregamento da transformação de
Vitória 345/138 kV em condições normais de operação.
A implantação e a integração ao sistema da UHE Aimorés requerem a
execução de algumas obras já propostas, tais como: a recapacitação da LT
230 kV Governado Valadares – Conselheiro Pena – Aimorés e a duplicação
da capacidade da transformação da SE Mascarenhas 230/138 kV –
150 MVA. Cabe ressaltar que a Escelsa, proprietária da SE Mascarenhas,
está adquirindo um novo transformador de 300 MVA para essa subestação,
capacitado para operar com defasamento angular de +/-30º e zero graus
elétricos, para substituição do atualmente em operação. Segundo aquela
distribuidora, o transformador entrará em operação com defasamento –30º,
mantendo o valor atual, que será alterado para 0º quando da energização da
LT 345 kV Ouro Preto – Vitória.
Cabe lembrar que a capacidade de 300 MVA para essa transformação foi
determinada no estudo de integração da UHE Aimorés, realizado no ano de
1999, onde não se cogitou a possibilidade da defasagem nula, uma vez que
a SE Areinha 345/138 kV tinha então a operação prevista para o ano de
2003, junto com a linha Ouro Preto - Vitória. Mesmo assim essa
transformação suportaria a defasagem nula antes da entrada da usina de
Aimorés, conforme relatado no estudo do PAR 2003-2005.
ONS
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A Tabela 3.4.1-4, a seguir, resume os resultados obtidos para o
carregamento nos transformadores das SEs Vitória e Mascarenhas, além do
fluxo na LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas para as diversas condições
estudadas.
Tabela 3.4.1-4 – Carregamento na Transformação da SE Mascarenhas e na SE Vitória
TR Mascarenhas 230/138 kV
TR Mascarenhas 230/138 kV
com -30º
com 0º
TR Vitória Perda de
345/138 k
um
V
TR Vitória
(T3)
(T3)
Cenário 1 (2004)
100%
131%
Perda da LT 500 kV Vesp - Mesq
104%
2- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória
TR Masc
TR Vitória Perda de
TR Masc
LT
345/138 k
um
V
TR Vitória
(T3)
(T3)
50%
88%
115%
90%
---
---
37%
94%
---
70%
---
88%
---
76%
80%
---
112%
86%
3- Com 330 MW em Aimorés
95%
123%
66%
84%
109%
108%
---
3.1- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória
83%
---
94%
76%
---
132%
104%
Cenário 2 (2006)
102%
137%
57%
91%
119%
100%
---
1- Perda da LT 500 kV Vesp - Mesq
108%
---
43%
97%
---
75%
---
2- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória
88%
---
89%
79%
---
127%
97%
3- Com 330 MW em Aimorés
97%
130%
74%
86%
112%
117%
---
3.1- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória
84%
---
105%
77%
---
146%
112%
Cenário 3 (2006)
111%
146%
9%
97%
126%
43%
---
1- Perda da LT 500 kV Vesp - Mesq
118%
---
18%
105%
---
19%
---
2- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória
109%
---
10%
98%
---
42%
32%
3- Com 330 MW em Aimorés
105%
137%
20%
92%
118%
61%
---
3.1- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória
104%
---
23%
92%
---
59%
47%
230/138 k
V
230/138 k
V
230 kV
Aimo Masc
Da tabela acima, observa-se que:
o cenário mais crítico verificado para a transformação de Vitória 345/138 kV
foi o cenário 3, ano de 2006, com defasagem de –30º em Mascarenhas.
Nesse cenário, o carregamento do transformador de menor impedância (T3)
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encontra-se em torno de 111% na situação de regime normal de operação,
subindo para 146% na contingência de um dos trafos dessa SE. Ainda neste
cenário, a contingência da LT 500 kV Mesquita – Vespasiano provoca
carregamento de 118% na referida transformação. Observa-se que esses
carregamentos são reduzidos com defasamento de 0º na referida
transformação.;
a alteração da defasagem angular da SE Mascarenhas 230/138 kV, de -30º
para 0 grau, provoca sensível redução no carregamento da transformação da
SE Vitória e conseqüente elevação no carregamento da SE Mascarenhas.
No caso de despacho de 3 unidades da UHE Aimorés, o carregamento do
transformador da SE Mascarenhas pode chegar ao valor de 108% de seu
nominal. Ainda nesse cenário, em 2004, a contingência da LT 345 kV Ouro
Preto – Vitória pode provocar carregamento de cerca de 112% do nominal da
transformação da SE Mascarenhas;
no cenário mais crítico analisado para a SE Mascarenhas – o cenário 2 em
2006 – o carregamento dessa transformação fica em torno do nominal, em
condições de regime normal de operação para defasamento de 0º na
transformação de Mascarenhas. Esse valor se eleva para 117% do nominal
ao se despachar plenamente as três unidades da usina de Aimorés na
condição de carga média, simultaneamente ao despacho nulo na UTE Macaé
Merchant e reduzido na UTE Norte Fluminense. Nessas condições, a
contingência na LT 345 kV Ouro Preto – Vitória provoca carregamento de
cerca de 146% na citada transformação, além de elevação no fluxo da LT
230 kV Aimorés – Mascarenhas, que passa a operar com carregamento de
cerca de 12% superior ao limite de 195 MVA (CPST);
o problema de esgotamento da transformação de Vitória em condições
normais de operação, que se intensifica com a entrada da LT 345 kV Ouro
Preto 2 – Vitória e é agravado com despachos elevados nas usinas térmicas
do norte fluminense, pode ser contornado no curto prazo com a adoção de
defasagem de 0º graus na transformação de Mascarenhas. A médio e longo
prazos, entretanto, será essencial a implantação da solução de referência
planejada que é a construção da SE Areinha 345/138 kV, novo ponto de
atendimento às cargas dessa região; e
por outro lado, cabe ressaltar que a mudança da defasagem de Mascarenhas
para 0º eleva os carregamentos das linhas de 230 kV da área leste de Minas
para emergências nessa área, principalmente quando da perda da LT 500 kV
Neves - Vespasiano – Mesquita e para cenários de baixa hidraulicidade das
usinas existentes nesta área, conforme análise mostrada na área Minas
Gerais.
Todos esses aspectos deverão ser ainda mais detalhados no parecer de acesso da
UHE Aimorés, que está sendo finalizado pelo ONS.
ONS
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ONS
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3.4.2
Área Minas Gerais
Descrição da Área
O sistema de transmissão que atende a área Minas Gerais é constituído por um
eixo principal de 500 kV composto por três circuitos, uma malha de 345 kV e
também por um sistema de 230 kV. Essas linhas de transmissão têm sua origem no
próprio estado e chegam às áreas central, sul, norte, leste, triângulo mineiro e oeste
do estado.
O sistema de 500 kV responde por cerca de 40% da potência destinada à área e
interliga-se com o sistema de escoamento das usinas do rio Paranaíba, enquanto o
sistema de 345 kV, por onde transita cerca de 25% da potência dirigida a essa área,
interliga a área Minas Gerais com as usinas do rio Grande. A região leste de Minas
é atendida por um circuito em 500 kV derivado da subestação Neves até a
subestação Mesquita e desta até Governador Valadares em 230 kV, onde chega a
linha de transmissão de 230 kV que parte da área RJ/ES e interliga essas áreas. O
Vale do Aço é atendido por três circuitos de 230 kV que partem da subestação
Taquaril e se interligam à subestação Mesquita.
O atendimento à maior parcela do mercado de energia elétrica de Minas Gerais é
proveniente das usinas das bacias dos rios Grande e Paranaíba localizadas na
própria área ou na divisa com as áreas São Paulo e Goiás / Distrito Federal.
A região central concentra cerca de 80% da demanda, e tem problemas de
atendimento durante contingências simples de circuitos de 500 kV, 345 kV e
230 kV, que podem levar ao corte de cargas na região metropolitana de Belo
Horizonte e nas áreas leste e norte em Várzea da Palma e Montes Claros.
A região sul da área Minas é atendida principalmente pelas subestações de Poços
de Caldas e Itajubá 500/138 kV e mais recentemente também pela usina hidrelétrica
de Funil situada no rio Grande, que proporcionam um desempenho satisfatório
desse sistema.
As demais regiões, triângulo mineiro e oeste, são atendidas principalmente por
sistemas de distribuição de 138 kV interligados às usinas do rio Grande e
Paranaíba.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Minas Gerais
A tabela 3.4.2-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Minas Gerais no horizonte deste PAR.
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Tabela 3.4.2-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Minas Gerais
Capacidade Instalada UHE
(MW)
Capacidade Instalada UTE
(MW)
Atual
2004
2005
2006
5.648
6.247(1)
6.657(2)
6.777(3)
345
345
324
345
(4)
Total
5.972
6.592
7.002
7.122
Demanda Máxima e
6.303
6.446
6.579
6.804
---
2,2
2,0
3,4
crescimento Anual (MW)
(%)
Nota: novas usinas hidroelétricas: (1) Aimorés (220 MW), Candonga (46 MW); (2) Picada (50 MW), Irapé (240 MW) e Murta
(120 MW); (3) Irapé (120 MW) e Baú I (73,4 MW); (4) nova usina térmica J. de Fora (21 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a
operação da Área Minas Gerais.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
Observa-se que o sistema de transmissão em 500 kV de escoamento das
usinas dos rios Paranaíba e Grande será mais solicitado a partir da entrada
em operação da interligação Norte/Sul II, ficando sujeito a problemas de
instabilidade eletromecânica para algumas condições do sistema. Esse
problema será solucionado com a LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo que se
encontra em construção, estando prevista sua operação para fins de 2004,
bem como duas novas obras que são a duplicação da LT 345 kV Furnas –
Pimenta e a LT 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, indicadas pela primeira vez
neste PAR.
Na região norte de Minas Gerais, está previsto para o final do ano de 2005 a
entrada em operação da UHE Irapé (3x120MW), localizada no rio
Jequitinhonha, que se interligará à SE 345kV Montes Claros. Essa região é
atendida por um radial singelo de 345 kV que parte de Três Marias, passa
por Várzea das Palmas e chega a Montes Claros. Verificou-se
preliminarmente que na contingência do trecho entre Três Marias e Várzea
das Palmas poderá ocorrer perda de sincronismo da usina de Irapé,
ONS
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dependendo do número de unidades em operação e da condição de carga
da região.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
O sistema de Minas Gerais é muito influenciado pelo fluxo da interligação
Norte-Sul, por despachos nas usinas do Paranaíba e, a partir de 2004,
também pelo despacho das térmicas no Rio de Janeiro, com reflexo no fluxo
da linha de 345 kV Ouro Preto – Vitória. Essa característica introduz os
problemas para o controle de tensão, relacionados a seguir:
- risco de corte de cargas de até 300 MW na região metropolitana de
Belo Horizonte quando de contingências simples no sistema de
transmissão de 500 kV derivado das SEs Jaguara e Emborcação,
agravado com a implantação da interligação Norte/Sul II e pela
instalação da LT 345 kV O. Preto – Vitória;
- elevada solicitação de potência reativa nas unidades geradoras da
UHE Emborcação; e
- dificuldades no controle de tensão devido à reduzida flexibilidade
operativa, havendo necessidade de desligamento de linhas para
inserção ou retirada de reatores que diminuem a segurança
operativa do SIN.
Neste contexto, faz-se necessário que alguns reatores de linha sejam
dotados de possibilidade de chaveamento para, juntamente com a
subestação de Bom Despacho, aumentar a confiabilidade do sistema da área
Minas Gerais, permitindo um adequado controle de tensão em situações de
cenários energéticos adversos. Tais conexões de reatores já foram
propostas em estudos anteriores do PAR e no momento se encontram em
processo de autorização pela Aneel. São elas:
- SE Ouro Preto 2 - Conexão para reator 91 Mvar - 500 kV da LT Ouro
Preto 2 – São Gonçalo do Pará (1)
- SE Jaguara - Conexão para reatores nas LTs Jaguara – Neves e
Jaguara – São Gonçalo do Pará (2x91 Mvar - 500 kV) (2)
- SE Emborcação - Conexão para reator 91 Mvar - 500 kV na LT São
Gotardo 2 (3)
- Conexão do reator de Neves da LT 500 kV S.Gotardo – Neves já foi
autorizada para a Cemig e está prevista para maio de 2003.
- SE São Gotardo 2 -reator manobrável de barra de 91 Mvar - 500 kV
(4)
Obs: (1) solicitada autorização recentemente pela Cemig à Aneel para
Set/04, (2) para Jun/05, (3) para Abr/05 e (4) para Jul/05.
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Sobretensão sustentada nos terminais da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória
quando de rejeição em um dos terminais desta linha de transmissão.
Simulações efetuadas mostram tensões sustentadas no terminal em vazio
superiores aos limites estabelecidos de 110% (379,5 kV) da tensão nominal,
quando de abertura dessa linha de transmissão em um de seus terminais. O
sistema existente do lado de Ouro Preto possui recursos limitados para
reduzir essas tensões ao patamar satisfatório que permita o fechamento do
terminal aberto em Vitória dentro das condições estabelecidas para os
equipamentos de manobra. As simulações mostram que para rejeição no
terminal de Vitória, as tensões sustentadas na ponta da linha atingem
patamares de até 115% (396,75 kV). Por outro lado, para rejeição no
terminal de Ouro Preto 2 observam-se tensões sustentadas no terminal em
vazio que podem atingir 120,9% (417,1 kV) da nominal.
Desse modo, conclui-se que é importante a inserção de reatores
manobráveis nessa linha de transmissão na faixa de 50 a 60 Mvar,
atualmente em análise pela Aneel, sendo 60 Mvar o ideal tendo em vista as
condições observadas em ambos os terminais, em qualquer condição de
carga, e sendo este o módulo existente na subestação de Vitória.
Sobretensão sustentada nos terminais da LT 500 kV Itumbiara – Samambaia,
quando de rejeição em um dos terminais dessa linha de transmissão.
As simulações mostram elevadas tensões sustentadas no terminal em vazio
superiores aos limites estabelecidos de 110% (550 kV) da tensão nominal
quando de rejeição ou abertura no terminal de Itumbiara. Os sistemas
existentes nos dois lados dessa linha de transmissão, em muitas condições
operativas, não possuem recursos suficientes para reduzir essas tensões ao
patamar satisfatório que permita o fechamento do terminal aberto dentro das
condições estabelecidas para os equipamentos de manobra. Essas
simulações mostram que para abertura somente do terminal de Itumbiara, as
tensões sustentadas na ponta da linha atingem patamares de até ou
superiores a 120% (600 kV), estando duas máquinas em operação na usina
de Serra da Mesa. É determinante, para isso, o nível de tensão em
Samambaia, sempre muito elevado, principalmente quando de baixos fluxos
nessa interligação. Da mesma forma, para abertura no terminal de
Samambaia, observam-se tensões elevadas no terminal em vazio que podem
atingir 115% (575 kV) da nominal, estando três máquinas sincronizadas na
usina de Itumbiara. Ressalta-se que o número mínimo de máquinas
determinado para a operação nesta usina é de uma unidade e na usina de
Serra da Mesa de duas unidades, que são as usinas mais influentes para o
controle de tensão dessa linha de transmissão.
Desse modo, a inserção de reatores nessa linha de transmissão é
necessária. Nesse sentido, as simulações efetuadas indicam que um reator
ONS
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no terminal de Itumbiara de cerca de 136 Mvar, atualmente em análise pela
Aneel, é satisfatório no caso de abertura em Itumbiara.
Sobretensão sustentada nos terminais da LT 500 kV Itumbiara –
Marimbondo, quando de rejeição em um dos terminais dessa linha de
transmissão.
As simulações mostram que para abertura no terminal de Itumbiara, as
tensões sustentadas na ponta da linha atingem patamares de até 115%
(575 kV) estando três máquinas em operação na usina de Marimbondo. Por
outro lado, para abertura no terminal de Marimbondo, observam-se tensões
também elevadas no terminal em vazio de Marimbondo que podem atingir
113% (565 kV) da nominal, estando três máquinas sincronizadas na usina de
Itumbiara. Ressalta-se que o número mínimo de máquinas determinado para
a operação na usina de Marimbondo é de três unidades e de uma unidade na
usina de Itumbiara, que são as usinas mais influentes para o controle de
tensão dessa linha de transmissão.
Entretanto, considerando a capacidade plena das unidades geradoras da
UHE Itumbiara, verifica-se que é possível a utilização dessas máquinas para
a obtenção de tensões satisfatórias no terminal aberto de Marimbondo, não
sendo o mesmo possível para a usina de Marimbondo com três máquinas.
Desse modo, conclui-se que é indispensável a inserção de reator no sistema
que abrange essa linha de transmissão. As simulações efetuadas indicam
que um reator no terminal de Marimbondo de cerca de 200 Mvar/500 kV é
satisfatório no caso de abertura em Marimbondo e que, para abertura em
Itumbiara não há necessidade de reator tendo em vista a presença de reator
no terminal oposto de Marimbondo. Tendo em conta às condições de
operação previstas para essa linha de transmissão com possibilidade de
elevados fluxos, o reator da LT 500 kV Marimbondo - Itumbiara deve ser
manobrável, devendo ser inserido no terminal desta LT em Marimbondo
cerca de 100 Mvar e o restante na barra. O reator de linha foi licitado
juntamente com a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo, e tem a operação
prevista para agosto de 2004. O reator de barra, por sua vez, está em
análise pela Aneel.
Elevado perfil de tensão com risco de sobretensões no sistema de
transmissão de 500 e 345 kV de atendimento às áreas Minas Gerais, São
Paulo e Rio de Janeiro em regime normal de operação, quando de
despachos elevados nas usinas térmicas instaladas no Rio de Janeiro e
quando da recomposição desses sistemas após distúrbio.
A geração térmica prevista para o Rio de Janeiro reduz os fluxos de potência
nas linhas de 500 kV desde a subestação de Marimbondo, em Minas Gerais,
até a subestação de Adrianópolis, no Rio de Janeiro. Neste cenário são
observadas dificuldades para o controle de tensão nas regiões envolvidas,
ONS
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com o risco de ocorrer sobretensões em condição normal de operação,
mesmo considerando a utilização plena dos recursos existentes. Desta
forma, foram solicitados no ciclo anterior do PAR (2003-2005), novos
reatores manobráveis no sistema de transmissão de 500 e 345 kV de
atendimento às áreas Minas Gerais, São Paulo e Rio de Janeiro. Estes
reatores além de contribuírem para melhorar o controle de tensão das
regiões também são necessários para agilizar o processo de recomposição
desses sistemas após distúrbios.
As regiões Leste e Norte da Cemig apresentam problemas de controle de
tensão quando em contingências da rede básica. A primeira, na perda do
tronco 500 kV Neves-Mesquita, cujo impacto será minimizado após a entrada
em operação da usina de Aimorés (3x110 MW) no final de 2003. Já na região
norte, a entrada da usina de Irapé (3X120 MW), no final de 2005, contribuirá
para minimizar os problemas de controle da região quando de contingências
no tronco de 345 kV Três Marias - Montes Claros.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Superação da capacidade operativa da LT 345 kV Furnas – Pimenta em
determinados cenários energéticos que levam a restrição de geração nas
usinas da bacia do rio Grande, quando de contingência simples de linhas de
345 kV que interligam as usinas do rio Grande ou de 500 kV do rio
Paranaíba.
A maior parte das usinas da bacia do Rio Grande é interligada por um
sistema de transmissão de 345 kV. Esse sistema de transmissão diante de
um cenário energético de despacho mais elevado nas usinas do rio Grande
bem como de fluxos acima de 1.000 MW na interligação Norte-Sul, na
direção norte, é submetido a elevados fluxos em suas linhas, principalmente
em Furnas - Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara, em regime normal de
operação, o que implica em restrições de geração neste sistema e
conseqüentemente nas interligações. A emergência de uma dessas linhas
levará a outra a operar em sobrecarga. O estudo CCPE/CTET/047/2002
propôs duplicar a linha Furnas-Pimenta para evitar tais problemas. Esta
ampliação foi analisada e ratificada no estudo deste PAR 04-06.
Risco de corte de cargas atendidas pelas subestações de Juiz de Fora,
Itutinga e Barbacena devido a sobrecargas em linhas de 138 kV dessas
áreas principalmente quando da perda de uma das linhas de 345 kV
Barbacena – J. Fora e Furnas - Pimenta. O estudo CCPE/CTET/047/2002
recomenda a instalação da LT 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, circuito
simples, 140 km para resolver os problemas da área de Juiz de Fora. Esta
ampliação foi analisada e ratificada no estudo deste PAR 04-06.
Risco de sobrecarga inadmissível no trecho de LT 230 kV entre Aimorés e
Mascarenhas com conseqüente restrição do escoamento da capacidade total
ONS
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da usina de Aimorés, quando da perda de trechos da LT 230 kV
Mascarenhas - Aimorés – C. Pena - Gov.Valadares. A solução para esse
problema é a implantação da LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C2, 20 km.,
atualmente em análise pela Aneel, bem como a recapacitação da LT 230 kV
Aimorés – Governador Valadares, em construção.
As linhas de transmissão da malha de 230 kV da região leste da área Minas
Gerais poderão apresentar carregamentos acima da capacidade operativa
em contingências do tronco de 500 kV Neves - Mesquita, caso seja alterada
a defasagem da transformação de Mascarenhas dos atuais –30º para a
defasagem de zero graus. Os piores cenários para essa região ocorrem para
fluxos na interligação Norte/Sul no sentido do Sudeste, geração baixa de
usinas térmicas na área RJ/ES e despachos abaixo de 70% nas usinas da
região. Esse problema de sobrecarga poderia ser resolvido com reforço na
malha de 230 kV como, por exemplo, a recapacitação de vãos críticos das
linhas Taquaril - Itabira2 C1 e C2, Taquaril - Barão de Cocais2 e Barão de
Cocais2 – CSBM, cuja viabilidade está sendo avaliada pela Cemig. Essa
região não apresenta nenhum problema de carregamento nas linhas em
regime normal de operação.
d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador
A região norte de Minas Gerais é atendida por um circuito singelo de 345 kV,
que liga a UHE Três Marias à SE Montes Claros. Atualmente, a perda de um
dos circuitos deste tronco leva a cortes de carga nessa região. Com a
entrada da usina de Irapé (3x120 MW), em 2005, que se interligará à SE
Montes Claros, esses problemas serão minimizados.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores
nas subestações Jaguara 345 kV, Furnas 345 kV, Luiz C. Barreto 345 kV e
Poços de Caldas 345 kV. Estudos detalhados deverão confirmar o
diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram identificados,
ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora da Rede
Básica nas SEs Barbacena 2, Juiz de Fora 1, Lafaiete, Neves e Mascarenhas
de Moraes.
f)
Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
A transformação de Ipatinga 230/161/kV – 1x150MVA e 161/138 kV –
120 MVA apresentarão carregamentos acima do nominal na ponta de carga
do sistema de Minas Gerais em regime normal de operação, com valores de
104% em 2004, podendo chegar a 116% em 2006. Estes carregamentos
poderão ser reduzidos para 74 e 85% respectivamente nos anos de 2004 e
2006 se as PCHs Pipoca (2x12,5MW) e Areia Branca (2X10MW), previstas
para a região de Caratinga, entrarem em operação no ano de 2004.
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Ressalta-se que essas usinas ainda não possuem licença de operação e não
foram consideradas no estudo do PAR. A solução, em fase de implantação
pela Cemig, é a instalação de um novo transformador 230/138 kV – 225 MVA
que, além de eliminar as sobrecargas verificadas anteriormente, aumentará a
confiabilidade da região eliminando o corte de carga durante contingências
nas transformações existentes.
g) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Despacho Mínimo
Até a entrada em operação da SE Bom Despacho, das usinas hidrelétricas
previstas para se integrarem à área central, além das conexões para tornar
manobráveis reatores em circuitos de 500 kV, poderá ser necessário
despachar as usinas termelétricas de Igarapé e Ibiritermo para evitar corte
de carga após contingências simples nas LTs 500 kV São Gotardo 2 –
Emborcação e Nova ponte – Jaguara.
Após a entrada dos reforços citados, a necessidade de geração adicional ao
despacho mínimo da UTE Igarapé se limita a situações, na condição de
carga pesada, onde são praticados fluxos da ordem de 2.000 MW na
interligação Norte/Sul, sentido Norte→Sudeste, simultaneamente a geração
elevada na bacia do Paranaíba. Nessas condições, será necessário gerar
100 MW, além do despacho mínimo da UTE Igarapé, para evitar corte de
carga em contingências simples.
Despacho Máximo
Não há restrição ao despacho pleno das usinas termelétricas da área Minas
Gerais.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.4.2-2 – Principais Obras propostas para a Área Minas Gerais ainda sem concessão
ONS
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Emborcação: conexão para reator 91 Mvar - 500 kV na LT
São Gotardo 2
Necessária
atualmente
SE Jaguara: conexão para reatores nas LTs Jaguara – Neves e
Jaguara – São Gonçalo do Pará (2x91 Mvar - 500 kV)
Necessária
atualmente
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DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Ouro Preto 2: conexão para reator 91 Mvar - 500 kV da LT
Ouro Preto 2 – São Gonçalo do Pará
Necessária
atualmente
SE São Gotardo 2: reator manobrável de barra de 91 Mvar 500 kV
Necessária
atualmente
SE Marimbondo: reator manobrável de barra de 100 Mvar 500 kV
Necessária
atualmente
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C2, circuito simples, 20 km
FEV/2004
LT 345 kV Furnas – Pimenta C2, circuito simples,
JUN/2004
LT 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, circuito simples, 140 km
JUN/2004
LT 345 kV Montes Claros – Irapé, circuito simples, reator
manobrável de barra de 60 Mvar – 345 kV
AGO/2005
SE Irapé 345 kV e conexões associadas
AGO/2005
b) Desenvolver Ações Complementares
Tendo em vista a característica da carga da região norte de Minas Gerais, é
conveniente que seja realizado um estudo mais detalhado do comportamento
dessa carga, para que se possa avaliar melhor as condições de atendimento
à região, não somente em regime permanente, mas também por meio de
análises de estabilidade transitória. Dessa forma, será possível estabelecer a
necessidade de novos equipamentos de controle de tensão, mesmo com a
presença da usina de Irapé. (ONS/Cemig).
Fazer levantamento para caracterizar os fatores limitantes das LTs 230 kV
Taquaril - Itabira2 C1 e C2, Taquaril - Barão de Cocais2 e Barão de Cocais2
- CSBM, com vistas a recapacitação de trechos desses circuitos (Cemig).
Realizar estudos de planejamento de longo prazo com o objetivo de
caracterizar a solução estrutural para o atendimento à área leste de Minas
Gerais (CCPE/ONS).
Avaliar a viabilidade de implantação de ECE – Esquema de Controle de
Emergência, na UHE Aimorés, para segregação de unidades geradoras
dessa usina para a linha para Governador Valadares, a fim de eliminar
sobrecarga nas linhas de 230 kV da área Leste de Minas Gerais, quando de
contingências no eixo de 500 kV Neves – Vespasiano – Mesquita. Este
esquema, de caráter temporário, tem por objetivo minimizar os efeitos da
mudança do defasamento angular do transformador de 230/138 kV da SE
Mascarenhas de –30º para 0º, proposta pela Escelsa como recurso para
ONS
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eliminar sobrecargas na SE Vitória, no período entre a entrada em operação
da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória e a SE Areinha 345/138 kV, ou da solução
estrutural para a área leste que venha a ser determinada no estudo de
planejamento de longo prazo. (Cemig).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas no
item 6.3
ONS
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Descrição Complementar das Condições de Desempenho no Período 20042006
a) As previsões de demanda para a área Minas Gerais, mostram uma retração
em relação às previsões anteriores conforme a análise detalhada do item 6.1
deste documento.
b) O desempenho do sistema de transmissão de atendimento a Minas Gerais
no período 2004-2006 será bastante influenciado pelos seguintes aspectos:
retração de demanda causada pelo racionamento de energia de 2001/2,
novas usinas hidrelétricas que se encontram em construção e por novas
obras de transmissão também em construção. Entre as obras previstas,
destacam-se a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo, que beneficia o sistema
inclusive quanto a problemas de instabilidade eletromecânica na perda da LT
500 kV S. Simão – Itumbiara, e a interligação Norte-Sul II, que impacta
significativamente o sistema de atendimento a Minas Gerais. Quanto a esta
interligação, verifica-se que elevados intercâmbios reduzem os limites de
atendimento à carga. No período 2004 a 2006 está previsto um acréscimo
total de 891,1 MW de potência instalada em novas usinas, onde de
destacam as usinas UHE Aimorés com 330 MW e a UHE Irapé com 360 MW,
representando cerca de 77,4% desse total conforme tabela a seguir.
Tabela 3.4.2-3 – Usinas hidrelétricas e térmicas previstas para a Área Minas Gerais até 2006
Usina
UHE Candonga
Potência Instalada [MW]
2004
2005
46,7
UHE Picada
50
UHE Aimorés
220
UTE J. Fora
21
UHE Irapé
240
UHE Murta
120
UHE Baú I
TOTAL
2006
120
73,4
287,7
410
193,4
c) No horizonte 2004 – 2006 não são esperados cortes de carga para
contingências simples no sistema de 500 kV, nem geração de térmicas por
razões elétricas. Ressalta-se que as contingências nas LTs 500 kV São
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Gotardo 2 – Emborcação e Nova Ponte – Jaguara são muito influenciadas
pelo fluxo na interligação Norte – Sul. Em cenários com importação superior
a 1.500 MW pelo Sudeste, assim como com geração do Paranaíba elevada,
é necessário efetuar o desligamento de reatores e ajustar as tensões
terminais de algumas usinas, para alcançar um perfil de tensão minimamente
adequado. Estas condições poderão ser ainda agravadas com a elevação do
fluxo na LT 345 kV Ouro Preto Vitória, o qual tem relação direta com os
despachos das usinas térmicas instaladas no Rio de Janeiro. Para fluxos na
interligação Norte/Sul da ordem de 2.000 MW, no sentido Sudeste, e nas
condições de geração do Paranaíba já mencionadas poderá haver
necessidade de despacho de geração térmica adicional da ordem de
100 MW em carga pesada, além da geração mínima na UTE Igarapé, para
evitar corte de carga no caso das contingências mencionadas.
d) A usina de Irapé–360MW (3x120MW) será localizada no rio Jequitinhonha na
região norte de Minas Gerais e se interligará à subestação de Montes Claros
2 por meio de uma linha de circuito simples em 345 kV, integrante da Rede
Básica, que deverá ser licitada no 1º semestre de 2003. Esta integração se
dará primeiramente com duas máquinas, em fins de 2005, complementada
no início de 2006 com uma terceira unidade. Esta usina trará grande
benefício ao sistema de transmissão atual dessa região, que consiste em um
único circuito derivado da UHE Três Marias passando por Várzea da Palma
e daí a Montes Claros 2. Este sistema apresenta atualmente dificuldades de
controle de tensão em regime normal de operação para determinadas
condições de carga. A integração da usina de Irapé a SE Montes Claros 2
significa uma injeção de potência na extremidade desse sistema radial,
contribuindo significativamente para a redução dos fluxos na linha de
transmissão existente que deriva da SE Três Marias, bem como em uma
nova fonte de controle de tensão, beneficiando significativamente o
desempenho do sistema, principalmente em contingência de linhas de
345 kV. A presença dessa usina também resolve em parte as emergências
de linhas de 345 kV da região com exceção da perda da LT Três Marias Várzea da Palma para a qual deverá continuar o risco de corte de carga na
região.
Em contingências no tronco de 345 kV entre as subestações de Três Marias
e Montes Claros, as linhas de 138 kV Montes Claros 2 – Montes Claros1,
Montes Claros1 – Várzea da Palma, Três Marias – Várzea da Palma, além
de Várzea da Palma - Minas Liga, poderão operar com sobrecarga. Um
aspecto importante é quanto à presença do reator manobrável de 50Mvar –
345 kV em Montes Claros na linha para a SE Irapé e quanto ao despacho da
usina de Irapé. Preliminarmente, verifica-se que na emergência da linha de
345 kV Várzea da Palma – Três Marias para que não haja corte de carga ou
o mesmo seja minimizado, é necessário que o reator mencionado esteja
ONS
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desligado e Irapé despachada no máximo. Já na emergência de Várzea da
Palma – Montes Claros será necessário desligar pelo menos uma máquina
em Irapé se a mesma estiver com despacho total. Essa análise sugere a
necessidade de instalação de ECE a partir da implantação da usina de Irapé
para atendimento satisfatório às cargas dessa área. Entretanto, deve-se
registrar que essa análise pode se modificar em função de novas previsões
de carga para essa região, tendo em vista a curva de carga atípica estudada.
É necessário um estudo mais detalhado do comportamento da carga dessa
região para que se possa concluir pela necessidade de novos equipamentos
de controle de tensão mesmo com a presença da usina de Irapé. O diagrama
a seguir ilustra essa região do norte de Minas Gerais.
Figura 3.4.2-1 – Região Norte da Área Minas Gerais
M.Claros
(05)
S.Gotardo
G
UH Irapé
Região Norte
138 kV
S.Gotardo 500
V.Palmas
G
Neves
T.Marias
Legenda
345 kV
Neves 500
e) Sistema de Transmissão de 345 kV das usinas do Rio Grande
Eixo Furnas – Pimenta
A interligação Norte – Sul II e as obras relacionadas influenciam
significativamente o sistema da área Minas Gerais e acrescentam uma
importância elétrica e energética significativa para o sistema interligado
nacional, pois através deste sistema será possível aumentar o intercâmbio
de energia entre regiões geo-elétricas além de aumentar a confiabilidade do
SIN. Entretanto, este intercâmbio poderá sofrer limitações de fluxos devido a
restrições de transmissão na malha de 345 kV do rio Grande, fundamental
para o escoamento das usinas dessa bacia. O diagrama a seguir mostra de
forma simplificada uma parte dos sistemas de transmissão de 500 e 345 kV
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onde estão indicados os principais pontos de restrição para o escoamento
dos fluxos:
Figura 3.4.2-2 – Diagrama Simplificado dos Sistemas de 345 kV e 500 kV da Área Minas Gerais
N/NE
Samambaia
Itumbiara
Emborcação
Região
Central - MG
S.Simão
BACIA DO
PARANAÍBA
Jaguara
(5)
Barbacena
L.C.Barreto
Marimbondo
Pimenta
2
A.Vermelha
BACIA
DO
GRANDE
2
Furnas
2
Itutinga
Região
Mantiqueira
138 kV
J. de Fora
Área Rio
Os fatores que mais influenciam o carregamento do tronco de 345 kV, em
especial as linhas Furnas - Pimenta e L.C.Barreto - Jaguara, são a geração
das usinas dos rios Grande e Paranaíba, o intercâmbio na Norte-Sul II
(influenciado pelas usinas de Serra da Mesa, Cana Brava e Lajeado), o
despacho das usinas térmicas na área Rio de Janeiro e ainda o recebimento
pelo Sudeste oriundo do sistema sul. Desta forma, o cenário energético
considerado tem grande influência nos carregamentos das linhas de
transmissão como, por exemplo, os cenários nos quais o intercâmbio na
interligação Norte-Sul é superior a 1.000 MW, no sentido para o Norte, a
geração é alta na bacia do rio Grande e baixa no Paranaíba, além das
térmicas na área Rio estarem com despachos elevados, têm como
conseqüência uma forte elevação nos carregamentos das linhas Furnas Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara, mencionadas anteriormente.
A linha de 500 kV Itumbiara – Marimbondo, que tem previsão para entrar em
operação até dezembro de 2004, é uma ampliação importante para o sistema
interligado e que, além de outros benefícios, contribuirá para atenuar os
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carregamentos das linhas de 345 kV, em condição normal de operação ou
emergências no tronco de 500 e 345 kV. Mesmo com a pouca possibilidade
desta linha vir a estar em operação durante a ponta de carga do sistema
Sudeste no ano de 2004, foi analisado qual a influência que esta linha teria
nos fluxos das principais linhas do sistema de 345 kV, em condição normal
de operação e em emergências. Para isso considerou-se um cenário mais
desfavorável para o sistema de 345 kV, onde um dos fatores é o intercâmbio
de 2.000 MW no sentido Norte da interligação Norte-Sul. A tabela 3.4.2-4, a
seguir, apresenta os dados principais do cenário considerado nesta análise e
as tabelas 3.4.2-5 a 3.4.2-7 mostram o efeito da presença da linha ItumbiaraMarimbondo nos fluxos das linhas mais carregadas do sistema de 345 kV,
em condição normal de operação e em emergências. Para efeito de
comparação, na Tabela 3.4.2-5 também são mostrados os limites de
transmissão que constam no CPST e usados nesta análise.
Tabela 3.4.2-4 – Análise do Carregamento da LT 345 kV Furnas – Pimenta: Descrição do Cenário Analisado
CENÁRIO - 2004
Sudeste exportador para o Norte/NE
Geração Grande
73%
GER Furnas
1.150 MW
Geração Paranaíba
58%
GER LC Barreto
1.000 MW
Geração Paraná
81%
Térmicas Rio
100%
RSE
7.500 MW
FMG
3.600 MW
Fluxo N-S (SE→N)
2.000 MW
Fluxo para Samambaia (*)
1.850 MW
Geração de S. da Mesa
+Lajeado + C.Brava
1.170MW
Fluxo LT345 Ouro PretoVitória
120 MW
(*) LT 500 kV Itumbiara – Samambaia + LT 500 kV Emborcação – Samambaia
Tabela 3.4.2-5 – Carregamentos das Linhas e 345 kV em Condições Normais de Operação
Condição Normal de Operação - 2004
(Carregamentos em MVA)
Linhas de 345 kV
Furnas – Pimenta
L C Barreto - Jaguara
Marimbondo - P. Colômbia
ONS
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LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo
Limites do
CPST
(MVA)
Sem
Com
856
806
916
1.000
897
1.065
390
236
598
153 / 530
Tabela 3.4.2-6 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em emergência (Sem a LT Itumbiara – Marimbondo)
Carregamento das linhas de 345 kV (MVA) - 2004
Emergência em linhas
de 345 e 500 kV
Sem a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo
Furnas-Pimenta
L C BarretoJaguara
Marimbondo –
P. Colômbia
-
1.513
437
1.185
-
428
Emborcação - Itumbiara
890
1.068
392
S. Simão - A. Vermelha
981
1.284
613
Furnas - Pimenta
L C Barreto -Jaguara
Tabela 3.4.2-7 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em emergência (Com a LT Itumbiara – Marimbondo)
Carregamento das linhas de 345 kV (MVA) - 2004
Emergência em linhas
de 345 e 500 kV
Com a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo
Furnas-Pimenta
L C BarretoJaguara
Marimbondo –
P. Colômbia
-
1.360
262
1.085
-
248
Emborcação -Itumbiara
857
1.000
272
S.Simão - A. Vermelha
848
996
292
Furnas - Pimenta
L C Barreto - Jaguara
Nas tabelas anteriores observa-se o efeito da linha Itumbiara - Marimbondo
nas linhas de 345 kV, que provoca reduções significativas nos fluxos das
mesmas, tanto em condição normal quanto em emergências. Observa-se
também que essa linha é fundamental para evitar sobrecarga nas linhas de
345 kV quando de contingências no 500 kV, mas não é suficiente para
resolver a sobrecarga existente nas linhas Furnas - Pimenta e L. C. Barreto Jaguara quando de contingências nas mesmas. Este fato evidencia a
necessidade de reforço no sistema de 345 kV para equacionar este
problema. O estudo CCPE/CTET/0.47/2002 propõe a duplicação da linha
Furnas-Pimenta como um reforço necessário para o sistema de 345 kV.
Tomando com base este estudo e considerando a possibilidade desta
duplicação ainda no ano de 2004, a tabela 3.4.2-8 a seguir mostra qual seria
o efeito desta duplicação nos fluxos das linhas Furnas - Pimenta e L. C.
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Barreto - Jaguara nas condições mais severas analisadas anteriormente sem
a linha Itumbiara - Marimbondo.
Tabela 3.4.2-8 - Carregamentos das Linhas de 345 kV em emergência – Efeito da duplicação da LT Furnas –
Pimenta
Carregamento das linhas de 345 kV (MVA) - 2004
Emergência no 345 kV
Com a LT 345 kV Furnas – Pimenta C2
Sem a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo
Furnas – Pimenta
C1
Furnas – Pimenta
C2
L C Barreto Jaguara
Furnas – Pimenta C1
-
856
1.000
L C Barreto - Jaguara
707
707
-
A tabela anterior mostra que a duplicação da LT 345 kV Furnas-Pimenta
reduz em cerca de 40% o carregamento nesta linha na emergência da LT
345 kV L. C. Barreto - Jaguara (de 1.185 para 707 MVA) e em cerca de 34%
o carregamento da linha L. C. Barreto – Jaguara, na perda da LT 345 kV
Furnas-Pimenta C1, passando de 1.513 para 1.000 MVA. Em ambas as
linhas, os valores de fluxo estão abaixo do limite de carregamentos
estabelecidos no CPST. Os resultados mostram que essa duplicação
resolveria o problema de sobrecarga nas linhas Furnas - Pimenta e L. C.
Barreto - Jaguara e que a mesma seria necessária já a partir do ano de
2004. Estes fluxos seriam ainda menores com a presença da linha Itumbiara
- Marimbondo.
Considerando a possibilidade da não realização desta duplicação nos anos
de 2004 e 2005, pelo pouco tempo disponível para os trâmites necessários
para a sua implantação, foram realizadas análises mais detalhadas da
duplicação de Furnas-Pimenta no ano de 2006, considerando já em
operação a linha Itumbiara - Marimbondo. As conclusões desta análise são
válidas também para os anos de 2004 e 2005.
Foram considerados alguns cenários nessa análise, com destaque para a
interligação Norte-Sul, a qual foi estudada com fluxos em ambos os sentidos.
O caso de referência usado para gerar os cenários a seguir apresentados foi
o de carga pesada de junho de 2006. A tabela 3.4.2-9 mostra estes cenários
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Tabela 3.4.2-9 – Cenários Considerados na Avaliação dos Carregamentos das Linhas em 345 kV, antes da
Duplicação da LT Furnas – Pimenta
Descrição
Cenário: Sudeste
exportando para o Norte
Cenário: Sudeste
importando do Norte
1
2
3
4
5
Geração Grande
72%
50%
58%
63%
63%
Geração Paranaíba
74%
45%
45%
55%
70%
Geração Paraná
82%
78%
78%
81%
82%
RSE
7.113 MW
9.422 MW
9.422 MW
7.088 MW
6.027 MW
Norte-Sul (SE→N=+
e N→SE=-)
2.177 MW
2.000 MW
1.976 MW -1.930 MW -2.350 MW
Geração de S. da
Mesa +Lajeado +
C.Brava
1.910MW
1.440 MW
840 MW
1.910 MW
1.910MW
Ger Furnas
900 MW
600 MW
1.000 MW
600 MW
600 MW
Ger L C Barreto
920 MW
600 MW
900 MW
800 MW
800 MW
Térmicas Rio
Geração
baixa
100%
100%
Geração
baixa
Geração
baixa
FMG
3.911 MW
3.456 MW
3.443 MW
4.067 MW
4.306 MW
Fluxo p/ Samambaia
(*)
1.462 MW
1.599 MW
2.056 MW -1.136 MW -1.456 MW
122 MW
114 MW
Fluxo LT345 Ouro
Preto - Vitória
115 MW
426 MW
541 MW
(*) LT 500 kV Itumbiara – Samambaia + LT 500 kV Emborcação – Samambaia
Esta tabela apresenta os cenários energéticos selecionados para essa
análise, destacando os fatores mais importantes que afetam os
carregamentos das linhas de transmissão. Nos cenários de 1 a 3 o fluxo na
interligação Norte-Sul está no sentido Sudeste→Norte, o qual tem se
mostrado ser mais severo para os carregamentos das linhas Furnas Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara, e nos cenários 4 e 5 o fluxo naquela
interligação está no sentido contrário, ou seja, do Norte para o Sudeste.
Considerando os cenários apresentados anteriormente, a tabela 3.4.2-10 a
seguir mostra os fluxos nas linhas Furnas - Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara
em condição normal de operação. Conforme anteriormente mencionado, os
maiores carregamentos nestas linhas acontecem para os cenários 1, 2 e 3,
ONS
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sendo estes os mais importantes para analisar o efeito da duplicação da
linha Furnas-Pimenta.
Tabela 3.4.2-10 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em Condições Normais de Operação, nos Cenários
Analisados
Condição Normal de Operação – 2006
(Carregamentos em MVA)
Linhas de 345 kV
Cenários
Limites
do CPST
(MVA)
1
2
3
4
5
Furnas - Pimenta
676
796
923
350
246
916
L C Barreto - Jaguara
737
814
1.087
108
289
1.065
É importante observar na tabela anterior que o sentido do fluxo na
interligação Norte-Sul é um importante fator para determinar o carregamento
nas linhas de 345 kV, mas outros aspectos, como os despachos das usinas
do rio Grande, em especial Furnas e L.C.Barreto, do rio Paranaíba e das
térmicas da área Rio, são também relevantes para explicar o comportamento
dos fluxos nas linhas Furnas - Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara. O cenário 3
é considerado o mais severo de todos, onde o baixo despacho considerado
nas usinas de Serrada mesa, Cana Brava e Lajeado teve grande influência
no aumento dos fluxos nos sistemas de 345 e 500 kV. O fluxo na linha
Furnas - Pimenta ficou ligeiramente superior ao limite de 916 MVA.
Considerando somente os cenários 1, 2 e 3, a tabela 3.4.2-11 a seguir
apresenta os fluxos nas linhas em condição normal de operação com a linha
Furnas-Pimenta duplicada.
Tabela 3.4.2-11 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em Condições Normais de Operação, nos Piores
Cenários, Considerando a duplicação da LT Furnas – Pimenta
Condição Normal de Operação – 2006
(Carregamentos em MVA)
Linhas de 345 kV
ONS
Cenários
1
2
3
Furnas – Pimenta C1
379
499
578
Furnas – Pimenta C2
379
499
578
L. C. Barreto - Jaguara
408
695
950
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O segundo circuito Furnas-Pimenta proporciona no cenário 3 uma redução
de 37% no carregamento deste circuito e 12,6% na linha L. C. Barreto Jaguara, em regime normal de operação. Os fluxos nos circuitos
remanescentes, para a emergência de um desses circuitos, estão
apresentados na tabela 3.4.2-12 a seguir, onde, para efeito de comparação,
os resultados são mostrados com e sem a duplicação de Furnas-Pimenta.
Tabela 3.4.2-12 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em emergências, no Pior Cenário, Considerando a
duplicação da LT Furnas – Pimenta
Carregamento em MVA - 2006
Cenários
1
2
3
Emergência 345 kV
S/ Furnas – Pimenta C2 C/ Furnas Pimenta C2
FU-PI
C1
FU-PI
C2
LCBJG
FU-PI
C1
FU-PI
C2
LCBJG
Furnas – Pimenta C1
-
-
845
-
676
737
L.C.Barreto - Jaguara
756
-
-
453
453
-
Furnas – Pimenta C1
-
-
1.273
-
796
814
L.C.Barreto - Jaguara
1.050
-
-
629
629
-
Furnas – Pimenta C1
-
-
1.624
-
923
1.087
L.C.Barreto - Jaguara
1.256
-
-
758
758
-
Os valores da tabela anterior vêm confirmar os resultados obtidos na análise
realizada para o ano de 2004, ou seja, mesmo no cenário mais pessimista
(cenário 3), a presença do segundo circuito Furnas-Pimenta contribui com
grande eficácia para a redução dos carregamentos das linhas FurnasPimenta e L. C.Barreto - Jaguara, sendo, portanto, um reforço necessário
para o tronco de 345kV.
É importante registrar que o limite atual da linha L. C. Barreto - Jaguara é de
860 MVA, devido à capacidade dos TCs na saída das SEs L.C Barreto e
Jaguara. Tal restrição deverá ser eliminada de forma que o limite volte ao
valor normal de 1.165 MVA.
f) Eixo Barbacena - Juiz de Fora – Itutinga
O objetivo principal da análise anterior foi o de avaliar o efeito da duplicação
da linha Furnas - Pimenta no carregamento das demais linhas do sistema
interligado, em especial Furnas - Pimenta e L. C. Barreto – Jaguara, já
verificado na análise de 2004 e no relatório CCPE/CTET/.47/2002. Porém
durante a análise observou-se que, dependendo do cenário considerado,
ONS
PAR 2004-2006
158 / 530
algumas linhas do subsistema de transmissão de 138 kV da região da
Mantiqueira da área Minas, tiveram seu carregamento elevado e, em alguns
casos, o limite de transmissão ultrapassado em regime normal de operação
ou em emergências de linhas 345 kV. Essa região é basicamente atendida
pelo radial Barbacena 2 – Juiz de Fora, pela subestação de Itutinga
345/138 kV e por algumas usinas locais ligadas a malha de distribuição de
138 kV.
A tabela 3.4.2-13 a seguir mostra os fluxos em regime normal de operação
nas principais linhas desta região, para cada cenário considerado, e os
limites de transmissão das linhas de 138 kV.
Tabela 3.4.2-13 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da Região da Mantiqueira, em Condições Normais de
Operação
Condição Normal de Operação
(Carregamentos em MVA)
Linhas de 138 kV
Região da Mantiqueira-MG
Cenários - 2006
Limites
(MVA)
1
2
3
4
5
(1) Itutinga 2 – S. J. del Rey
85
152
162
45
27
125
(2) S. J. del Rey - Barbacena
58
110
116
27
7
125
(3) S. J. del Rey - Lafaiete
49
91
98
21
2
125
(4) S. J. del Rey – Itutinga 1
64
93
97
47
36
120
(5) S. Dummont – J. Fora 7
15
19
20
17
13
95
(6) Piau – Juiz de Fora
13
15
16
13
11
96
(7) Juiz de Fora – J. Fora 7
17
13
12
15
7
95
Observa-se, na tabela anterior, que nos cenários 1,2 e 3 os fluxos nas linhas
que partem da transformação de Itutinga 345/138 kV-2x225 MVA (linhas
1,2,3 e 4 na tabela) são maiores que nos cenários 4 e 5. Isto se deve
principalmente aos seguintes fatores: o fluxo na interligação Norte-Sul no
sentido Sudeste→Norte e o despacho das térmicas na área Rio. Nos
cenários 2 e 3, o maior despacho das térmicas na área Rio contribui para
elevar ainda mais os carregamentos destas linhas.
Para cada cenário da tabela anterior, foram selecionados os resultados de
duas emergências no sistema de 345 kV: Furnas - Pimenta e Barbacena Juiz de Fora. A primeira é mais severa para as linhas atendidas pela SE
Itutinga e a segunda para as linhas atendidas pela SE Juiz de Fora
345/138 kV-2x150 MVA (linhas 5,6 e 7 na tabela), uma vez que esta
subestação é atendida pelo radial derivado de Barbacena. As tabelas 3.4.2ONS
PAR 2004-2006
159 / 530
14 e 3.4.2-15 apresentam os fluxos obtidos nas linhas da malha de 138 kV
nestas emergências.
Tabela 3.4.2-14 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da Região da Mantiqueira, em Condições de
Emergência da LT Furnas – Pimenta
Emergência: Furnas-Pimenta
(Carregamentos em MVA)
Linhas de 138 kV
Região da Mantiqueira-MG
Limites
(MVA)
Cenários - 2006
1
2
3
4
5
(1) Itutinga 2 – S. J. del Rey
124
203
222
66
42
125
(2) S. J. del Rey - Barbacena
90
153
167
44
22
125
(3) S. J. del Rey - Lafaiete
70
119
131
32
12
125
(4) S. J. del Rey – Itutinga 1
81
115
123
55
44
120
(5) S. Dummont – J. For a 7
18
24
27
15
16
95
(6) Piau – Juiz de Fora
15
18
19
13
12
96
(7) Juiz de Fora – J. Fora 7
16
13
14
14
9
95
Tabela 3.4.2-15 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da Região da Mantiqueira, em Condições de
Emergência da LT Barbacena – Juiz de Fora
Linhas de 138 kV
Região da Mantiqueira-MG
ONS
Emergência: Barbacena-Juiz de Fora
(Carregamentos em MVA)
Cenários - 2006
Limites
(MVA)
1
2
3
4
5
(1) Itutinga 2 – S. J. del Rey
94
162
172
52
40
125
(2) S. J. del Rey - Barbacena
73
125
132
40
29
125
(3) S. J. del Rey - Lafaiete
46
88
95
17
1
125
(4) S. J. del Rey – Itutinga 1
68
97
102
50
42
120
(5) S. Dummont – J. Fora 7
133
140
144
132
140
95
(6) Piau – Juiz de Fora
97
103
106
97
103
96
(7) Juiz de Fora – J. Fora 7
129
138
142
128
138
95
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160 / 530
Observa-se nas tabelas anteriores que a emergência da linha Furnas Pimenta é mais grave nos cenários 2 e 3, com maior geração térmica na área
Rio, e a emergência da linha Barbacena - Juiz de Fora é grave em todos os
cenários considerados.
Além das linhas observadas nas tabelas anteriores, algumas transformações
da região poderão ter problemas de carregamentos acima do nominal, como
a transformação de Itutinga 345/138kV-2x225MVA, na perda de um dos
transformadores, onde o carregamento no remanescente atingirá 116% no
cenário 3, e a transformação de Barbacena 345/138 kV-2x150MVA, cujo
carregamento atinge cerca de 107% no cenário 2, no caso de
indisponibilidade da linha Barbacena 2 - Juiz de Fora.
Tendo em vista que os carregamentos das linhas e transformações da malha
de 138 kV da região da Mantiqueira podem sofrer grandes variações
dependendo do cenário energético considerado, tanto em condição normal
de operação quanto em emergências no sistema de 345 kV, o estudo
CCPE/CTET/047/2002 propôs interligar as subestações de Itutinga e Juiz de
Fora através de um novo circuito de 345 kV, com aproximadamente 140 km,
fechando o anel Furnas – Pimenta – Barbacena. Considerando este circuito
nos casos analisados anteriormente, observou-se que além de reduzir
significativamente os fluxos nas linhas da região, eliminando as sobrecargas
existentes, contribui também para reduzir os fluxos nas linhas Furnas –
Pimenta, em cerca de 13%, e L. C. Barreto – Jaguara, em 7%. É importante
destacar que se considerarmos somente a duplicação do circuito Furnas Pimenta, os problemas da região Mantiqueira seriam amenizados, mas não
resolvidos. O quadro a seguir apresenta, para o cenário 3, o mais severo, um
resumo das análises anteriores, mostrando o efeito do segundo circuito
Furnas – Pimenta e da linha Itutinga – Juiz de Fora nos fluxos das linhas de
345 e 138 kV. Neste quadro é possível observar a redução nos
carregamentos das linhas em condição normal de operação e em
emergências.
ONS
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Tabela 3.4.2-16 – Carregamentos em linhas de 345 kV e de 138 kV, Considerando a Duplicação da LT Furnas –
Pimenta
Linhas de
Transmissão
CENÁRIO 3 - 2006
(Carregamento em MVA)
Reg. Normal
de operação
345 kV
A
Fur-Piment C1
923
Fur-Piment C2
-
LCB-Jaguara
B
C
Emergência:
Furnas-Pimenta
Lim
Emergência:
LCB-Jaguara
A
B
C
A
578 506
-
-
-
578 506
-
923
795
-
1087 950 892 1624 1087 1005
-
B
C
1266 758 665
758 665
-
-
Emergência: MVA
Barb-J.deFora
A
B
C
924
579 523
916
-
579 523
916
1092 953 905 1165
138 kV
Ituting2-SJRey
162
147
93
222
162
101
189
164 104
172
156 104
125
SJRey-Barbac
116
103
50
167
116
56
136
116
55
132
119
58
125
SJRey-Lafaiet
98
89
69
131
98
74
115
101
77
95
86
74
125
SjRey-Ituting1
97
91
69
123
97
72
109
98
73
102
95
73
120
Sdum-JFora7
20
19
16
27
20
18
24
21
18
144
141
43
95
Piau-JFora
16
15
9
19
16
11
17
16
11
106
103
29
96
Jfora-Jfora7
12
12
27
14
12
27
13
11
26
142
139
46
95
Legenda: A: Configuração atual; B: Com o 2º circuito Furnas-Pimenta; C: Com o 2º circuito Furnas-Pimenta + LT Itutinga Juiz de Fora
O quadro anterior mostra que as soluções propostas para ampliação
sistema de 345 kV da Rede Básica, são eficazes para contornar
problemas de sobrecarga observados no sistema de 345 kV e na malha
138 kV da região da Mantiqueira. Mas para que estas obras tragam
resultados esperados, dois pontos importantes devem ser equacionados:
do
os
de
os
- troca do TC na saída de L. C. Barreto para Jaguara e vice-versa de
modo que o limite da linha L. C. Barreto - Jaguara passe dos atuais
860 MVA para o valor de 1.165 MVA ou acima; e
- em recente correspondência Furnas informou que deseja alterar o
limite operativo da linha Furnas - Pimenta para 728 MVA, diferente
do atual CPST que é de 916 MVA. Na hipótese do valor de 728 MVA
como limite para condição normal de operação e para emergências,
os resultados da tabela anterior mostram que no cenário 3 e na
contingência de um dos circuitos de Furnas-Pimenta, o
carregamento no circuito remanescente seria 795 MVA, ou seja,
cerca de 9% acima desse novo limite.
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Foi analisada, ainda, outra forma de interligar as subestações Itutinga e Juiz
de Fora. Trata-se de uma ligação em “loop” num dos circuitos entre Itutinga e
Adrianópolis, passando por Juiz de Fora, seccionando uma das linhas
Itutinga - Adrianópolis em dois novos trechos: Itutinga - Juiz de Fora e Juiz
de Fora - Adrianópolis. Esta alternativa proporciona resultados semelhantes
à anterior com relação às reduções nos carregamentos das linhas Furnas Pimenta, L. C. Barreto - Jaguara e na malha de 138 kV da região da
Mantiqueira de Minas Gerais. Mas essa configuração apresenta a
desvantagem de aumentar o carregamento na transformação de Adrianópolis
500/345 kV, para alguns cenários considerados.
Finalmente, destaca-se que a presença das linhas Furnas - Pimenta C2 e
Itutinga - Juiz de Fora contribuem para elevar o nível de curto circuito,
principalmente nas subestações de Barbacena e Juiz de Fora 345 kV e Juiz
de Fora 138 kV. Em análise preliminar, pode-se observar uma elevação no
curto circuito de 24, 60 e 37% nesses barramentos, respectivamente.
Ressalta-se que simulações mostraram que o nível de curto-circuito da
subestação de Juiz de Fora 138 kV se encontra atualmente próximo do
limite.
g) A região Leste de Minas Gerais é atendida principalmente pelas
transformações de Mesquita 500/230 kV – 3X400 MVA e Taquaril
345/230 kV – 3X225 MVA, além de geração local da ordem de 500 MW de
potência instalada nas usinas de G.Amorim, Salto Grande, Sá Carvalho e
Porto Estrela. Na perda das LT 500 kV Neves - Vespasiano ou Vespasiano –
Mesquita, o atendimento a essa área passa a ser feito pela transformação de
Taquaril 345/230 kV e pela interligação com o Espírito Santo, através da LT
230 kV Gov. Valadares - Mascarenhas. A conseqüência dessa contingência
é o afundamento de tensão e a elevação dos carregamentos na malha de
230 kV e na transformação de Taquaril. Atualmente, nessa condição é
necessário efetuar cortes de carga para operação satisfatória do sistema.
Em regime normal de operação não são esperados problemas para essa
região.
A partir de novembro de 2003 está prevista a entrada em operação da
primeira máquina da usina de Aimorés (3x110 MW), localizada na
interligação com o Espírito Santo próximo à subestação de Mascarenhas.
Com a usina completa em abril de 2004, os problemas de carregamentos
elevados e de afundamento de tensão na região leste serão
significativamente minimizados.
Entretanto, esse panorama será alterado com a troca da defasagem angular
dos transformadores 230/138 kV-(2x150 MVA) da SE Mascarenhas que
atualmente propicia fluxos adequados nessa interligação. A defasagem
“nula”, pretendida pela Escelsa, teria o objetivo de minimizar os problemas
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de elevados carregamentos observados na transformação de Vitória
345/138 kV-4x225 MVA após a entrada em operação da LT 345 kV Ouro
Preto – Vitória e o adiamento da SE Areinha 345/138 kV.
Os problemas de carregamentos elevados e afundamentos de tensão na
malha 230 kV da região leste somente acontecem na contingência da LT
500 kV Neves – Vespasiano - Mesquita, como dito anteriormente, e são mais
severos para cenários onde os fluxos na interligação Norte/Sul ocorrem no
sentido do Sudeste e com baixa geração de térmicas na área RJ/ES. Um
outro fator agravante seria o baixo despacho das usinas dessa região. Foram
então analisados duas condições de despacho, que estão mostradas na
tabela 3.4.2-17. A tabela 3.4.2-18, seguinte, mostra o efeito da alteração da
defasagem do TR de Mascarenhas nos carregamentos das linhas de 230 kV
da região leste da Cemig.
Tabela 3.4.2-17 – Cenários Considerados na Análise do Efeito da Defasagem do Trafo da SE Mascarenhas
Cenários
Descrição
1 (2004)
2 (2006)
1.317 MW
1.384 MW
Fluxo N-S (sentido SE)
610 MW
1.770 MW
Fluxo O. Preto - Vitória
384 MW
426 MW
UHE Aimorés
220 MW
220 MW
80%
80%
UTE Norte Fluminense
386 MW (50%)
386 MW (50%)
UTE Macaé Merchant
0
0
Carga Escelsa
Ger. região leste
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Tabela 3.4.2-18 – Carregamentos nas Linhas de 230 kV no Leste de Minas Gerais, em função da Defasagem
do Trafo da SE Mascarenhas
Carregamentos em linhas de 230 kV
e transformador da região Leste (%)
TR Mascarenhas
TR Mascarenhas
230/138 kV
230/138 kV
com –30 graus
com defasagem “Nula”
Perda da LT 500 kV
Vespasiano - Mesquita
L1
L2
L3
TR
L1
L2
L3
TR
(1) Caso Base
69
69
64
66
87
84
79
84
(2) Ger leste=50%
91
87
82
89
112
104
99
109
(3) Ger leste=50%
Aimorés=330 MW
83
80
75
80
101
94
90
98
(4) Ger leste=70%
74
73
68
71
93
88
83
89
(5) Caso Base
77
77
71
74
96
92
87
92
(6) Aimorés=330 MW
70
71
65
66
88
85
80
83
(7) Ger leste e
Aimorés = 50%
107
100
95
104
136
125
119
130
(8) Ger leste=50%
102
96
91
99
125
116
110
121
(9) Ger leste=50%
Aimorés=330 MW
94
90
85
90
113
105
100
109
(10) Ger leste=70%
85
83
77
81
104
98
93
100
Cenário 1 (2004)
Cenário 2 (2006)
Legenda: L1: Taguaril – Itabira L2: Taquaril – B. Cocais L3: CSBM – B. Cocais TR: Transformação de Taquaril
345/230 kV
A tabela anterior mostra que, mesmo em cenários desfavoráveis para a
região Leste, praticamente não há problemas de sobrecarga nas linhas,
considerando a defasagem atual de (–30º). Somente nos casos 7 e 8, são
observados carregamentos ligeiramente acima do nominal no cenário 2, mais
severo que o cenário 1, sendo que esse apresenta fatores agravantes que
são os despachos das usinas da região leste e a UHE Aimorés com 50% da
capacidade instalada.
Considerando a defasagem “nula” na transformação de Mascarenhas, os
resultados observados são mais severos do que com a defasagem atual,
principalmente quando se considera o despacho das usinas da região Leste
inferior a 70%. No caso 10, onde o despacho das usinas da região é igual a
70% e Aimorés está gerando 220 MW, os carregamentos estão praticamente
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no limite. Para cenários com despachos inferiores a esses valores poderão
ocorrer carregamentos elevados nas linhas da malha 230 kV. Os casos 7, 8 e
9 retratam essa situação.
É importante ressaltar que nessa contingência do 500 kV, o afundamento de
tensão na região é esperado mesmo nos casos em que os fluxos nas linhas
não ultrapassam o limite de carregamento. Em geral essas tensões ficam
abaixo de 1,0 pu podendo chegar a valores inferiores a 0.90 pu no eixo
Ipatinga - Itabira no caso mais severo (caso 7). Com a defasagem “nula” na
transformação de Mascarenhas, essa região poderá necessitar de um
controle de tensão mais adequado e de recapacitação de vãos críticos de
alguns trechos na malha 230 kV como, por exemplo, das linhas Taquaril Itabira2 C1 e C2, Taquaril - Barão de Cocais2 e Barão de Cocais2 - CSBM.
Destaca-se ainda que está prevista para o final do ano de 2006, no rio
Jequitinhonha, a entrada em operação da usina hidráulica de Murta, com
120 MW (3X40 MW), que se interligará no radial de 138 kV originado em
Governador Valadares, na região Leste. A presença dessa usina reduzirá os
carregamentos das linhas na malha de 230 kV da região Leste em cerca de
7%.
h) Está consignada em contrato de concessão da Aneel, com novos agentes
concessionários de usinas licitadas em fins de 2002, a implantação de
sistema de integração ao sistema interligado nacional. Esse sistema,
segundo estudos de integração dos aproveitamentos hidrelétricos na região
sudeste de Goiás, consiste de uma nova subestação denominada Cachoeira
Alta II que irá se conectar à SE São Simão 500 kV em novembro de 2006. O
sistema de integração ainda carece de solução definitiva. As usinas em
questão são: Olho d’Água, Salto do Rio Verdinho, Caçu e Barra do Coqueiro,
Salto e Itaguaçu esta ainda não licitada, que juntas (descontada Itaguaçu)
perfazem 389 MW de capacidade instalada. Ressalta-se que, para
cumprimento desse prazo, as obras desse sistema de integração de usinas
deverão ser licitadas em breve, após o que deverá ser formalizada a
solicitação de acesso à Rede Básica.
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3.4.3
Área São Paulo
Descrição da Área
O sistema de transmissão que atende à área São Paulo é constituído
principalmente, por três circuitos em 750 kV, circuitos em 500 kV, uma malha em
440 kV, circuitos em 345 kV e pelo sistema em corrente contínua de 600 kV de uso
exclusivo da UHE Itaipu 50 Hz. Algumas regiões são atendidas em tensão de
230 kV.
Os três circuitos de 750 kV provenientes da UHE Itaipu 60 Hz atendem à grande
São Paulo pela transformação 750/345 kV de Tijuco Preto e se ligam ao sistema em
500 kV que atende à área Rio de Janeiro pela transformação 750/500 kV de Tijuco
Preto. Esses três circuitos em 750 kV são também ligados ao sistema Sul pela
transformação 750/500 kV de Ivaiporã.
Uma parte do sistema em 500 kV provém das usinas da bacia do Paranaíba e da
UHE Marimbondo no rio Grande, atravessando o Estado de São Paulo até a
subestação de Cachoeira Paulista. Nesse ponto interliga-se às linhas em 500 kV
provenientes da subestação de Tijuco Preto. O sistema em 500 kV está ligado à
malha de 440 kV pelas transformações de Água Vermelha e de Taubaté e ao
sistema em 345 kV na subestação de Campinas. A malha de 440 kV, que atravessa
toda essa área, tem origem nas usinas dos rios Paraná e Paranapanema, e atende
aos centros de carga no interior do Estado, chegando até as subestações terminais
de 440 kV de Embu Guaçu, Cabreúva e Santo Ângelo, próximas à capital São
Paulo.
O sistema em 345 kV provém das usinas do rio Grande, atende às cargas no
interior nas regiões de Franca e Campinas e conecta-se ao sistema em 345 kV na
grande São Paulo nas subestações de Guarulhos e Mogi. O sistema em corrente
contínua de 600 kV, de uso restrito da usina de Itaipu 50 Hz tem seu terminal
receptor na subestação de Ibiúna, por onde a potência dessa usina se interliga à
malha em 345 kV.
Os pontos de suprimento à distribuição na região metropolitana de São Paulo são
interligados por uma malha de 345 kV receptora do sistema em 440 kV
(subestações de Santo Ângelo e Embu Guaçu), do sistema em 345 kV, nas
subestações de Guarulhos e Mogi, do sistema em 750 kV, na subestação de Tijuco
Preto, do sistema em corrente contínua de Itaipu 50 Hz, na subestação de Ibiúna e,
ainda mais recentemente, da interligação Sul – Sudeste entre Bateias e Ibiúna.
Um sistema em 230 kV que tem origem na subestação de Assis 440/230 kV interliga
usinas do rio Paranapanema aos centros de carga no interior, chegando até à SE
Cabreúva 440/230 kV de onde partem linhas em 230 kV que, interligadas também
pela transformação 345/230 kV de Anhangüera, atende ao centro de carga na
capital. Esse sistema em 230 kV interliga-se com o sistema da região Sul do Brasil
nas subestações de Assis e Chavantes.
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O Vale do Paraíba do Sul é atendido principalmente por um sistema em 230 kV que
tem origem nas subestações de Mogi e Itapeti 345/230 kV, conecta-se ao sistema
em 440 kV na subestação de Taubaté, passa por Aparecida e Santa Cabeça e
segue em direção à área Rio de Janeiro até a subestação de Nilo Peçanha.
Um sistema em 230 kV interligando as subestações 345/230 kV de Interlagos e
Baixada, contando também com as usinas UHE Henry Borden (parte) e UTE
Piratininga, atende cargas da capital e Baixada Santista.
Evolução da Geração e do Mercado na Área São Paulo
A tabela 3.4.3-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área São Paulo no horizonte deste PAR.
Tabela 3.4.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área São Paulo
Atual
2004
2005
2006
Capacidade
Instalada
UHE
(MW)
17.076
17.076
17.076
17.076
Capacidade
Instalada
UTE
(MW)
1.116
1.116
1.116
1.116
Total
18.192
18.192
18.192
18.192
Demanda Máxima
Anual (MW)
16.513
17.060
17.446
18.088
+3,3%
+2,2%
+3,6%
Variação (%)
Sumário das Condições de Atendimento
Nas simulações realizadas para a Área São Paulo, foram identificadas situações,
em condições normais de operação, em que se verificam sobrecargas em linhas ou
em equipamentos da Rede Básica e em transformadores de conexão entre a Rede
Básica e os sistemas de distribuição. Para eliminar essas sobrecargas foi
necessário restringir o despacho de usinas ou o intercâmbio inter-regional.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Com a entrada em operação das usinas térmicas do Rio de Janeiro foi
verificado um elevado perfil de tensão, em regime normal de operação, com
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risco de sobretensões, no sistema de transmissão em 500 kV que atende às
áreas São Paulo, Minas Gerais e Rio de Janeiro. Contribuem também para
isso a implantação do 3º circuito da LT 500 kV Cachoeira Paulista Adrianópolis, do 2º circuito da LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista e
da LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo. Para alguns cenários de geração, a
partir de 2004, existem problemas de controle de tensão apenas com os
recursos existentes, não permitindo desta maneira, condições satisfatórias
sem o desligamento de linhas de transmissão. Por outro lado, estudos de
recomposição do sistema de 500 kV identificaram a necessidade de reatores
adicionais que foram compatibilizados com as necessidades para controle de
tensão. Assim, este PAR reforça a necessidade de instalação de reatores no
sistema em 500 kV: 136 Mvar / 500 kV na SE Cachoeira Paulista e a
substituição do reator 73 Mvar / 500 kV da SE Campinas por outro de
136 Mvar, atualmente em análise pela Aneel.
Para cenários com despachos de geração elevados (88%) nas usinas ligadas
ao sistema em 440 kV e alto carregamento nas linhas de transmissão em
440 kV, verifica-se elevada queda de tensão entre os barramentos de 440 kV
dessas usinas e os das subestações de Ribeirão Preto, Santa Bárbara,
Sumaré, Bom Jardim e Cabreúva em regime normal de operação. Na
contingência da LT Água Vermelha – Ribeirão Preto 440 kV, em carga
pesada, são verificadas tensões inferiores a 0,90 pu no barramento de
Ribeirão Preto já a partir do ano de 2004. Módulos para tornar manobráveis
dois reatores 440 kV na SE Bauru (90 e 180 Mvar) e um na SE Araraquara
(180 Mvar) estão previstos para entrar em operação em abril de 2004.
Para cenários de baixa geração nas usinas ligadas ao sistema em 440 kV foi
verificado elevado perfil de tensão durante os períodos de carga leve e
mínima nesse sistema. Para o controle da tensão em condições de carga
mínima, é necessário desligar linhas de transmissão de 440 kV em função do
esgotamento dos recursos de controle de tensão existentes na área. Para
evitar esses desligamentos é necessário acrescentar compensação reativa
indutiva em derivação no sistema em 440 kV. Por outro lado, estudos de
recomposição desse sistema identificaram a necessidade de reatores
adicionais que foram compatibilizados com as necessidades para controle de
tensão. Assim são propostos dois reatores manobráveis em 440 kV:
180 Mvar na SE Araraquara e 90 Mvar na SE Sumaré, cuja concessão está
sendo analisada pela Aneel.
A conexão em derivação da SE Oeste 440/88 kV – 3 x 400 MVA está em
desacordo com os Requisitos Mínimos dos Procedimentos de Rede. A partir
da solicitação de acesso da CBA, para 130 MW no barramento de 88 kV da
SE Oeste 440/88 kV, considerando-se o seccionamento de apenas um
circuito da LT 440 kV Bauru – Embu Guaçu em Oeste, são verificadas
tensões muito baixas na área quando da perda do circuito Oeste – Embu
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Guaçu, havendo risco de colapso de tensão com perda de cerca de 800 MW
de carga. Como solução, propõe–se o seccionamento dos dois circuitos da
LT 440 kV Bauru – Embu em Oeste, em análise pela Aneel.
O sistema em 230 kV que atende a área do Vale do Paraíba apresenta
restrições de carregamentos de linhas de transmissão em condições de
emergência entre Mogi e São José. Além disso, a perda da LT 230 kV
Taubaté – Aparecida implica em níveis de tensão inadmissíveis em
Aparecida e Santa Cabeça a partir de 2006. Como solução propõe-se a
instalação de transformador 500/230 kV – 350 MVA na SE Cachoeira
Paulista, construção da LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça,
desativação da SE Itapeti 345/230 kV, além da implantação da SE Itapeti
345/88 kV – 2x400 MVA e construção linha em 88 kV, de 15 km, estas não
integrantes da Rede Básica, para permitir remanejamento de carga das SE
São José dos Campos, Nordeste e Mogi.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Há superação da capacidade operativa da LT 230 kV Edgard de Souza –
Pirituba quando da contingência de um dos circuitos e esgotamento da
capacidade operativa nas transformações 230/88 kV das subestações
Edgard de Souza e Pirituba em emergências, com risco de corte de carga na
zona oeste da cidade de São Paulo. Essas restrições serão eliminadas após
a implantação da SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA. Essa
transformação, prevista para dezembro de 2004, está em fase de
contratação e tem prazo estimado em 18 meses para entrada em operação
após a assinatura do contrato.
Cabe observar também que em condições de elevados despachos em Itaipu
50 e 60 Hz associados a altos fluxos do sistema Sul para o Sudeste, com
menores despachos de geração nas usinas ligadas ao sistema em 440 kV,
há sobrecarga no transformador 345/230 kV de Anhangüera Provisória já em
condição normal de operação. A atual SE Anhangüera Provisória, construída
em caráter emergencial, não tem condições de ampliação e não atende aos
requisitos mínimos dos Procedimentos de Rede. Segundo informações da
Cteep, essa subestação tem sido objeto de questionamentos dos órgãos de
fiscalização ambiental do Estado de São Paulo devido ao nível de ruído
provocado pelo transformador. A futura SE Anhangüera 345/230 – 500 MVA,
proposta neste PAR, resolverá esse problema.
Existe o risco de corte de carga superior a 500 MW nas subestações Edgard
de Souza e Pirituba e no consumidor CBA quando da perda de um dos dois
transformadores de 750 MVA da subestação Cabreúva 440/230 kVA ou da
perda do transformador 345/230 kV da SE Anhangüera Provisória. A obra
prevista para a área é a implantação do terceiro transformador 440/230 kV –
ONS
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750 MVA na SE Cabreúva, já autorizado e com data de entrada em operação
de julho de 2004.
Há superação da capacidade operativa no tronco em 500 kV entre Tijuco
Preto e Cachoeira Paulista, principalmente na contingência da LT Tijuco
Preto - Cachoeira Paulista 500 kV, em cenários de elevados recebimentos
pelo Sudeste com baixa geração térmica e nuclear na área do Rio de
Janeiro. Essa restrição é eliminada com a entrada em operação da LT
500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista (circuito 2), já licitada, com
previsão de entrada em operação em dezembro de 2004.
Há elevadas sobrecargas em emergências, em todas as condições de carga,
nos transformadores 345/230 kV de Interlagos e de Baixada Santista e na LT
230 kV Piratininga – Henry Borden, com despachos máximos nas UTEs
Piratininga e Nova Piratininga e na UHE Henry Borden (230kV). Por outro
lado, com essas térmicas fora de operação e com despacho mínimo na UHE
Henry Borden (230 kV), também há superação de equipamentos em
emergências no sistema em 230 kV. Esses problemas são solucionados com
a entrada em operação do segundo transformador 345/230 kV – 500 MVA na
SE Interlagos, já autorizado, em dezembro de 2003.
A elevação dos limites de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste
acarreta também o aumento do fluxo através dos autotransformadores
750/345 kV – 3 x 1.500 MVA da SE Tijuco Preto em condição normal de
operação, fluxos esses próximos ao limite nominal e de até 140% na
contingência de um de seus bancos. A solução é a instalação da quarta
unidade 750/345kV – 1.500 MVA na SE Tijuco Preto já proposta no PAR
2003-2005 e atualmente em análise pela Aneel. Devem-se observar os
efeitos nessa subestação resultantes dos níveis de curto-circuito com a
instalação do 4º banco, tendo em vista que o nível de curto monofásico no
barramento de 345 kV (51 kA) é superior à capacidade dos disjuntores
(50 kA).
A expansão da interligação Sul – Sudeste através da LT 500 kV Londrina –
Assis – Araraquara acarreta a elevação dos fluxos nos sistemas derivados
da SE Araraquara 500 kV, bem como na transformação da SE Campinas
500/345 kV. Para fluxos do Sul para o Sudeste mais elevados (RSE =
9000 MW), esta transformação pode atingir a capacidade nominal em regime
normal ou apresentar sobrecarga na contingência da LT 500 kV Campinas –
Cachoeira Paulista. A solução é a implantação, em conjunto com a nova
interligação Sul – Sudeste, da duplicação da transformação 500/345 kV da
SE Campinas, atualmente em análise pela Aneel.
Em condições de intercâmbios elevados do sistema Norte para o Sudeste
(2.000 MW) e do Sudeste para o Sul (4.000 MW), combinados com
despachos hidráulicos altos e térmicos e nucleares baixos no Sudeste,
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quando da perda de um dos circuitos da LT 500 kV Marimbondo –
Araraquara, o carregamento no restante é superior ao seu nominal (7% em
2004 a 32% em 2006). Essas linhas são limitadas em 1.559 MVA por seus
equipamentos terminais. A troca desses equipamentos elevaria o limite para
1.665 MVA, verificando-se nessa condição ainda fluxo 24% superior ao
nominal em emergências.
Na condição de carga pesada, há a superação da capacidade operativa de
linhas de transmissão de 230 kV na região do Vale do Paraíba entre Mogi e
São José. A contingência de uma das linhas acarreta sobrecargas na
remanescente com risco de corte de carga de até 120 MW. Com a instalação
de transformador 500/230 kV – 350 MVA na SE Cachoeira Paulista, a
construção da LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça e a
desativação do transformador 345/230 kV de Itapeti, o sistema opera no
limite em emergências, podendo ainda ocorrer carregamentos superiores
aos nominais. A solução proposta pelo CCPE para a área é a implantação de
transformação 345/88 kV – 2 x 400 MVA na SE Itapeti, prevista para além do
período de análise deste PAR (2009), possibilitando a transferência de carga
das SEs São José dos Campos, Nordeste e Mogi.
A SE Sul 345/88 kV – 4 x 400 MVA é atendida em 345 kV pelas SEs Embu e
Baixada. O trecho de linha de Embu até o ponto de derivação para a SE Sul
(Alto da Serra) possui capacidade de 896 MVA, inferior ao limite do trecho de
Baixada até Sul (1.076 MVA). Assim, quando da perda do circuito Baixada –
Sul há sobrecarga no trecho Embu – Sul (de 109% em 2004 a 112% em
2006). Esse problema carece de solução estrutural.
A LT 345 kV circuito duplo Tijuco Preto – Itapeti irá apresentar
carregamentos mais elevados, em condição normal de operação, quando da
expansão da interligação Sul – Sudeste para cenários com elevados
recebimentos pelo sistema Sudeste (RSE=9.000 MW) e despachos de
geração térmica e nuclear elevados na área Rio de Janeiro. A perda de um
dos circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti provoca elevada sobrecarga
no circuito restante impondo restrição à operação e a otimização energética
para intercâmbios entre as regiões Sul e Sudeste em cenários com Angra I e
II despachadas, nos patamares de carga pesada com recebimento pelo
Sudeste a partir de 5.900 MW e carga média com recebimento pelo Sudeste
acima de 6.300 MW. Em um cenário de máximo recebimento pelo Sudeste,
9000 MW, e despacho das usinas de Angra I e II mais as térmicas do Rio de
Janeiro, o carregamento nesta linha de transmissão na emergência poderá
chegar a 153% para o ano de 2006. Note-se que a presença do quarto banco
de transformadores de Tijuco Preto 750 / 345 kV agrava o problema. A
solução proposta é a construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, Tijuco
Preto – Itapeti (C3 e C4) associada à substituição de disjuntores 345 kV e
equipamentos associados em 8 “bays” em Itapeti e em 8 “bays” em Santo
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Ângelo, que estão sendo propostas neste PAR. Ressalta-se também a
superação de disjuntores em T. Preto 345 kV cuja solução ainda está sendo
analisada.
Existem restrições ao despacho pleno das UHEs Porto Primavera,
Taquaruçu e Capivara em função de carregamentos acima do nominal, em
condição normal e em emergências, nos transformadores 440/138 kV –
150 MVA de Capivara e 440/230 kV – 336 MVA de Assis e, em emergências,
nas linhas em 440 kV Taquaruçu – Capivara, Capivara – Assis e Assis –
Bauru. As restrições nos transformadores são solucionadas com a entrada
em operação do segundo transformador 440/230 kV – 336 MVA de Assis
(data estimada, dezembro de 2004) e da substituição do transformador
440/138 kV – 150 MVA de Capivara por outro de 300 MVA (junho de 2006).
As restrições em linhas de transmissão em 440 kV são provocadas por seus
equipamentos terminais e serão solucionadas com a troca da relação dos
TCs de 1500 A para 3000 A, que está sendo providenciada pela Cteep para
o 2º semestre de 2003. Com essa troca a limitação dessas linhas passará a
ser de 2000 A.
Há esgotamento da capacidade operativa da LT Guarulhos – Nordeste
345 kV, na contingência da LT Mogi – Nordeste 345 kV e vice-versa, por
restrição de equipamentos terminais nos patamares de carga pesada. A
solução proposta é a construção de nova LT 345 kV Itapeti – Nordeste,
circuito duplo, com lançamento de um circuito.
d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador
Nada a registrar
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores
nas SEs Cabreúva 440 kV e 230 kV, Jupiá 440 kV, Ilha Solteira 440 kV,
Embu Guaçu 345 kV, Santo Ângelo 345 kV, Xavantes 345 kV, Milton
Fornasaro 345 kV, Tijuco Preto 345 kV, Guarulhos 345 kV, Mogi 345 kV,
Henry Borden 230 kV, Interlagos 230 kV, Baixada Santista 230 kV, Edgard
de Souza 230 kV, Mogi 230 kV e São José dos Campos 230 kV. Estudos
detalhados deverão confirmar o diagnóstico e detalhar as medidas a serem
adotadas. Foram identificados, ainda, potenciais problemas de superação de
disjuntores fora da Rede Básica nas SEs Botucatu, Jupiá, Santa Bárbara,
Henry Borden, Baixada Santista A, Oeste, Pirituba, e Piratininga.
Ressalta-se a SE Tijuco Preto, cujo setor de 345 kV conta com seis
disjuntores de 40 kA e trinta de 50 kA, na qual a corrente calculada de curto
circuito monofásico evolui dos atuais 41,5 kA para 51 kA, após a entrada em
operação do 4º banco de autotransformadores 750/345 kV. Nessa
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subestação estão instaladas sete chaves seccionadoras de 40 kA, que já se
encontram superadas.
Da mesma forma, estudos detalhados já realizados [23] indicam que o
disjuntor 345 kV da SE Guarulhos na saída para Nordeste já se encontra
superado atualmente. Esse disjuntor tem capacidade de interrupção (16 kA)
inferior aos demais da subestação.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
A perda dos dois circuitos da LT 345 kV Interlagos – Xavantes, circuito
duplo, provoca o desligamento de cerca de 1.700 MW de carga, inclusive no
centro da cidade de São Paulo. A propagação desse defeito poderá levar a
um corte total de cerca de 3.500 MW. Na indisponibilidade permanente
desses dois circuitos, os cortes atingiriam cerca de 1.900 MW na carga
pesada, 1.400 MW na média e 370 MW na leve. A desativação da SE
Anhangüera Provisória com a transferência do seu transformador para a
nova SE Anhangüera e a instalação nessa subestação de conexões para a
LT 345 kV, circuito duplo Milton Fornasaro – Anhangüera (existente) de
forma a possibilitar fechamento do anel na nova SE Anhangüera, evita as
conseqüências da perda dos dois circuitos da LT 345 kV Interlagos –
Xavantes.
Outra ressalva é quanto à situação de perda múltipla de circuitos duplos de
440 kV que restringe o despacho de geração. Essa condição será alterada,
significativamente, com a implantação da LT 500 kV Londrina – Assis –
Araraquara que melhora o acoplamento entre as redes de 440 e 500 kV
permitindo ainda a elevação de limites de transmissão entre essas regiões.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Na área São Paulo verificam-se que cinco subestações – Botucatu,
Jurumirim, Campinas, Bom jardim e Cabreúva - apresentam superação da
capacidade operativa de suas unidades transformadoras em regime normal
de operação. Outras 26 subestações apresentam superação da capacidade
operativa no caso de contingência de uma de suas unidades ou de linhas de
transmissão ou transformadores da região.
O eventual atraso na implantação da SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x
400 MVA, prevista para dezembro de 2004, agrava as sobrecargas em
emergências nas SEs 230/88 kV Edgard de Souza e Pirituba e na LT 230 kV
Edgard de Souza – Pirituba, aumentando as restrições ao atendimento das
cargas na zona oeste da cidade de São Paulo.
Existe o risco de cortes de carga nas áreas de Capão Bonito e Jurumirim
quando da perda da LT 230 kV Botucatu – Capão Bonito. Nessas condições
há superação das capacidades nominais da LT 138 kV, circuito duplo,
Jurumirim – Capão Bonito e dos transformadores 230/138 kV de Jurumirim e
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Botucatu. Esses transformadores já operam acima do nominal em condição
normal. As obras propostas para a área são a substituição dos
transformadores 230/138 kV de Botucatu de 75 MVA por outros de 150 MVA
(dois em dezembro de 2004 e um em dezembro de 2006), a instalação do
terceiro transformador 230/138 kV – 75 MVA em Jurumirim em dezembro de
2004, a implantação de transformação 230/138 kV – 180 MVA na SE Itararé
II em dezembro de 2005 e a recapacitação da LT 138 kV, circuito duplo,
Jurumirim – Capão Bonito (Itaí) em dezembro de 2004.
Com respeito à solução apontada para atendimento à área Mato Grosso do
Sul, com a construção da LT 230 kV P. Primavera – Dourados, pode-se
mencionar preliminarmente que essa instalação poderá minimizar/evitar corte
de geração na usina de Rosana por sobrecarga inadmissível na LT 138 kV
Rosana – P. Primavera – Ivinhema, quando da perda da LT 138 kV Rosana –
Loanda.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Há restrições ao despacho das UTEs Piratininga e Nova Piratininga e da
UHE Henry Borden (230 kV), em todos os patamares de carga, devido a
elevadas sobrecargas no transformador 345/230 kV – 500 MVA de Baixada
Santista e na LT 230 kV Piratininga – Henry Borden, quando da perda do
transformador 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos e elevadas sobrecargas
no transformador 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos quando das perdas
do transformador 345/230 kV – 500 MVA de Baixada Santista ou da LT
230 kV Piratininga – Henry Borden. Essas restrições são reduzidas
substancialmente após e entrada em operação do segundo transformador
345/230 kV – 500 MVA em Interlagos prevista para dezembro de 2003,
restando alguma restrição em carga leve, e eliminadas após a energização
da SE Piratininga II 230/88 kV – 3 x 150 MVA, prevista para dezembro de
2004.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.4.3-2 – Principais Obras propostas para a área São Paulo ainda sem concessão
ONS
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 345 kV Itapeti – Mogi: substituição de equipamentos terminais
em Mogi
Necessária
atualmente
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DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Anhangüera (nova): desativação da SE Anhangüera
Provisória com transformador 345/230 kV – 500 MVA para a SE
Anhangüera e instalação das conexões em 345 kV para a LT
345 kV Milton Fornasaro – Anhangüera CD, além de conexões
em 230 kV para seccionamento da LT 230 kV Edgard de Souza –
Centro C1/C2
Necessária
atualmente
SE Araraquara: reator manobrável 440 kV / 180 Mvar
Necessária
atualmente
SE Assis: segundo banco de autotransformadores 440/230 kV –
336 MVA
Necessária
atualmente
SE Cachoeira Paulista: reator manobrável 500 kV / 136 Mvar
Necessária
atualmente
SE Edgard de Souza: substituição de disjuntores e equipamentos
de 3 “bays” 230 kV (obra associada ao terceiro banco de
autotransformadores 440/230 kV – 750 MVA de Cabreúva)
Necessária
atualmente
SE Oeste: seccionamento dos dois circuitos da LT 440 kV Bauru
- Embu
Necessária
atualmente
SE Sumaré: reator manobrável 440 kV / 90 Mvar
Necessária
atualmente
SE Tijuco Preto: quarto
750/345 kV – 1500 MVA
autotransformadores
Necessária
atualmente
SE Tijuco Preto: substituição de seis disjuntores 345 kV e sete
chaves seccionadoras 345 kV (1)
Necessária
atualmente
SE Guarulhos: substituição de um disjuntor 345 kV (na saída
para Nordeste) (1)
Necessária
atualmente
banco
de
LT 230 kV Porto Primavera - Dourados
JUN/2004
SE Porto Primavera: banco de autotransformadores 440/230 kV
– 450 MVA (associado à LT 230 kV Porto Primavera – Dourados)
JUN/2004
LT 345 kV Itapeti - Nordeste CD (C1)
DEZ/2004
LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti CD (C3 e C4)
DEZ/2004
LT 500 kV Londrina – Assis - Araraquara
DEZ/2004
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DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Assis (nova): banco de autotransformadores 500/440 kV –
1500 MVA e fase reserva (associado à LT 500 kV Londrina –
Assis – Araraquara)
DEZ/2004
SE Campinas: 2o banco de autotransformadores 500/345 kV –
560 MVA
DEZ/2004
SE Itapeti: substituição de disjuntores 345 kV e equipamentos
associados em 8 “bays” (obra associada às LTs 345 kV CD
Tijuco Preto – Itapeti e Itapeti – Nordeste)
DEZ/2004
SE Santo Ângelo: substituição de disjuntores 345 kV e
equipamentos associados em 8 “bays” (obra associada às LTs
345 kV CD Tijuco Preto – Itapeti e Itapeti – Nordeste)
DEZ/2004
LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça
DEZ/2005
SE Cachoeira Paulista:
500/230 kV– 350 MVA
DEZ/2005
banco
de
autotransformadores
Obs: A superação de disjuntores em T. Preto 345 kV e Guarulhos poderá estar associada à necessidade de troca de outros
equipamentos – estudo não concluído.
b) Desenvolver Ações Complementares
Os Agentes de distribuição do Estado de São Paulo devem avaliar a
possibilidade de desligar uma parcela dos capacitores instalados na sub
transmissão nos períodos de carga leve e mínima, de forma a minimizar a
necessidade de desligamentos de linhas de transmissão para controle de
reativos.
Continuar a fazer gestões junto à Aneel no sentido de viabilizar alternativas
para o equacionamento da implantação dos reforços vinculados às
resoluções 433/00 e 489/02, em especial na área São Paulo (ONS)
Avaliar as soluções para os problemas de sobrecarga na LT 345 kV Embu –
Sul em condições de contingência na LT 345 kV Baixada - Sul (CCPE/ONS).
Viabilizar a implantação da SE Itapeti 345/88 kV – 2x400 MVA (Bandeirante).
Analisar a viabilidade de recapacitar as LT 230 kV Chavantes – Botucatu C1
(Cteep).
Finalizar os estudos referentes à superação de disjuntores na SE T. Preto
345 kV e na SE Guarulhos 345 kV (ONS/Furnas)
ONS
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Efetivar a troca de relação de TCs prevista para o 2º semestre de 2003 nas
linhas de 440 kV do Pontal do Paranapanema. (Cteep/ETEO)
Consolidar estudo da aplicação de dispositivos limitadores de curto circuito
na área São Paulo indicando a eventual necessidade de substituição de
equipamentos. (Cteep/ONS)
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas no
item 6.3
ONS
PAR 2004-2006
179 / 530
Descrição Complementar das Condições de Desempenho no Período 20042006
A análise das condições de desempenho do sistema de transmissão
responsável pelo atendimento à área São Paulo levou em conta as usinas
termelétricas, previstas no PPT, que possuem pareceres de acesso à Rede
Básica expedido pelo ONS. Assim, foram consideradas as usinas
termelétricas - Nova Piratininga (400 MW) e Três Lagoas (240 MW), além da
14ª unidade (110 MW) na UHE Porto Primavera.
Sistema em 750 kV
Os autotransformadores 750/345 kV – 3 x 1.500 MVA de Tijuco Preto
operam no limite em condição normal, no ano 2004, para FSE (fluxo nas três
LTs 750 kV Ivaiporã – Itaberá) da ordem de 7.100 MW em carga pesada e de
7.200 MW em carga média. Nessas condições estão despachadas as usinas
Angra 1 e 2, termelétricas em São Paulo (Piratininga e Nova Piratininga, em
um total de 145 MW) e no Rio de Janeiro (Santa Cruz, Termorio e Norte
Fluminense, em um total de 647 MW). As usinas Eletrobolt e Macaé estão
desligadas. O despacho na UHE Itaipu 60 Hz é de 6.300 MW em ambas as
condições de carga. Nessas mesmas condições, quando da perda de uma
unidade 750/345 kV de Tijuco Preto, as restantes apresentam sobrecargas
de 41% em carga pesada e 42% em carga média.
Os limites de intercâmbio do Sul para o Sudeste, após a entrada em
operação da LT 525 kV circuito duplo Bateias – Ibiúna, implicam em um FSE
máximo estimado na faixa de 7.300 a 7.500 MW em 2004. Dessa forma, o
carregamento das unidades transformadoras 750/345 kV de Tijuco Preto em
condições de emergência impõe alguma restrição ao intercâmbio do sistema
Sul para o Sudeste. É importante observar que:
- com a ampliação da interligação Sul – Sudeste após a construção da
LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara e do autotransformador
500/440 kV-1500 MVA em Assis, nas mesmas condições descritas
acima, os carregamentos nos três autotransformadores 750/345 kV
de Tijuco Preto em carga pesada, em 2006, são reduzidos a 90% em
condição normal de operação e 126% quando da perda de uma
unidade. Nessas condições, o fluxo pelas três LTs 750 kV Ivaiporã –
Itaberá (FSE) é de 6.900 MW e o despacho de geração na área do
RJ/ES da ordem 905 MW;
- a sobrecarga na transformação 750/345 kV de Tijuco Preto em
emergência pode ser reduzida com redespacho de geração no
sistema Sudeste para permitir a diminuição da geração na UHE
Itaipu 60 Hz. Para geração em Itaipu de 60 Hz correspondente a 8, 7
e 6 máquinas (5.600 MW, 4.900 MW e 4.200 MW respectivamente),
ONS
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as sobrecargas são de 28%, 15% e 3%, no ano 2004 em carga
pesada; e
- geração térmica adicional à já referida na área Rio de Janeiro,
acarreta a diminuição do fluxo pelos autotransformadores
750/500 kV de Tijuco Preto e o conseqüente aumento no
carregamento da transformação 750/345 kV que, dependendo dos
novos montantes de geração e do FSE, podem apresentar
sobrecarga em condição normal de operação.
Sistema em 500 kV
Os autotransformadores 440/500 kV – 717 MVA e 750 MVA de Água
Vermelha poderão apresentar carregamentos elevados em condição normal
de operação e sobrecargas em emergência das LTs 440 kV Água Vermelha
– Ribeirão Preto e Água Vermelha – Araraquara e em um dos dois
autotransformadores 440/500 kV, que é a pior condição.
Os valores das sobrecargas em emergências dependem de:
- diferença entre os despachos de geração nas usinas das bacias dos
rios Paraná, Tietê e Paranapanema em relação aos das bacias dos
rios Paranaíba e Grande; e
- sentido e valor dos intercâmbios entre as regiões Sul, Sudeste e
Norte / Nordeste.
Tabela 3.4.3-3 – Carregamento nos Autotransformadores 500/440 kV de Água Vermelha
Paraná +
Paranap
Ano
+ Tietê
Grande+
Paranaíba
UTE
SP+
RSE
RJ
SE p/ N
Mir-Col
Norma l (1)
(1)
MW
MW
MW
MW
MVA
2004
9.372
10.300
876
6.800
1.800
554
77,3 1.000
139,5
2005
9.419
10.559
1.941
6.800
1.800
490
68,3
123,0
PAR 2004-2006
MVA
Observações
MW
ONS
%
Emergência
882
%
S/ LT Itumb.Marimb. 500 kV
C/ LT Itumb.Marimb. 500 kV
181 / 530
Paraná +
Paranap
Ano
+ Tietê
Grande+
Paranaíba
UTE
SP+
RSE
RJ
SE p/ N
Mir-Col
Norma l (1)
Emergência
(1)
Observações
MW
MW
MW
MW
MW
MVA
%
MVA
%
9.495
10.818
1.564
6.800
1.800
429
59,8
772
107,7
C/ LT Itumb.Marimb. 500 kV
C/ P.Primavera
9.495
10.818
1.564
6.800
1.800
418
58,3
752
104,9
440/230 e LT
230 kV
p/Dourados
2006
C/ LT P Prim 9.495
10.818
1.564
6.800
1.800
336
46,9
597
83,3
Dourados e
Londr-AssisAraraq
9.273
7.403
2.482
9.200
2.000
691
96,4 1.230
171,5
Idem
9.273
7.403
708
9.200
400
470
65,6
117,0
Idem
839
1) Percentuais calculados para a unidade de 717 MVA. Fluxos na transformação 440/500 kV de Água Vermelha sempre do
sistema 440 para o 500 kV
Em situações de fluxos do sistema Sul para o Sudeste (RSE=6.800 MW) e
do Sudeste para o Norte/Nordeste (1.800 MW de Miracema para Colinas),
com despachos de geração de 88% nas usinas dos rios Paraná e
Paranapanema e de cerca de 75% no Grande e 72% no Paranaíba, o fluxo
nos transformadores 440/500 kV de Água Vermelha é no sentido do sistema
440 kV para o 500 kV. Nessas condições, quando da perda de um dos dois
autotransformadores 440/500 kV de Água Vermelha o fluxo no restante
(unidade de 717 MVA) é de 1.000 MVA / 139,5% em 2004, 882 MVA /
123,0% em 2005 e de 597 MVA / 83,3% em 2006. A presença da LT 500 kV
Itumbiara – Marimbondo em 2005 e da interligação em 500 kV Londrina –
Assis – Araraquara, em 2006, contribuem para a diminuição desse fluxo de
Água Vermelha.
Para despachos de geração menores nos rios Grande (59%) e Paranaíba
(44%), combinados com um fluxo maior do sistema Sul para o Sudeste (RSE
= 9.200 MW), poderão ocorrer sobrecargas elevadas no autotransformador
de 717 MVA quando da perda da outra unidade, cerca de 117,0% no ano
2006. Nessa última condição, com fluxo de 2.000 MW de Miracema para
Colinas, o carregamento nas unidades de Água Vermelha já é elevado em
condição normal de operação (2 x 691 MVA).
ONS
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Tabela 3.4.3-4 - Carregamento nos Autotransformadores 500/440 kV de Água Vermelha com Despachos
Reduzidos no Paranaíba e no Grande
Paraná
+
Parana
Ano
p.+
Tietê
2004
Grand
e+
UTE
Paran SP+RJ
RSE
SE p/ N
Mir-Col
Norma l (1)
Emergência
(1)
Observações
aíba
MW
MW
MW
MW
MW
MVA
%
MVA
%
5.732
7.504
4.770
2.700
2.000
505
70,4
905
126,2
5.967
7.791
5.270
3.700
1.500
483
67,4
866
120,8
S/ Itumb. –
Marimb. 500 kV
Com P.Prim
440/230
Com P Prim
5.967
7.791
5.270
3.700
1.500
462
64,4
822
114,6
440/230 e LondrAssis-Araraq
2006
6.910
7.791
5.270
2.700
1.500
414
57,7
743
103,6
Com P Prim
440/230
Com P Prim
6.910
7.791
5.270
2.700
1.500
403
56,2
717
100,0
440/230 e LondrAssis-Araraq
(1) Percentuais calculados para a unidade de 717 MVA. Fluxos na transformação 440/500 kV de Água Vermelha sempre do
sistema 500 para o 440 kV.
Em situações de intercâmbios do sistema Norte/Nordeste para o Sudeste (da
ordem de 2000 MW) e do Sudeste para o Sul, com despachos de geração
relativamente baixos no Sudeste, maiores no Paranaíba (70%) do que no
Grande (35%) e Paraná (60%), os fluxos nos autotransformadores
440/500 kV de Água Vermelha são no sentido do sistema em 500 kV para o
440 kV. Quando da perda de um AT há sobrecarga no restante: fluxos de
905 MVA / 126,2% em 2004 e 822 MVA / 114,6% em 2006 na unidade de
717 MVA. Nessas condições, a presença da interligação em 500 kV Londrina
– Assis – Araraquara contribui para a diminuição no carregamento dessaa
transformação. Para um maior despacho de geração no Paraná (73%) o fluxo
na unidade de 717 MVA, quando da emergência do outro banco, é reduzido
para 100,0% em 2006.
ONS
PAR 2004-2006
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Em situações com elevados intercâmbios do sistema Norte para o Sudeste
(cerca de 2.000 MW de Gurupi para Serra da Mesa) e do sistema Sudeste
para o Sul (RSUL = 4.000 MW), despacho hidráulico elevado no Sudeste
(cerca de 80% nos rios Grande, Paranaíba, Paraná, Tietê e Paranapanema)
e baixos despachos de geração térmica e nuclear (apenas Angra 1 em
operação), há elevados fluxos através do sistema em 500 kV em condição
normal de operação, e restrições no sistema em emergências:
- na perda da LT 500 kV Araraquara – Poços é superado o limite da
LT 500 kV Araraquara – Campinas (limite do CPST = 1.732 MVA)
em 2005 (fluxo de 1.818 MVA / 105%). Em 2006, com a entrada da
interligação em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, esse
carregamento cai ao limite da linha (fluxo de 1.713 MVA/ 99%) nessa
emergência;
- na perda da LT 500 kV Araraquara – Campinas, a LT 500 kV
Araraquara – Poços (limite do CPST = 1.732 MVA) opera no limite
em 2005 (fluxo de 1.701 MVA / 98%). Em 2006, com a entrada da
interligação em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, o fluxo nessa
emergência é menor (1.500 MVA/ 87%); e
- na perda de uma das duas LTs 500 kV Araraquara – Marimbondo há
superação da capacidade operativa (CPST) no circuito restante
(1.673 MVA / 107% em 2004, 1.857 MVA / 119% em 2005 e
2.058 MVA / 132% em 2006). Esse carregamento é agravado com a
presença da interligação em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara.
No ano 2006, considerando-se a redução no intercâmbio do sistema
Norte para o Sudeste e nas gerações no sistema Sudeste, o circuito
remanescente opera no limite para fluxos do sistema Sudeste para o
Sul da ordem de RSUL = 2.000 MW atingindo valores da ordem de
1.539 MVA / 99%. Os dois circuitos da LT 500 kV Araraquara –
Marimbondo estão limitados a 1.800 A / 1.559 MVA por seus
equipamentos terminais. A troca desses equipamentos eleva o limite
para 1.665 MVA.
A perda da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista provoca a
superação dos limites operativos na LT 500 kV Cachoeira Paulista –
Taubaté, devido a problemas de superação de equipamentos terminais em
Taubaté. O desempenho do sistema é adequado após a entrada em
operação da segunda LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista, licitada
pela Aneel para a Cachoeira Paulista Transmissora de Energia Ltda.,
prevista para entrar em operação em dezembro de 2004.
Sistema em 440 kV
A LT 440 kV Capivara – Assis opera, em condição normal, durante todo o
período 2004-2006, com carregamento próximo ao seu limite (1.143 MVA),
ONS
PAR 2004-2006
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podendo este ser ultrapassado dependendo do despacho de geração na
área e do fluxo entre os sistemas Sudeste e Sul. Quando da perda da LT
440 kV Taquaruçu – Assis esse limite de carregamento da LT Capivara –
Assis é excedido em cerca de 40%. Nessa emergência, poderá ser também
excedido o limite da LT 440 kV Taquaruçu – Capivara (1.143 MVA). Essas
condições podem ser agravadas para despachos superiores ao considerado
de 88% nas usinas dessa área, ou no caso da motorização da UHE Porto
Primavera acima de 14 máquinas. Esse problema poderá ser solucionado
com a adequação dos equipamentos terminais dessas LTs 440 kV
Taquaruçu – Capivara e Capivara - Assis.
No período anterior à entrada em operação da interligação em 500 kV
Londrina – Assis – Araraquara, o limite da LT 440 kV Assis – Bauru
(1.143 MVA) poderá ser excedido quando da perda da LT 440 kV Assis Sumaré em situações de despachos de geração elevados nas usinas da área
(88%) e dependendo do fluxo do sistema Sul para o Sudeste. Os fluxos
verificados nessa emergência são de 114% em 2004, 106% em 2005 e 77%
em 2006.
O autotransformador 440/230 kV de 336 MVA da subestação de Assis opera
próximo ao seu limite em condição normal para despachos de geração de
88% nas usinas da área do pontal do Paranapaneme e para fluxos
superiores a 1.400 MW do Sudeste para o Sul. Na contingência da LT
440 kV Assis – Bauru, esse transformador fica submetido a sobrecargas
inadmissíveis da ordem de 50%, estando a usina Porto Primavera com 14
máquinas despachadas. Considerando-se, adicionalmente, a medida
operativa de abertura do barramento 230 kV isolando – se a transformação
440/230 kV de Assis e a LT 230 kV Maringá – Assis das demais linhas, o
fluxo pelo transformador é reduzido a valores aceitáveis. Mas, nessa nova
condição, o fluxo pela LT 230 kV Maringá – Assis é superior ao máximo
admissível. A perda da LT 440 kV Assis – Bauru é a emergência mais severa
para o autotransformador 440/230 kV de Assis, mas, no entanto, há outras
que levam esse equipamento a sobrecargas, como a perda da LT 440 kV
Assis – Sumaré ou a contingência da LT 500 kV Ivaiporã – Londrina. Essa
situação deverá ser agravada na eventual motorização da UHE Porto
Primavera além da décima quarta máquina. Essas condições verificadas
apontam para a instalação do segundo autotransformador 440/230 kV de
336 MVA em Assis que eliminaria esse problema.
Observa-se que com duas unidades 440/230 kV em Assis podem ocorrer
carregamentos superiores aos nominais nesses equipamentos, em
emergências para despachos elevados nas usinas da área (88%) e fluxos do
sistema Sudeste para o Sul (RSUL superior a 1.300 MW). A ampliação da
interligação Sul – Sudeste mediante a construção da LT 500 kV Londrina –
Assis – Araraquara (figura a seguir) e autotransformador 500/440 kV de
ONS
PAR 2004-2006
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1.500 MVA em Assis reduzem o carregamento na transformação 440/230 kV
de Assis, eliminando os problemas indicados.
Figura 3.4.3-1 – Interligação S/SE em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara
Itumbiara
Água Vermelha
Marimbondo
Araraquara
Poços de Caldas
Itajubá
C. Paulista
G
Araraquara
I. Solteira
Campinas
Bauru
2
I. Solteira
S. Ângelo
2
Jupia
2
Cabreúva
2
Embu Guaçu
S. Barbara
M. Mirim III
Taubaté
Oeste
Capivara
Londrina
Assis
Ibiúna
Tijuco Preto
Batéias
Legenda
765 kV
440 kV
500 kV
345 kV
230 kV
Itaberá
A SE Oeste 440/88 kV – 3 x 400 MVA é atualmente atendida em “tap” da LT
440 kV, circuito duplo, Bauru – Embu. Essa configuração não está de acordo
com os Procedimentos de Rede. No PAR 2003-2005 foi proposto o
seccionamento dos dois circuitos da LT 440 kV Bauru – Embu na SE Oeste.
Com o seccionamento dos dois circuitos há aumento na potência de curto –
circuito trifásico no barramento de 88 kV de Oeste de 24,3 kA para 30,1 kA,
atingindo 96% da capacidade dos disjuntores (31,5 kA). Com o
seccionamento de apenas um circuito o nível de curto – circuito no 88 kV
(24,3 kA) é cerca de 77% da capacidade dos disjuntores e o desempenho do
sistema é adequado, notando-se que, na perda da LT 440 kV Oeste – Embu,
na condição de carga pesada de 2006, é verificada tensão de 0,909 no
barramento de 440 kV de Oeste. A tensão no barramento de 88 kV é
adequada.
A partir da solicitação de acesso da CBA para uma carga de 129,5 MW no
barramento de 88 kV de Oeste, considerando-se o seccionamento de apenas
um circuito da LT 440 kV Bauru – Embu em Oeste, quando da perda da LT
440 kV Oeste – Embu, são verificadas tensões inferiores a 0,900 pu no
ONS
PAR 2004-2006
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barramento de 440 kV da SE Oeste: 0,912 pu em 2004, 0,890 pu em 2005 e
0,858 pu em 2006, em carga pesada. O desempenho do sistema é sempre
adequado quando se considera o seccionamento dos dois circuitos Bauru –
Embu em Oeste.
A CBA solicitou acesso para ampliação de sua unidade industrial a partir de
2002. De uma importação total de 530 MW, na ponta e fora de ponta,
400,5 MW são supridos em 230 kV a partir da SE Cabreúva. Os demais
129,5 MW são atendidos em 88 kV a partir da SE Oeste.
O aumento de carga solicitado pela CBA, associado ao atraso na
implantação da nova SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA, esgotou a
capacidade do sistema em 230 kV na região da cidade de São Paulo.
Em 2004, na carga pesada, em condições de despacho de geração elevados
no sistema em 440 kV (cerca de 88%), o carregamento na transformação
440/230 kV – 2 x 750 MVA de Cabreúva é alto em condição normal de
operação (88%). Quando da perda de uma de suas unidades há elevada
sobrecarga na restante (62%). Transferindo-se carga da CBA do sistema em
230 kV para o de 88 kV até um montante total de 294,4 MW e cortando-se o
restante, o carregamento na unidade remanescente de Cabreúva é ainda de
117%, mostrando a necessidade de cortes de carga adicionais na cidade de
São Paulo para reduzir esse valor ao nominal.
Em 2004, em outro cenário de geração, com despacho hidráulico mais baixo
no Sudeste, geração térmica alta no Rio de Janeiro e em São Paulo, com
Angra 2 despachada e fluxo do sistema Sul para o Sudeste, mais solicitante
para a SE Anhangüera Provisória 345/230 kV – 500 MVA, na carga pesada,
há sobrecarga nessa subestação já em condição normal de operação (9%) e
quando da perda de um transformador 440/230 kV em Cabreúva (26%). Na
perda de uma unidade em Cabreúva há também sobrecarga na restante
(39%). Mesmo transferindo-se para o 88 kV todo o montante de carga da
CBA possível de ser atendido por esse sistema (294,4 MW) e cortando-se o
restante da carga da CBA, permanece sobrecarga de 6% na transformação
de Anhangüera Provisória quando da perda de um transformador 440/230 de
Cabreúva, indicando a necessidade de cortes de carga adicionais na cidade
de São Paulo para reduzir o carregamento ao seu valor nominal.
A instalação do terceiro autotransformador 440/230 kV – 750 MVA e obras
associadas na SE Cabreúva foi autorizada pela Aneel à Cteep com prazo
previsto para 31/07/2004. Mesmo após a implantação desse reforço,
permanece a sobrecarga em condição normal de operação no transformador
345/230 kV – 500 MVA de Anhangüera Provisória (fluxo de 103%). Após a
entrada em operação da nova SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA,
prevista para dezembro de 2004, o desempenho do sistema é adequado.
ONS
PAR 2004-2006
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Na carga pesada de junho de 2006 o transformador 345/230 kV – 500 MVA
de Anhangüera Provisória tem carregamento elevado em condição normal
(95%) e opera no limite (100%) quando da perda de um transformador
440/230 kV de Cabreúva.
A partir de 2006 está prevista a instalação de uma novo eixo para
atendimento à área do Mato Grosso do Sul, com a instalação de um banco
de autotransformadores 440/230 kV – 450 MVA na SE Porto Primavera e a
construção de uma LT 230 kV, circuito simples, entre Porto Primavera e
Dourados (ver item 3.5.3 – área de Mato Grosso do Sul).
Sistema em 345 kV
A perda de um dos dois circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti (2 x
1.076 MVA) provoca sobrecarga no circuito remanescente em situações com
Angra 1 e 2 em operação e com fluxos do sistema Sul para o Sudeste. Em
2004, para recebimentos pelo Sudeste de cerca de 6.800 MW, o circuito
restante opera no limite sem Angra 2 e há sobrecargas de 8% em carga
pesada e 11% em carga média, com Angra 2 despachada. Para maiores
valores do recebimento pelo Sudeste essas sobrecargas em emergências
atingem valores mais elevados (para recebimentos da ordem de 9.300 MW,
48% em carga pesada em 2004 e 35% em 2006). Dessa forma, esse
problema poderá restringir a operação e a otimização do sistema,
considerando que as condições de fluxo e despacho de geração
mencionados podem ocorrer com freqüência.
Os reforços propostos pelo CCPE no sistema em 345 kV a partir de Tijuco
Preto são os seguintes:
- construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, 21 km, Tijuco Preto –
Itapeti;
- construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, 30 km, Itapeti –
Nordeste, com lançamento de um circuito;
- substituição de disjuntores 345 kV e equipamentos associados em 8
“bays” na SE Itapeti e 8 “bays” na SE Santo Ângelo; e
- ressalta-se também a superação de disjuntores na SE Tijuco Preto
345 kV a partir da entrada em operação do 4º banco de
autotransformadores 750/345 kV.
Após a entrada em operação do quarto autotransformador 750/345 kV –
1.500 MVA de Tijuco Preto e apenas da nova LT 345 kV, circuito duplo,
Tijuco Preto – Itapeti C3 e C4, e implantada a solução de atendimento ao
Vale do Paraíba que prevê a retirada do autotransformador 345/230 kV –
500 MVA de Itapeti, a eventual perda de um dos circuitos da LT 345 kV
Itapeti – Mogi acarreta sobrecargas no circuito restante que vai de 109%
(circuito 2 com limite de 717 MVA, para FSE = 5.800 MW, sem Angra 2) a
ONS
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135% (circuito 2 com limite de 717 MVA) e 104% (circuito 1 com limite de
932 MVA) para FSE = 7.200 MW estando Angra 2 despachada. Em
condições de elevado fluxo do sistema Sul para o Sudeste (FSE = 7.200 MW
com Angra 2) é aumentada a superação da unidade restante na perda de um
dos dois transformadores 345/440 kV de Santo Ângelo, de 6% sem a retirada
do transformador de Itapeti, para 10% com a retirada.
A subestação Sul 345/88 kV – 4 x 400 MVA é atendida por um ramal em
345 kV, circuito duplo, derivado de um dos dois circuitos da LT 345 kV Embu
– Baixada, constituindo-se os circuitos Embu – Sul e Baixada - Sul. O circuito
de Embu Guaçu até o ponto de derivação para a SE Sul (Alto da Serra)
apresenta capacidade de 896 MVA e fica submetido a sobrecargas da ordem
de 9% quando de contingência na LT 345 kV Baixada - Sul em 2004,
chegando a 1.004 MVA (12%) em 2006, próximo aos limites das demais
linhas (1.076 MVA). No momento, alternativas de solução de planejamento
estão em estudo. No horizonte 2006 pode-se observar que o seccionamento
adicional do circuito Alto da Serra II – Baixada na SE Sul, passando essa
subestação a ser atendida por duas linhas entre Embu Guaçu e Baixada,
resolve satisfatoriamente esse problema levando a carregamentos da ordem
de 830 MVA, 77% da capacidade do circuito remanescente na perda de um
dos circuitos Baixada - Sul e a melhores e satisfatórias condições de tensão.
Entretanto, essa possível solução pode não ser viável pela dificuldade de
entrada das linhas na subestação Sul, podendo ser adotada outra solução
ainda em estudo -subestação seccionadora e recondutoramento do trecho de
linha de entrada na SE Sul- ou a recapacitação do trecho até Alto da Serra.
Quando da perda da LT 345 kV Mogi – Nordeste a LT 345 kV Guarulhos –
Nordeste opera no limite, no ano 2006, na condição de carga pesada, e vice
– versa. No PAR 2003 - 2005 foram verificadas sobrecargas nessas linhas
em emergências. Os carregamentos destas linhas em emergências
dependem apenas da carga da SE Nordeste cujos valores previstos neste
ciclo do PAR são inferiores aos do ciclo anterior. A solução proposta pelo
CCPE para a área, ainda dependente de análise de viabilidade técnica, é a
construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, 30 km, Itapeti – Nordeste.
A LT 345 kV, circuito duplo, Itapeti – Mogi 345 kV tem capacidade de
1.076 MVA, mas está limitada em 932 MVA (circuito 1) e 717 MVA (circuito
2) em função de restrições nos “bays” em Mogi. A solução de planejamento
proposta pelo CCPE para a área prevê, além do quarto transformador
750/345 kV – 1.500 MVA em Tijuco Preto, a construção de nova LT 345 kV,
circuito duplo, Tijuco Preto – Itapeti, nova LT 345 kV, circuito duplo, Itapeti –
Nordeste e substituição de equipamentos 345 kV em Itapeti e Santo Ângelo.
A LT 345 kV, circuito duplo, Ibiúna – Guarulhos tem um limite de 1.532 MVA
por circuito. Em condições de elevado fluxo do sistema Sul para o Sudeste
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PAR 2004-2006
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(RSE = 9.000 MW), despacho de 6.300 MW em Itaipu 50 Hz, despacho de
449 MW nas UTEs Piratininga e Nova Piratininga e com Angra 2 fora de
operação, quando da perda de um dos circuitos, o fluxo no outra supera o
seu limite: 1.553 MVA / 101% em 2004 e 1.659 MVA / 108% em 2005. Em
2005 está presente a SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA.
Considerando-se a hipótese de fechamento do anel entre as SEs Guarulhos,
Anhangüera e Milton Fornasaro, com a desativação da SE Anhangüera
Provisória, o carregamento do circuito restante passa a ser adequado:
1389 MVA / 91% em 2004 e 1380 MVA / 90% em 2005.
A indisponibilidade dos dois circuitos da LT 345 kV, circuito duplo, Interlagos
– Xavantes provoca o desligamento total das SEs 345/88 kV Bandeirantes e
Milton Fornasaro, que atendem cerca de 1.700 MW de carga na área da
Grande São Paulo, responsáveis, inclusive, pelo centro da cidade de São
Paulo. Há o risco de propagação do defeito para a rede de 230 kV, através
da SE Anhangüera Provisória 345/230 kV, levando ao desligamento também
das SEs Centro, Edgard de Souza e Pirituba e do consumidor CBA, em um
total de cerca de 3.500 MW. Considerando-se a indisponibilidade
permanente desses dois circuitos, cortes de carga nas SEs Bandeirantes,
Milton Fornasaro, Centro, Edgard de Souza, Pirituba e CBA atingiriam cerca
de 1.900 MW na carga pesada, 1.400 MW na média e 370 MW na leve. Por
outro lado, a SE Anhangüera Provisória, construída em caráter emergencial
não atende aos requisitos mínimos dos Procedimentos de Rede e, devido ao
seu nível de ruído, a Cteep foi notificada por órgãos ambientais para a
retirada de serviço dessa subestação. Dessa forma, propõem-se a
desativação dessa subestação com a transferência do seu transformador
para a nova SE Anhangüera e a instalação nessa subestação de conexões
para a LT 345 kV, circuito duplo Milton Fornasaro – Anhangüera (existente)
de forma a possibilitar fechamento do anel na nova SE Anhangüera, o que
também evitará as conseqüências da perda dos dois circuitos da LT 345 kV
Interlagos – Xavantes.
Sistema em 230 kV – Vale do Paraíba
O atendimento às cargas da região do Vale do Paraíba é realizado através
das transformações de Mogi 345/230kV (2 x 500MVA), Itapeti 345/230kV (1 x
500MVA), Taubaté 440/230kV (1 x 330 MVA) e pela interligação com o Rio
de Janeiro através da subestação de Nilo Peçanha 230/138kV (1 x
200 MVA). As usinas de Jaguari, Paraibuna e Santa Branca com capacidade
instalada de 172 MW completam o atendimento pela rede de 88kV. A
subestação de Nilo Peçanha é um ponto de intercâmbio entre as áreas Rio
de Janeiro e São Paulo. Os fluxos normalmente estão no sentido de São
Paulo para Rio de Janeiro e são variáveis de acordo com o despacho das
usinas de Nilo Peçanha, Fontes, Pereira Passos, Angra I e II e térmicas do
Rio de Janeiro.
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Condição normal
A carga prevista na região do Vale do Paraíba tem o atendimento garantido
em condição normal de operação para os diversos cenários analisados no
período 2004-2006. Observam-se carregamentos em torno de 77% no
autotransformador de Itapeti 345/88 kV-1 x 500 MVA no patamar de carga
pesada.
Contingências na rede de 230 kV
A perda da LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (com “tap” para Itapeti)
causa sobrecarga na LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (expressa) e viceversa, conforme tabela 3.4.3-5. Devido a diferença de limites operativos, a
perda da LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (expressa) causa sobrecarga
mais elevada na LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (com “tap” para
Itapeti).
Figura 3.4.3-2 Sistema principal de atendimento ao Vale do Paraíba
358MVA / 50 km
Mogi - Furnas
Mogi - CTEEP
230kV
440kV
41,7 km
1 x 330 MVA
Taubaté
230kV
138kV
266,7 + j 17,5
230kV
Aparecida
3 x 60MVA
Carga prevista para
o ano 2006 pesada.
1 x 500MVA 230kV
230kV
Santa Cabeça
126,4 km
Nilo Peçanha
ONS
PAR 2004-2006
2 x 60MVA
230kV
88kV
89 + j 14,5
345kV
88kV
82,1 + j 33,5
Itapeti
230kV
88kV
38,7 km
2 x 150MVA
88kV 1 x 60MVA
4 x 150 MVA
310 MVA / 50 km
31,2 km
230kV
359MVA / 0,5 km
172,9 + j 7,8
345kV
359MVA / 6,5 km
2 x 500MVA
Mogi_Q
2 x 315 MVA
359MVA / 4,7 km
514,7 + j 107,4
São José dos Campos
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Tabela 3.4.3-5 – Sobrecarga nos Circuitos 230 kV Mogi – São José (com tap para Itapeti) e Mogi – São José
(expressa)
Contingência
LT 230 kV Mogi –
São José dos
Campos (expressa)
LT 230 kV Mogi –
São José dos
Campos (Tap)
Ano
Sobrecarga no circuito remanescente
Carga Pesada
Carga Média
2004
125%
112%
2005
128%
112%
2006
129%
111%
2004
107%
98%
2005
112%
97%
2006
114%
96%
Obs: com Angra I, sem Angra II e GT (RJ) =835 MW
Vale ressaltar que esses carregamentos são influenciados pelo despacho
das usinas térmicas da área RJ/ES assim como nas usinas nucleares de.
Angra I e II. No caso acima caso essas usinas estejam despachadas na sua
totalidade a sobrecarga verificada na linha expressa de 129% cai para 109%,
o que vale dizer menos 2 MW no carregamento para cada 100 MW de
geração adicional.
Em outro trecho do sistema de transmissão de 230 kV dessa área, observase que a contingência da LT 230 kV Taubaté – Aparecida cujas cargas de
Aparecida e Santa Cabeça passam a ser atendidas radialmente pela
transformação de Nilo Peçanha é suportada até o ano 2005, a partir do qual
se verifica acentuada queda de tensão e risco de corte de carga.
A solução de planejamento proposta pelo CCPE para essa área (relatório
CCPE/CTET/GTET-059/2002 de outubro de 2002), indica as seguintes obras
para o início do período:
- implantação de módulo Geral em 230 kV na SE Cachoeira Paulista;
- instalação de transformador 500/230 kV
Cachoeira Paulista e vãos associados;
–
350 MVA
na
SE
- instalação de LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça, 7 km, e
vãos associados;
- desativação do transformador 345/230 kV – 500 MVA da SE Itapeti
após a conclusão das obras anteriores;
- eliminação das restrições de carregamento nas LTs 230 kV
provocadas por equipamentos terminais na SE Aparecida; e
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PAR 2004-2006
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- construção da SE Itapeti 345/88 kV – 2x400 MVA em 2009 e
desativação da SE Mogi 230/88 kV.
Considerando-se a implantação dessas obras indicadas observa-se que:
- a emergência em um dos transformadores 345/230 kV da SE Mogi
(já sem a transformação de Itapeti) implica em carregamento da
ordem de 101% no remanescente;
- a emergência na LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (expressa)
implica em um carregamento de 104% na LT 230 kV Mogi (Furnas) –
São José (com “tap” para Itapeti); e
- o desempenho do sistema é adequado quando da perda da LT
230 kV Taubaté – Aparecida.
Comentários:
- a solução proposta de construção de novo ponto de atendimento a
partir da SE Cachoeira Paulista e conexão à SE S. Cabeça, resolve
os problemas verificados no eixo Taubaté – Aparecida – S. Cabeça.
Já os elevados carregamento no eixo Mogi - São José do Campos
terão como possível solução o remanejamento de cargas das SEs
São José dos Campos 230/88 kV, Nordeste 345/88 kV e Mogi
230/88 kV (que será desativada), mediante a construção, de
responsabilidade da distribuidora Bandeirante, da SE Itapeti
345/88 kV e de linha em 88 kV, com extensão aproximada de 15 km,
para conexão à LT 88 kV existente, permitindo a transferência de
blocos de carga dessas subestações. É importante ressaltar que
nesse estudo do CCPE verificou-se a inviabilidade da ampliação da
rede de 230 kV entre Mogi e São José dos Campos, devido à
dificuldade de chegada em São José, tendo a distribuidora concluído
pelo esgotamento dessa subestação que ficará limitada ao
atendimento de cargas da ordem de 450 MW após o remanejamento
de cargas mencionado. Também se deve observar que a
transferência do AT 345/230 kV – 500 MVA de Itapeti para outro
local não está mais sendo contemplada neste PAR.
Sistema em 230 kV – Paranapanema
A instalação da segunda LT 230 kV Chavantes – Botucatu foi licitada à
Cteep com data para energização em meados de 2003. Antes da
energização do segundo circuito Chavantes – Botucatu 230 kV, em situações
com despachos de geração elevados (88%) nas usinas dos rios
Paranapanema e recebimentos pelo Sudeste de 6.800 MW, as LTs 230 kV
Chavantes – Botucatu (limite de 192 MVA, fluxo de 193 MVA) e Piraju –
Jurumirim (limite de 319 MVA, fluxo de 312 MVA) operam no limite já em
condição normal. Para maiores intercâmbios do sistema Sul para o Sudeste
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PAR 2004-2006
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há sobrecargas já em condição normal de operação (LT 230 kV Chavantes –
Botucatu com 112% e LT 230 kV Piraju – Jurumirim com 108% para RSE =
8.900 MW). A LT 230 kV Chavantes – Botucatu apresenta sobrecargas nas
emergências das LTs 230 kV Chavantes – Piraju (159%), Piraju – Jurumirim
(175%), Jurumirim – Avaré (145%) e Avaré – Botucatu (140%). Quando da
perda da LT 230 kV Chavantes – Botucatu há sobrecarga nas LTs 230 kV:
Chavantes – Piraju (110%), Piraju – Jurumirim (131%) e Jurumirim – Avaré
(103%).
Em 2004, após a energização do segundo circuito Chavantes – Botucatu
230 kV o desempenho do sistema em 230 kV, a partir de Chavantes e até
Botucatu, é adequado em condição normal de operação verificando-se que,
quando de elevados despachos (88%) de geração na área o fluxo no circuito
1 da LT 230 kV Chavantes – Botucatu atinge cerca de 154 MVA (80%),
quando de recebimentos pelo Sudeste da ordem de 8.900 MW. No entanto,
para cenários com geração elevada (88%) nas usinas do Rio Paranapanema
associados a fluxos do sistema Sul para o Sudeste, há sobrecargas em
emergências para RSE a partir de cerca de 6.800 MW:
- na perda da LT 230 kV Chavantes – Botucatu C2 há sobrecargas
nas LTs 230 kV Chavantes – Botucatu C1 e Piraju – Jurumirim; e
- também há sobrecargas na LT 230 kV Chavantes – Botucatu durante
as perdas das LTs 230 kV Chavantes – Piraju, Piraju – Jurumirim e
Jurumirim – Avaré.
A partir de dezembro de 2004 está prevista a implantação de um conjunto de
obras entre a Rede Básica e o sistema de distribuição na área: substituição
de dois transformadores 230/138 kV de 75 MVA por dois de 150 MVA na SE
Botucatu (dezembro de 2004), terceiro transformador 230/138 kV – 75 MVA
na SE Jurumirim (dezembro de 2004) e transformador 230/138 kV –
180 MVA na SE Itararé II (dezembro de 2005). Implantado esse conjunto de
obras não são mais verificados carregamentos acima dos nominais nas LT
230 kV Chavantes – Botucatu C1 e Piraju – Jurumirim em emergências, em
situações de despachos elevados nas usinas da área, com fluxos do sistema
Sul para o Sudeste (RSE de até 9.100 MW).
Em 2005, após a entrada em operação do 2º autotransformador 440/230 kV
– 336 MVA de Assis, em situações de intercâmbio elevado do sistema
Sudeste para o Sul (RSUL = 4.000 MW), associado a despachos reduzidos
de geração (60% na condição de carga pesada) nas usinas de Jurumirim,
Piraju, Chavantes, Ourinhos, Salto Grande e Canoas I e II, o limite da LT
230 kV Assis – Chavantes (319 MVA) é superado quando da perda das LTs
230 kV Assis – Londrina (Copel) ou Assis – Londrina (Eletrosul). Nesse
cenário, despachos de geração mais baixos nessas usinas levam a
sobrecargas em condição normal de operação nos autotransformadores
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PAR 2004-2006
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440/230 de Assis. A nova interligação em 500 kV Londrina – Assis –
Araraquara alivia o sistema em 230 kV a partir da SE Assis, permitindo uma
maior exploração do mesmo para despachos reduzidos nessas mesmas
usinas.
A perda da LT 230 kV Botucatu – Capão Bonito, circuito simples, provoca
sobrecargas nas transformações 230/138 kV de Jurumirim (143% em 2004) e
Botucatu (123% em 2004) e na LT 138 kV circuito duplo Jurumirim – Capão
Bonito. As transformações de Jurumirim e Botucatu operam com
carregamentos acima do normal já em condição normal. As obras propostas
para a área são a substituição dos transformadores 230/138 kV de Botucatu
de 75 MVA por outros de 150 MVA (dois em dezembro de 2004 e um em
dezembro de 2006), a instalação do terceiro transformador 230/138 kV –
75 MVA em Jurumirim em dezembro de 2004, a implantação de
transformação 230/138 kV – 180 MVA na SE Itararé II em dezembro de 2005
e a recapacitação da LT 138 kV, circuito duplo, Jurumirim – Capão Bonito
(Itaí) em dezembro de 2004.
Sistema em 230 kV – Baixada Santista
A perda do autotransformador 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos, em
cenários com as UTEs Piratininga e Nova Piratininga fora de operação e com
despacho de geração mínimo na UHE Henry Borden 230 kV (15 MW),
provoca sobrecarga no transformador 345/230 kV – 500 MVA de Baixada
Santista (na carga pesada, carregamento de 100% em 2004 e 149% em
2006) e na LT 230 kV Henry Borden – Piratininga (na carga pesada,
carregamento de 104% em 2004 e 180% em 2006). Ressalta-se que foi
considerada em operação a partir de dezembro de 2004 a SE Piratininga II
230/88 kV – 3 x150 MVA e, portanto nos resultados apresentados para o ano
2006. Por outro lado, a perda do transformador 345/230 kV de Baixada
Santista, para esse mesmo cenário de geração, provoca sobrecarga no
transformador 345/230 kV de Interlagos (na carga pesada, carregamento de
137% em 2006), a partir da entrada em operação da SE Piratininga II
230/88 kV - 3 x 150 MVA.
Na carga leve, com despacho máximo de geração nas UTEs Piratininga
(470 MW) e Nova Piratininga (378 MW), há carregamentos acima do nominal
em condição normal de operação no AT 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos
para despachos de geração superiores a 230 MW na UHE Henry Borden
230 kV. Para despacho mínimo na UHE Henry Borden 230 kV (15 MW)
quando da perda do transformador 345/230 kV de Interlagos há sobrecarga
na LT 230 kV Piratininga – Henry Borden (701MVA / 226% em 2004 e
617 MVA / 199% em 2006 com a SE Piratininga II 230/88 kV), e quando da
perda da LT 230 kV Piratininga – Henry Borden há sobrecarga no
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PAR 2004-2006
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autotransformador 345/230 kV de Interlagos (699 MVA/140% em 2004 e
612 MVA/122% em 2006).
A solução para os problemas verificados na área é a instalação do segundo
autotransformador 345/230 kV – 500 MVA na SE Interlagos, já autorizado
pela Aneel à Cteep, com data limite para operação comercial de 31/12/2003.
Convém salientar que a presença da SE Piratininga II 230/138 kV é benéfica
para a operação da Rede Básica, uma vez que permite melhor distribuição
de fluxo.
A Carbocloro S. A. Indústrias Químicas solicitou acesso para alimentação
total de sua carga, atualmente suprida em 88 kV entre as SEs Henry Borden
e Baixada, mediante seccionamento do circuito 1 da LT 230 kV, circuito
duplo, Henry Borden – Baixada, a partir de junho de 2003. Sua demanda
máxima atual, na ponta e fora de ponta, é de 106 MW. Estão previstos
aumentos de demanda para 126 MW em janeiro de 2004 e 161 MW em
junho de 2005.
Sistema em 230 kV – Grande São Paulo
Na perda de um dos circuitos da LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba há
carregamento superior ao nominal no circuito restante (117% na condição de
carga pesada em 2004). Há também carregamentos acima dos nominais nas
unidades restantes das transformações 230/88 kV de Edgard de Souza
(117% em 2004 na carga pesada) e Pirituba (122% em 2004 na carga
pesada), quando da perda de um de seus transformadores. Essas restrições
são eliminadas após a implantação da nova SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x
400 MVA prevista para dezembro de 2004.
Descrição complementar das análises realizadas sobre o Controle de Tensão
Sistema em 500 kV
Com relação ao sistema em 500 kV que atende à área São Paulo, o elevado
perfil de tensão observado em alguns cenários de geração a partir do ano de
2004 acarretou problemas de controle de tensão com os recursos existentes,
não permitindo condições satisfatórias sem o desligamento de linhas de
transmissão, mesmo já com a inserção dos reatores em Marimbondo.
Portanto, devem ser adicionados reatores manobráveis no sistema de
500 kV que deriva da usina de Marimbondo até à área RJ/ES e na SE
Itutinga, tendo como base evitar/minimizar, ao menos em carga leve, o
desligamento de LTs para controle de tensão e tornar a operação do sistema
mais flexível. Desse modo, os pontos do sistema de 500 kV situados na área
SP identificados para reforço, além de Marimbondo, foram: Campinas 500 kV
- 1x136 Mvar e Cachoeira Paulista 500 kV - 1x136 Mvar.
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PAR 2004-2006
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Sistema em 440 kV
Desligamentos de linhas de 440 kV para controle de tensão são mais
freqüentes em situações como as de baixa geração nas usinas do Paraná e
de acordo com um certo número de unidades geradoras sincronizadas para
absorção de potência reativa. Quando necessário são desligados um dos
circuitos duplos das linhas de transmissão que derivam das usinas Ilha
Solteira e Jupiá e/ou o desligamento de linhas que chegam às estações
terminais de Cabreúva, Embu Guaçu e Santo Ângelo para controle do perfil
de tensão no 440 kV. Verifica-se no período 2004-2006 que o controle de
tensão em carga leve requer a disponibilidade de todos os recursos
existentes do sistema, inclusive de unidades geradoras para absorção de
potência reativa pelas usinas de Ilha Solteira, Jupiá, Três Irmãos e Água
Vermelha principalmente, para propiciar condições satisfatórias de operação
que possam evitar o desligamento de circuitos. Entretanto, podem ocorrer
tensões próximas ao limite máximo de tensão do sistema de 440 kV mesmo
com as máquinas sincronizadas bastante sub-excitadas.
Desse modo, para dotar o sistema de maior flexibilidade operativa com o
objetivo de reduzir os desligamentos de circuitos na rede de 440 kV, pelo
menos um reator manobrável de 180 Mvar/440 kV deve ser adicionado ao
sistema, preferencialmente na subestação de Araraquara, o que propiciaria
reflexos no perfil de tensão e na absorção de potência reativa das usinas
dessa área. Nesse sentido deve ser considerada adicionalmente, pelas
concessionárias dessa área do sistema, a possibilidade de desligamento de
capacitores da sub transmissão em 138 kV durante as cargas leve e
principalmente mínima que permanecem normalmente ligados.
Em condições de carga mínima (carga mais baixa que ocorre nas
madrugadas de segunda-feira, Natal e Ano Novo) do sistema, é impraticável
com os reatores disponíveis nesse sistema evitar o desligamento de linhas
de transmissão de 440 kV devido a redução expressiva de carga. Para
operar o sistema de forma adequada é necessária a abertura de pelo menos
dois circuitos em 440 kV, e nessas condições e também para um número
maior de desligamentos, esse sistema opera satisfatoriamente.
Observa-se que a recomposição das cargas de Bom Jardim e Taubaté pelo
sistema de transmissão de 440 kV é feita pelo corredor que parte da usina de
Ilha Solteira e chega à SE Santo Ângelo. A tomada de carga nessas
subestações poderia ser realizada em menos tempo caso fosse possível
efetuá-la através de um novo corredor (Porto Primavera – Taquaruçu – Assis
– Sumaré) que, nas condições atuais, apresenta tensões elevadas em
Sumaré para energização até Bom Jardim.
Em cenários com despachos de geração elevados (88%) nas usinas
conectadas ao sistema em 440 kV, com altos carregamentos nas linhas em
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440 kV (cerca de 800 MW), há elevada queda de tensão em condição normal
de operação entre os barramentos de 440 kV das usinas e os das
subestações de Ribeirão Preto (-9,0%), Santa Bárbara (-7,6%), Sumaré (7,2%), Bom Jardim (-5,5%) e Cabreúva (-5,5%). A tensão no barramento de
440 kV de Ribeirão Preto é de 0,95 pu. Esses resultados correspondem à
carga pesada de 2006 e são obtidos considerando-se desligados todos os
reatores manobráveis do sistema em 440 kV, inclusive os de Bauru e
Araraquara cujos módulos de conexão para manobras estão autorizados à
Cteep pela resolução Aneel 591/2002 com data limite para operação
comercial em 30/04/2004.
Em todo o período 2004 –2006, em emergências de linhas de transmissão
em 440 kV são verificadas tensões inferiores a 95% nos barramentos de
440 kV de Ribeirão Preto, Santa Bárbara, Sumaré e Mogi Mirim 3. As
tensões nos barramentos de 138 kV dessas subestações são sempre
adequadas.
A perda da LT 440 kV Água Vermelha – Ribeirão Preto provoca sobrecarga
na transformação 345/138 kV – 150 MVA de Mascarenhas de Moraes e
tensões inferiores a 0,90 pu no barramento de 440 kV de Ribeirão Preto já a
partir de 2004. Entretanto, a tensão no barramento de 138 kV dessa
subestação é controlável dentro da faixa desejável. A sobrecarga na
transformação de Mascarenhas de Moraes poderá ser reduzida através de
redespacho de geração nas UHEs Mascarenhas de Moraes e Porto
Colômbia e de abertura de circuitos em 138 kV. Essas medidas combinadas
com um reajuste de tensão nos barramentos de 138 kV de Araraquara e
Ribeirão Preto poderão melhorar também o nível de tensão no barramento
de 440 kV de Ribeirão Preto. Recomenda-se às Distribuidoras a realização
de estudos para a área de Mascarenhas de Moraes e de compensação
reativa capacitiva no sistema de distribuição na área da SE Ribeirão Preto
440/138 kV, de forma a eliminar os problemas apontados e evitar a
necessidade de medidas operativas em emergências.
Descrição complementar das análises realizadas sobre a Conexão Rede
Básica - Distribuição
As cinco subestações a seguir apresentam superação da capacidade
operativa de suas unidades transformadoras em regime normal de operação
Botucatu 230/138 kV – 3 x 75 MVA, Jurumirim 230/138 kV – 2 x 75 MVA,
Campinas 345/138 kV – 4 x 150 MVA, Bom Jardim 440/138 kV – 1 x
150 MVA e Cabreúva 440/138 kV – 1 x 150 MVA.
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As vinte e seis subestações a seguir apresentam superação da capacidade
operativa de suas unidades transformadoras, na perda de uma das unidades
ou em contingências de linhas de transmissão da região.
Baixada Santista 345/88 kV – 2 x 400 MVA, Baixada Santista 230/138 kV – 2
x 150 MVA, Capão Bonito 230/138 kV – 2 x 75 MVA, Embu Guaçu
440/138 kV - 2 x 300 MVA, Oeste 440/88 kV – 3 x 400 MVA, Bom Jardim
440/88 kV – 2 x 300 MVA, Santo Ângelo 440/138 kV – 1 x 300 + 2 x
150 MVA, Araraquara 440/138 kV – 3 x 300 MVA, Mogi Mirim III 440/138 kV
– 2 x 300 MVA, Ribeirão Preto 440/138 kV – 2 x 300 MVA, Santa Bárbara
440/138 kV – 3 x 300 MVA, Sumaré 440/138 kV – 2 x 300 MVA, Assis
230/88 kV – 2 x 38 MVA, Chavantes 230/88 kV – 2 x 40 MVA, Água
Vermelha 440/138 kV – 1 x 300 MVA, Bauru 440/138 kV – 2 x 150 MVA,
Jupiá 440/138 kV – 1 x 150 MVA Três Irmãos 440/138 kV – 1 x 300 MVA,
Bandeirantes 345/88 kV – 3 x 400 MVA, Piratininga 230/88 kV – 4 x
100 MVA, Edgard de Souza 230/88 kV – 1 x 100 MVA + 3 x 150 MVA,
Pirituba 230/88 kV – 4 x 150 MVA, Sul I 345/88 kV – 2 x 400 MVA, Sul II
345/88 kV – 2 x 400 MVA, Santa Cabeça 230/88 kV – 2 x 60 MVA e São
José 230/88 kV – 4 x 150 MVA.
A implantação da LT 345 kV circuito duplo Guarulhos – Anhangüera e das
instalações em 345 kV da nova SE
Anhangüera 345/88 kV estão
autorizadas pela Aneel à Cteep com prazo de dezembro de 2003. Por outro
lado, a implantação dos transformadores 345/88 kV – 2 x 400 MVA nessa
subestação, sob a responsabilidade da Eletropaulo, está prevista para
dezembro de 2004. Essa nova subestação assume parte da carga das SEs
Edgard de Souza e Pirituba 230/88 kV evitando carregamentos acima dos
nominais nos transformadores dessas subestações quando da perda de uma
de suas unidades e na LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba quando da
perda de um dos seus dois circuitos. O eventual atraso na implantação da
SE Anhangüera agrava as sobrecargas em emergências na SE Edgard de
Souza que evoluem de 117% em 2004 até 125% em 2006, na SE Pirituba de
122% em 2004 at 131% em 2006 e na LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba
de 116% em 2004 para 124% em 2006, aumentando as restrições ao
atendimento das cargas na zona oeste da cidade de São Paulo.
A implantação da SE Itararé II 230/138 kV – 180 MVA, como solução de
referência de planejamento para atendimento à SE Capão Bonito, tem data
informada no plano de obras da Elektro para dezembro de 2005. Associada a
essa obra, há a construção de uma nova linha de transmissão em 230 kV,
circuito simples, entre Jaguariaíva e Itararé II. Observa-se que esta
subestação ainda não possui solicitação de acesso à Rede Básica, o que
pode acarretar atrasos nas obras de responsabilidade da transmissora por
falta de autorização para início das providências necessárias.
ONS
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O fator de potência global, calculado do lado de alta dos transformadores,
para a área São Paulo, em todas as condições de carga, varia de 0,979 a
0,987 no período 2004 – 2006. Em alguns pontos foram verificados valores
inferiores a 0,98 que não atendem aos Procedimentos de Rede. O
detalhamento deste assunto encontra-se disponível no item 7 deste relatório.
ONS
PAR 2004-2006
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3.5
3.5.1
Região Centro-Oeste
Área Goiás/Distrito Federal
Descrição da Área
O sistema tronco para atendimento às cargas do Distrito Federal e de grande parte
da área Goiás é constituído por três circuitos em 345 kV provenientes da UHE
Itumbiara, por três circuitos em 500 kV provenientes da UHE Serra da Mesa, e
também por dois circuitos em 230 kV, que escoam parte da potência gerada pela
UHE Cachoeira Dourada. Além de atender às cargas dessa área, este sistema
tronco é parte integrante da rede que interliga as Regiões Norte/Nordeste à Região
Sudeste/Centro-Oeste e, por isso, tem o seu desempenho fortemente influenciado
pelo intercâmbio – valor e sentido – praticado na interligação Norte/Sul.
O sul da área Goiás é atendido a partir de três circuitos de 230 kV que derivam da
UHE Itumbiara e se estendem até o Mato Grosso e por um sistema de 138 kV
proveniente da UHE Cachoeira Dourada que se interliga com a área Minas Gerais,
no Triângulo Mineiro, pelas duas linhas de 138 kV Cachoeira Dourada –
Avatingüara.
A área norte de Goiás é atendida por uma LT 230 kV proveniente da SE Brasília
Sul, além de duas linhas de 230 kV derivadas da UHE Cana Brava, até a SE Serra
da Mesa, onde se conectam à interligação Norte-Sul por um transformador
500/230 kV – 400 MVA. Derivado ainda da SE Serra da Mesa, está em operação
um sistema em 138 kV que se estende até a SE Gurupi, que atende uma pequena
parcela das cargas da CELTINS no Tocantins em situações de contingência no
sistema da mesma.
A capacidade de geração hidráulica instalada nessa área atinge 2.822 MW
distribuída pelas usinas de Serra da Mesa (1.293 MW), Corumbá I (381 MW),
Cachoeira Dourada (652 MW), Paranoá (25 MW) e Cana Brava (471MW), além da
geração térmica de 10 MW na UTE Brasília. É ainda prevista a conclusão das obras
em 2004 da UHE Corumbá IV (127 MW) a ser conectada na rede 138 kV de
atendimento ao Distrito Federal.
Há ainda o conjunto das seguintes usinas hidrelétricas na área sudeste de Goiás,
previstas para o final de 2006: Olho d’Água, Salto do Rio Verdinho, Caçu, Barra dos
Coqueiros, Salto e Itaguaçu, esta ainda não licitada, que juntas (descontada
Itaguaçu) perfazem 389 MW de capacidade instalada. O sistema coletor dessas
usinas será conectado ao sistema 500 kV da UHE São Simão. Sob o aspecto
elétrico, as usinas em questão foram consideradas no âmbito da área de Minas
Gerais.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Goiás/Distrito Federal
A tabela 3.5.1-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Goiás/Distrito Federal no horizonte deste PAR.
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Tabela 3..5.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Goiás e Distrito Federal
2003
2004
(1)
2006
2.949
2.949
UHE
2.822
UTE
10
10
10
10
Total
2.832
2.959
2.959
2.959
Demanda
Máxima e
crescimento
Anual
CELG
1331
1429
1541
1653
CEB
698
730
758
787
Total
2.029
2.159
2.299
2.440
(MW)
(%)
---
6,4
6,5
6,1
Capacidade
Instalada
(MW)
2.949
2005
Obs.: nova UHE Corumbá IV (127 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a
operação da Área Goiás/Distrito Federal.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Observa-se que a análise de estabilidade do sistema de transmissão da área
Goiás/ Distrito Federal está inserida no desempenho dinâmico das
interligações N/SE e SE/NE como um todo. Em particular, são importantes os
condicionantes para o escoamento da geração das UHEs de Serra da Mesa,
Cana Brava, Lajeado e a partir de janeiro de 2006 da usina Peixe Angical,
tendo em conta os diferentes níveis dos intercâmbios entre as regiões
Norte/NE – Sudeste, nos cenários de importação e exportação pelo Sudeste.
Esse aspecto é abordado no item 4 deste relatório, que trata do desempenho
e limites de transmissão das interligações regionais.
A eventual perda do único autotransformador 500/230 kV-400 MVA de Serra
da Mesa acarreta em problema de perda de sincronismo das máquinas da
usina de Cana Brava com o sistema interligado. Até a entrada em operação
do 2º banco de autotransformadores nessa subestação, proposto no PAR
2003-2005, mas ainda sem autorização da Aneel, o ECE de corte de geração
implantado nessa usina elimina o problema de perda de sincronismo com o
restante do sistema.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Com a implantação da interligação Norte-Sul II, nota-se um elevado perfil de
tensão nas linhas de transmissão entre as subestações Serra da Mesa e
Samambaia em diversas condições de fluxo nessa interligação,
ONS
PAR 2004-2006
203 / 530
principalmente em Samambaia, o que deverá acarretar em necessidade de
maior controle pela UHE Serra da Mesa. Os níveis de tensão ficam na faixa
entre 107 e 110% na maioria dos casos analisados, independente da
condição de carga. Normalmente, na área Goiás e Distrito Federal não são
necessários desligamentos de linhas de transmissão para controle de
tensão.
Para propiciar o adequado controle de tensão na área de Serra da Mesa –
Samambaia, além de eliminar a sobretensão verificada quando da rejeição
sobre Itumbiara, é importante a instalação do reator manobrável de 136 Mvar
- 500 kV em Itumbiara, no terminal da LT 500 kV Samambaia – Itumbiara, já
recomendado no PAR 2003-2005 e que se encontra em fase de autorização
pela Aneel. A análise da necessidade da inserção de outro reator no eixo S.
da Mesa – Samambaia, visando propiciar uma maior flexibilidade no controle
de tensões nessa área do sistema, deverá ser objeto de análise
complementar, tendo em conta o elevado perfil de tensão observado nessa
área.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Há necessidade de revisão dos limites de carregamento das linhas de
transmissão em relação aos valores que constam do CPST, de modo a se
poder reavaliar os diversos casos de sobrecargas resultantes da análise,
antes que soluções de natureza estrutural sejam sugeridas. Os casos em
que ocorreram superações dessas capacidades no período 2004-2006
referem-se às seguintes LTs: LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia, LT
345 kV Samambaia – Brasília Sul, LT 230 kV Bandeirantes – Xavantes, LT
230 kV Anhanguera – Goiânia Leste e LT 230 kV Xavantes – Pirineus,
conforme a seguir descrito:
•
Superação de capacidade operativa de CPST nos circuitos da LT 500 kV
Serra da Mesa – Samambaia. A saída de um dos três circuitos Serra da
Mesa – Samambaia leva aos seguintes resultados:
- considerando os limites de carregamento indicados nos CPSTs
(1.665 MVA / 1.923 A para as 3 LTs) verificou-se que não há
sobrecargas até um valor do fluxo total que sai de Serra da Mesa
(fluxo F4 indicado na Figura 3.5.1-1) da ordem de 3.270 MW
(FSM= 3.500 MW, definido na Figura 3.5.1-1);
- considerando para o circuito 2 um limite de 1.410 MVA (1.628 A),
conforme informação mais recente de Furnas, poderá ocorrer
sobrecarga nesse circuito para saída de um dos demais para
fluxos F4 maiores ou iguais a 2.800 MW (FSM= 3.030 MW).
Até a revisão dos limites de carregamento ou a caracterização da solução
estrutural, será necessário atualizar/implantar um esquema de corte de
ONS
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204 / 530
geração em Serra da Mesa - Cana Brava - Lajeado para fluxos FSM acima
de 3.500 MW.
•
•
•
•
ONS
Superação de capacidade operativa de CPST nos circuitos da LT 345 kV
Samambaia – Brasília Sul. Na configuração de junho/2004, a saída de um
dos circuitos das LTs 345 kV Samambaia – Brasília Sul (limite de
639 MVA) provoca sobrecarga da ordem de 14% (730 MVA) no circuito
remanescente. A eliminação da restrição dos equipamentos terminais
(TCs), elevará o limite de carregamento para 766 MVA. Adicionalmente,
com a entrada da UHE Corumbá IV (2 unidades de 63.5 MW, previstas
para dezembro de 2004 e março de 2005), a ser conectada na rede
138 kV entre Samambaia e Brasília Sul, conforme mostrado na Figura
3.5.1-1, os fluxos nas transformações 345/138 kV de Samambaia e de
Brasília Sul deverão cair, e, em conseqüência, a sobrecarga durante a
citada contingência deixará de ocorrer, como verificado na análise das
configurações de 2005 e 2006.
Observa-se que a contingência de um dos circuitos da LT 230 kV
Anhanguera – Bandeirantes, na carga pesada, pode resultar em
carregamentos no circuito remanescente na faixa de 310 a 410 MVA. O
limite existente para essa instalação é de 382 MVA (900 A) devido ao TC
no terminal de Bandeirantes e pode ser superado em cerca de 7% quando
dessa contingência. Ressalta-se que o limite de CPST dessa linha
(239 MVA) necessita ser atualizado considerando os valores
mencionados.
Superação de capacidade operativa de CPST nas LTs 230 kV
Bandeirantes – Xavantes. A saída da LT 230 kV Anhanguera – Goiânia
Leste provoca sobrecargas nos dois circuitos da LT 230 kV Bandeirantes
– Xavantes (limite de 219 MVA) que variam de 8% a 20% (224 a
266 MVA) no período 2004-2006, sendo mais intensas no caso de altos
intercâmbios de exportação do Sudeste/Centro-Oeste para o Norte.
Permanece, nesse caso, a observação acima quanto às restrições
causadas pelos equipamentos terminais. Observa-se que a saída de um
dos circuitos das LTs 230 kV Bandeirantes – Xavantes também provoca
sobrecargas no circuito remanescente, porém de intensidade
relativamente menor que a causada pela saída da LT 230 kV Anhanguera
– Goiânia Leste acima descrita;
Superação de capacidade operativa de CPST na LT 230 kV Anhanguera –
Goiânia Leste. A saída de um dos circuitos das LTs 230 kV Bandeirantes
– Xavantes provoca sobrecargas na LT 230 kV Anhanguera – Goiânia
Leste (limite de 219 MVA) que variam de 6% a 24% (232 a 272 MVA) no
período 2004-2006, sendo mais intensas no caso de altos intercâmbios de
exportação do Sudeste/Centro-Oeste para o Norte. Permanece neste caso
PAR 2004-2006
205 / 530
a mesma observação já feita quanto à eliminação das restrições de
carregamento.
A LT 230 kV Anhanguera – Goiânia Leste também fica sobrecarregada no
caso de saída da LT 230 kV Brasília Geral – Brasília Sul. Nesse caso as
sobrecargas resultaram de 7% a 11% (234 a 242 MVA) no período 20042006, independentemente do sentido dos intercâmbios entre o
SE/C.Oeste e o Norte.
•
Superação de capacidade operativa de CPST na LT 230 kV Xavantes –
Pirineus. A saída da LT 230 kV Brasília Geral – Brasília Sul provoca
também sobrecargas no trecho em 230 kV Xavantes – Pirineus (limite de
204 MVA), a qual é maior no ano 2004 (22%, 250 MVA), reduzindo-se
para 10% (225 MVA) em 2005 e 2006. Vale neste caso a mesma
observação anterior quanto à eliminação das restrições de carregamento.
Sobrecarga na transformação 500/345 kV de Samambaia (2x1.050 MVA).
Foram analisadas as sobrecargas decorrentes da saída de um dos bancos
de transformadores, considerando-se os casos mais críticos de altos fluxos
de importação do Norte pelo Sudeste. Verificou-se que o nível de sobrecarga
ultrapassa 40% para fluxos F4 acima de aproximadamente 3.270 MW (FSM=
3.500 MW). Por outro lado, para que tal sobrecarga não atinja 20%, os fluxos
F4 não devem ultrapassar valores da ordem de 2.500 MW (FSM=
2.720 MW). As sobrecargas deixam de ocorrer para valores reduzidos de
fluxo e para qualquer fluxo no sentido contrário, ou seja, de exportação do
Sudeste para o Norte. A solução desse problema é a instalação do 3º banco
em Samambaia em 2005, conforme já proposto no PAR/PDET 2003-2005 e
ainda sem autorização da Aneel.
d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador
Nada a registrar além do caso do transformador 500/230 kV da SE Serra da
Mesa mencionado no tópico a).
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores
na SE Itumbiara 345 kV e 230 kV. Estudos detalhados deverão confirmar o
diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram identificados,
ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora da Rede
Básica na SE Brasília Sul.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Para todos os casos o sistema apresenta-se estável.
violação de limites térmicos: destacam-se somente a abertura das duas
interligações em 230 kV, com cerca de 100 m de extensão, entre as SE`s
Bandeirantes (FCE) e Anhangüera (Celg) que ocasiona a violação térmica
ONS
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das LT`s 230 kV Bandeirantes – Xavantes C1 e C2 e a abertura da barra 8A
- 345 kV da SE Bandeirantes que resulta em sobrecarga no
autotransformador 345/230 kV remanescente.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Foram observadas sobrecargas nas transformações 230/138 kV de
Anhanguera (2x100 MVA), Cachoeira Dourada (1x120 MVA), Xavantes
(3x150 MVA), Rio Verde (2x100 MVA), Planalto (2x42 MVA) e Itapaci
(2x50 MVA), conforme descrito no Item 7.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.5.1-2 – Principais Obras propostas para a área Goiás/Distrito Federal ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Itumbiara: reator manobrável 136 Mvar - 500 kV
Necessária
atualmente
SE Serra da Mesa:
500/230 kV, 400 MVA
Necessária
atualmente
2º
banco
de
autotransformadores
SE Samambaia: 3º Autotransformador 500/345 kV, 1.050 MVA
FEV/2004
b) Desenvolver Ações Complementares
Avaliar os fatores limitantes da capacidade operativa, visando eliminar
eventuais restrições causadas por equipamentos terminais, vãos críticos etc.
das LTs 345 kV Samambaia – Brasília Sul, LTs 230 kV Bandeirantes –
Xavantes, LT 230 kV Anhanguera – Goiânia Leste, LT 230 kV Xavantes –
Pirineus – Brasília Geral. (ONS/Furnas/Celg)
Analisar o impacto da inserção de outro reator no eixo 500 kV S. da Mesa –
Samambaia, visando propiciar uma maior flexibilidade no controle de tensão
nessa área do sistema. (ONS).
Definir sistema de transmissão para integração das usinas já licitadas para o
sul de Goiás (CCPE/ONS).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas
no item 6.3
ONS
PAR 2004-2006
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Descrição Complementar das Condições de Desempenho no Período 20042006
A Figura 3.5.1-1 ilustra esquematicamente a rede de transmissão da área
Goiás/Distrito Federal, podendo-se destacar, para efeito de análise da rede, os
seguintes subsistemas:
subsistema em 500 kV de escoamento dos intercâmbios da interligação
Norte-Sul e da geração das UHEs Serra da Mesa e Cana Brava. A potência
escoada pode ser caracterizada pela soma dos fluxos F4, F5 e F6 indicados
na figura; tal soma foi definida como FSM. A potência chegando em Serra da
Mesa através da Norte-Sul é representada pelo fluxo F10. Os fluxos FNE-SE
e F N-S indicam, respectivamente, a potência exportada para o Nordeste,
medida em Serra da Mesa, e a importada pelo Sudeste/C.Oeste, medida em
Miracema;
interligação em 500 kV entre a área de Samambaia e as usinas da bacia do
Paranaíba, através das LTs 500 kV Samambaia – Emborcação e Samambaia
– Itumbiara, cujas potências escoadas são caracterizadas pelos fluxos F8 e
F9, respectivamente;
em paralelo a estas linhas há a rede em 345 kV constituída pelas LTs
Samambaia – Bandeirantes – Itumbiara e Samambaia– Brasília Sul –
Corumbá – Itumbiara, a qual possibilita o suprimento das cargas da área do
Distrito Federal e da região central de Goiás. Tais cargas são
complementarmente supridas pela rede em 230 kV que interliga as
subestações de Cachoeira Dourada, Anhanguera, Goiânia, Xavantes,
Bandeirantes e Brasília Sul;
interligação em 230 kV entre as subestações de Brasília Sul e Serra da
Mesa, através da qual são atendidas as cargas da região norte de Goiás.
Essa região é complementarmente atendida pelo sistema em 138 kV
derivado da SE Serra da Mesa;
a potência total injetada pelos subsistemas acima descritos para o
suprimento das cargas do Distrito Federal e das regiões central e norte de
Goiás pode ser caracterizada pela soma dos fluxos F1, F2, F3, F5, F6 e F7.
Tal suprimento é complementado pela geração das usinas localizadas junto
aos centros de carga, Paranoá (não indicada na figura) e Corumbá IV;
interligação entre as áreas Goiás e Mato Grosso, constituída pelos 3 circuitos
de LTs em 230 kV derivadas de Rio Verde e direcionadas para
Rondonópolis, via Barra do Peixe (2 circuitos) e Couto Magalhães (1
circuito). Tal interligação será ampliada com a instalação da LT em 500 kV
entre Cuiabá e Itumbiara, prevista, neste relatório, para junho de 2005;
ONS
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Figura 3.5.1-1 - Área Goiás e Distrito Federal – Diagrama esquemático – 2004 – 2006
NORTE
B.Jesus da Lapa
500kV
Sapeaçu
500kV
Colinas
500kV
NE
F N-SE
Lajeado
Miracema
~
Gurupi
S.Mesa
500kV
Peixe
(2006)
F10
~
Emborcação
500kV
S. Gotardo
~
N. Ponte
Itumbiara
500kV
2x300 MVA
FSE-NE
F8
Samambaia
500kV
138kV
~
Marimbondo
F9
~
(ago/04)
Bandeirantes
F4
F7
Samambaia
345kV
F2
Uberlândia
(Jun/05)
Itumbiara
345kV
~
S.Simão
(3) 2 x1050MVA
3x560MVA
Corumbá IV
~
B.Sul
345kV
B.Norte
138kV
Bandeirantes
230kV
S.Mesa
230kV
Niquelândia
Cana Brava
B.Alto
F3
B.Sul
230kV
~
MT
3x225MVA
Corumba
345kV
P.Colombia
C. Dourada
230kV
~
(2x) 400MVA
3x225MVA
1x276MVA
Rio Verde
230kV
Itumbiara
230kV
Anhanguera
F1
Carajás
138kV
~
2x225 MVA
~
F5
Miranda
Planalto
F6
S.Mesa
138kV
3x50MVA
B.Geral
Firminópolis
Xavantes
Goiânia Leste
Pirineus
FSM = F4+F5+F6
A título exemplificativo, a tabela 3.5.1-3 mostra os valores dos fluxos indicados na
Figura 3.5.1-1 para a condição de junho / carga pesada dos anos 2004, 2005 e
2006, considerando os casos base de despacho de geração e dois dos casos
alternativos analisados (2006A e 2006B), estes últimos com aumento dos
intercâmbios de exportação e importação de potência pelo Sudeste/C.Oeste através
da interligação Norte-Sul.
Da análise dessa tabela, verificam-se os seguintes aspectos:
no escoamento da potência proveniente da interligação Norte-Sul, nos casos
em que há importação de potência pelo SE/C.Oeste, os fluxos provenientes
de Serra da Mesa 500 kV são majoritariamente direcionados para a rede
345 kV (F7) e para a LT 500 kV Samambaia – Emborcação (F8), resultando
valores relativamente baixos de fluxos na LT 500 kV Samambaia - Itumbiara
(fluxo F9). O suprimento do Distrito Federal e das áreas centro e norte de
Goiás, nesses casos, é predominantemente feito através da transformação
500/345 kV de Samambaia (F7);
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já no caso de exportação de potência pelo SE/C.Oeste, ocorrem fluxos
relativamente maiores na LT 500 kV Samambaia – Itumbiara (fluxo F9
invertido) em comparação com a LT Samambaia – Emborcação (F8). O
suprimento do Distrito Federal e do centro/norte de Goiás é
predominantemente feito, nesse caso, através das LTs 345 kV Itumbiara –
Bandeirantes – Samambaia
(fluxo F2), reduzindo-se o fluxo na
transformação 500 / 345 kV de Samambaia (F7);
nos diversos casos analisados a soma dos fluxos F1, F2, F3, F5, F6 e F7
resultou na faixa 1900 – 2000 MW. A soma desses fluxos corresponde,
aproximadamente, a 90% das cargas do Distrito Federal e das áreas centro e
norte de Goiás, sendo o saldo remanescente suprido pelas usinas locais
(Paranoá, em operação, Corumbá IV, com entrada prevista para março/2004
e julho/2004, 1ª e 2ª unidade de 63.5 MW cada). As perdas de transmissão
dessa área resultaram da ordem de 2% da carga total da CEB e Celg.
Tabela 3.5.1-3 – Área Goiás e Distrito Federal – Fluxos (MW)
Casos de referência
Fluxos, MW
Casos alternativos
2004
2005
2006
2006A
2006B
F1
243
216
204
173
318
F2
328
326
266
122
789
F3
102
83
39
-38
315
F4
1468
1496
1947
2768
-839
F5
-142
-152
-147
-131
-200
F6
330
335
346
346
346
FSM = F4+F5+F6
1656
1679
2146
2983
-693
F7
1043
1082
1270
1507
436
F1+F2+F3+F5+F6+F7
1904
1890
1978
1979
2004
F8
407
406
529
827
-477
F9
6
-5
128
393
-802
F10
1088
1029
1274
1913
-1113
F N-S
527
462
395
1066
-1988
F SE-NE
478
410
343
146
795
Foram analisadas contingências em regime permanente em LTs 500 kV, LTs
230 kV, em transformadores da Rede Básica e da fronteira com a Rede
Complementar, cujas principais conclusões foram anteriormente apresentadas no
sumário das condições de atendimento.
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3.5.2
Área Mato Grosso
Descrição da Área
O sistema de transmissão de energia elétrica que atende à área do Mato Grosso é
constituído basicamente por um sistema radial principal em 230 kV que parte da
subestação de Rio Verde, com três circuitos até Rondonópolis no Mato Grosso,
além de um circuito simples em 138 kV entre estas subestações.
Um deles tem seu traçado via Couto Magalhães e outros dois via Barra do Peixe,
havendo seccionamento e transformação 230/138 kV apenas em um desses dois
últimos. Os trechos B. do Peixe – Rondonópolis e C. Magalhães – Rondonópolis
têm 217 km e 178 km de comprimento, respectivamente. De Rondonópolis, com
extensão de 188 km, partem dois circuitos em 230 kV para a subestação Coxipó
localizada na capital Cuiabá, onde se concentra cerca de 45% da demanda do Mato
Grosso e de onde se realiza a distribuição de energia aos centros de carga
regionais.
A área norte do MT é atendida radialmente por um único circuito de 230 kV a partir
da SE Coxipó, com comprimento de 105 km até a SE Nobres, ponto de
seccionamento e entroncamento com o sistema de transmissão (66 km) associado
à UHE Manso, e mais 335 km até a subestação terminal de Sinop. Nesse último
trecho, são atendidas por derivação as subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio
Verde e Sorriso.
Com a implantação de novas usinas, a área do MT tornou-se auto-suficiente em
termos de energia elétrica e a rede em 230 kV passou a ser utilizada como um
sistema exportador da energia excedente para o SIN.
Considerando as obras que estarão sendo licitadas e autorizadas durante o ano de
2003, deverá haver expansão e reforço da rede de transmissão no período 20042006, ocorrendo a instalação de um elo adicional em 230 kV entre as áreas de
Coxipó/Cuiabá e Rondonópolis, adição de compensação série em trechos de linhas
230 kV entre Cuiabá e Itumbiara e, ainda, a instalação de um circuito em 500 kV
(808 km) entre essas duas últimas subestações.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Mato Grosso
A tabela 3.5.2-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Mato Grosso no horizonte deste PAR.
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Tabela 3.5.2-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Mato Grosso
Capacidade
Instalada
(MW)
Demanda
Anual (MW)
Crescimento
(%)
2003
2004
2005
UHE
680
680
855
(1)
PCH
104
324
(3)
UTE
492
492
492
492
Total
1.276
1.432
1.671
1.740
Máxima
601
653
682
715
Mínima
384
416
435
455
4,4
4,8
--
260
8,7
(2)
(*)
2006
855
393
(4)
(*) Inclui incorporação de mercados isolados da área norte do Estado.
Notas: novas usinas (1) UHE Ponte de Pedra (175 MW); (2) PCHs 156 MW; (3) PCHs 64 MW; (4) PCHs 69 MW
Sumário das Condições de Atendimento
Nas análises realizadas, ficou evidenciada a existência de restrição estrutural do
sistema de transmissão quanto à capacidade para escoar a totalidade da geração
disponível no Mato Grosso.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
A partir da instalação de usinas na área Mato Grosso, o sistema de
transmissão passou a apresentar problemas de instabilidade eletromecânica
quando de contingências de linhas de 230 kV no eixo Coxipó - Rondonópolis
– Rio Verde, havendo com isso necessidade de restrição elevada de geração
local. A exportação máxima para o SIN a partir de Rondonópolis, considerando
os fluxos nas LTs 230 kV e
138 kV, resultou na faixa 270-350 MW,
dependendo das condições de carga. Desse total aproximadamente 230300 MW correspondem ao fluxo nas LTs 230 kV, sendo o valor inferior
referente à configuração de junho/2004. Para valores acima deste haveria
necessidade de esquemas de corte de geração. Com a entrada em operação
das obras previstas de transmissão nessa área (LT 230 kV Coxipó – Cuiabá –
Rondonópolis, Compensação série no eixo em 230 kV entre Coxipó e
Itumbiara e LT 500 kV Cuiabá – Ribeirãozinho – Intermediária – Itumbiara,
mostradas nas Figuras 3.5.2-2 e 3.5.2-3), esse problema será solucionado
para o parque gerador previsto até 2006.
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b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Contingências de linhas de 230 kV na área MT acarretam quedas
excessivas de tensão no tronco 230 kV Rondonópolis – Barra do Peixe –
Rio Verde. Com isso, há necessidade de restrição de geração local,
diminuindo-se a potência exportada a partir de Rondonópolis. Esse
problema será contornado com a instalação de compensação série nos dois
circuitos Rondonópolis – Barra do Peixe – Rio Verde conforme mostrado
mais adiante na Figura 3.5.2-2 e reforçado posteriormente com a instalação
da LT 500 kV Cuiabá – Itumbiara, indicada na Figura 3.5.2-3.
A subestação de Sinop, localizada na ponta de sistema radial a cerca de
335 km da SE Nobres, apresenta problemas de controle de tensão,
havendo inclusive dificuldades de operação do banco de capacitores
existente nessa subestação em função do baixo nível de curto-circuito local
(da ordem de 240 MVA no lado 230 kV). A instalação de equipamento de
controle de tensão é importante nesse ponto do sistema, conforme
recomendado nos dois últimos ciclos do PAR, já autorizado pela Aneel, com
entrada em operação prevista para junho de 2004.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
O sistema de transmissão existente em 230 kV do Mato Grosso tem
problemas de sobrecargas em linhas remanescentes quando de contingência
simples de circuitos no eixo Rondonópolis – Rio Verde. As limitações da rede
se manifestam basicamente por sobrecargas no trecho Coxipó Rondonópolis 230 kV no caso de contingência em um dos circuitos,
indicativas da necessidade de ampliação do número de circuitos em 230 kV
nesse trecho, e por queda acentuada de tensão no trecho Rondonópolis Barra do Peixe, indicativa da necessidade de reforço através de
compensação reativa capacitiva nessa área do sistema.
d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador
A perda da LT 230 kV Nobres-Sinop pode levar a desligamentos de cargas
na área centro-norte do estado, na faixa aproximada de 30 a 60 MW,
dependendo da condição de carga e do despacho de geração local
considerado. Observa-se, por outro lado, que essa área terá um aumento de
capacidade geradora instalada (PCHs), diminuindo sua dependência das
demais áreas.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar
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f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Até que ocorram os reforços estruturais previstos, indicados nas Figuras
3.5.2-2 e 3.5.2-3, a ocorrência de contingências duplas no eixo Coxipó Rondonópolis – Barra do Peixe - Rio Verde pode levar ao ilhamento da rede
do Mato Grosso em relação ao sistema interligado Sudeste/Centro Oeste. A
geração local é suficiente para atender a carga, havendo necessidade de um
esquema de corte de geração para manter a operação estável.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Conforme tratado no Item 7, foram observadas sobrecargas ou queda de
tensão nas LTs 138 kV Coxipó – Rondonópolis e Rondonópolis-Couto
Magalhães (74/86 MVA em condição normal/emergência), as quais operam
em paralelo com a rede 230 kV. Por outro lado, observa-se que tais
problemas ficarão bastante atenuados com a instalação de compensação
série nos dois circuitos Rondonópolis – Barra do Peixe – Rio Verde,
incluindo o seccionamento do circuito C1 e sua conexão na SE Barra do
Peixe, conforme mostrado na Figura 3.5.2-2. Ressalta-se, porém, que no
caso da perda de um dos transformadores da SE Coxipó 230/138 kV pode
ser verificada sobrecarga elevada nas unidades remanescentes.
O plano de obras da Cemat indica um total da ordem de 900 km de LTs
138 kV a serem instaladas no período 2004-2006, de responsabilidade
própria e de outros agentes. Grande parte dessas linhas é voltada à
integração de sistemas isolados e/ou de novas PCHs (algumas muito
distantes do sistema e ainda sem contrato) nas áreas sudoeste e centronorte do estado e caso sejam concretizadas irão atenuar a dependência,
principalmente da área centro-norte, da importação de potência através da
LT 230 kV Nobres – Sinop.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Despacho Mínimo
Na configuração atual, verifica-se que pode ser necessário despachar a UTE
Cuiabá por razões de desempenho dinâmico do sistema, dependendo do
despacho local de geração das usinas hidrelétricas. A evolução do sistema, a
partir da entrada de novas usinas e das obras propostas para a área MT, irá
eliminar a necessidade de despacho mínimo em Cuiabá.
Despacho Máximo
As restrições da rede 230 kV descritas nos itens (a), (b) e (c) anteriores
impossibilitam o escoamento da totalidade da geração disponível, havendo
necessidade de restringir o despacho global das usinas para valores na faixa
de 60-65% da capacidade instalada no ano 2004. Sendo que a UTE Cuiabá
(480 MW) representa aproximadamente 37% da potência total nesse ano, a
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mesma poderá sofrer restrições de despacho juntamente com as demais
usinas hidrelétricas do estado.
i)
Problemas relacionados ao desempenho operativo de instalações
Os registros de proteção e a estatística do setor indicam que o desempenho
médio da LT 230 kV Coxipó – Nobres - Sinop em termos de freqüência de
falhas, tem sido bastante inferior ao desempenho anual das linhas de mesmo
nível de tensão do SIN, com freqüência média 8 vezes superior à média das
linhas de 230 kV. É importante caracterizar as causas dos desligamentos
bem como o(s) trecho(s) de sua maior incidência na rota Coxipó - NobresNova Mutum-Rio Verde-Sorriso-Sinop com extensão total de 440 km.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.5.2-2– Principais Obras propostas para o sistema do Mato Grosso ainda sem concessão
ONS
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
Seccionamento da LT Rondonópolis – Rio Verde - Itumbiara C1
em Barra do Peixe para conexão na SE 230/138 kV de Barra do
Peixe
Necessária
atualmente
Compensação série nos circuitos C1 e C2 dos trechos de linhas
entre Rondonópolis e Itumbiara
Necessária
atualmente
Nova subestação seccionadora 230 kV em Cuiabá
Necessária
atualmente
LT 230 kV Coxipó-Cuiabá, circuito duplo (25 km),
Necessária
atualmente
LT 230 kV Cuiabá-Rondonópolis, circuito simples (168 km),
compensada em série (60%)
Necessária
atualmente
LT 500 kV Cuiabá -Itumbiara, circuito simples (808 km), com
seccionamentos em Riberãozinho e Intermediária
JAN/2005
SEs Cuiabá e Ribeirãozinho 500/230 kV
JAN/2005
LT 230 kV Ribeirãozinho - Barra do Peixe, circuito duplo (3 km)
JAN/2005
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b) Desenvolver Ações Complementares
Avaliar os fatores limitantes da capacidade operativa das três LTs 230 kV
entre as subestações de Rondonópolis e Itumbiara, particularmente dos
trechos Barra do Peixe – Rio Verde C1 e Rio Verde – Itumbiara C1, visando
eliminar eventuais restrições causadas por equipamentos terminais, vãos
críticos etc.(ONS/Empresas envolvidas da área).
Verificar necessidade de compatibilizar o dimensionamento dos bancos de
capacitores série localizados nos citados trechos de linhas com os efetivos
limites de carregamento, depois de eliminadas as eventuais restrições
(CCPE/Furnas).
Investigar as causas de desligamentos da LT 230 kV Coxipó – Nobres –
Nova Mutum – Lucas Rio Verde – Sorriso – Sinop, com 440 km de extensão,
identificando os trechos de maior incidência, e estabelecer ações que
possam reduzir a freqüência de saídas da mesma, considerando
particularmente as causas de origem interna (descargas atmosféricas, por
exemplo) e outras ignoradas, as quais, segundo os registros, têm tido
influência significativa no desempenho dessa LT (ONS/Eletronorte).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas no
item 6.3
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Descrição Complementar das Condições de Desempenho no Período 20042006
a) Antes da entrada da LT 500 kV Cuiabá - Itumbiara (junho/2004 a fevereiro/2005)
A Figura 3.5.2-1 ilustra, de forma simplificada, a rede de transmissão para a
área Mato Grosso e sua interligação com Goiás no seu estágio atual. Está
previsto que a configuração do tronco transmissor principal se mantenha até o
final de 2004 ou início de 2005, quando ocorrerão ampliações e reforços na
rede 230 kV (Figura 3.5.2-2).
Figura 3.5.2-1 - Área Mato Grosso – Configuração para os anos 2003 e 2004
Sinop
Sorriso
138kV
Itumbiara
500kV
L. R. Verde
N. Mutum
UHE Manso
Nobres
UHE
Guaporé
UHE
Jauru
Coxipó
B. do Peixe
Rondonópolis
230kV
Jauru
230kV
R. Verde
138kV
#2
#2
#2
#1
#1
#1
345kV
#2
#1
Itumbiara
230kV
C. Magalhães
C. Dourada
138kV
138kV
138kV
UTE Cuiabá
UHE Itiquira 1 e 2
No período dezembro/2004 a fevereiro/2005 foi considerado que o sistema
evolua para a configuração mostrada na Figura 3.5.2-2, incorporando
ampliações e reforços, os quais contemplam a conexão da UHE Ponte de Pedra
e, adicionalmente, os seguintes:
Seccionamento da LT Rondonópolis –Rio Verde - Itumbiara C1 em Barra do
Peixe e conexão da mesma na SE transformadora 230/138 kV de Barra do
Peixe, ficando ambos os circuitos dessa linha conectados na referida
subestação;
Compensação série nos circuitos C1 e C2 dos trechos de linhas entre
Rondonópolis e Itumbiara, com os seguintes graus de compensação:
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-
C2: 50% no trecho Rondonópolis-Barra do Peixe e 70% nos trechos
Barra do Peixe-Rio Verde e Rio Verde-Itumbiara;
-
C1: 30% no trecho Rondonópolis-Barra do Peixe e 2x30% nos trechos
Barra do Peixe-Rio Verde e Rio Verde-Itumbiara;
Nova subestação seccionadora 230 kV em Cuiabá, conectada através de um
circuito duplo (25 km) com a SE Coxipó e de um circuito simples (168 km)
com a SE Rondonópolis, estabelecendo-se assim um 3o elo em 230 kV entre
as áreas de Coxipó e Rondonópolis. O trecho Cuiabá-Rondonópolis terá
60% de compensação série, concentrada no terminal de Rondonópolis.
Figura 3.5.2-2 - Área Mato Grosso – Configuração para fevereiro/2005 – Entrada da LT Coxipó-CuiabáRondonópolis e da compensação série na rede 230 kV
Sinop
Sorriso
138kV
Itumbiara
500kV
L. R. Verde
N. Mutum
UHE Manso
Nobres
Cuiabá
UHE
Guaporé
Coxipó
B. do Peixe
Rondonópolis
230kV
Jauru
230kV
60%
R. Verde
50%
#2
#2
#1
#1
70%
30%
345kV
#2
#2
30%
UHE
Jauru
70%
138kV
30%
30%
#1
30%
Itumbiara
230kV
#1
C. Magalhães
C. Dourada
138kV
138kV
138kV
UTE Cuiabá
UHE
P.Pedra
UHE Itiquira 1 e 2
A área Mato Grosso que, a partir da entrada da UTE Cuiabá (480 MW) e da
UHE Manso (210 MW), passou a ter excedentes de geração para exportação ao
SIN, tem essa característica exportadora ampliada a partir de 2003 com a
entrada de novas fontes geradoras.
Na configuração de junho/2004 estarão presentes as hidrelétricas de Itiquira I
(60,8 MW), Itiquira II (95,2 MW), Jauru (110,1 MW) e Guaporé (120 MW). Em
relação a junho/2003, está ainda prevista a implantação de um montante
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1
adicional de 36 MW de PCHs na região sudoeste , totalizando 1312 MW de
capacidade instalada de geração. Em fevereiro/2005 foram consideradas em
operação as 2 primeiras das 3 unidades da UHE Ponte de Pedra (3x58.7 MW).
A configuração correspondente a junho/2004 é a mostrada na Figura 3.5.2-1.
Para dezembro/2004 foi considerada a possibilidade de estar instalada a
compensação série prevista para a rede 230 kV, mostrada na Figura 3.5.2-2,
sem, contudo, a presença das linhas Coxipó-Cuiabá e Cuiabá-Rondonópolis,
constituindo um 3º elo entre as áreas de Coxipó e Rondonópolis, o qual foi
considerado na configuração de fevereiro/2005.
Dada a topologia da conexão das novas fontes de geração nessa área, os
fluxos dos excedentes de geração se concentram na SE Coxipó e são
direcionados para Rondonópolis, através dos dois circuitos Coxipó Rondonópolis 230 kV e da LT Coxipó – Jaciara - Rondonópolis 138 kV que
opera em paralelo à rede 230 kV.
Em Rondonópolis há a adição da geração proveniente de Itiquira I/II e da UHE
Ponte de Pedra, aumentando o fluxo exportador, o qual se direciona para Rio
Verde através dos três circuitos 230 kV (dois deles via Barra do Peixe e um via
Couto Magalhães) e da LT 138 kV Rondonópolis-Couto Magalhães -Rio Verde
que opera em paralelo à rede 230 kV.
A tabela a seguir resume os principais resultados para as configurações
analisadas do ano de 2004 e de fevereiro/2005:
Tabela 3.5.2-3– Resultados da análise do estado do Mato Grosso – Ano 2004 e fevereiro/2005
C. Pesada
Cap. Instalada, MW
UTE
UHE
PCH
Carga, MW
C. Leve
492,0
679,6
140,4
Total
Geração máxima, MW
%
2004
Junho
C. Média
Dezembro
C. Pesada
2005
Fevereiro
C. Pesada
C. Média
492,0
679,6
143,6
492
796,9
143,6
1315,2
1432,5
1044,5
72,9%
941,5
71,8%
1312,0
919,5
70,1%
765,5
58,3%
908,5
69,1%
1034,5
72,2%
576,5
595,1
438,7
527,3
530,3
Perdas, MW
61
50,4
40,8
70,2
76,2
70,7
%
6,5%
5,5%
5,3%
7,7%
7,3%
6,8%
296
49
345
272
45
317
261
57
318
311
37
348
438
46
484
445
43
488
Exportação, MW
(de Rondonópolis)
230 kV
138 kV
Total
522,8
1 Nesse montante consideraram-se apenas as PCHs que têm contrato firmado com a Cemat, a serem instaladas em
2003 e 2004 . Caso se considere todas as PCHs listadas no programa de metas do MME e/ou previstas pela Cemat,
incluindo aquelas que ainda não tem contrato, o montante adicional em junho/2004, em relação a junho/2003, seria
de 156 MW, sendo 41 MW na área centro-norte e 115 MW na área sudoeste do estado, elevando para 1432 MW o
total de capacidade instalada.
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Os valores de geração despachada e os fluxos a partir de Rondonópolis
indicados na tabela acima são os máximos possíveis para que não ocorram
sobrecargas em regime permanente, em situações de contingências na rede.
Para valores acima dos indicados, haveria necessidade de esquemas de corte
de geração. As emergências mais críticas foram as seguintes:
saída de um dos dois circuitos Coxipó -Rondonópolis 230 kV, a qual tende a
provocar sobrecargas no circuito remanescente (limite de 307 MVA, para
condição de emergência) e na LT Coxipó -Jaciara-Rondonópolis 138 kV
(limites de 86 MVA para condição de emergência);
saída do trecho de LT 230 kV Rondonópolis –B. do Peixe C2, a qual
sobrecarrega a LT 230 kV Rondonópolis-B. do Peixe-Rio Verde C1
(287 MVA), e tende a causar queda acentuada de tensão no sistema 230 kV
e ao longo da LT 138 kV Rondonópolis-Couto Magalhães.
A presença da compensação série na rede 230 kV (dezembro/2004) melhora o
desempenho da rede na segunda das contingências acima, porém, conforme se
poderia antecipar, não soluciona a limitação de transmissão decorrente da
primeira das contingências citadas, o que só ocorrerá com a instalação do 3º
elo em 230 kV entre Coxipó e Rondonópolis. Dessa forma, o fluxo máximo
exportável a partir de Rondonópolis resultou da mesma ordem de grandeza
(350 MW em carga pesada e 315 MW em carga média e leve) nas
configurações de junho e dezembro/2004.
Com a presença das linhas Coxipó - Cuiabá e Cuiabá - Rondonópolis e da
compensação série anteriormente referida, o que ocorre na configuração de
fevereiro/2005 mostrada na Figura 3.5.2-2, esse fluxo se eleva para
aproximadamente 485 MW. Nesse caso, a segunda das contingências
anteriormente descritas passa a ser a mais crítica, sendo igualmente severa a
saída do trecho em 230 kV Barra do Peixe – Rio Verde C2, a qual sobrecarrega
o trecho em paralelo B. do Peixe - Rio Verde C1.
Sob o aspecto de exportação de energia, conclui-se que a rede de transmissão
prevista para 2004 é compatível com um despacho máximo da geração da
ordem de 70% em condições de carga pesada e média e da ordem de 58% na
carga leve. Em fevereiro de 2005, com a instalação de compensação série na
rede 230 kV, um despacho máximo de 72% da geração permanece sendo
possível, mesmo com o aumento da capacidade instalada devido à entrada das
duas primeiras unidades da UHE Ponte de Pedra.
Procurou-se confirmar os valores de exportação indicados na tabela anterior
através de estudos dinâmicos. Para a configuração de junho/2004, constatou-se
que limite dinâmico de transmissão é inferior ao indicado na tabela. O sistema
permanece estável para curto monofásico e abertura de um circuito Coxipó –
Rondonópolis para uma exportação a partir de Rondonópolis de até
aproximadamente 270 MW, sendo 230 MW pelas linhas 230 kV e da ordem de
ONS
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40 MW pelo sistema 138 kV. Na configuração de dezembro/2004 e de
fevereiro/2005 foram confirmados os valores anteriores. Observa-se que no
caso de fevereiro/2005, não se buscou investigar o limite dinâmico de
transmissão, o qual deverá ser ligeiramente superior ao indicado na tabela
anterior.
Constatou-se também que os recursos de controle de tensão no tronco
transmissor em 230 kV disponíveis são suficientes para atender situações
operativas, em carga leve, com menores níveis de geração despachada, até
aproximadamente 40% da capacidade instalada em junho/2004. Abaixo desse
valor, há elevação dos níveis de tensão ao longo da rede 230 kV, podendo
ultrapassar o limite de 105% em B. do Peixe.
Devem ser observados os seguintes aspectos quanto aos limites de
carregamento das LTs 230 kV nas quais será adicionada a compensação série,
particularmente dos trechos B.Peixe-Rio Verde C1 e Rio Verde- Itumbiara C1,
ambos de Furnas:
O limite para condições de emergência considerado nos estudos para esses
dois trechos foi de 290 MVA / 730 A, o qual é compatível com o condutor
dessas LTs (1x556 MCM por fase) e ligeiramente inferior ao adotado nos
2
estudos de dimensionamento dos capacitores série 310 MVA / 780A .
Por outro lado, o CPST indica uma capacidade operativa de 197 MVA / 495 A
para os citados trechos3. A prevalecer este último valor haveria necessidade
de redução no despacho de geração da ordem de 150 MW, caindo de 72%
para 62% o nível de geração máxima e reduzindo de 485 MW para 345 MW
o fluxo máximo de exportação a partir de Rondonópolis. Ou seja, ficaria
praticamente anulado o ganho proporcionado pela introdução da
compensação série em fevereiro/2005, antes da entrada da LT CuiabáItumbiara em 500 kV. Ademais, resultariam sobredimensionados os bancos
de capacitores série, projetados para 30% de sobrecorrente em condições de
emergência (durante 30 minutos). Esse aspecto merece consideração
detalhada, visando caracterizar os fatores que restringem a capacidade
operativa dos citados trechos de LTs, bem como estabelecer as possíveis
soluções.
b) Após a entrada da LT 500 kV Cuiabá-Itumbiara (junho/2005 a dezembro/2006)
A partir de junho/2005 foi considerada a entrada em operação da LT 500 kV
Cuiabá-Itumbiara, conforme ilustrado na Figura 3.5.2-3, com acréscimo
significativo da capacidade de transporte e de exportação de energia do Mato
Grosso para a Região Sudeste.
2 Ref. relatório CCPE/CTET.052.2002 “Definição da compensação série nos circuitos existentes de 230 kV entre a
subestações de Cuiabá e Itumbiara”, de dezembro/2002.
3 Ref. relatório ONS-2.1/005/2001 “Análise das capacidades das linhas de transmissão informadas nos CPST e nos
documentos existentes na ANEEL, relativos às prorrogações das concessões das empresas de transmissão”
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As ampliações indicadas na Figura 3.5.2-3 referem-se às seguintes instalações:
Linha de transmissão em 500 kV circuito simples entre Cuiabá e Itumbiara
(808 km) e reatores shunt associados, com trechos Cuiabá – Ribeirãozinho
(364 km), Ribeirãozinho – Intermediária (242 km) e Intermediária – Itumbiara
(202 km); e
Transformações 500/230 kV em Cuiabá (1x750 MVA) e Ribeirãozinho
(1x400 MVA) e conexão de Ribeirãozinho a Barra do Peixe, através de LT
230 kV em circuito duplo (3 km).
Figura 3.5.2-3 - Área Mato Grosso – Configuração prevista a partir de junho/2005
Sinop
Sorriso
138kV
L. R. Verde
Itumbiara
500kV
Ribeirãozinho
500kV
N. Mutum
UHE Manso
Intermediária
500kV
Nobres
230kV
Cuiabá
UHE
Guaporé
Coxipó
Rondonópolis
230kV
Jauru
230kV
R. Verde
B. do Peixe
60%
#2
#2
#1
#1
30%
345kV
#2
70%
#2
30%
UHE
Jauru
70%
138kV
50%
30%
30%
#1
30%
Itumbiara
230kV
#1
C. Magalhães
C. Dourada
138kV
138kV
138kV
UTE Cuiabá
UHE
P.Pedra
UHE Itiquira 1 e 2
Em termos de expansão da capacidade de geração, foi agregada na
configuração de junho/2005 a 3ª unidade de 58.7MW da UHE Ponte de
Pedra, cuja instalação é prevista para março/2005. Visando analisar a
capacidade de transporte da rede, considerou-se também um montante
adicional em relação a fevereiro/2005 de 180 MW em junho/2005 e mais
69 MW em fevereiro/2006, correspondentes a PCHs, listadas no programa
de metas do MME e nas previsões da Cemat.
As tabelas 3.5.2-4 e 3.5.2-5 resumem os principais resultados para as
configurações analisadas dos anos 2005 e 2006.
ONS
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Tabela 3.5.2-4– Resultados da análise do estado do Mato Grosso – Ano 2005 (junho e dezembro)
Ano 2005
Junho
C. Pesada
Cap. Instalada, MW
Dezembro
C. Média
C. Leve
C. Pesada
UTE
492.0
UHE
855.6
855.6
PCH
323.9
337.9
Total
492.0
1685.5
1671.5
Geração, MW
1503
1502
1354.6
1501.2
%
89.9%
89.9%
81.0%
89.1%
551.2
Carga, MW
Exportação (MW) a
partir de
671.5
622.9
459.2
Cuiabá 500 kV
324
345
353
369
Rondonópolis 230 kV
431
454
455
490
Rondonópolis 138 kV
Total
47
45
41
48
802
844
849
907
Perdas, MW
89.5
94.1
94.4
97
%
6.0%
6.3%
7.0%
6.5%
Tabela 3.5.2-5– Resultados da análise do estado do Mato Grosso – Ano 2006
Ano 2006
Fevereiro
C. Pesada
Cap. Instalada, MW
Junho
C. Média
C. Pesada
UTE
492.0
UHE
855.6
PCH
392.9
Total
1740.5
Dezembro
C. Média
C. Leve
C. Pesada
Geração, MW
1511.5
1520.5
1561.5
1560.5
1373.1
1550.7
%
86.8%
87.4%
89.7%
89.7%
78.9%
89.1%
555.2
547.4
703.6
651.6
480.3
580.5
Cuiabá 500 kV
372
388
336
356
345
374
Rondonópolis 230 kV
480
484
438
465
451
495
Carga, MW
Exportação (MW) a
partir de
Rondonópolis 138 kV
50
46
49
48
42
49
902
918
823
869
838
918
Perdas, MW
109.3
110.1
102.9
110.9
121.8
162.2
%
7.2%
7.2%
6.6%
7.1%
8.9%
10.5%
Total
Os valores de geração despachada e os fluxos a partir de Rondonópolis
indicados nas tabelas acima são os máximos possíveis para atender os critérios
operativos em situações de contingências na rede. Para valores acima dos
indicados, haveria necessidade de esquemas de corte de geração. As
emergências mais críticas passam a ser a perda de um dos trechos da nova LT
500 kV Cuiabá – Itumbiara, ou seja:
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perda do trecho Cuiabá – Ribeirãozinho, a qual provoca aumento do
carregamento das LTs 230 kV que saem de Cuiabá. O fator limitante é a
tensão mínima em Rondonópolis 230 kV, a qual é verificada antes que se
atinjam os limites de capacidade dessas linhas;
perda do trecho Ribeirãozinho – Intermediária ou Intermediária – Itumbiara, a
qual provoca aumento do carregamento das LTs 230 kV que saem de Barra
do Peixe. O fator limitante resultou ser a tensão máxima no lado linha dos
bancos de capacitores série 230 kV de Rio Verde, na LT B. do Peixe – Rio
4
Verde C2, admitida igual a 1.20 p.u. .
Sob o aspecto de exportação de energia, conclui-se que com a entrada da LT
500 kV Cuiabá – Itumbiara, em adição à compensação série anteriormente
mencionada para a rede 230 kV, o sistema de transmissão do Mato Grosso
possibilitará uma exportação da ordem de 480 a 530 MW através das LTS 230 e
138 kV que saem de Rondonópolis, e na faixa de 320 a 390 MW pela citada LT
500 kV, totalizando um montante da ordem de 800 a 900 MW. Nessas
condições aproximadamente 90% da capacidade geradora prevista poderá ser
escoada nas condições de carga pesada e média dos anos 2005 e 2006. Em
condições de carga leve esse valor cai para aproximadamente 80%.
Os valores de exportação a partir de Rondonópolis indicados nas tabelas
anteriores foram confirmados pelos estudos dinâmicos. Não se buscou
investigar os limites dinâmicos de transmissão, os quais deverão ser superiores
aos anteriormente mencionados.
Constatou-se também que os recursos de controle de tensão disponíveis nos
troncos transmissores em 500 kV e 230 kV são suficientes para atender
situações operativas, em carga leve, com menores níveis de geração
despachada, até aproximadamente 30% da capacidade instalada em
junho/2005.
No que se refere à questão dos limites de carregamento das linhas 230 kV,
objeto da observação apresentada anteriormente, particularmente dos trechos
Barra do Peixe - Rio Verde C1 e Rio Verde - Itumbiara C1, verificou-se que,
mesmo com a entrada da LT 500 kV Cuiabá – Itumbiara, permanece a
ocorrência de sobrecarga no primeiro dos trechos citados, cujo limite é de
197 MVA / 495 A, para contingências simples de circuitos de transmissão (saída
do trecho em 500 kV Ribeirãozinho – Intermediária ou Intermediária –
Itumbiara), havendo necessidade de redução da ordem de 150 MW de geração
para eliminar a referida sobrecarga. Ademais, caso esse limite não venha a ser
alterado,
também
permanece
a
observação
anterior
quanto
ao
4
Ref. relatório citado na nota no. 2. Os estudos do CCPE, com base na tensão máxima operativa ditada pela
suportabilidade do isolamento ou por restrições de corona, admitiram os seguintes valores máximos de tensão nas
linhas 230 kV para o dimensionamento dos bancos de capacitores série:
1.10 p.u nas LTs B. do Peixe-Rio Verde C1 e Rio Verde-Itumbiara C1; 1.15 p.u. na LT Rondonópolis-B. do Peixe C1;
1.20 p.u. nas LTs Rondonópolis-B. do Peixe C2, B. do Peixe-Rio Verde C2 e Rio Verde-Itumbiara C2.
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sobredimensionamento dos bancos de capacitores série localizados nessas LTs
nos terminais de Barra do Peixe, Rio Verde e Itumbiara.
c) Atendimento da área centro-norte do MT
A área centro-norte do estado é atendida através da LT 230 kV Coxipó –
Nobres – Sinop, circuito simples, com capacidade operativa de 239 MVA. Essa
linha atende em derivação as subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio Verde
e Sorriso bem como a subestação terminal de Sinop. Os registros indicam que o
desempenho médio dessa LT, em termos de freqüência de falhas, tem sido
bastante inferior ao desempenho anual das linhas de mesmo nível de tensão do
SIN, com freqüência média 8 vezes superior à das LTs 230 kV.
Destaca-se que essa área terá um aumento de capacidade geradora instalada
(PCHs), diminuindo sua dependência das outras áreas, conforme mostrado na
tabela a seguir. Observa-se que uma parte da geração, da ordem de 34 MW,
não computada na tabela, é injetada na área de Sorriso e o restante na área
norte. Considerando um despacho de 90% dessa capacidade, é também
apresentado o fluxo no trecho Sorriso – Sinop da LT 230 kV Nobres – Sinop, o
qual caracteriza o montante de potência importada para fechar o balanço cargageração da área norte na condição de carga pesada.
Tabela 3.5.2-6– Capacidade de geração e intercâmbios da área centro-norte do Mato Grosso
Geração e intercâmbios da área norte
Cap. Instalada de
PCHs, MW
Importação (MW)
c/ contrato
s/ contrato
jun/04
jun/05
jun/06
29.5
13.0
29.5
22.0
43.5
77.0
total
42.5
51.5
120.5
Considerando só geração c/ contrato
Considerando a geração total
41.6
30.3
61.0
41.5
54.6
-4.8
Verifica-se que, se forem consideradas todas as PCHs relacionadas no
acompanhamento da expansão realizado pelo MME e/ou previstas pela Cemat,
incluindo aquelas que ainda não tem contrato, há tendência de auto-suficiência
de geração da área centro-norte, a qual seria atingida em 2006. Por outro lado,
em 2004 e 2005, e mesmo em 2006 caso não seja instalada toda a geração
prevista, a saída da LT 230 kV Nobres – Sinop provoca a necessidade de corte
de cargas na faixa aproximada de 30 a 60 MW, dependendo das condições de
carga e despacho de geração consideradas.
Julga-se importante investigar as causas de desligamentos da LT 230 kV
Coxipó – Nobres – Sinop e estabelecer ações que possam reduzir a freqüência
de saídas da mesma, considerando particularmente as causas de origem
interna (descargas atmosféricas, por exemplo) e outras ignoradas, as quais,
ONS
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segundo os registros têm tido influência significativa no desempenho dessa
linha de transmissão.
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(2004)
6)
00
(2
(2006)
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
José Abrão
Cuiabá
Almoxarifado
Industrial
P/ São Gabriel
Usina Termelétrica
Scaffa
P/ Aquidauana Imbirussu
M. Couto
Usina Eólica
C. Grande
Subestação
P/ Mimoso
Conversora
UTE W.Arjona
(2006)
P/ Porto Primavera
P/ Sidrolândia
P/ Rio Brilhante
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
ONS
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3.5.3
Área Mato Grosso do Sul
Descrição do Sistema
A Rede Básica que atende ao Mato Grosso do Sul é constituída por duas linhas de
transmissão na tensão de 230 kV. A primeira linha conecta a SE Guaíra, na
fronteira do Paraná, com a SE Dourados 230/138 kV, 2x75 MVA, no sul do estado.
A segunda linha interliga esta subestação com a SE Anastácio, 230/138 kV,
75 MVA, que se conecta à rede de 138 kV na SE Aquidauana, no oeste do Mato
Grosso do Sul. O restante do sistema é constituído por linhas de 138 kV e
subestações distribuidoras nesta tensão. Duas linhas de circuito duplo de 138 kV
chegam a Campo Grande provenientes da UHE Jupiá, na fronteira com São Paulo,
e uma linha nesta tensão provém da UHE Rosana, em São Paulo, chegando até a
subestação de Dourados. A SE Imbirussú, em Campo Grande, interliga-se em
138 kV com a subestação de Aquidauana. O oeste do Mato Grosso é atendido por
uma linha radial em circuito duplo de 138 kV que, partindo da SE Aquidauana se
conecta à SE Miranda e daí à SE Corumbá. Os principais centros de carga do
Estado estão localizados na capital do Estado, Campo Grande, em Dourados, na
área sul e Corumbá, no oeste.
Com essa configuração, o sistema de transmissão do Mato Grosso do Sul fecha um
elo fraco de interligação entre o oeste do Paraná e São Paulo. Dessa forma, o
carregamento nas linhas de 230 kV, nos transformadores 230/138 kV das
subestações de Dourados e Anastácio e nas linhas de 138 kV entre Dourados,
Campo Grande e Jupiá, depende não apenas das solicitações do mercado local,
mas também das condições de intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste e do
montante de geração local, conectada à rede de 138 kV.
O parque gerador do estado é constituído pela UHE Mimoso, 30 MW, e pela UTE
William Arjona, 5 x 35 MW, das quais duas máquinas estão associadas ao
Programa Termelétrico Emergencial (CBEE).
Evolução da Geração e do Mercado no Estado
A tabela 3.5.3-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Mato Grosso do Sul no horizonte deste PAR.
Tabela 3.5.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Mato Grosso do Sul
Atual
2004
2005
2006
Capacidade Instalada (MW)(1)
135
135
135
135
Demanda Máxima Anual (MW)
540
557
576
595
Obs: (1) Não incluídas pequenas gerações; nem unidades 4 e 5 da UTE William Arjona
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Sumário das Condições de Atendimento
Historicamente, o atendimento ao mercado do Mato Grosso do Sul tem sido
baseado na expansão de geração térmica local. O Programa Prioritário de
Termelétricas (PPT) previa, para o segundo semestre de 2002, a integração da UTE
Termocorumbá (88 MW) e a importação de 88 MW da UTE San Marcos, na Bolívia,
e, para dezembro de 2003, a conexão da UTE Campo Grande, com 237 MW de
potência instalada. Nas análises do PAR 2003-2005, que consideraram estas
térmicas conectadas à rede de 138 kV, não foram identificados problemas de
atendimento ao estado até 2005 e a expansão do sistema de 138 kV e da
transformação de fronteira com a Rede Básica mostravam-se suficientes para o
escoamento desta geração.
Como a implantação destas novas usinas foi cancelada, por decisão dos
empreendedores, o atendimento ao estado continuará sendo realizado
predominantemente pela LT 230 kV Cascavel – Guaíra – Dourados e pelas linhas
Jupiá – Mimoso, em 138 kV, até que seja realizada a expansão do sistema de
transmissão, proposta no estudo de planejamento recentemente emitido pelo
CCPE. A solução indicada consiste na implantação de transformação 440/230 kV,
2x450 MVA, junto à UHE Porto Primavera, de duas linhas de 230 kV partindo de
Porto Primavera para a SE Dourados e para a nova SE Imbirussú, 230/138 kV,
2x150 MVA, junto à cidade de Campo Grande. Esta nova subestação foi objeto de
solicitação de acesso pela distribuidora Enersul, pouco antes do encerramento dos
estudos deste ciclo do PAR. Para efeito de análise, a entrada em operação destas
obras foi estimada neste ciclo do PAR para meados de 2006.
Considerados estes condicionantes, a simulação das condições de atendimento no
período que precede a entrada das novas obras em 230 kV indica que são
esperados baixos perfis de tensão, além de sobrecargas em linhas de transmissão
e em transformadores de fronteira, em condições normais de operação,
dependendo do intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste, bem como da geração
despachada na UTE William Arjona.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao controle de tensão
Baixo perfil de tensão no sistema de 138 kV da Enersul, com cortes de carga
na distribuição.
Na condição de elevado intercâmbio
aumenta o carregamento nas linhas
provocando sobrecargas neste eixo e
condição normal de operação. Para
ONS
PAR 2004-2006
do Sudeste para o Sul (4.000 MW)
de 138 kV entre Jupiá e Mimoso,
causando baixo perfil de tensão em
geração nula, na carga pesada de
230 / 530
inverno de 2004, é necessário corte de carga de 10 MW para restabelecer as
tensões no sistema de distribuição para 90%. Em 2005, este corte sobe para
29 MW. Este quadro implica em restrições para que seja efetuado o
intercâmbio pretendido entre as regiões Sul e Sudeste, com conseqüente
não cumprimento das metas de otimização energética.
A perda da LT 230 kV Guaíra – Dourados é a contingência mais severa para
o atendimento ao estado do Mato Grosso do Sul no período em análise,
resultando em corte de carga devido a subtensão. A gravidade desta
emergência pouco depende do intercâmbio praticado entre as Regiões Sul e
Sudeste, sendo mais diretamente influenciada pelo montante de geração
interna no Estado. A tabela seguinte mostra os cortes de carga estimados
para restabelecer as tensões no sistema de distribuição em 90%, esgotados
outros recursos de controle de tensão, durante a indisponibilidade da LT
230 kV Guaíra – Dourados. Estes valores correspondem ao patamar de
carga pesada de inverno, considerando 29 MW de geração na UHE Mimoso,
e cenários variados de geração térmica em Arjona e intercâmbio com a
região Sudeste.
Tabela 3.5.3-2 – Cortes de Carga Estimados na Indisponibilidade da LT 230 kV Guaíra – Dourados
ANO
2004
2005
RSUL
Despacho da UTE Willian Arjona
90 MW
60 MW
30 MW
0 MW
-1300 MW
14 MW
46 MW
62 MW
94 MW
-3360 MW
17 MW
51 MW
69 MW
103 MW
+4000 MW
7 MW
35 MW
85 MW
151 MW
-1300 MW
21 MW
52 MW
75 MW
106 MW
-3500 MW
30 MW
58 MW
79 MW
113 MW
+4000 MW
16 MW
77 MW
99 MW
145 MW
Como a solicitação de acesso para a SE Imbirussú 230/138 kV ocorreu no
final dos estudos do PAR, inicialmente foi considerada na análise apenas a
implantação em 2006 da LT 230 kV Porto Primavera – Dourados, que não
dependia da manifestação da distribuidora quanto à um novo ponto de
conexão à Rede Básica e num segundo momento a implantação da LT
230 kV Porto Primavera – Imbirussú, associada à nova subestação. Desse
modo foi avaliada isoladamente a influência de cada um destes
empreendimentos sobre o desempenho do sistema.
A implantação da LT 230 kV Porto Primavera – Dourados em 2006,
considerada isoladamente, elimina o risco de corte de carga na
indisponibilidade da LT 230 kV Guaíra – Dourados, para os níveis de
ONS
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intercâmbio com a Região Sudeste que foram simulados, mesmo
considerando geração térmica nula no Mato Grosso do Sul. O mesmo se
aplica caso se considere apenas a operação da LT 230 kV Porto Primavera –
Imbirussú.
Já na indisponibilidade da LT 230 kV Dourados – Anastácio, a LT 230 kV
Porto Primavera – Dourados mostra-se efetiva somente para intercâmbio do
Sudeste para o Sul, como pode ser observado na tabela abaixo. Para
intercâmbios no sentido Sul – Sudeste permanecem problemas de
atendimento, principalmente na região de Corumbá, para geração inferior a
30 MW na UTE Arjona.
Tabela 3.5.3-3 – Cortes de Carga Estimados na Indisponibilidade da LT 230 kV Dourados – Anastácio
ANO
2004
2005
2006
RSUL
Despacho da UTE Willian Arjona
90 MW
60 MW
30 MW
0 MW
-1300 MW
-
-
-
10 MW
-3360 MW
-
-
-
15 MW
+4000 MW
-
-
22 MW
65 MW
-1300 MW
-
-
-
13 MW
-3500 MW
-
-
-
15 MW
+4000 MW
-
-
46 MW
90 MW
-1300 MW
-
-
-
24 MW
-3500 MW
-
-
-
59 MW
+4000 MW
-
-
-
8 MW
Caso fosse apenas a LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú a ser
implantada em 2006, não haveria cortes de carga por subtensão para esta
indisponibilidade mesmo para geração térmica nula no MS.
Considerando a implantação isolada de apenas uma das linhas em 2006, na
perda da própria linha são esperados problemas de atendimento ao Estado
apenas para um cenário de intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW com
geração nula na UTE W. Arjona, no qual persiste corte de carga de 18 MW
nesta indisponibilidade.
Portanto, para equacionar os problemas de atendimento ao estado do MS
em condição normal de operação ou na condição de indisponibilidade de um
outro elemento de transmissão, independentemente do nível de geração
térmica interna ao estado, faz-se
necessária a implantação da
transformação 440/230 kV, 2x450 MVA em Porto Primavera, da LT 230 kV
Porto Primavera – Dourados e da LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú,
associada à Imbirussú, 230/138 kV, 2 x 150 MVA, para a qual a Enersul
solicitou acesso.
ONS
PAR 2004-2006
232 / 530
A avaliação dos requisitos de compensação indutiva necessária para
controle de tensão, considerando a operação conjunta das duas linhas em
patamares de carga fora da ponta, e/ou quando da abertura de um dos
terminais da LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú, será objeto de análise
no Parecer técnico do ONS relativo às condições de acesso da SE
Imbirussú.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
controle de tensão
Sobrecarga nas linhas de 230 kV Cascavel – Guaíra e Guaíra – Dourados
Estas linhas são constituídas, na sua maior extensão, de condutores de alta
capacidade de transmissão (126 km com 4 x 636 MCM e 209 km com
1113 MCM). Entretanto há um trecho de aproximadamente 17 km de
condutor 1 x 636 MCM, dos quais 4 km sobre o lago da usina de Itaipu, que
restringe sua capacidade de transmissão.
Atualmente o controle do carregamento nestas linhas é realizado com
redespacho de geração, principalmente na UTE Willian Arjona, na UHE
Rosana, no estado de SP e nas usinas de Salto Caxias e Salto Santiago,
localizadas na malha de 525 kV da Região Sul, implicando em redução do
intercâmbio pretendido com a Região Sudeste. Portanto estas linhas
representam um gargalo para o intercâmbio de energia do Sul para o
Sudeste e para o atendimento ao mercado do estado do Mato Grosso do Sul,
no período anterior à expansão da transmissão de 230 kV neste Estado.
Para o período em análise são esperadas sobrecargas nestas linhas em
condição normal de operação. Na carga média de verão de 2005 há
ultrapassagem do limite declarado no CPST para o condutor da LT 230 kV
Cascavel Oeste – Guaíra (202 MVA) com intercâmbio Sul – Sudeste de
cerca de 3.000 MW. Esta sobrecarga é de 4% para despacho de 90 MW na
UTE Arjona e 14% para geração nula nesta térmica.
Na LT 230 kV Guaíra – Dourados ocorre sobrecarga residual de 2% em
relação ao limite determinado por transformador de corrente (239 MVA) no
patamar de carga pesada de inverno de 2005, para a condição de
intercâmbio Sul – Sudeste de 3.500 MW e geração térmica nula no MS. Não
há ultrapassagem do limite determinado pelo condutor.
A integração das linhas Porto Primavera – Imbirussú e Porto Primavera –
Dourados, estimada para o inverno de 2006, reduz os fluxos nas linhas de
230 kV em análise, eliminando as sobrecargas em condição normal de
operação no horizonte do PAR.
A indisponibilidade do circuito duplo Jupiá – Mimoso, 138 kV, no período
anterior à operação das linhas de 230 kV provenientes de Porto Primavera,
aumenta os carregamentos verificados na rede de 230 kV em condição
ONS
PAR 2004-2006
233 / 530
normal de operação. Nesta contingência ocorrem ultrapassagens na LT
230 kV Cascavel Oeste – Guaíra na carga média de verão, com a
sobrecarga atingindo até 23%, na pior situação. Também ocorre
ultrapassagem do limite do condutor na LT 230 kV Guaíra – Dourados, na
carga média de verão, e do limite de equipamento terminal (TC) da mesma
linha, na carga pesada de inverno. Eliminando-se a restrição de equipamento
terminal, a maior violação é de 8%.
Após a expansão da transmissão em 230 kV, esta indisponibilidade não
provoca mais sobrecargas nas linhas Cascavel Oeste – Guaíra e Guaíra –
Dourados. Com esta nova configuração, a perda da LT 230 kV Porto
Primavera – Imbirussú, na pior situação, provoca sobrecarga de 4% na LT
230 kV Cascavel Oeste – Guaíra sobre o limite declarado no CPST, porém
abaixo do limite determinado pelo condutor.
d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador
Nada a registrar.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar
f)
Problemas relacionados ao sistema de distribuição
Controle de tensão
Em cenários de intercâmbio Sudeste – Sul elevado (4.000 MW) e geração
térmica nula no Mato Grosso do Sul, ocorrem sobrecargas e subtensões na
rede de 138 kV da Enersul em condição normal de operação. Os cortes
seriam de 10 MW em 2004, elevando-se para 29 MW em 2005. A
implantação das duas novas linhas de 230 kV elimina este problema.
Sobrecarga na transformação de fronteira
Conforme informado pela Enersul, está prevista a expansão da SE Dourados
230/138 kV, 2 x 75 MVA, para dezembro de 2003, com a instalação de um
terceiro transformador de mesma capacidade. Caso este reforço ainda não
esteja implementado até o inverno de 2004, a perda de uma unidade
implicará em sobrecarga de até 54% na unidade remanescente para
intercâmbio Sul – Sudeste de 3.400 MW. Este nível de carregamento pode
implicar no desligamento automático do equipamento pela proteção,
resultando em corte de carga de 45 MW.
A expansão da SE Anastácio, atualmente com um transformador de 75 MVA,
230/138 kV, está prevista pela Enersul para dezembro de 2003. Caso este
reforço ainda não esteja disponível até o inverno de 2004, poderá ocorrer
sobrecarga em condição normal de operação na unidade existente, para
cenários de intercâmbio Sul – Sudeste elevado. A sobrecarga esperada é de
ONS
PAR 2004-2006
234 / 530
6% para geração de 60 MW na UTE Arjona ou de 25% para geração nula
nesta térmica.
Mantendo-se esta configuração na fronteira da Rede Básica após a entrada
em operação das duas novas linhas de 230 kV, a perda de uma unidade na
SE Dourados causa sobrecarga de 3% nas remanescentes, para intercâmbio
Sul – Sudeste de 3500 MW, com geração térmica nula na UTE W. Arjona. A
solução de planejamento para resolver este problema é a implantação da
quarta unidade na SE Dourados.
g) Restrições Associadas ao Despacho de Usinas Termelétricas
UTE William Arjona (Gás)
A UTE Willian Arjona é composta de cinco máquinas de capacidade nominal
de 32 MW. Destas, duas máquinas estão associadas ao Programa
Termelétrico Emergencial, sendo despachadas somente por razões
energéticas, com autorização da Aneel.
Despacho Mínimo
O atendimento ao estado do Mato Grosso do Sul é bastante dependente
desta térmica, situação que persistirá até a expansão da Rede Básica, sendo
necessário manter despachadas as unidades 1, 2 e 3 da UTE Arjona em
carga pesada e média, para atenuar as seguintes problemas:
- diminuir cortes de carga em emergências, principalmente da LT
230 kV Cascavel – Guaíra – Dourados;
- diminuir sobrecargas em condição normal de operação na LT 230 kV
Cascavel – Guaíra – Dourados;
- diminuir sobrecargas em condição normal de operação na
transformação de fronteira da Rede Básica e na rede de 138 kV; e
- diminuir restrições ao intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste.
Depois da entrada em operação das referidas linhas, da recapacitação da LT
230 kV Cascavel – Guaíra – Dourados e do reforço da transformação de
fronteira com a Rede Básica, não será mais necessária geração na UTE
Arjona por razões elétricas, para os níveis esperados de intercâmbio de
energia entre as regiões Sul e Sudeste.
As cargas previstas no Mato Grosso do Sul no patamar de carga leve de
junho são de 294 MW em 2004, 304 MW em 2005 e 314 MW em 2006. Pelos
resultados das simulação conclui-se que é possível o atendimento ao Estado
sem despacho térmico, em condição normal e contingência. Ressalva-se,
entretanto, a maior demanda do Mato Grosso do Sul na carga leve não
ocorre no mês de junho. Portanto, pode ser necessária a sincronização de
uma ou mesmo duas unidades em Arjona para níveis mais elevados de
ONS
PAR 2004-2006
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demanda na carga leve, para suportar a perda da LT 230 kV Cascavel –
Guaíra ou LT 230 kV Guaíra – Dourados, no período anterior à entrada em
operação da linhas de 230 kV para Imbirussú e Dourados.
Despacho Máximo
No horizonte analisado, não foram observadas restrições ao despacho pleno
da UTE William Arjona.
d) Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
São relacionadas na tabela seguinte contingências duplas, simuladas para
verão de 2005, que levaram a violações de limites de capacidade de linhas e
transformadores, violações de tensão ou corte de carga, no atendimento à
Região Metropolitana de Campo Grande.
Nota-se que as linhas provenientes de Jupiá são vitais para o atendimento a
Campo Grande até a implantação das novas linhas de 230 kV.
Tabela 3.5.3-4 Contingências duplas mais severas no atendimento a Campo Grande
CONTINGÊNCIA
VIOLAÇÕES
LT 138 kV Jupiá – Mimoso, c1 e c2 – UTE W.Arjona Sobrecarga de 33% nos demais circuitos, exigindo
com geração de 30 MW, RSUL=4000 MW
corte de carga de 58 MW na região
Providências Necessárias
a) Equacionar a Concessão das Seguintes Instalações (Aneel)
Tabela 3.5.3-5 – Principais Obras propostas para o sistema do Mato Grosso do Sul ainda sem concessão
ONS
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 230 kV Guaíra – Dourados: recapacitação dos trechos em
636 MCM (travessia) e ajuste e/ou substituição do transformador
de corrente no terminal de Dourados (Eletrosul).
JUN/2004
LT 230 kV Porto Primavera – Dourados, circuito simples, 190 km
JUN/2004
SE Porto Primavera 440/230 kV,1° e 2º bancos
autotransformadores, 450 MVA, mais unidade reserva
JUN/2004
de
LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú, circuito simples, 300 km
DEZ/2005
SE Imbirussú: setor de 230 kV
DEZ/2005
PAR 2004-2006
236 / 530
b) Viabilizar a Implantação dos Seguintes Reforços (Enersul)
Tabela 3.5.3-6 - Obras Necessárias de Responsabilidade da Enersul
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
SE Anastácio, 2° transformador 230/138 kV, 75 MVA
SE Dourados, 3° transformador 230/138 kV, 75 MVA
Nota: A Enersul informou, no fechamento deste PAR, que a expansão da SE Anastácio poderá ser feita com a substituição
do transformador de 75 MVA por uma unidade de 150 MVA, sendo remanejado o transformador de menor capacidade para
Dourados.
c) Desenvolver Ações Complementares
Avaliar a necessidade de compensação reativa indutiva associada à LT
230 kV Porto Primavera – Dourados e LT 230 kV Porto Primavera –
Imbirussú (ONS/CCPE).
Viabilizar a implantação do 2º transformador 230/138 kV na SE Anastácio
(Enersul/ Eletrosul/ Copel/ONS/Aneel).
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238 / 530
3.6
Região Norte
3.6.1 Área Pará
Descrição do Sistema
A Área Pará do Sistema Norte, que compreende especificamente o Estado do Pará,
é atendida através de linhas de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV.
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado do Pará pode ser dividido
geoeletricamente nas áreas nordeste e oeste.
Na área nordeste localiza-se a região metropolitana de Belém e a na área oeste a
rede de transmissão em 230 kV denominada Tramoeste. A área nordeste do Estado
do Pará é atendida atualmente por dois circuitos em 500 kV entre a UHE Tucuruí e
a SE Vila do Conde, com 329 km de extensão. Na SE Vila do Conde 500/230/69 kV,
estão instalados três autotransformadores de 750 MVA. É importante destacar que
esse tronco de transmissão da Rede Básica é responsável pelo atendimento a
aproximadamente 80% de todo o mercado do Estado do Pará, incluindo o complexo
Albrás/Alunorte, com uma demanda atual da ordem de 750 MW. A partir da
subestação de Vila do Conde, derivam dois circuitos em 230 kV que passam pela
SE Guamá e chegam a SE Utinga que se liga à SE Santa Maria através de um elo
singelo em 230 kV.
O restante do mercado do Estado do Pará (20%) é atendido a partir de sistemas
radiais derivados da UHE Tucuruí onde se destaca o sistema Tramoeste, com
662 km de extensão, formado por um circuito em 230 kV, partindo da UHE Tucuruí
e passando por Altamira, Transamazônica, chegando até Rurópolis, no extremo
oeste do Estado.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de
distribuição da Celpa é feita nas subestações 500/230/69 kV Tucuruí, Marabá e Vila
do Conde, nas subestações 230/69 kV Guamá, Utinga e Altamira, na subestação
230/138 kV Rurópolis, na subestação 230/138/69 kV Santa Maria e na subestação
230/34,5 kV Transamazônica.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Pará
A tabela 3.6.1-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Pará no horizonte deste PAR.
ONS
PAR 2004-2006
239 / 530
Tabela 3.6.1-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Pará
Atual
Capacidade Instalada
UHE (MW)
Demanda Máxima
Anual (MW)
Obs.:
4.028
(1)
1.799
2004
6.653
(2)
1.840
2005
2006
7.778
8.153
1.902
1.967
(1) UHEs Tucuruí I (3960 MW), Auxiliar (38 MW) e Curua-Una (30 MW)
(2) Tucuruí II (4125 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais não são visualizados problemas para a operação da Área
Pará.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Baixo perfil de tensão no nordeste do Pará (SEs Vila do Conde, Guamá,
Utinga e Santa Maria), na contingência de uma das linhas em 230 kV Vila do
Conde – Guamá. Nessa contingência, verifica-se problema de controle de
tensão no barramento 69 kV da SE Santa Maria que chega a 0,90 p.u. A
solução para esse problema é a implantação da LT 230 kV Vila do Conde –
Santa Maria, licitada pela Aneel, e com previsão para entrada em operação,
em agosto/2004.
Para determinadas condições de intercâmbio, em que as linhas de 500 kV
das interligações Norte/Nordeste e Norte/Sul estão relativamente
descarregadas, observa-se elevado perfil de tensão no tronco Tucuruí –
Presidente Dutra, podendo ser necessário desligar linhas para possibilitar o
controle de tensão. Não há solução de referência para esse problema.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e
equipamentos
Na contingência da LT 500 kV Tucuruí II – Vila do Conde de maior
capacidade (TCVC02), na condição de carga pesada em 2006, o circuito
remanescente (TCVC01) chega a atingir o seu limite de carregamento. Para
evitar sobrecarga nesse circuito, está sendo recomendada neste PAR a
implantação do terceiro circuito 500 kV no eixo Tucuruí II – Vila do Conde.
ONS
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d) Problemas relacionados a perda do único circuito ou do único transformador
A perda do único autotransformador 500/230 kV – 450 MVA na SE Tucuruí,
provoca corte temporário de toda a carga das SEs Tucuruí, Altamira,
Transamazônica e Rurópolis. Após a substituição do banco monofásico
defeituoso pelo reserva, que dura 4 horas, recompõe-se o atendimento à
carga dessas subestações.
A perda do único autotransformador 500/230 kV – 300 MVA na SE Marabá,
provoca corte temporário de toda a carga da subestação (250 MW em 2004,
chegando a 265 MW em 2006) e deixa indisponível o compensador síncrono,
elemento de grande importância para operação das interligações NorteNordeste e Norte-Sul. Após a substituição do banco monofásico defeituoso
pelo reserva, que dura 4 horas, recompõe-se o atendimento à carga dessa
subestação. A solução para esse problema é a implantação do 2°
autotransformador 500/230 kV – 450 MVA na SE Marabá, em paralelo com o
existente, cuja autorização encontra-se em análise pela Aneel.
Perda de toda a carga da Celpa, atendida pelo sistema radial Tramoeste, na
contingência do único circuito 230 kV entre Tucuruí e Altamira. A
contingência da única LT 230 kV Altamira – Transamazônica provoca perda
das cargas atendidas pelas SEs Transamazônica e Rurópolis. A contingência
da única LT 230 kV Transamazônica - Rurópolis provoca perda da carga
atendida pela SE Rurópolis. A solução para o sistema radial Tramoeste,
integrante da Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de
Trabalho, com a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras.
A perda do único circuito 230 kV Utinga – Santa Maria provoca corte
permanente de toda a carga da SE Santa Maria. A solução para esse
problema é a implantação da LT 230 kV Vila do Conde – Santa Maria,
licitada pela Aneel, e com previsão para entrada em operação, em
agosto/2004.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Contingência dupla em LTs 230 kV
A contingência do circuito duplo Vila do Conde – Guamá provoca corte total
da carga da região nordeste do Pará, até a data de implantação da LT
230 kV Vila do Conde – Santa Maria, licitada pela Aneel, e com previsão
para entrada em operação, em agosto/2004. Mesmo considerando a obra
acima mencionada, ainda na contingência dos dois circuitos 230 kV
existentes entre Vila do Conde e Guamá, verificam-se problemas de
afundamentos de tensão resultando em corte de carga parcial em toda a
região nordeste do Pará, que inclui a Capital do Estado.
ONS
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Contingência dupla em LTs 500 kV
A perda dos dois circuitos Tucuruí – Vila do Conde, provoca corte
permanente de toda a carga derivada da SE Vila do Conde que representa
aproximadamente 80% do mercado de energia do Estado do Pará.
No cenário Norte exportador, a contingência dupla no trecho 500 kV Tucuruí
– Vila do Conde provoca instabilidade entre os subsistemas Norte, Nordeste
e Sudeste, resultando em atuação do ERAC da Região Nordeste e
subfreqüência na Região Norte.
No cenário Nordeste exportador, a contingência dupla no trecho 500 kV
Tucuruí – Vila do Conde provoca instabilidade entre os subsistemas Norte,
Nordeste e Sudeste, levando a subfreqüência na Região Norte.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela
3.6.1-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência
inferiores a 0,95.
Tabela 3.6.1-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Pará
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
UTINGA - 230/69 kV
0,93
2004 a 2006
TRANSAMAZÔNICA - 230/34,5 kV
0,89
2004 a 2006
0,75, 0,71 e 0,74
2004 a 2006
RURÓPOLIS - 230/138 kV
Obs.:
Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da
compensação reativa e do transformador da subestação
Sobrecarga em transformadores em condições normais de operação.
Nada a registrar.
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 150 MVA na
SE Guamá provoca carregamentos no transformador remanescente que
variam de 124% em 2004 a 138% em 2006. No Plano de Obras encaminhado
pela Celpa não estão previstos reforços que eliminem a sobrecarga
verificada.
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Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
A perda do único transformador 230/69 kV – 150 MVA na SE Santa Maria
provoca corte temporário de toda a carga da subestação. Mesmo após
transferência pela distribuição para a SE Utinga, ainda haverá corte
permanente. Após a substituição da unidade monofásica defeituosa pela
reserva regional localizada em Guamá, que dura 15 dias, recompõe-se o
atendimento à carga total da subestação. No Plano de Obras encaminhado
pela Celpa não estão previstos reforços que eliminem a perda de carga
temporária.
A perda do único transformador 230/138 kV – 100 MVA na SE Santa Maria
provoca corte temporário de toda a carga da subestação. Após a
energização do transformador reserva existente na subestação, que dura 15
minutos, recompõe-se o atendimento à carga total da subestação. No Plano
de Obras encaminhado pela Celpa não estão previstos reforços que
eliminem a perda de carga temporária.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.6.1-3 – Principais Obras propostas para a Área Pará ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Marabá: 2° banco de autotransformadores, 500/230 kV 450 MVA
Necessária
atualmente
LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde – C3 – 329 km
DEZ/2006
b) Desenvolver Ações Complementares
Verificar a solução para o atendimento às cargas derivadas das SEs Guamá
e Santa Maria, no caso de contingência nos transformadores existentes
(Celpa).
Desenvolver estudo visando avaliar a necessidade da instalação de
compensação reativa adicional no tronco em 500 kV Tucuruí – Presidente
Dutra (ONS/Eletronorte)
ONS
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3.6.2 Área Maranhão/Tocantins
A Área Maranhão/Tocantins do Sistema Norte, que compreende o Estado do
Maranhão e a região norte do Estado do Tocantins, é atendida através de linhas de
transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV.
O atendimento ao Estado do Maranhão por sua vez, é basicamente realizado
através de três subestações de 500 kV, Imperatriz, Presidente Dutra e São Luís II e
de três linhas de transmissão em 500 kV que saem de Tucuruí e passam por
Imperatriz e Presidente Dutra. Da subestação de Presidente Dutra partem dois
circuitos, também em 500 kV, até a subestação São Luís II, com 301 km de
extensão.
A subestação São Luís II 500/230 kV, com três autotransformadores de 600 MVA, é
responsável pelo atendimento a aproximadamente 77% de todo o mercado do
Estado, incluindo o consumidor Alumar, com uma demanda atual de 670 MW. Na
SE São Luís II, chega um circuito em 230 kV vindo da SE Teresina, no Estado do
Piauí, com 390 km de extensão, e que passa pelas SEs Peritoró e Miranda. Ainda
da SE São Luís II derivam duas linhas de transmissão em 230 kV, com 19 km de
extensão, para atender à área metropolitana de São Luís.
O atendimento a SE Coelho Neto é efetuado por meio de uma derivação da LT
230 kV Teresina – Peritoró, com 78 km de extensão.
O atendimento ao norte do Estado do Tocantins, é efetuado em 69 kV a partir da
SE Imperatriz 500/230/69 kV e em 138 kV a partir da SE Porto Franco
230/138/69 kV, ambas as subestações localizadas no Estado do Maranhão. Dessas
subestações derivam duas linhas de transmissão, respectivamente em 69 kV e
138 kV, que convergem para as SEs São Miguel e Tocantinópolis da CELTINS, no
Estado do Tocantins.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica ao sistema de
distribuição das concessionárias Cemar e CELTINS é efetuada através das SEs
500/230/69 kV Imperatriz e Presidente Dutra, da subestação 500/230 kV São Luís II
e das subestações 230/69 kV São Luís I, Peritoró e Coelho Neto e das subestações
230/138/69 kV de Miranda II e Porto Franco. Além dessas subestações localizadas
no Estado do Maranhão, as subestações Teresina II e Boa Esperança, também da
Rede Básica e localizadas no Estado do Piauí, atendem cargas da Cemar
localizadas nos municípios de Timon, Caxias e Paraibano.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Maranhão /Tocantins
A tabela 3.6.2-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Maranhão/Tocantins no horizonte deste PAR.
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Tabela 3.6.2-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Maranhão/Tocantins
Atual
Capacidade Instalada
UHE (MW)
Demanda Máxima
Anual (MW)
Obs.:
900
(1)
1382
2004
2005
2006
900
900
900
1531
1725
1717
(1) Inclui a UHE Lajeado e a UHE Miracema (50 MW), sendo esta nos estudos abatida da carga
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais, não são visualizados problemas para a operação da Área
Maranhão/Tocantins.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
A contingência na interligação Sudeste/Nordeste, no cenário Sudeste
exportador, com fluxos da ordem de 900 MW nesta interligação, resulta em
afundamentos de tensão nas interligações Norte/Sul e Norte/Nordeste,
afetando as áreas Oeste e Norte da Região Nordeste, onde se verificam
tensões abaixo de 0,90 p.u. no eixo em 500 kV Presidente Dutra até a SE
Sobral, e tensões abaixo de 0,80 p.u. em Fortaleza 230 kV. A solução para a
área Maranhão/Tocantins é a implantação do Compensador Estático 230 kV
(-100, +150) Mvar, na SE São Luís II, já autorizado pela Aneel e previsto
para entrar em operação em agosto/2004.
Mesmo após a entrada em operação da LT 230 kV Presidente Dutra –
Peritoró, verificou-se que o sistema de transmissão da Rede Básica não
atende contingência simples no eixo 230 kV São Luís – Teresina, pois, na
perda da LT 230 kV São Luís II – Miranda observa-se subtensão na SE
Miranda (0,90 p.u.). Na contingência mais crítica, a perda de uma das LTs
500 kV Presidente Dutra – São Luís, mesmo considerando a presença do
Compensador Estático de (-100, +150) Mvar – 230 kV, na SE São Luís II,
verificam-se problemas generalizados de controle de tensão em todo o eixo
230 kV São Luís - Teresina.
Das simulações realizadas, foi observada a necessidade de instalação, em
2004, de banco de capacitores totalizando 190 Mvar para evitar o
afundamento de tensão na área, com conseqüente corte de carga, nas
ONS
PAR 2004-2006
246 / 530
contingências citadas. Desses 190 Mvar, 70 Mvar deveriam ser instalados
em São Luís 230 kV, 60 Mvar na SE Miranda II 230 kV e o restante seria
alocado nos regionais de Peritoró, São Luís e Miranda de modo a corrigir o
fator de potência a 0,95. Ressalta-se que, no caso de indisponibilidade da LT
230 kV São Luís – Miranda, a manobra de um banco de capacitor de 20 Mvar
no 230 kV da SE Miranda resulta em variação de tensão de 5,7%, indicando
que nesta SE devem ser instalados módulos pequenos. Na carga pesada de
2006, a necessidade de compensação capacitiva aumenta para um total de
200 Mvar na SE São Luís II, já considerando o CE previsto para esta
subestação, e de 80 Mvar na SE Miranda. O valor de déficit capacitivo
encontrado sinaliza que a instalação de banco de capacitores seria
ineficiente e que o problema requer uma solução que contemple reforços na
rede de transmissão.
Devido a esses problemas, o ONS solicitou ao CCPE uma análise conjunta
com a Cemar, no sentido de identificar as causas, ou até mesmo, reavaliar o
estudo de planejamento que respaldou a proposta de expansão contida no
relatório CCPE/CTET.031.2001, ”Estudo de Alternativas de Atendimento às
Cidades de Miranda, Peritoró e Coelho Neto no Maranhão”.
Para determinadas condições de intercâmbio, em que as linhas de 500 kV
das interligações Norte/Nordeste e Norte/Sul estão relativamente
descarregadas, observa-se elevado perfil de tensão no tronco Tucuruí –
Presidente Dutra, podendo ser necessário desligar linhas para possibilitar o
controle de tensão. Não há solução de referência para esse problema.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Nada a registrar.
d) Problemas relacionados à perda do único circuito ou do único transformador
A perda do único autotransformador 500/230 kV – 600 MVA na SE
Imperatriz, provoca corte temporário de toda a carga derivada dessa
subestação (143 MW, em 2004), além de deixar indisponíveis os três
compensadores síncronos, de grande importância para a operação das
interligações Norte-Nordeste e Norte-Sul. Após a substituição do banco
monofásico defeituoso pelo reserva, que dura 4 horas, recompõe-se o
atendimento à carga dessa subestação.
A perda do único circuito 230 kV que atende a SE Coelho Neto, em
derivação da LT 230 kV Teresina – Peritoró, ou a perda da LT 230 kV
Teresina – Peritoró, provoca corte de toda a carga derivada da SE Coelho
Neto que, em 2004, é da ordem de 22,3 MW. A solução para este problema
é a implantação da complementação do seccionamento em Coelho Neto,
através da construção da LT 230 kV Derivação Coelho Neto (na LT 230 kV
ONS
PAR 2004-2006
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Teresina – Peritoró) – Coelho Neto, com 78 km de extensão. Esta solução foi
indicada pelo CCPE no relatório CCPE/CTET.031.2001, ”Estudo de
Alternativas de Atendimento às Cidades de Miranda, Peritoró e Coelho Neto
no Maranhão” e encaminhada à Aneel no PAR 2003-2005.
Perda temporária de toda a carga da CELTINS e perda permanente de toda
a carga da Cemar, na contingência do único circuito 230 kV entre Imperatriz
e Porto Franco. A solução para este sistema radial, na Rede Básica, está
sendo discutida no âmbito de um Grupo de Trabalho, com a participação do
CCPE, ONS e Distribuidoras.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Contingência dupla em LTs 230 kV
A perda do circuito duplo São Luís II – São Luís I, provoca corte permanente
de toda a carga da região metropolitana de São Luís.
Contingência dupla em LTs 500 kV
A perda dos dois circuitos Presidente Dutra - São Luís II, provoca corte
permanente de toda a carga da região metropolitana de São Luís e do
consumidor industrial ALUMAR, além de provocar problemas generalizados
de regulação de tensão no eixo 230 kV Teresina – São Luís.
Para o cenário Norte Exportador, a contingência em dois circuitos 500 kV
Imperatriz – Presidente Dutra leva a sobrecarga do Compensador Síncrono
de Presidente Dutra. A alternativa disponível para contornar esse problema é
a redução no intercâmbio do Norte para o Nordeste. A contingência nos dois
circuitos 500 kV Presidente Dutra – Teresina leva a perda de estabilidade
entre os subsistemas Norte, Nordeste e Sudeste, implicando na atuação do
ERAC do Nordeste, ativação de esquema que desliga linhas do Norte e
subfreqüência no Norte, indicando a necessidade de reavaliação de
esquema de desligamento de máquinas por subfreqüência em Tucuruí.
Ainda para o cenário Norte Exportador, a saída simultânea dos circuitos
500 kV Presidente Dutra – Teresina e Presidente Dutra – Boa Esperança,
provoca perda de estabilidade entre os subsistemas Norte, Nordeste e
Sudeste, levando a atuação do ERAC do Nordeste. A perda da interligação
Norte-Sul provoca instabilidade entre os subsistemas Norte, Nordeste e
Sudeste, levando a sobretensão e subfreqüência no Norte e atuação do
ERAC do Nordeste.
Para o cenário Nordeste Exportador, a perda da interligação Norte-Sul
provoca instabilidade entre os subsistemas Sudeste e Nordeste.
ONS
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Considerando o cenário Sudeste Exportador, a perda da interligação NorteSul provoca instabilidade entre os subsistemas Sudeste e Nordeste. Ocorre
atuação do ERAC do Norte e do Nordeste. Neste cenário, dependendo do
número de máquinas em Tucuruí, ocorrerá também instabilidade entre os
subsistemas Norte e Nordeste.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela
3.6.2-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência
inferiores a 0,95.
Tabela 3.6.2-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Maranhão/Tocantins
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,89 a 0,90
2004 a 2006
MIRANDA – 230/69 kV
0,89
2004 a 2006
SÃO LUÍS – 230/69 kV
0,83
2004 a 2006
IMPERATRIZ – 230/69 kV
0,86
2004 a 2006
PORTO FRANCO 230/69 kV
0,87 a 0,89
2004 a 2006
PRESIDENTE DUTRA 230/69 kV
0,86 a 0,84
2004 a 2006
PERITORÓ – 230/69 kV
Obs.:
Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da
compensação reativa e do transformador da subestação
Sobrecarga em transformadores em condições normais de operação.
Nada a registrar.
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE
Imperatriz provoca carregamentos no transformador remanescente que
variam de 131% em 2004 a 139% em 2006. A Cemar informou que a solução
a ser adotada é interagir junto a Eletronorte para que esta viabilize a
aquisição de transformadores para reserva regional.
Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
A perda do único transformador nas SEs Coelho Neto 230/69 kV – 65 MVA,
Peritoró 230/69 kV – 100 MVA, Porto Franco 230/138 kV – 100 MVA,
Presidente Dutra 230/69 kV – 50 MVA e Miranda 230/138 kV – 100 MVA
provoca corte de toda a carga da subestação. A Cemar informou que a
ONS
PAR 2004-2006
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solução a ser adotada é interagir junto a Eletronorte para que esta viabilize a
aquisição dos seguintes equipamentos para reserva regional: um
transformador 230/69 kV – 100 MVA, um transformador 230/69 kV – 50 MVA,
um transformador 230/138 kV – 100 MVA.
A perda do único autotransformador 500/138/13,8 kV – 180 MVA na SE
Miracema, provoca corte temporário de toda a carga da subestação. Após a
substituição do banco monofásico defeituoso pelo reserva, que dura 4 horas,
recompõe-se o atendimento à carga dessa subestação. A CELTINS informou
que, durante o período de substituição do banco monofásico defeituoso pelo
reserva, existe a possibilidade de remanejar sua carga para a SE Porto
Franco, da Eletronorte, e para a SE Porangatu, de Furnas.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.6.2-3 – Principais Obras propostas para a Área Maranhão/Tocantins ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 230 kV Teresina – Peritoró, circuito simples seccionamento na
SE Coelho Neto (construção de 78 km de linha)
Necessária
atualmente
b) Desenvolver Ações Complementares
Equacionar o atendimento às cargas derivadas das SEs Imperatriz, Coelho
Neto, Peritoró, Presidente Dutra e Miranda em caso de contingência nos
transformadores existentes (Cemar).
Reavaliar o estudo de expansão CCPE/CTET.031.2001 “Estudo de
Alternativas de Atendimento às Cidades de Miranda, Peritoró e Coelho Neto
no Maranhão” (CCPE/ONS).
Desenvolver estudo visando avaliar a necessidade da instalação de
compensação reativa adicional no tronco em 500 kV Tucuruí – Presidente
Dutra (ONS/Eletronorte)
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas
no item 6.3
ONS
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ONS
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3.7
Região Nordeste
3.7.1 Área Oeste
A Área Oeste do Sistema Nordeste, que compreende basicamente o Estado do
Piauí e às cargas da SE Sobral, localizada ao oeste do Estado do Ceará, é atendida
através de linhas de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV.
A área metropolitana de Teresina é atendida por duas linhas de transmissão em
230 kV vindas da UHE Boa Esperança até a SE Teresina, com 199 km de extensão,
e duas linhas de transmissão em 230 kV, com 25 km de extensão, vindas da SE
Teresina II que, por sua vez é suprida por dois circuitos em 500 kV oriundos da SE
Presidente Dutra. Da subestação de Teresina segue uma linha de transmissão em
230 kV, com 155 km de extensão, até a SE Piripiri, ao norte do Estado do Piauí,
interligando-se com a SE Sobral II, a 166 km, localizada no Estado do Ceará.
A região dos baixões agrícolas piauienses, onde se localiza a SE Picos, é atendida
por um único circuito em 230 kV, com 167 km de extensão, vindo da SE São João
do Piauí. As áreas do Vale do Gurguéia e dos Cerrados Piauienses, localizadas ao
sul do Estado, são atendidas pela LT em 230 kV São João do Piauí - Canto do Buriti
- Eliseu Martins, com 170 km de extensão, que opera atualmente na tensão de
69 kV.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de
distribuição da Cepisa é efetuada nas subestações 230/69 kV Boa Esperança,
Teresina, Picos, São João do Piauí e na subestação 230/138/69 kV Piripiri e com o
sistema de distribuição da Coelce, através da subestação 230/69 kV Sobral II.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Oeste
A tabela 3.7.1-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Oeste no horizonte deste PAR.
Tabela 3.7.1-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Oeste
Atual
Capacidade
Instalada UHE (MW)
Demanda Máxima
Anual (MW)
Obs.:
ONS
225
(1)
550
2004
2005
2006
225
225
225
585
630
668
(1) UHE Boa Esperança (225 MW)
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Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a
operação da Área Oeste.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Na perda das LTs 230 kV Teresina – Piripiri ou Cauípe – Sobral, verificam-se
cortes de carga nas SEs Sobral e Piripiri da ordem de 10 MW, em 2005, em
qualquer das contingências mencionadas. A solução para esse problema é a
implantação da transformação 500/230 kV – 600 MVA na SE Sobral III e LTs
230 kV Sobral III – Sobral II, C1/C2, autorizadas pela Aneel, com prazo para
implantação de março de 2005.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Nada a registrar
d) Problemas relacionados a perda do único circuito ou do único transformador
A perda do único autotransformador 500/230 kV – 300 MVA na SE São João
do Piauí, provoca corte temporário de toda a carga das SEs São João do
Piauí e Picos. Após a substituição do banco monofásico defeituoso pelo
reserva, que dura de 2 a 6 horas, recompõe-se o atendimento à carga
dessas subestações.
Perda total de toda a carga da SE Picos, na contingência do único circuito
230 kV entre São João do Piauí e Picos. A solução para este sistema radial,
na Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de Trabalho,
com a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Para o cenário Norte exportador, a contingência dos dois circuitos 500 kV
Presidente Dutra – Teresina leva a perda de estabilidade entre os
subsistemas Norte, Nordeste e Sudeste. Ainda neste cenário, a perda
simultânea dos circuitos 500 kV Presidente Dutra – Teresina e Presidente
Dutra – Boa Esperança, provoca perda de estabilidade entre os subsistemas
Norte, Nordeste e Sudeste. Nessas contingências ocorre atuação do ERAC
do Nordeste.
ONS
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g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a Tabela
3.7.1-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência
inferiores a 0,95.
Tabela 3.7.1-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Oeste
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,89
2004
0,90 a 0,89
2004 a 2006
0,93
2004 a 2006
TERESINA – 230/69 kV
PICOS – 230/69 kV
BOA ESPERANÇA – 230/69 kV
Obs.:
Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da
compensação reativa e do transformador da subestação
Sobrecarga em transformadores em condições normais
Os transformadores 230/69 kV da SE Boa Esperança, em 2004 atingem
100% da capacidade nominal, chegando a atingir 109% em 2006.
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
A perda de um dos três transformadores 230/69 kV – 100 MVA existentes na
SE Teresina provoca carregamentos nos transformadores remanescentes
que variam de 134% em 2004 a 146% em 2006. A Cepisa ainda não
encaminhou ao ONS o Plano de Obras da empresa.
A perda do transformador 230/69 kV – 33 MVA na SE São João do Piauí,
provoca carregamentos no transformador de 30 MVA remanescente que
variam de 132% em 2004 a 152% em 2006. A Cepisa ainda não encaminhou
ao ONS o Plano de Obras da empresa.
Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
A perda do único transformador 230/138 kV – 55 MVA na SE Piripiri provoca
corte de toda a carga da subestação, atendida em 138 kV. A Cepisa ainda
não encaminhou ao ONS o Plano de Obras da empresa.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
ONS
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Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.7.1-3 – Principais Obras propostas para a Área Oeste ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
LT 500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2, circuito
simples, 581 km
DATA DE
NECESSIDADE
JUN/2005
b) Desenvolver Ações Complementares
Equacionar o atendimento às cargas derivadas das SEs Boa Esperança,
Teresina, São João do Piauí e Piripiri, em caso de contingência nos
transformadores existentes (Cepisa).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas
no item 6.3
ONS
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ONS
PAR 2004-2006
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3.7.2 Área Norte
Descrição da Área
A Área Norte da Região Nordeste, que compreende basicamente o Estado do
Ceará, além das cargas da SE Bom Nome, Coremas e Mossoró, respectivamente
no sertão dos Estados de Pernambuco e da Paraíba e oeste do Estado do Rio
Grande do Norte, é atendida através de linhas de transmissão da Rede Básica em
500 kV e 230 kV que partem das usinas hidroelétricas de Luiz Gonzaga e do
Complexo de Paulo Afonso, além da interligação com a Região Norte, através das
LTs 500 kV Presidente Dutra – Teresina II C1/C2 e Teresina II – Sobral III –
Fortaleza II.
A região metropolitana de Fortaleza é atendida a partir do complexo hidrelétrico de
Paulo Afonso por meio de três circuitos em 230 kV no eixo Paulo Afonso – Bom
Nome – Milagres – Banabuiú – Fortaleza, com 655 km de extensão e de um circuito
em 500 kV entre Luiz Gonzaga e Milagres. Existem também dois circuitos em
230 kV, transformáveis em um circuito simples de 500 kV, no eixo Milagres –
Banabuiú – Fortaleza, que atualmente encontram-se fora de operação para
possibilitar a conversão para 500 kV que deverá ser concluída ainda neste ano de
2003. Outro tronco de transmissão liga Fortaleza à rede de 500 kV da interligação
Norte/Nordeste, através das LTs 500 kV Presidente Dutra – Teresina II C1/C2 e
Teresina II – Sobral III – Fortaleza II, com 745 km de extensão. É importante
ressaltar que a área metropolitana de Fortaleza atualmente concentra cerca de 70%
da carga do Estado.
Da subestação de Fortaleza parte um circuito duplo em 230 kV, com 7 km de
extensão, até a SE Delmiro Gouveia. Atualmente um desses circuitos está
conectado a LT 230 kV Banabuiú – Fortaleza, formando a LT Banabuiú – Delmiro
Gouveia.
Ainda da subestação de Fortaleza segue uma linha de transmissão, também em
230 kV e com 219 km de extensão, que passando pela SE Cauípe chega a SE
Sobral II, a oeste do Estado, interligando-se com a SE Piripiri, a 166 km, localizada
no Estado do Piauí. Ressalta-se que as SEs Sobral II e Sobral III, apesar de
estarem localizadas no Estado do Ceará, geoeletricamente pertencem à área
Oeste.
O atendimento à subestação de Icó é feito pela derivação de uma das linhas de
circuito duplo em 230 kV, existentes entre as subestações de Milagres e Banabuiú,
aproximadamente a 123 km da SE Milagres.
Da subestação de Milagres segue uma linha de transmissão, em 230 kV, com
120 km de extensão, até a SE Coremas, localizada no Estado da Paraíba.
Da subestação de Banabuiú segue uma linha de transmissão, em 230 kV, com
110 km de extensão, até a SE Russas II, ao nordeste do Estado, interligando-se
com a SE Mossoró II, a 75 km, localizada no Estado do Rio Grande do Norte.
ONS
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A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de
distribuição de energia nessa área é realizada pela Coelce, através das
subestações 230/69 kV Fortaleza e Delmiro Gouveia que atendem a área
metropolitana de Fortaleza, Cauípe, Milagres, Icó, Banabuiú e Russas, pela Celpe,
através da subestação 230/138/69 kV Bom Nome, pela Saelpa, através da
subestação 230/69 kV Coremas e pela Cosern, através da subestação 230/69 kV
Mossoró II.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Norte
A tabela 3.7.2-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Norte no horizonte deste PAR.
Tabela 3.7.2-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Norte
Atual
Capacidade Instalada
UTE (MW)
Capacidade Instalada
UEO (MW)
Demanda Máxima Anual
(MW)
Obs.:
(1)
(2)
(3)
(4)
220,0
15
(1)
(3)
1193
2004
530,7
90
(2)
(4)
1393
2005
2006
530,7
530,7
90
90
1491
1619
UTE UTCJ - Carlos Jereissati (220 MW)
UTE Fortaleza (310,7 MW)
UEOs Prainha (10 MW) e Taíba (5 MW)
UEOs Mel I (18 MW), Mel II (17 MW), Mel III (40MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a
operação da Rede Básica na Área Norte. Entretanto, nas análises realizadas, foram
identificados problemas de carregamento acima da capacidade nominal em
transformadores de fronteira entre a Rede Básica e a Rede de Distribuição, em
condições normais de operação.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão em contingência
Baixo perfil de tensão no eixo 230 kV Paulo Afonso - Bom Nome – Milagres –
Banabuiú – Fortaleza na condição de carga pesada, na contingência da LT
ONS
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500 kV Luiz Gonzaga – Milagres, considerando o cenário Nordeste
exportador, com o intercâmbio do Nordeste para o Norte da ordem de
700 MW. Neste cenário, de baixa probabilidade de ocorrência, verificam-se
tensões abaixo de 0,9 p.u. nas SE Bom Nome, Milagres, Coremas,
Banabuiú, Fortaleza e Cauípe, exceto na condição em que as usinas
térmicas conectadas na SE Cauípe (UTE Carlos Jereissati e UTE Fortaleza)
estão despachadas. A solução para esse problema é a Implantação do 2º
circuito 500 kV Teresina II – Sobral III - Fortaleza II, em fase de licitação pela
Aneel.
Para intercâmbios da ordem de 1.900 MW no sentido Norte para o Nordeste
ou da ordem de 700 MW no sentido do Nordeste para o Norte, na condição
de carga pesada, verificam-se tensões baixas nas subestações da área
Norte, chegando a valores da ordem de 0,80 p.u. nas subestações da Região
Metropolitana de Fortaleza, na perda de um dos circuitos de 500 kV Boa
Esperança – Presidente Dutra ou Teresina II – Sobral III. Essa situação se
agrava ainda mais, quando da ausência das UTEs Carlos Jereissati e
Fortaleza, conectadas à Rede Básica na SE Cauípe. A solução para esse
problema é a implantação do segundo circuito 500 kV Teresina II – Sobral III
- Fortaleza II, em fase de licitação pela Aneel.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Considerando intercâmbio da ordem de 1.900 MW do Norte para o Nordeste,
na condição de carga pesada, e sem a presença das usinas térmicas
conectadas à SE Cauípe (UTEs Carlos Jereissati e Fortaleza), na perda de
um dos autotransformadores 500/230 kV - 600 MVA da SE Fortaleza II,
verifica-se sobrecarga da ordem 40% no autotransformador remanescente.
Esta sobrecarga pode chegar a 62% considerando o aumento de carga
proporcionado pela implantação de uma siderúrgica no estado do Ceará
(250 MW), na região do Pecém. A solução para esse problema é a
implantação do terceiro autotransformador 500/230 kV - 600 MVA da SE
Fortaleza II.
Quando da contingência em um dos circuitos de 500 kV Milagres – Quixadá
ou Quixadá – Fortaleza, na condição de carga pesada, no cenário Nordeste
exportador, com o intercâmbio do Nordeste para o Norte da ordem de
700 MW e sem a presença das usinas térmicas conectadas à Rede Básica
na SE Cauípe, verifica-se sobrecarga no autotransformador 500/230 kV de
Milagres da ordem de 8%. Esta sobrecarga pode chegar a 30% considerando
o aumento de carga proporcionado pela implantação de uma siderúrgica no
estado do Ceará, na região do Pecém. A solução para esse problema
também é a implantação do segundo circuito 500 kV Teresina II – Sobral III Fortaleza II, já citada anteriormente.
ONS
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d) Problemas relacionados a perda do único circuito ou do único transformador
A contingência da LT 230 kV Milagres – Coremas, único circuito da Rede
Básica que atende a SE Coremas, provoca o corte temporário de toda a
carga alimentada por esta subestação. É possível remanejar pelo sistema de
distribuição aproximadamente 40 MW, mas mesmo assim estima-se um corte
de carga da ordem de 70%, em 2004. Recentemente, o CCPE concluiu o
estudo de planejamento CCPE/CTET – 002/2003 “Estudo de Atendimento
aos Sistemas Regionais de Coremas e Campina Grande II”, onde se
recomenda, como solução para este problema, a implantação de um
segundo circuito em 230 kV no trecho Milagres - Coremas, com 120 km de
extensão.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Para o cenário Norte e Sudeste exportador, a perda da interligação Norte-Sul
e a contingência dupla no trecho Sobradinho – Luiz Gonzaga 500 kV provoca
a atuação do ERAC da região Norte e Nordeste, implicando em corte de
carga na área Norte da Região Nordeste, mesmo considerando o segundo
circuito 500 kV Teresina II - Fortaleza II.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela
3.7.2-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência
inferiores a 0,95.
Tabela 3.7.2-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Norte
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,92
2004
0,91 a 0,90
2004 a 2006
DELMIRO GOUVEIA – 230/69 kV
0,92
2004
MILAGRES – 230 kV
0,93
2005 a 2006
RUSSAS – 230/69 kV
0,93
2004 a 2006
BOM NOME – 230/69 kV
0,90 a 0,91
2004 a 2006
MOSSORÓ II – 230/69 kV
0,92 a 0,93
2005 e 2006
0,93
2004 a 2006
FORTALEZA – 230/69 kV
PICI – 230/69 kV
COREMAS – 230/69 kV
Obs.:
ONS
Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da
compensação reativa e do transformador da subestação
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Sobrecarga em transformadores em condições normais
Ressalta-se que, caso não seja possível retomar a construção da LT 230 kV
Fortaleza – Pici com a maior brevidade, permitindo a energização da SE Pici
230/69 kV, os transformadores 230/69 kV da SE Fortaleza ficarão em
sobrecarga em condições normais de operação a partir de setembro deste
ano. Além disso, prevê-se também o esgotamento da rede de distribuição
derivada da SE Fortaleza, até que a SE Pici esteja em operação.
Com a SE Pici, os transformadores 230/69 kV dessa subestação apresentam
carregamento da ordem de 113%, em 2004, chegando a 128%, em 2006. A
Coelce informou que a solução é a implantação do 3º transformador
100 MVA ainda em 2004.
Os transformadores 230/69 kV da SE Bom Nome, em 2004 atingem 100% da
capacidade nominal, chegando a atingir 110% em 2006. Está prevista no
Plano de Obras da Celpe a implantação do segundo transformador
230/138 kV – 100 MVA, nesta subestação, para 2003, que possibilitará
remanejamento da carga do 69 kV para o 138 kV, solucionando assim, esse
problema.
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
Os dois transformadores 230/69 kV – 16,7 MVA da SE Russas, na
contingência do transformador de 100 MVA, existente nessa subestação,
ficam submetidos a sobrecargas de 222% em 2004, 239% em 2005, e 259%
em 2006. A Coelce informou que a solução é a implantação do 2º
transformador 100 MVA em 2006.
A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 33 MVA na SE
Banabuiú provoca carregamentos no transformador remanescente da ordem
de 174% em 2004, 187% em 2005, e 202% em 2006. A Coelce informou que
a solução é a implantação do 3º transformador 50 MVA em 2006.
A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE
Coremas provoca carregamento no transformador remanescente de até
139%, em 2006. O estudo de planejamento desenvolvido pelo CCPE
recomenda que, em 2005, além do segundo circuito 230 kV Milagres –
Coremas, seja implantado também o terceiro transformador 230/69 kV –
100 MVA na SE Coremas.
Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
A perda do único transformador 230/138 kV – 100 MVA na SE Bom Nome
provoca corte de toda a carga da subestação suprida através do barramento
de 138 kV. A solução para esse problema será a energização, em 2003, do
transformador existente na subestação, para o qual o ONS já emitiu parecer,
dependendo apenas de autorização da Aneel.
ONS
PAR 2004-2006
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A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Icó provoca
corte temporário de toda a carga da subestação. A Coelce informou que a
solução é a implantação do 2º transformador 100 MVA em 2004.
A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Cauípe provoca
corte temporário de toda a carga da subestação. A Coelce informou que a
solução é a implantação do 2º transformador 100 MVA em 2005.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.7.2-3 – Principais Obras propostas para Área Norte ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Fortaleza II: 3o banco de autotransformadores 500/230 kV –
600 MVA
JUN/2005
LT 230 kV Fortaleza II – Fortaleza C3, circuito simples, 0,3 km
JUN/2005
LT 230 kV Milagres – Tauá, circuito simples, 200 km
DEZ/2005
LT 230 kV Milagres – Coremas C2, circuito simples, 120 km
DEZ/2005
b) Desenvolver Ações Complementares
Equacionar o atendimento às cargas derivadas das SEs Russas, Banabuiú,
Icó e Cauípe, em caso de contingência nos transformadores existentes
(Coelce).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel,
indicadas no item 6.3
ONS
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ONS
PAR 2004-2006
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3.7.3 Área Leste
A Área Leste do Sistema Nordeste, que compreende grande parte dos estados de
Alagoas, Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte, é atendida através de linhas
de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV que partem das usinas
hidroelétricas de Luiz Gonzaga, Xingó e do Complexo de Paulo Afonso.
Atendimento ao Estado do Rio Grande do Norte
O atendimento à área metropolitana de Natal é efetuado por quatro circuitos em
230 kV, sendo dois com 215 km e os outros com 187 km de extensão, todos
provenientes da SE Campina Grande II, no Estado da Paraíba.
A área centro do Estado, polarizada pela subestação Açu II, é atendida por uma
linha de transmissão em 230 kV, com 75 km de extensão, vinda da SE Mossoró II,
localizada ao oeste do Estado, a qual interliga-se por uma linha de transmissão, em
230 kV, com 75 km de extensão, com a SE Russas II, localizada no Estado do
Ceará. Ressalta-se que a SE Mossoró, apesar de estar localizada no Estado do Rio
Grande do Norte, geoeletricamente pertencente à área Norte.
Atendimento ao Estado da Paraíba
O sistema de transmissão da Rede Básica que atende ao Estado é composto de
sete circuitos em 230 kV. Destes, quatro destinam-se a atender à área agreste,
onde se localiza a cidade de Campina Grande, sendo dois provenientes de
Tacaimbó, com 121 km de extensão, um vindo da subestação Mirueira (Pau Ferro),
este um circuito duplo, com 127 km extensão, lançado apenas de um lado, e o
último vindo da subestação Goianinha, com 99 km de extensão, todos provenientes
do Estado de Pernambuco. Da subestação de Campina Grande II partem,
atualmente, quatro circuitos em 230 kV para o Estado do Rio Grande do Norte.
A capital do Estado, João Pessoa, é atendida por um circuito duplo em 230 kV vindo
da subestação Goianinha, com 51 km de extensão, também no Estado de
Pernambuco.
A área do alto sertão paraibano, onde se localiza a SE Coremas, é atendida
radialmente, por um único circuito em 230 kV, com 120 km de extensão, vindo da
subestação Milagres, no Estado do Ceará. Ressalta-se que a SE Coremas, apesar
de estar localizada no Estado da Paraíba, geoeletricamente pertencente à área
Norte.
Atendimento ao Estado de Pernambuco
O atendimento ao Estado é constituído por três eixos de transmissão que partem
das UHEs Paulo Afonso, Luís Gonzaga e Xingó.
O primeiro eixo chega a Pernambuco pela SE Angelim II, com dois circuitos de
500 kV, e quatro circuitos de 230 kV. Da SE Angelim II partem dois circuitos em
500 kV e três em 230 kV para a SE Recife II.
ONS
PAR 2004-2006
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O segundo eixo sai da UHE Xingó e chega a SE Recife II, na área metropolitana da
capital, passando pela SE Messias no Estado de Alagoas, e é constituído por uma
linha de transmissão em 500 kV com 400 km de extensão.
Por fim, um terceiro eixo de transmissão em 230 kV, que atende às áreas central e
do sertão do Estado, é constituído por três circuitos em 230 kV partindo do
complexo hidrelétrico de Paulo Afonso até a SE Bom Nome, com 170 km de
extensão. De Bom Nome, esses circuitos seguem para a subestação de Milagres,
no Estado do Ceará, a 84 km de distância. Ressalta-se que a SE Bom Nome,
apesar de estar localizada no Estado de Pernambuco, geoeletricamente
pertencente à área Norte.
Da subestação de Recife II, o atendimento à região metropolitana da capital Recife
é realizado por meio de circuitos em 230 kV que alimentam as subestações
230/69 kV, Pirapama II (dois circuitos com 29 km de extensão), Mirueira (três
circuitos com 32 km de extensão) e Bongi (três circuitos com 14 km de extensão),
que são responsáveis pelo atendimento ao sistema de distribuição de energia
elétrica a essa região.
Também da subestação de Recife II, partem dois circuitos em 230 kV para
Goianinha, com 71 km de extensão. Da subestação de Mirueira parte um circuito
em 230 kV também para Goianinha, com 66 km de extensão. Esses três circuitos
são responsáveis pelo atendimento às cargas da zona da mata norte do Estado.
A área agreste do Estado é atendida por três circuitos em 230 kV vindos de
Angelim II até SE Tacaimbó, com 65 km de extensão, interligando-se com Campina
Grande II, a 121 km, no Estado da Paraíba.
Atendimento ao Estado de Alagoas
O atendimento a esse Estado é efetuado por um circuito em 500 kV partindo da
UHE Xingó até Messias, com 220 km de extensão, que segue para Recife, a
180 km, e três circuitos em 230 kV vindos de Angelim II para Messias, com 74 km
de extensão. Da subestação de Messias derivam três circuitos em 230 kV para a SE
Rio Largo II, com 15 km de extensão, que atendem parte das cargas da área
metropolitana de Maceió.
O atendimento à capital do Estado e parte da área metropolitana de Maceió é
efetuado por dois circuitos em 230 kV, com 26,5 km de extensão, provenientes da
SE Messias.
A área do litoral sul do Estado é atendida radialmente por um único circuito em
230 kV, com 127 km de extensão, conectando às subestações de Rio Largo II e
Penedo.
A integração da malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de
distribuição de energia elétrica, nessa área, é realizada pelas empresas Ceal,
através das subestações 230/69 kV Rio Largo II, que atende à área metropolitana
de Maceió, e Penedo que é responsável pelo atendimento ao litoral sul do Estado
ONS
PAR 2004-2006
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de Alagoas e parte das cargas do norte de Sergipe, pela Celpe, através das
subestações 230/69 kV Bongi, Mirueira e Pirapama II, que atendem à área
metropolitana de Recife, Angelim II, Tacaimbó, Goianinha e Ribeirão, que atendem
às áreas do agreste e das matas norte e sul, do Estado de Pernambuco, pela
Saelpa e Celb, através das subestações 230/69 kV Mussuré II, que atende à área
metropolitana de João Pessoa e Campina Grande II, que atende às áreas centro e
norte do Estado da Paraíba e pela Cosern através das subestações 230/69 kV Natal
II, que atende à área metropolitana de Natal, Mossoró II, que atende à área oeste, e
pela SE Açu II 230/138/69 kV, que atende às áreas centro e norte do Estado do Rio
Grande do Norte.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Leste
A tabela 3.7.3-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Leste no horizonte deste PAR.
Tabela 3.7.3-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Leste
Atual
Capacidade Instalada
UTE (MW)
Capacidade Instalada
UEO (MW)
Demanda Máxima
Anual (MW)
Obs.:
2004
2005
2006
-
807,7
(1)
807,7
807,7
-
127,0
(2)
127,0
127,0
3.189
3.330
2.819
3.047
(1) UTE Termopernambuco (496,7 MW) e Termoaçu (311 MW)
(2) Guamaré (16 MW), Guamaré II (19 MW), Pitangui (41 MW), Rio do Fogo I (28 MW), Rio do Fogo II (14 MW) e
Gameleira (9 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais não são visualizados problemas para a operação da Rede
Básica na Área Leste. Entretanto, nas análises realizadas, foram identificados
problemas de carregamento acima da capacidade nominal em transformadores de
fronteira entre a Rede Básica e a Rede de Distribuição, em condições normais de
operação.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
ONS
PAR 2004-2006
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b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Tensões altas na área Leste, principalmente no eixo Angelim - Campina
Grande – Natal. Foram observadas dificuldades para o controle de tensão,
na condição de carga leve, devido às baixas previsões de mercado afetadas,
principalmente pelo racionamento ocorrido no ano de 2001. Aliado a esse
fato, a implantação da LTs 500 kV Xingó – Angelim e 230 kV Angelim –
Campina Grande II, previstas para janeiro/2004, aumentam ainda mais as
tensões no sistema, o que suscita a necessidade de uma compensação
indutiva adicional de 210 Mvar, distribuída entre as SEs Natal II (30 Mvar –
230 kV), Campina Grande II (30 Mvar – 230 kV) e Angelim II (150 Mvar –
500 kV), já recomendada pelo ONS e em fase de análise pela Aneel, para
contornar os problemas de tensões elevadas na condição de carga leve,
evitando dessa forma a necessidade de desligamento de linhas de
transmissão da Rede Básica para possibilitar o controle de tensão na área
Leste.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e
equipamentos
Como o mercado da área Leste apresenta valores muito reduzidos, devido,
principalmente, aos efeitos do racionamento ocorrido em 2001, verifica-se
em junho/2004, na condição de carga leve, e considerando a operação plena
da UTE Termopernambuco, uma pequena sobrecarga da ordem de 2% no
circuito remanescente, quando da contingência em um dos circuitos 230 kV
Recife II – Pirapama II. Todavia, esse problema não desperta preocupações
por duas razões: primeiramente, porque o valor da sobrecarga é muito
pequeno e depois porque esse problema deverá deixar de ocorrer com o
crescimento do mercado. É importante destacar que, conforme descrito no
Parecer de Acesso da UTE Termopernambuco, a Celpe assumiu o
compromisso de manter o atendimento às cargas das SEs 69/13,8 kV
Jussaral, Vitória, Escada, Prazeres I e II e Setúbal (futura) pelo regional de
Pirapama, para evitar que haja restrições ao despacho da UTE
Termopernambuco, quando da ocorrência dessa contingência.
Considerando o despacho máximo da UTE Termoaçu (311 MW), na
contingência da LT 230 kV Paraíso – Açu II verifica-se sobrecarga da ordem
de 3%, em 2004, na LT 230 kV Açu II - Mossoró II, podendo chegar 16%
considerando os parques eólicos com parecer de acesso na distribuição. A
solução para esse problema é a recapacitação da LT 230 kV Açu II –
Mossoró II (de 235 MVA para 300 MVA), 75 km, proposta no Parecer de
Acesso da UTE Termoaçu, emitido em fevereiro/2001, e constante do PAR
2003/2005. É importante destacar que, até a entrada em operação dessa
obra, o despacho da UTE Termoaçu ficará limitado à capacidade de
transmissão da LT 230 kV Açu II – Mossoró II (235 MVA).
ONS
PAR 2004-2006
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d) Problemas relacionados a perda do único circuito ou do único transformador
Perda temporária de toda a carga da Ceal e Energipe, atendida pela SE
Penedo, na contingência do único circuito 230 kV entre Rio Largo e Penedo.
A solução para este sistema radial, na Rede Básica, está sendo discutida no
âmbito de um Grupo de Trabalho, com a participação do CCPE, ONS e
Distribuidoras.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Contingência dupla em LTs 230 kV
A perda do circuito duplo Messias - Maceió provoca corte temporário de toda
a carga de Maceió, capital do Estado de Alagoas. Mesmo considerando
transferência de carga para o regional de Rio Largo ainda haverá corte
permanente de parte da carga da região metropolitana de Maceió.
A perda do circuito duplo Goianinha - Mussuré provoca sobrecarga no
circuito remanescente, acarretando corte temporário de toda a carga de João
Pessoa, capital do Estado da Paraíba. Mesmo considerando transferência de
carga para o regional de Goianinha ainda haverá corte permanente de parte
da carga.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela
3.7.3-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência
inferiores a 0,95.
Tabela 3.7.3-2– Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Leste
SUBESTAÇÃO
Obs.:
ONS
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
CAMPINA GRANDE – 230/69 kV
0,92
2004 a 2006
BONGI - 230/13,8 kV
0,77 a 0,78
2004 a 2006
RIO LARGO II - 230/69 kV
0,78 a 0,83
2004 a 2006
MACEIÓ - 230/69 kV
0,91 a 0,90
2004 a 2006
PENEDO – 230/69 kV
0,94 a 0,93
2004 a 2006
Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da
compensação reativa e do transformador da subestação
PAR 2004-2006
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Sobrecarga em transformadores em condições normais
Os transformadores 230/69 kV da SE Bongi apresentam uma sobrecarga da
ordem de 3% em dezembro/2004 que será eliminada, com a entrada em
operação da SE Várzea 230/69 kV, com dois transformadores de 150 MVA,
prevista no Plano de Obras da Celpe, para 2004. Ressalta-se que a Celpe
ainda não encaminhou Solicitação de Acesso ao ONS.
O transformador 230/13,8 kV da SE Bongi (04T6) atinge 100% do
carregamento nominal em 2004 e a partir desta data começa a apresentar
sobrecarga em condição normal de operação. Para solucionar esse problema
a Celpe está transferindo carga para o transformador (04T7).
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE
Angelim provoca carregamentos no transformador remanescente que variam
de 138% em 2004, 146% em 2005 e 153% em 2006. A solução para esse
problema é a implantação da terceira unidade transformadora, prevista no
Plano de Obras da Celpe para 2003.
A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE Pau
Ferro provoca carregamentos no transformador remanescente de 187%, em
2004, 193% em 2005 e em 2006, considerando a SE Limoeiro, 137%. Está
prevista no Plano de Obras da Celpe a implantação da terceira unidade
transformadora, nesta subestação, para 2006, solucionando, assim, esse
problema.
A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE
Goianinha provoca carregamentos no transformador remanescente de 133%
em 2004, 140% em 2005, e 145% em 2006. Está prevista no Plano de Obras
da Celpe a implantação da terceira unidade transformadora, nesta
subestação, para 2004, solucionando assim, esse problema.
Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
Nada a registrar.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
ONS
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Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.7.3-3 – Principais Obras propostas para Área Leste ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
SE Angelim II: reator manobrável de 150 Mvar – 500 kV
Necessária
atualmente
SE Campina Grande II: reator manobrável de 30 Mvar – 230 kV
Necessária
atualmente
SE Natal II: reator manobrável de 30 Mvar – 230 kV
Necessária
atualmente
Recapacitação da LT 230 kV Açu II – Mossoró II (de 235 MVA
para 300 MVA)
JUN/2004
b) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel,
indicadas no item 6.3
ONS
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ONS
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3.7.4 Área Sul
A Área Sul do Sistema Nordeste, que compreende ao Estado de Sergipe e ao
atendimento a cerca de 90% do consumo de energia elétrica ao Estado da Bahia, é
atendida através de linhas de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV que
partem das usinas hidroelétricas de Luiz Gonzaga, Xingó e do Complexo de Paulo
Afonso e da linha de interligação Sudeste-Nordeste (LT 500 kV Serra da Mesa – Rio
das Éguas – Bom Jesus da Lapa – Ibicoara – Sapeaçu).
Atendimento ao Estado de Sergipe
O atendimento a esse Estado é efetuado por um circuito em 500 kV partindo da
UHE Xingó até a SE Jardim, com 159 km de extensão, que prossegue para a
SE Camaçari II, a 251 km, no Estado da Bahia, e dois circuitos em 230 kV
provenientes do complexo de Paulo Afonso para a SE Itabaiana, com 163 km de
extensão. Da SE Itabaiana derivam dois circuitos em 230 kV para a SE Jardim, com
44 km de extensão. A SE Jardim 500/230 kV é responsável pelo atendimento às
cargas da região metropolitana de Aracaju e a grandes consumidores industriais.
Além disso, existe uma linha em 230 kV entre as SEs Itabaiana e Catu (BA),
seccionada na SE Itabaianinha, a 77 km da SE Itabaiana, que atende às cargas do
litoral sul do Estado. As cargas do litoral norte do Estado são atendidas pela SE
Penedo que fica localizada no Estado de Alagoas.
Atendimento ao Estado da Bahia
Do ponto de vista da Rede Básica, o sistema de transmissão da área Sul que
atende o Estado da Bahia pode ser dividido geoeletricamente nas áreas
metropolitana de Salvador, e extremo Sul.
O atendimento de energia elétrica à área onde se encontra a capital do Estado e
que concentra quase 90% do consumo de energia, é realizado pelas linhas de
transmissão em 500 kV e 230 kV ligadas ao complexo de geração de Paulo Afonso,
Luiz Gonzaga e Xingó. Dessas usinas partem três circuitos em 500 kV que
convergem para a SE Camaçari II 500/230 kV, respectivamente com 352 km,
396 km e 410 km de extensão. A subestação de Camaçari II é responsável pelo
atendimento das cargas de toda a área metropolitana de Salvador, além das cargas
do Pólo Petroquímico e do Complexo Industrial de Aratu.
Chegam à subestação de Catu três circuitos de 230 kV oriundos de Paulo Afonso,
tendo como pontos intermediários as SEs 230/69 kV de Cícero Dantas e
Itabaianinha, esta última no Estado de Sergipe, que distam, respectivamente,
335 km e 307 km. Da subestação de Catu partem dois circuitos em 230 kV para
Camaçari II, com 25 km de extensão, e um terceiro circuito para a SE Governador
Mangabeira, com 77 km de extensão.
O extremo sul do Estado da Bahia é atendido a partir das subestações de
Camaçari II e Catu por meio três circuitos em 230 kV, sendo dois de Camaçari II
para Governador Mangabeira, com 85 km de extensão, e um partindo de Catu para
ONS
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Governador Mangabeira, com 77 km de extensão. Da subestação Governador
Mangabeira partem três circuitos em 230 kV para Sapeaçu, com 22 km de
extensão, e daí até Funil, com 199,5 km de extensão. De Funil, segue um circuito
230 kV para SE Brumado, com 263 km de extensão, e dois circuitos, também em
230 kV, para a SE Itapebi, com 200 km de extensão, e daí para a SE Eunápolis,
com 45 km de extensão, última subestação da Rede Básica no extremo sul da
Bahia.
A SE 500/230 kV Sapeaçu, com dois transformadores de 600 MVA, é a subestação
de integração da Interligação Sudeste/Nordeste que se encontra a 1054 km da SE
Serra da Mesa, no Estado de Goiás.
A integração da malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de
distribuição de energia elétrica, nessa área, é realizada pelas empresas Coelba,
através da subestação 500/230/69 kV Camaçari II, e das subestações 230/69 kV
Catu, Governador Mangabeira, Santo Antônio de Jesus, Tomba, Brumado,
Jacaracanga, Cotegipe, Pituaçu e Matatu, estas três últimas na área metropolitana
de Salvador, além da subestação 230/138/69 kV Funil e da SE 230/138 kV
Eunápolis no Estado da Bahia, e pela Energipe e Sulgipe, no Estado de Sergipe,
através da subestação 500/230/69/13,8 kV Jardim, que atende às cargas da área
metropolitana de Aracaju e consumidores especiais 69 kV e 230 kV, além de parte
das cargas da área sul do Estado, da SE 230/69/13,8 kV Itabaiana que atende parte
das cargas das áreas norte e sul do Estado e da subestação 230/69 kV
Itabaianinha, que também atende parte das cargas da área sul do Estado.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Sul
A tabela 3.7.4-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Sul no horizonte deste PAR.
Tabela 3.7.4-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Sul
Atual
Capacidade Instalada
UHE (MW)
Capacidade Instalada
UTE (MW)
Demanda Máxima
Anual (MW)
Obs.:
ONS
500
(1)
237,4
(3)
2279
2004
500
537,4
2005
680
(3)
2562
(2)
2006
680
537,4
537,4
2658
2729
(1) UHEs Funil (30 MW), Pedra (20 MW) e Itapebi (450 MW)
(2) UHE Pedra do Cavalo (180 MW)
(3) UTEs Camaçari (50 MW atualmente e 350 MW total) Termobahia (187,4 MW)
PAR 2004-2006
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Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais não são visualizados problemas para a operação das
instalações da Rede Básica da Área Sul. Entretanto, caso não seja possível
implementar a solução em negociação entre a Chesf e a Coelba para reforçar a
transformação da SE Catu, será observada sobrecarga nesta subestação, estando
o sistema íntegro.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Tensões altas na área Sul, mais especificamente no extremo sul da Bahia.
Foram observadas dificuldades de controle de tensão, na condição de carga
leve, mesmo contando com os recursos disponíveis do compensador estático
de Funil, da UHE Itapebi, da UTE Termobahia e dos compensadores
síncronos de Camaçari II. Além disso, ressalta-se que, na indisponibilidade
de metade do compensador estático de Funil, as tensões do sistema
ultrapassarão os limites definidos nos Procedimentos de Rede, apresentando
valores elevados, especialmente na SE Brumado II. A solução visualizada
para o problema de regulação de tensão nessa área é a implantação de um
reator manobrável de 10 Mvar no barramento de 230 kV da SE Brumado II,
autorizado pela Aneel através da Resolução 143/2003, com entrada em
operação prevista para abril/2004. Destaca-se que a implantação deste
reator, além de melhorar significativamente o controle de tensão na condição
de carga leve, agiliza o processo de recomposição do sistema.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e
equipamentos
Na contingência de uma das LTs 230 kV Camaçari II – Jacaracanga, na
condição de carga média, sem a presença da UTE Termobahia, verificam-se
sobrecargas no circuito remanescente que variam de 20% em 2004 a 24%
em 2006. Também na contingência da LT 230 kV Camaçari – Cotegipe C1,
verifica-se sobrecarga no circuito remanescente da ordem de 7% em 2006. É
importante destacar que o sistema de transmissão da Rede Básica que
atende a região metropolitana de Salvador encontra-se atualmente acima do
seu limite de capacidade para o atendimento ao critério N-1, visto que,
contingências simples de linhas de transmissão em 230 kV, nessa área,
provocam sobrecarga nos circuitos remanescentes. Dessa forma, como
ainda não se dispõe de uma solução de planejamento para resolver esses
problemas, é de extrema importância à presença da UTE Termobahia para
possibilitar o atendimento ao critério de contingência simples no horizonte do
ONS
PAR 2004-2006
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PAR. Entretanto, verifica-se a necessidade de um estudo de planejamento do
CCPE, com a participação da Coelba e do ONS, para indicar a melhor
alternativa de expansão da Rede Básica, na região metropolitana de
Salvador, considerando um horizonte de longo prazo.
Considerando a ocorrência simultânea de carregamentos elevados na
interligação Sudeste/Nordeste (da ordem de 900 MW) e de despacho pleno
da UHE Itapebi (aproximadamente 450 MW), na condição de carga leve, a
perda de um dos circuitos 230 kV Camaçari II – Governador Mangabeira,
provoca sobrecarga da ordem de 110% no circuito 230 kV Catu - Governador
Mangabeira. Estudos recentes indicaram a necessidade de complementação
da interligação Sudeste/Nordeste, com a construção da LT 500 kV Sapeaçu Camaçari II. A implantação dessa obra, atualmente em fase de licitação,
soluciona o problema de sobrecarga apresentado.
Para evitar problema de sobrecarga em contingências de transformadores
230/69 kV nas subestações da área metropolitana de Salvador, além do
esgotamento físico da SE Matatu, no que diz respeito à expansão do
barramento de 69 kV desta subestação, a Coelba solicitou acesso para 2005
na futura SE 230/69 kV Narandiba, conforme preconiza a Resolução Aneel
433/00. Ainda de acordo com essa Resolução o barramento de 230 kV da SE
Narandiba e o lançamento do 2º circuito 230 kV Pituaçu – Narandiba é de
responsabilidade da Rede Básica, enquanto que a transformação 230/69 kV
e as conexões associadas são de responsabilidade da Coelba.
d) Problemas relacionados à perda do único circuito ou do único transformador
Perda temporária de toda a carga da SE Brumado II na contingência do único
circuito 230 kV entre Funil e Brumado. A solução para este sistema radial, na
Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de Trabalho, com
a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Para o cenário Norte exportador, a contingência dupla das LTs 500 kV
Presidente Dutra – Teresina C1/C2 leva ao desligamento da UHE Itapebi por
perda de estabilidade.
Para o cenário Nordeste exportador a perda do barramento de Governador
Mangabeira 230 kV, provoca instabilidade entre o Norte, Nordeste e Sudeste.
Este problema não se verifica após a entrada em operação da LT 500 kV
Sapeaçu – Camaçari.
ONS
PAR 2004-2006
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g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela
3.7.4-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência
inferiores a 0,95.
Tabela 3.7.4-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Sul
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,93
2004 a 2006
0,89 a 0,86
2004 a 2006
OLINDINA – 230/13,8 kV
0,86
2004 a 2006
CAMAÇARI II – 230/69 kV
0,91
2004 a 2006
GOV. MANGABEIRA – 230/69 kV
0,92
2004 a 2006
MATATU – 230/11,9 kV
0,91
2004 a 2006
ITABAIANA – 230/69 kV
ITABAIANINHA – 230/69 kV
Obs.:
Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da
compensação reativa e do transformador da subestação
Sobrecarga em transformadores em condições normais
Caso não seja possível implementar a solução em negociação entre a Chesf
e a Coelba para reforçar a transformação da SE Catu, será observada
sobrecarga nesta subestação, estando o sistema íntegro, já a partir de 2003.
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
A perda de um dos transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE Jardim
provoca carregamentos elevados nos transformadores remanescentes,
variando de 129% em 2004 a 148% em 2006. A solução apresentada pela
Energipe é a implantação do 4º transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE
Jardim, em dezembro de 2005. Para o ano de 2004 a solução é a
transferência de carga para os regionais Itabaianinha e Itabaiana.
A perda de um dos transformadores 230/11,9 kV – 40 MVA na SE Matatu
provoca carregamento elevado no transformador remanescente, variando de
167% em 2004 a 157% em 2006, ocasionando o desligamento da
subestação pela proteção. A solução informada pela Coelba para ser
considerada no horizonte do PAR é transferência de carga, através do
sistema de distribuição em 11,9 kV.
ONS
PAR 2004-2006
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Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Governador
Mangabeira provoca corte de toda a carga da subestação até a transferência
de carga, através do sistema de distribuição, para as SEs Tomba e Santo
Antônio de Jesus. Esta foi a solução informada pela Coelba para ser
considerada no horizonte do PAR.
A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Santo Antônio
de Jesus provoca corte temporário de toda a carga da subestação até a
transferência, através do sistema de distribuição para as SEs Governador
Mangabeira e Irecê (para possibilitar a transferência para o regional de
Governador Mangabeira é necessário construir a LT 69 kV São Felipe –
Santo Antônio, prevista para 2006). Esta foi a solução informada pela Coelba
para ser considerada no horizonte do PAR.
A perda do único transformador 230/13,8 kV – 40 MVA na SE Olindina
provoca corte de toda a carga da subestação. A solução informada pela
Coelba é a implantação de um segundo transformador na subestação,
previsto no seu plano de obras para DEZ/2008.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
Providências Necessárias
a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel)
Tabela 3.7.4-3 – Principais Obras propostas para área Sul ainda sem concessão
DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS
DATA DE
NECESSIDADE
LT 500 kV Sapeaçu – Camaçari II, circuito simples, 102 km
Necessária
atualmente
LT 230 kV Pituaçu – Narandiba, lançamento do 2o circuito, 4 km
NOV/2005
SE Narandiba (Nova): Barramento de 230 kV
NOV/2005
b) Desenvolver Ações Complementares
Realizar estudos de planejamento de longo prazo visando definir a solução
estrutural para a expansão do sistema que atende à Região Metropolitana de
Salvador (CCPE/ONS).
c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel,
indicadas no item 6.3
ONS
PAR 2004-2006
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ONS
PAR 2004-2006
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3.7.5 Área Centro
Descrição da Área
A Área Cento do Sistema Nordeste, que compreende a região onde estão
localizadas as usinas hidroelétricas de Sobradinho, Luiz Gonzaga, Xingó e do
Complexo de Paulo Afonso, localizadas nos Estados de Pernambuco, Alagoas e
Bahia, além das subestações 230/69 kV da Rede Básica, Abaixadora e Cícero
Dantas, localizadas no Estado da Bahia. Destaca-se que integração da malha de
transmissão da Rede Básica com o sistema de distribuição de energia elétrica,
nessa área, é realizada pelas empresas Celpe, Ceal, Energipe e Coelba.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Centro
A tabela 3.7.5-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Centro no horizonte deste PAR.
Tabela 3.7.5-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Centro
Atual
Capacidade Instalada
UHE (MW)
Demanda Máxima
Anual (MW)
9.395
(1)
2004
2005
2006
9.395
9.395
9.395
72
75
78
60
Obs.: (1) UHEs Sobradinho (1050 MW), Luiz Gonzaga (900 MW), Apolônio Sales (400 MW), Xingó (3162 MW) e Complexo
de Paulo Afonso (3883 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a
operação da Área Centro.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Nada a registrar
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e
equipamentos
Nada a registrar
ONS
PAR 2004-2006
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d) Problemas relacionados à perda do único circuito ou do único transformador
Nada a registrar.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Para o cenário Norte exportador a perda das duas LTs 500 kV Sobradinho Luiz Gonzaga resulta em perda de estabilidade entre os subsistemas Norte,
Nordeste e Sudeste, provocando atuação do ERAC do Nordeste e
subfreqüência na área Norte.
A mesma contingência dupla, no cenário Nordeste exportador, provoca perda
de estabilidade entre os subsistemas Norte e Nordeste e entre o Nordeste e
o Sudeste, ocasionando atuação do ERAC do Nordeste e tensões elevadas
na área Norte.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência.
Nada a Registrar.
Sobrecarga em transformadores em condições normais de operação.
Nada a registrar.
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
Nada a registrar.
Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Abaixadora
provoca corte temporário de toda a carga das empresas Celpe, Ceal,
Energipe e Coelba atendida por essa subestação. A solução informada pela
Coelba é a implantação do transformador 230/69 kV – 100 MVA, previsto
para DEZ/2006, conforme plano de obras da empresa.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
Providências Necessárias
Nada a registrar.
ONS
PAR 2004-2006
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ONS
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3.7.6 Área Sudoeste
Descrição da Área
A Área Sudoeste do Sistema Nordeste, que compreende a região oeste Estado da
Bahia, é atendida através de um longo sistema em 230 kV, com cerca de 926 km de
extensão, passando por Juazeiro, Senhor do Bonfim, Irecê, Bom Jesus da Lapa e
chegando a Barreiras. Duas pequenas usinas hidráulicas, Alto Fêmeas e
Correntina, que juntas fornecem uma geração máxima de 18 MW, complementam o
suprimento de energia nessa área. Recentemente foi energizada a linha de
interligação Sudeste-Nordeste, LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas – Bom
Jesus da Lapa II – Ibicoara – Sapeaçu, com 1054 km de extensão, com dois
autotransformadores 500/230 kV – 300 MVA na SE Bom Jesus da Lapa II.
A integração da malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de
distribuição de energia elétrica, nessa área, é realizada pela empresa Coelba,
através das subestações 230/69 kV Juazeiro, Senhor do Bonfim, Bom Jesus da
Lapa e Barreiras e da subestação 230/138/69 kV Irecê.
Evolução da Geração e do Mercado na Área Sudoeste
A tabela 3.7.6-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda
máxima anual na área Sudoeste no horizonte deste PAR.
Tabela 3.7.6-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Sudoeste
Atual
Capacidade Instalada
UHE (MW)
Demanda Máxima
Anual (MW)
Obs.:
18
2004
2005
2006
18
18
18
350
363
378
(1)
315
(1) Alto Fêmeas (10 MW) e Correntina (8 MW)
Sumário das Condições de Atendimento
Em condições normais não são visualizados problemas para a operação da Área
Sudoeste.
a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica
Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste
documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica
para contingências simples no horizonte estudado.
ONS
PAR 2004-2006
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b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão
Nada a registrar.
c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos
Nada a registrar.
d) Problemas relacionados à perda do único circuito ou do único transformador
Perda de toda a carga da SE Barreiras na contingência do único circuito
230 kV entre Bom Jesus da Lapa e Barreiras. A solução para este sistema
radial, na Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de
Trabalho, com a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras.
e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID
Nada a registrar.
f)
Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN
Nada a registrar.
g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição
Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela
3.7.6-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência
inferiores a 0,95.
Tabela 3.7.6-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Sudoeste
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,90
2004 a 2006
IRECÊ – 230/69 kV
Obs.:
Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da
carga, da compensação reativa e do transformador da subestação
Sobrecarga em transformadores em condições normais de operação.
Nada a registrar.
Sobrecarga em contingências,
transformadores remanescentes.
com
risco
de
desligamento
dos
A perda de um dos transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE Juazeiro
provoca carregamentos no transformador remanescente da ordem de 143%
em 2004, 148% em 2005, e 155% em 2006. A solução informada pela
Coelba é a implantação do terceiro transformador na subestação, previsto no
seu plano de obras para JUL/2006.
ONS
PAR 2004-2006
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A perda de um dos transformadores 230/69 kV – 40 MVA (04T2) na SE Bom
Jesus da Lapa provoca carregamentos no transformador (04T3) da ordem de
110% em 2004, 133% em 2005, e 141% em 2006. A solução informada pela
Coelba é a implantação da transformação 230/138 kV – 55 MVA em
MAI/2008 e a substituição do transformador de 33 MVA (04T1) por outro de
50 MVA, previsto no seu plano de obras para DEZ/2009.
Contingências em subestações com apenas um transformador de potência.
A perda do único transformador 230/138 kV – 55 MVA na SE Irecê provoca
corte de carga temporário até a substituição da unidade defeituosa pelo
transformador reserva. A solução informada pela Coelba é a implantação de
um segundo transformador na subestação, previsto no seu plano de obras
para JUL/2007.
A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Barreiras
provoca corte temporário de toda a carga e atendimento de até 33 MW após
a substituição pelo transformador reserva. A solução informada pela Coelba
é a implantação de um transformador 230/138 kV – 100 MVA, previsto para
MAI/2004, e um segundo transformador 230/69 kV - 39 MVA, previsto para
JUL/2007, conforme plano de obras da empresa.
h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico
Nada a registrar.
Providências Necessárias
Nada a registrar.
ONS
PAR 2004-2006
284 / 530
Figura 3.7.6-1 – Configuração das Interligações Iner-regionais e Principais Pontos de Medição de Intercâmbio
N
Imperatriz
P. Dutra
P. Dutra
Teresina
Boa Esperança
NE
Correntina
SE/CO
S.Mesa
Assis
SUL
Itaberá
Itaberá
Londrina
Ibiúna
Ivaiporã
AR
Garabi
Bateias
Uruguaiana
Livramento
UR
ONS
PAR 2004-2006
Interligações entre
Subsistemas
Interligações
Internacionais
FUTURAS
285 / 530
4
Síntese das Condições de Desempenho das Interligações Interregionais
A experiência brasileira tem demonstrado que a operação de forma coordenada do
sistema interligado, aproveitando-se as diversidades observadas entre regiões, no
que tange à hidrologia e ao comportamento da carga, proporciona maior
disponibilidade de energia do que a operação de cada subsistema isoladamente.
Para tal, existem instalações de transmissão pelas quais é realizada a troca de
energia entre bacias hidrográficas. Estas instalações constituem as interligações
inter-regionais.
Como parte das análises desenvolvidas visando a identificação da necessidade de
ampliações e reforços na Rede Básica, o ONS tem realizado estudos sobre o
desempenho das interligações entre os diversos subsistemas.
Neste PAR 2004-2006, foram efetuadas análises em regime permanente e dinâmico
sobre o desempenho das interligações, buscando-se avaliar também os impactos
sobre os sistemas receptores. Ressalta-se, porém, que o principal produto deste
trabalho é a determinação dos limites de intercâmbio entre subsistemas.
Nos estudos de limites de intercâmbio entre os subsistemas, procura-se maximizar
as trocas de energia entre os subsistemas envolvidos, levando em conta a
manutenção dos níveis de segurança e as restrições de equipamentos. No cálculo
dos limites são considerados cenários energéticos, caracterizados a partir da
diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas. Para cada cenário energético,
os intercâmbios entre os subsistemas são aumentados até que seja encontrada
alguma violação no sistema, podendo esta violação ser de regime permanente ou
dinâmico.
Os limites de intercâmbio são utilizados no planejamento da operação energética,
além de fornecerem subsídios para a indicação da necessidade de ampliações e
reforços no sistema.
No desenvolvimento dos estudos envolvendo as interligações inter-regionais foram
adotados os critérios descritos no item 6.5. deste documento. Em função das
necessidades do planejamento da operação energética, a determinação dos limites
máximos de intercâmbio contempla o horizonte de 2007.
Para efeito de apresentação, este item, referente aos estudos das interligações,
está dividido em três partes. No item 4.1 é apresentada uma descrição sucinta das
interligações inter-regionais, onde se busca caracterizar, para cada uma delas, a
configuração atual e sua evolução. No item 4.2 é mostrado um resumo dos limites
de intercâmbio obtidos, enquanto que o item 4.3 contém uma descrição dos
principais aspectos que caracterizam o desempenho das interligações no período
estudado.
ONS
PAR 2004-2006
286 / 530
4.1
Descrição das Interligações
Tradicionalmente, o Sistema Interligado Nacional (SIN) tem sido dividido em quatro
subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste.
Todos estes subsistemas estão operando de forma interligada, tornando bastante
complexas as análises de avaliação do desempenho da rede elétrica nacional.
4.1.1
Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste
Atualmente, a interligação entre as regiões Sul e Sudeste é feita, principalmente,
pelo sistema de transmissão em 750 kV que escoa a energia da usina de Itaipu 60
Hz. Os pontos desse sistema onde são efetuadas as conexões são as subestações
de Ivaiporã 750/500 kV, localizada no Estado do Paraná e Tijuco Preto 750/500345 kV, localizada no Estado de São Paulo.
Além dessa rede de transmissão em 750 kV existem outras redes de menor
capacidade que conectam o sistema de transmissão do Estado de São Paulo à área
norte do Estado do Paraná (em 230 kV e 88 kV) e ao Estado do Mato Grosso do Sul
(em 138 kV).
No início de 2003, entrou em operação a LT 500 kV Bateias - Ibiúna, circuito duplo,
com compensação série, que proporcionou um aumento na capacidade de
intercâmbio entre estas regiões.
A expansão da interligação Sul/Sudeste, após a entrada em operação da LT 500 kV
Bateias/Ibiúna, será realizada através da LT 500 kV Londrina - Araraquara,
passando por Assis para futura transformação 500/440 kV. Estudos realizados pelo
ONS concluíram que além do aspecto de integração energética das regiões Sul e
Sudeste, a implantação desta LT agregando a transformação 500/440 kV na SE
Assis, se mostrou bastante efetiva para melhorar as condições de segurança do
SIN quando da ocorrência de contingências múltiplas na rede de 440 kV [14].
A Figura 4.1.1-1 e a Tabela 4.1.1-1 apresentam as principais linhas de transmissão
que compõem a interligação Sul/Sudeste, bem como os pontos de medição dos
fluxos que melhor caracterizam o desempenho dessa interligação.
ONS
PAR 2004-2006
287 / 530
Figura 4.1.1-1 - Configuração da interligação Sul/SE no Horizonte do ano 2006 e os principais pontos de
medição de intercâmbio
Araraquara 500 kV
SUDESTE
FSE
Assis 440 kV
Ibiúna 500 kV
Assis 500 kV
Itaberá 750 kV
Ivaiporã 750 kV
Itaipu 60 Hz
Tijuco Preto 750 kV
~~
Ivaiporã 525 kV
Cascavel Oeste 525 kV
Londrina 525 kV
Salto Caxias 525 kV
Salto Santiago 525 kV
SUL
ONS
PAR 2004-2006
FLUXO SUL(FSUL/RSU)
Bateias 525 kV
FLUXO
PARANÁ –
PA
ÃULO
288 / 530
Tabela 4.1.1-1 – Descrição dos Intercâmbios Considerados
INTERCÂMBIOS
DESCRIÇÃO
FSE
Somatório do fluxo de potência ativa nas LTs 750 kV Ivaiporã Itaberá C1, C2 e C3
Somatório do fluxo de potência ativa nas seguintes instalações:
LT 230 kV:
Fluxo
Norte Paraná
Guaíra - Dourados;
Londrina - Assis;
Maringá - Assis;
São Paulo
Figueira – Chavantes
LT 138 kV Loanda - Rosana.
LT 88kV Andirá - Salto Grande.
RSE
FSE + (Fluxo Norte Paraná⇒São Paulo)+ Fluxo na LT 500 kV
(Recebimento do
Bateias – Ibiúna C1 e C2 + Fluxo na LT 500 kV Londrina - Assis
Sudeste)
Somatório do fluxo de potência ativa nas seguintes instalações:
Transformadores de Ivaiporã: 3x750/500 kV;
SUL SE (FSUL:
Exportação do
Sul)
e
SE SUL (RSUL:
Recebimento do
Sul)
LT 500 kV:
Bateias - Ibiúna C1 e C2;
Londrina - Assis.
LT 230 kV:
Guairá - Dourados;
Londrina - Assis;
Maringá – Assis;
Figueira – Chavantes.
LT 138 kV Loanda - Rosana.
LT 88kV Andirá - Salto Grande.
4.1.2
Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste
Atualmente, a interligação entre as regiões Norte e Nordeste é feita, principalmente,
pelo sistema de transmissão em 500 kV, que conecta a subestação de Presidente
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Dutra, localizada no Estado do Maranhão, às subestações de Teresina II e Boa
Esperança, localizadas no Estado do Piauí.
Além dessa rede de transmissão em 500 kV existe uma outra de pequena
capacidade em 230 kV, que interliga a subestação de Peritoró, no Maranhão, à
subestação de Teresina, no Piauí.
A interligação Norte/Nordeste foi bastante reforçada nesse início de 2003, com a
entrada em operação das LTs 500 kV, Açailândia - Presidente Dutra C1 e
Presidente Dutra – Teresina II C2. No futuro, a essa interligação serão agregadas
as LTs 500 kV Tucuruí – Marabá C4 e Marabá – Açailândia C2, já licitadas, além da
LT 500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2, em fase de licitação pela Aneel.
A interligação entre as regiões Norte e Sudeste é feita, na configuração atual, pela
linha de transmissão em 500 kV que conecta a subestação de Imperatriz, no Estado
do Maranhão, à subestação de Serra da Mesa, no Estado de Goiás. Esta linha
possui três subestações intermediárias: Colinas, Miracema e Gurupi, todas
localizadas no Estado do Tocantins.
Este sistema de transmissão, que interliga as subestações de Imperatriz e Serra da
Mesa, em 500 kV, é denominado de Interligação Norte – Sul.
Em Fevereiro de 2004 prevê-se completar a duplicação da LT 500 kV Serra da
Mesa - Imperatriz (Norte/Sul II) e a implantação de um conjunto de reforços no
sistema receptor Sudeste. Destaca-se nesse grupo o 3º circuito da LT 500 kV Serra
da Mesa - Samambaia e a compensação série, não só nesse 3º circuito como
também nos circuitos existentes. Além disso, a região do rio Paranaíba será
interligada à região do rio Grande pela LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo, cuja
operação está prevista para dezembro de 2004.
Hoje os subsistemas Sudeste e Nordeste estão interligados diretamente pela LT
500 kV Serra da Mesa - Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa II- Ibicoara –
Sapeaçu.
A Figura 4.1.2-1 e a Tabela 4.1.2-1 apresentam as interligações da Região Sudeste
com as regiões Norte e Nordeste, além da interligação entre o Norte e o Nordeste,
no horizonte considerado. Nessa figura são destacados os principais pontos de
medição das grandezas que melhor caracterizam o desempenho das interligações.
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Tabela 4.1.2-1 – Descrição dos Intercâmbios Considerados
INTERCÂMBIOS
SE
N
(Fluxo SE/N)
N
SE
(Fluxo N/SE)
DESCRIÇÃO
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV Miracema Colinas C1 e C2.
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV Miracema –
Gurupi C1 e C2.
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV:
N
NE e NE N
(Fluxo N/NE)
-
Presidente Dutra - Boa Esperança;
-
Presidente Dutra - Teresina C1 e C2.
SE NE e NE SE Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das
Éguas.
(Fluxo SE/NE)
EXPORTAÇÃO
DO NORTE e
RECEBIMENTO
DO NORTE
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV:
-
Presidente Dutra - Boa Esperança;
-
Presidente Dutra - Teresina C1 e C2;
-
Miracema - Colinas C1 e C2.
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV:
RECEBIMENTO
DO NORDESTE
FLUXO SERRA
DA MESA (FSM)
ONS
PAR 2004-2006
-
Serra da Mesa – Rio das Éguas;
-
Presidente Dutra - Boa Esperança;
-
Presidente Dutra - Teresina C1 e C2.
Somatório do fluxo de potência ativa nas seguintes instalações:
-
LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia
C1/C2/C3.
291 / 530
Figura 4.1.2-1 - Configuração da interligação N/NE/SE no Horizonte 2007 e os principais pontos de medição
de intercâmbio
FLUXO N-NE
AÇAILÂNDIA 500
FORTALEZA 500
TUCURUÍ 500
TERESINA 500
NORTE
BOA ESPERANÇA 500
P. DUTRA
IMPERATRIZ 500
S. J. PIAUÍ
SOBRADINHO
COLINAS
FLUXO SE-N
NORDE STE
MIRACEMA 500
UHE LAJEADO
FLUXO N-SE
GURUPI
UHE PEIXE
350MW
UHE SERRA DA MESA
FLUXO SE-NE
IBICOARA
CORRENTINA
X
S. DA MESA 500
B J LAPA
UHE CANA BRAVA
CAMAÇARI
SAPEAÇU
FSM
S. MESA 230
SAMAMBAIA 500
SAMAMBAIA 345
ITUMBIARA 500
EMBORCAÇÃO 500
USINAS DO RIO PARANAÍBA
MARIMBONDO 500
USINAS DO RIO GRANDE
4.2
Conclusões
Neste item é apresentado um resumo das principais conclusões obtidas nas
análises realizadas para as interligações inter-regionais.
Com relação às Oscilações Inter-Área
Verificou-se que, após a entrada da interligação Sudeste/Nordeste e do segundo
circuito da interligação Norte/Sul, a freqüência de oscilação entre os subsistemas
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Sudeste e Norte/Nordeste, que antes era de aproximadamente 0,2 Hz, fica em torno
de 0,35 Hz.
Com relação às Oscilações de Tensão
Um dos critérios de estabilidade adotados nos estudos considera que a variação
máxima da oscilação de tensão, após 10 s da aplicação do defeito, não deve ser
superior a 2%. Este critério foi o que mais restringiu os intercâmbios em todos os
subsistemas. No subsistema Sudeste a barra de Tijuco Preto 750 kV foi a que mais
apresentou oscilação de tensão, já nos subsistemas Norte/Nordeste as barras
críticas foram Bom Jesus da Lapa II 500 kV, Presidente Dutra 500 kV e São Luís
500 kV.
Com Relação ao Colapso de Tensão em Samambaia
A tendência ao colapso de tensão na região de Samambaia, sistema receptor da
interligação N/S no Sudeste, ocorre no cenário “Sudeste Importador” em todo
horizonte do estudo, em função de defeitos do tronco de 750 kV que são seguidos
do desligamento de uma máquina de Itaipu 60 Hz. Após a expansão da interligação
Sul/Sudeste com a implantação da LT 500 kV Londrina - Araraquara, o colapso de
tensão em Samambaia fica menos acentuado pelo fato da falta no tronco de 750 kV
tornar-se menos severa, no que diz respeito ao consumo de reativo e conseqüente
afundamento de tensão do próprio tronco de 750 kV. Para defeitos na região de
Samambaia não se verificou esta tendência ao colapso de tensão e sim oscilações
pouco amortecidas para os patamares de carga pesada e média, piorando no
patamar de carga leve.
Com Relação ao FSE
O FSE, que representa o somatório dos fluxos dos circuitos do tronco de 750 kV
entre Ivaiporã e Itaberá, tem sido um dos sinalizadores do intercâmbio máximo do
Sul para o SE, nos cenários “Sul e Sudeste Exportadores” e “Sudeste Importador”.
Verificou-se que 7.500 MW seria o valor máximo de FSE para ser considerado em
todo horizonte do estudo. Valores acima podem acarretar sobrecarga nas
transformações de Tijuco Preto, em decorrência da perda de uma unidade, e
sobrecarga no tronco de 750kV entre Ivaiporã e Itaberá, na perda de um circuito do
trecho mesmo considerando-se o desligamento de uma máquina de Itaipu 60Hz.
Nos casos estudados este valor máximo ocorreu somente no ano 2006, patamar de
carga pesada e caso base referente à contingência simples.
Com Relação à 10a máquina de Itaipu 60 Hz
Esta máquina está prevista para entrar em operação no ano 2005. O aumento da
geração total decorrente de sua entrada está limitado pela capacidade da
transformação de Foz 500/750 kV 4x1650 MVA (6600 MVA), agregando
basicamente potência sincronizada ao sistema.
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Expansão da interligação Sul/Sudeste – LT 500 kV Londrina – Assis Araraquara
A LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, com transformação 500/440 kV em
Assis, apresenta-se como um importante reforço na Interligação Sul/Sudeste. Esta
linha, cuja entrada em operação está prevista para Junho de 2005, redistribui o
fluxo Sul/Sudeste, aliviando a LT 500 kV Bateias – Ibiúna, o tronco de 750 kV e a
transformação 750/525 kV de Ivaiporã. Tudo isto resulta em aumentos no
intercâmbio Sul/Sudeste, sobretudo quando se considera a contingência dupla da
LT 500 kV Bateias – Ibiúna.
Esta expansão, conjuntamente com os reforços no Sul, proporciona um ganho no
RSE da ordem de 1.000 MW para os casos de perda simples e de 1.800 MW para
os casos de perda dupla. No ano 2006, com o reforço do trecho entre Ivaiporã e
Londrina, os ganhos para os casos de perda simples e dupla, com relação ao ano
2005, são de aproximadamente 1.000 MW e 500 MW, respectivamente.
Recebimento pelo Sudeste – RSE
A tabela 4.2-1 apresenta o máximo recebimento pelo Sudeste, no período 2004 a
2006 e nos três patamares de carga, considerando os critérios de contingências
simples e contingências de circuitos duplos que compartilham a mesma estrutura.
Tabela 4.2-1 - Valores máximos de recebimento pelo Sudeste (RSE)
RSE (MW)
CRITÉRIO
Perda Simples
Perda Dupla
ANO
Patamar
de Carga
2004
2005
2006
Pesada
9500
10200
10900
Média
9200
10300
11300
Leve
9000
9800
10800
Pesada
8400
10200
10600
Média
8000
10000
10300
Leve
7700
9300
10000
Na tabela 4.2-1 acima, os valores em negrito na tabela indicam que o limite foi
determinado por outras restrições, não relativas à estabilidade do sistema. No ano
de 2005 foi atingida a capacidade instalada na Região Sul e, no ano 2006, o
máximo valor de exportação apresentado na tabela foi aquele que resultou no FSE
limite (7.500MW).
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Exportação do Sul – FSUL
A tabela 4.2-2 apresenta a exportação máxima da Região Sul, no período 2004 a
2006 e nos três patamares de carga, correspondente ao máximo RSE mencionado
na tabela 4.2-1, considerando os critérios de contingências simples e contingências
de circuitos duplos que compartilham a mesma estrutura.
Tabela 4.2-2 - Valores máximos de exportação do Sul (FSUL)
FSUL (MW)
CRITÉRIO
Perda Simples
Perda Dupla
ANO
Patamar
de Carga
2004
2005
2006
Pesada
4000
4600
5300
Média
4300
5400
6500
Leve
4200
5000
6000
Pesada
3000
4600
5000
Média
3100
5000
5400
Leve
2900
4500
5100
Os valores em negrito na tabela 4.2-1 acima indicam que o limite foi determinado
por outras restrições, não relativas à estabilidade do sistema. No ano de 2005 foi
atingida a capacidade instalada na Região Sul e, no ano 2006, o máximo valor de
exportação apresentado na tabela foi aquele que resultou no FSE limite (7.500MW).
Importação do Sul – RSUL
A tabela 4.2-3 apresenta o máximo recebimento do Sul, no período 2004 a 2006 e
nos três patamares de carga. Na referida tabela são também indicados os fatores
limitantes.
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Tabela 4.2-3 - Valores máximos de importação do Sul (RSUL)
FATOR LIMITANTE
Patamar
de Carga
Trafo de Ivaiporã 750/525 kV
(na contingência de uma unidade –
sem utilização de esquemas)
Trafo de Ibiúna 525/345 kV
(na contingência de uma unidade)
Pesada
e Média
Trafo de Assis 440/230 kV 1x122MVA
RSUL (MW)
2004
2005
2006
-
6.000
6.000
3.600
-
-
2.900
-
-
(regime permanente)
50% da Carga (ERAC Sul)
Pesada
5.100
5.200
5.500
50% da Carga (ERAC Sul)
Média
4.500
4.600
5.000
50% da Carga (ERAC Sul)
Leve
3.000
3.100
3.200
Duplicação dos circuitos 500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II – Ano
2005
A duplicação dos circuitos Teresina – Sobral - Fortaleza tem como principal
impacto o aumento da confiabilidade no atendimento às cargas da região
metropolitana de Fortaleza à qual, a partir da incorporação dessa obra, convergirão
três circuitos em 500 kV. Observa-se também um ganho nos limites de transmissão
no cenário Norte exportador para a Região Nordeste. Estima-se um ganho de
300 MW para todas as condições de carga.
Com relação à interligação Norte/Sul
A capacidade da interligação Norte/Sul, em regime permanente, está limitada pelos
equipamentos de compensação série cuja capacidade nominal é de 1.500 A. Logo,
no ano 2004, pode-se transportar até 3.000 A através dos dois circuitos. Entretanto,
as simulações mostraram que o fluxo máximo admissível na interligação é inferior a
este e, foi determinado pela estabilidade eletromecânica do sistema.
Para a determinação do fluxo máximo, primeiramente, verificou-se que defeitos
internos à interligação com perda de um dos circuitos e o “bypass” dos capacitores
série no circuito remanescente, dependendo do fluxo nesta, apresentavam uma
tendência de perda de estabilidade entre os sistemas Norte e Sudeste. Desta forma,
foi pesquisado o fluxo na interligação durante este defeito que apresentasse um
desempenho aceitável, reduzindo a partir daí cerca de 100 MW, chegando-se a um
valor máximo de 2.200MW nos dois sentidos da interligação Norte/Sul.
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Posteriormente, admitiu-se esquema de corte de geração (ECG), chegando-se a um
valor máximo de 2500 MW no sentido NorteÞSul, condicionados a corte de
unidades geradoras de Tucuruí. O defeito que balizou este limite foi emergência da
LT 500 kV Imperatriz - Colinas. Para fluxos no sentido inverso, SulÞNorte, o valor
máximo manteve-se em 2.200 MW devido à ineficácia do corte de geração, de
unidades da UHE Serra da Mesa. Os defeitos que balizaram este limite foram a
emergência da LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi e a perda da interligação
Sudeste/Nordeste.
Principais Contingências que Balizaram os Intercâmbios N/NE/SE
Cenário Norte Exportador
a) Perda de circuitos no trecho Boa Esperança – São João do Piauí: esta
contingência limitou o recebimento do Nordeste, cujas conseqüências são
oscilações de tensão pouco amortecidas violando os critérios, principalmente em
Presidente Dutra, e abertura das interligações Norte/Nordeste e
Sudeste/Nordeste com conseqüente atuação do ERAC;
b) Perda de um dos circuitos no trecho Tucuruí – Vila do Conde: esta contingência
limita a exportação do Norte, ocasionando a perda da estabilidade, em função
do aumento do nível de curto com a entrada em operação das máquinas de
Tucuruí II, entre todos os subsistemas, sendo necessário o desligamento de três
máquinas de Tucuruí;
c) Perda um dos circuitos no trecho no Tucuruí – Marabá: limitou a exportação do
Norte, pois acarreta oscilações de tensão pouco amortecidas, principalmente em
Presidente Dutra, sendo necessário o desligamento de duas máquinas de
Tucuruí.
Cenário Sudeste Exportador
d) Perda de um dos circuitos no trecho Serra da Mesa – Rio das Éguas: limitou a
exportação do Sudeste, gerando oscilações de tensão pouco amortecidas,
principalmente em Presidente Dutra e São Luiz, ou até perda de sincronismo
entre subsistemas.
Cenário Nordeste Exportador
e) Perda de circuitos no trecho Boa Esperança – São João do Piauí: esta
contingência limitou a exportação do Nordeste, cujas conseqüências são
oscilações de tensão de baixo amortecimento, principalmente em Bom Jesus da
Lapa.
Máxima Exportação e Recebimento das regiões N/NE/SE
A tabela 4.2-4 apresenta os valores máximos de exportação e de recebimento das
Regiões Norte, Nordeste e Sudeste, através das interligações Norte/Sul,
Sudeste/Nordeste e Norte/Nordeste, no período 2004 a 2006 e nos três patamares
de carga.
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Tabela 4.2-4- Valores máximos de exportação e de recebimento das regiões Norte/Nordeste/Sudeste
ANO
2004
2005
2006
MÁXIMA
PATAMAR
DE
EXPORTAÇÃO
CARGA
DO NORTE
MÁXIMO
RECEBIMENTO
DO NORDESTE
MÁXIMA
EXPORTAÇÃO
DO SUDESTE
MÁXIMA
EXPORTAÇÃO
DO NORDESTE
Pesada
3300(*)
2200
3000
1000
Média
3300(*)
2100
3000
1150
Leve
3600
1500
2700
1150
Pesada
4400
2400
3100
1100
Média
4400
2400
3100
1000
Leve
4200
2000
3000
1150
Pesada
4400
2400
3000
850
Média
4400
2400
3000
900
Leve
4200
2000
2700
1100
(*) ESGOTOU A GERAÇÃO DE TUCURUÍ
4.3
Resumo dos Limites de Intercâmbio entre Subsistemas
As tabelas a seguir apresentam um resumo dos limites de intercâmbio entre
subsistemas. Nessa síntese, são apresentados os valores obtidos para cada
interligação, considerando diversos cenários energéticos. Ressalta-se a influência
do programa de obras de transmissão e de geração nos limites de intercâmbio, bem
como das premissas adotadas.
4.3.1
Limites de Intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste
4.3.1.1 Configurações Analisadas
Para a interligação Sul/Sudeste, são apresentados os limites de intercâmbio
considerando os empreendimentos apresentados nos itens 2 e 6. Para a
configuração de cada ano estudado e para os cenários energéticos considerados,
foram simuladas contingências simples e duplas, considerando-se geração de Itaipu
“ALTA” e “BAIXA”.
4.3.1.2 Cenários Energéticos
Os limites de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste foram estabelecidos para
os seguintes cenários energéticos:
ONS
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Sudeste Importador
N
NE
SE
Sul
Sul Importador e Norte Exportador;
N
NE
SE
Sul
Sul e Sudeste Exportadores.
N
NE
SE
Sul
4.3.1.3 Premissas Básicas
Na determinação desses valores foram consideradas as premissas básicas
descritas no item 6.5.
ONS
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4.3.1.4 Limites Considerando Perda Simples
A seguir são apresentados os limites de intercâmbio entre as Regiões Sul e
Sudeste, obtidos considerando-se contingências que resultam na perda de um único
elemento no sistema.
Cenário Sudeste Importador
Com a entrada dos reforços no sistema receptor de Samambaia e a consideração
do desligamento de no máximo uma máquina de Itaipu 60 Hz, em função de faltas
no tronco de 750 kV, o colapso de tensão em Samambaia passa a ter menos
influência na determinação do intercâmbio Sul/Sudeste para o Cenário “Sudeste
Importador”.
A Tabela 4.3.1-1 apresenta os Limites de Intercâmbio para o Cenário ”Sudeste
Importador”, no patamar de carga pesada. Ressalta-se que para os patamares de
carga média e leve não é possível atingir a condição de máximo intercâmbio nos
sentidos NorteÞSudeste e SulÞSudeste de forma coincidente. Isso acontece devido
à restrição de inércia mínima admissível para as usinas hidrelétricas da Região
Sudeste.
Em todo horizonte do estudo, o defeito em Foz, seguido da abertura da LT 750 kV
Foz - Ivaiporã C1 e do desligamento de uma máquina de Itaipu 60Hz, apresenta-se
como o mais grave, podendo acarretar colapso de tensão em Samambaia.
Entretanto, este defeito restringiu o intercâmbio S⇒SE somente no ano 2004.
Tabela 4.3.1-1 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sudeste Importador”, considerando
Contingências Simples e Itaipu com despacho “BAIXO”
Ano
2004
2005
Patamar
Conseqüência
LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/
“trip” 1 maq. Itaipu 60 Hz
Tendência ao colapso de
tensão em Samambaia
-
Inércia mínima no SE
4.650
-
Esgotou a geração do Sul
e tendência ao colapso
de tensão em
Samambaia
-
-
Inércia mínima no SE
5.350
-
FSE máximo e tendência
ao colapso de tensão em
Samambaia
-
-
Inércia mínima no SE
RSE
FSM
FSUL
Pesada
9.350
3.600
3.800
Média/Leve
-
-
-
Pesada
Pesada
Média/Leve
ONS
Defeito
Carga
Média/Leve
2006
Intercâmbio (MW)
PAR 2004-2006
10.200 3.600
-
-
10.900 3.600
-
-
300 / 530
No ano 2005, Itaipu “BAIXO” e patamar de carga pesada, foi possível esgotar a
geração do Sul sem que os critérios fossem violados.
Já no ano 2006 o fator que limitou o intercâmbio do Sul para o Sudeste foi o valor
do FSE máximo admissível, que é de 7.500 MW, de forma a evitar sobrecargas
devido a contingências nas transformações de Tijuco Preto e no tronco de 750kV.
O limite de recebimento pelo Sudeste (RSE) correspondente ao ano 2007 não foi
analisado, pois os fatores que limitaram os intercâmbios no ano 2006 foram
restrições nos subsistemas Sul, de transmissão e geração, e não há previsão de
reforço de transmissão nem geração adicional para estas regiões no ano 2007.
Estes limites estarão muito próximos aos encontrados para o ano 2006.
Tabela 4.3.1-2 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sudeste Importador”, considerando
Contingências Simples e Itaipu com despacho “ALTO”
Ano
Patamar
Intercâmbio (MW)
Carga
RSE
FSM
FSUL
2004
Pesada
8900
3600
2700
2006
Pesada
10800
3600
4600
Defeito
Conseqüência
LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/
TRIP 1 maq. Itaipu 60 Hz
Tendência ao colapso
de tensão em
Samambaia
-
FSE
Cenário Sul e Sudeste Exportadores
Os valores de RSE para este cenário são bastante parecidos com os valores do
cenário “Sul Importador” devido ao fato da rede de transmissão dos sistemas
receptores no Sudeste terem sido reforçadas. Com isto a restrição do intercâmbio
Sul/Sudeste em conseqüência do colapso de tensão em Samambaia foi
praticamente eliminada.
ONS
PAR 2004-2006
301 / 530
Tabela 4.3.1-3 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores”
considerando Contingências Simples e Itaipu 60Hz com despacho “BAIXO”
Ano
Patam
ar
Carga
Pesada
2004
Intercâmbio (MW)
RSE
FSE
FSUL
9.500
7.100
3.950
Defeito
Conseqüência
LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/ TRIP
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
1 maq. Itaipu 60 Hz
LT Areia/Bateias 525 kV
Média
9.200
6.700
4.300
LT C.Novos/Machadinho 525 kV
LT S.Santiago/Ivaiporã 525 kV
2005
2006
Oscilações de tensão
pouco amortecidas
S/SE
Leve
9.050
6.350
4.200
LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/ TRIP
1 maq. Itaipu 60 Hz
Oscilação de tensão no
Tronco de 750 kV
Pesada
10.200
7.250
4.650
-
Esgotou a geração do
Sul
Média
10.300
7.000
5.400
LT Ivaiporã/Londrina 525 kV
Oscilações de tensão
pouco amortecidas
S/SE
Leve
9.850
6.300
4.950
LT Ivaiporã/Londrina 525 kV
Oscilações de tensão
pouco amortecidas
S/SE
Pesada
10.900
7.500
5.350
-
Viola FSE máximo
Média
11.350
7.350
6.500
LT Londrina/Assis 525 kV
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
Leve
10.850
6.600
5.950
LT Londrina/Assis 525 kV
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
No ano 2004, as faltas mais severas ocorrem no tronco de 750 kV e no subsistema
Sul. Isto se deve ao fato dos reforços previstos para o subsistema Sul ocorrerem
somente a partir de 2005.
Já nos anos 2005 e 2006, nos patamares de carga média e leve, o fator que limita o
intercâmbio é a perda da LT 525 kV Ivaiporã - Londrina. Nos patamares de carga
pesada e média esgotou a geração do subsistema Sul.
No patamar de carga pesada, o esgotamento da geração do subsistema Sul limita o
intercâmbio Sul/SE para o ano de 2005. Já em 2006, a limitação ocorre em função
do elevado fluxo no troco de 750 kV. Valores acima de 7500 MW podem provocar
sobrecarga nas transformações de Tijuco Preto, em decorrência da perda de uma
unidade. Além disso, a perda de um circuito de 750 kV Ivaiporã - Itaberá, poderá
levar os dois circuitos remanescentes a operarem em sobrecarga, mesmo
considerando-se o desligamento de uma máquina de Itaipu 60 Hz.
ONS
PAR 2004-2006
302 / 530
Tabela 4.3.1-4 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no Cenário “Sul e Sudeste Exportadores”,
considerando Contingências Simples e Itaipu com despacho “ALTO”
Ano
Patamar
Intercâmbio (MW)
Defeito
Conseqüência
2.950
LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/
TRIP 1 maq. Itaipu 60 Hz
Oscilação de tensão no
Tronco de 750 kV
7.400
4.000
LT Ivaiporã/Londrina 525 kV
Oscilações de tensão
no Tronco de 750 kV
7.500
4.600
-
Viola FSE máximo
Carga
RSE
FSE
FSUL
2004
Pesada
9.150
7.100
2005
Pesada
10.200
2006
Pesada
10.800
Cenário Sul Importador
Este cenário é caracterizado pelo despacho reduzido das máquinas do Sul, levando
este subsistema a operar com baixa inércia, e conseqüentemente apresentar
comportamento oscilatório. A Tabela 4.3.1-5 apresenta uma evolução do
Recebimento do Sul (RSUL) para o Cenário ”Sul Importador”.
Tabela 4.3.1-5 – Máximo Recebimento do Sul (RSUL) para o cenário Sul Importador
FATOR LIMITANTE
Patamar
de Carga
Trafo de Ivaiporã 750/525 kV
(na contingência de uma unidade –
sem utilização de esquemas)
Trafo de Ibiúna 525/345 kV
(na contingência de uma unidade)
Pesada
e Média
Trafo de Assis 440/230 kV 1x122MVA
RSUL (MW)
2004
2005
2006
-
6.000
6.000
3.600
-
-
2.900
-
-
(regime permanente)
4.3.1.5
50% da Carga (ERAC Sul)
Pesada
5.100
5.200
5.500
50% da Carga (ERAC Sul)
Média
4.500
4.600
5.000
50% da Carga (ERAC Sul)
Leve
3.000
3.100
3.200
Limites Considerando Perda Dupla
Segundo o item 8.3.3 do submódulo 23.3 - “Diretrizes e Critérios para Estudos
Elétricos” – dos Procedimentos de Rede, a perda dupla poderá ser adotada no caso
ONS
PAR 2004-2006
303 / 530
de circuitos localizados em uma mesma torre ou na mesma faixa de passagem
quando, em função de dados estatísticos ou da relevância destes.
No caso das LTs de Interligações, somente a LT Bateias - Ibiúna enquadra-se nesta
categoria.
Devido à redução observada no valor do máximo RSE, em relação àquele obtido
considerando apenas contingências simples, foi considerado um ECE, que desliga
uma máquina de Itaipu, como forma de reduzir o impacto sobre o limite de
intercâmbio. Ressalta-se que as simulações com o ECE, para o qual ainda não foi
feita nenhuma avaliação da viabilidade técnica da sua aplicação, devem ser
encaradas como considerações preliminares. As questões relativas ao correto ECE
a ser implementado, foram estudadas no âmbito dos estudos pré-operacionais da
LT 500 kV Bateias/Ibiúna.
Cenário Sudeste Importador
O limite de recebimento pelo Sudeste (RSE) correspondente ao ano 2007 foi
considerado o mesmo do ano 2006. Isso decorre de não haver obras previstas para
as regiões onde são observadas restrições nos intercâmbios no ano 2006. As
principais restrições são nos subsistemas Sul podendo, entretanto, ocorrer para
algumas situações, restrições também no sistema receptor Sudeste (região de
Samambaia). A Tabela 4.3.1-6 apresenta uma evolução do recebimento do Sudeste
(RSE) para o Cenário ”Sudeste Importador”.
Tabela 4.3.1-6 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sudeste Importador”, considerando
Contingências Duplas e Itaipu com despacho “BAIXO”
Ano
2004
2005
2006
ONS
Patamar
Intercâmbio (MW)
Carga
RSE
FSM
FSUL
Pesada
8.550
3.600
3.000
Média/Leve
-
-
-
Pesada
10.200
3.600
4.650
Média/Leve
-
-
-
Pesada
10.600
3.600
5.050
Média/Leve
-
-
-
PAR 2004-2006
Defeito
Conseqüência
LT Bateias/Ibiúna 525 kV
C1 & C2
Oscilação de tensão no
tronco de 750
-
Inércia mínima no SE
LT Bateias/Ibiúna 525 kV
C1 & C2
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
-
Inércia mínima no SE
LT Bateias/Ibiúna 525 kV
C1 & C2
Atuação do limitador
da corrente de campo
de Itaipu 60 Hz
-
Inércia mínima no SE
304 / 530
Cumpre destacar que para os patamares de carga média e leve não é possível
atingir a condição de máximo intercâmbio nos sentidos Norte→Sudeste e
Sul→Sudeste de forma coincidente, devido à restrição de inércia mínima admissível
para as usinas hidrelétricas da Região Sudeste.
Cenário Sul e Sudeste Exportadores
O limite de recebimento pelo Sudeste (RSE) correspondente ao ano 2007 foi
considerado o mesmo do ano 2006. Isso porque o fator que determinou o limite foi o
critério para oscilação de tensão devido à contingência da LT Bateias – Ibiúna, e a
expectativa é que ocorra o mesmo desempenho no ano 2007. Além disso, existe a
possibilidade dos limites para o ano 2007, principalmente no patamar de carga
pesada, serem inferiores ao informado por não haver geração suficiente na Região
Sul.
Tabela 4.3.1-7 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores”
considerando Contingências Duplas e Itaipu 60Hz com despacho “BAIXO”
Ano
Patama
r
RSE
FSE
FSUL
Pesada
8.400
6.550
2.900
Média
7.950
6.050
3.100
Leve
7.700
5.650
2.850
Pesada
10.200
7.250
4.650
Média
9.950
6.850
5.000
Leve
9.300
6.100
4.450
Pesada
10.600
7.350
5.050
Média
10.300
6.900
5.450
Leve
10.000
6.200
5.150
Carga
2004
2005
2006
ONS
Intercâmbio (MW)
PAR 2004-2006
Defeito
Conseqüência
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 & C2
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
Atuação do Limitador da
Corrente de Campo de
Itaipu 60 Hz
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
Oscilação de tensão no
tronco de 750 kV
305 / 530
4.3.2
Limites de Intercâmbio entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste
4.3.2.1 Cenários Energéticos
Os limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste foram
estabelecidos para os seguintes cenários energéticos:
Norte Exportador:
N
NE
SE
Sul
Nordeste Exportador:
N
NE
SE
Sul
Sudeste exportador:
N
NE
SE
Sul
ONS
PAR 2004-2006
306 / 530
4.3.2.2 Premissas Básicas
Na determinação dos limites de intercâmbio foram consideradas as premissas básicas
descritas no item 6.
4.3.2.3 Limites de Intercâmbios
Cenário Norte Exportador
Na Tabela 4.3.2-1 estão resumidos os limites obtidos para o período 2004 a 2006,
quando a interligação Norte/Sul contará com dois circuitos. São apresentados, para
cada patamar de carga, os valores calculados para duas condições: maximizando o
recebimento do Nordeste e maximizando o fluxo para o Sudeste.
Tabela 4.3.2-1 –Limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Norte Exportador
Patamar
Ano
Carga
N→SE SE→NE
Fator Limitante
Conseqüência
LT S.Mesa / R. Éguas
LT BEA / S.J.do Piauí
Abertura da N / NE - ERAC
N→NE
1.700
650
1.600
2.500
150
700
1.700
600
1.500
2.500
200
700
LT Tucuruí / V. Conde
Perda de sincronismo
N / NE / SE
2.000
550
1.500
LT BEA / S.J. do Piauí
Abertura da N/NE - ERAC
2.450
350
1.150
LT Tucuruí / V. Conde
Perda de sincronismo
N / NE / SE
2.450
400
1.900
LT Tucuruí / V. Conde
Perda de sincronismo
N / NE / SE
2.450
400
1.900
LT Tucuruí / V. Conde
Perda de sincronismo
N / NE / SE
2.500
450
1.950
LT BEA / S.J. do Piauí
Abertura da N / NE – ERAC
2.500
450
1.950
LT BEA / S. J. do Piauí
Oscilação de tensão
2.350
450
1.900
LT BEA / S.J.do Piauí
Oscilação de tensão
2.500
400
1.800
LT BEA / S.J.do Piauí
Oscilação de tensão
Pesada
2.500
400
2.000
Média
2.500
450
2.000
LT BEA / S.J. do Piauí
Abertura da N / NE – ERAC
Leve
2.500
400
1.900
LT BEA / S.J. do Piauí
Oscilação de tensão
Pesada
2004
Intercâmbio (MW)
Média
LT Tucuruí / V. Conde
LT S.Mesa / R. Éguas
LT BEA / S.J. do Piauí
Leve
Pesada
2005
Perda de sincronismo
N / NE / SE
Abertura da N / NE - ERAC
Média
Leve
2006
LT Tucuruí / V. Conde
Oscilação de tensão
(*) para contingência da LT 500kV Tucuruí/Vila do Conde foi considerado desligamento de até três unidades da UHE
Tucuruí.
ONS
PAR 2004-2006
307 / 530
Cenário Sudeste Exportador
Na Tabela 4.3.2-2 são resumidos os limites obtidos para o cenário Sudeste
Exportador.
Tabela 4.3.2-2 –Limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Sudeste
Exportador
Patamar
Ano
2004
2005
2006
Intercâmbio (MW)
Carga
SE→N
SE→NE
N→NE
Pesada
2.200
750
850
Média
2.200
800
900
Leve
2.100
700
650
Pesada
2.200
950
1.450
Média
2.200
950
1.250
Leve
2.200
800
900
Pesada
2.150
850
1.200
Média
2.050
850
1.200
Leve
2.000
850
1.000
Fator Limitante
Conseqüência
LT S. Mesa / Gurupi
Perda de sincronismo
LT S. Mesa / Rio das Éguas
Oscilação de tensão
em P.Dutra
LT S. Mesa / Rio das Éguas
Oscilação de tensão
em P.Dutra
LT S. Mesa / Rio das Éguas
Oscilação tensão em
P.Dutra
Cenário Nordeste Exportador
A tabela 4.3.2-3 resume os limites obtidos para o período 2004 a 2006, para o cenário
Nordeste Exportador. Ressalta-se que na determinação desses limites, não foram
admitidos corte de carga por atuação do ERAC, nem devido à atuação da proteção de
subtensão.
Tabela 4.4.3.2-3 –Limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste para o cenário Nordeste
Exportador
Ano
2004
ONS
Intercâmbio (MW)
Patamar
Carga
N→SE
Pesada
2.500
350
Média
2.500
Leve
2.500
PAR 2004-2006
Fator Limitante
Conseqüência
650
LT BEA / S. João do Piauí
Oscilação de tensão em
B.J.Lapa
350
800
LT Sobradinho/ S.J. do
Piauí
Oscilação de tensão em
B. J.Lapa
350
800
LT BEA / S. João do Piauí
Oscilação de tensão em
B.J.Lapa
NE→SE NE→N
308 / 530
Ano
2005
2006
Intercâmbio (MW)
Patamar
Carga
N→SE
Pesada
2.350
400
Média
2.200
Leve
Fator Limitante
Conseqüência
700
LT BEA / S. João do Piauí
Oscilação de tensão em
B. J.Lapa
300
700
LT Sobradinho/ S.J. do
Piauí
Oscilação de tensão em
B. J.Lapa
2.200
400
750
LT BEA / S. João do Piauí
Oscilação de tensão em
B. J.Lapa
Pesada
2.300
350
500
LT Sobradinho/S.J. do
Piauí
Oscilação de tensão em
B.J.Lapa
Média
2.200
300
600
LT Sobradinho/S.J. do
Piauí
Oscilação de tensão em
B.J.Lapa
Leve
2.400
400
700
LT BEA/São João do
Piauí
Oscilação de tensão em
B.J.Lapa
NE→SE NE→N
4.3.2.4 Avaliação Preliminar de Restrições ao Despacho da UHE Tucuruí
Com o objetivo de identificar situações onde possa haver restrição ao despacho
pleno das UHEs Tucuruí e Tucuruí II, em função de limitação da capacidade de
transmissão nas interligações, foi feita uma análise de balanço de carga x geração.
A avaliação, basicamente elétrica, buscou quantificar a geração na Região Norte
que, atendidos os mercado desse subsistema, leva ao esgotamento da respectiva
capacidade de exportação através de interligações inter-regionais. Ou seja,
procurou-se avaliar o montante de excedente, em termos de percentual da geração
local, que poderia ser despachado atendendo o mercado local e exportando o
excedente, sem que fossem atingidos os limites de transmissão. Nesta análise
simplificada, os valores de geração no Norte que poderiam ser exportados, foram
obtidos como se segue:
Geração Tucuruí = Mercado Norte + Capacidade Norte-Nordeste + Capacidade
Norte-Sul
Excedente
de Tucuruí
Capacidade Norte-Nordeste
N
NE
850 MW
UHE
Lajeado
450 MW
~
~
Capacidade Norte-Sul
UHE Peixe
Angical
SE
ONS
PAR 2004-2006
309 / 530
A capacidade Norte-Sul é determinada pelo fluxo que chega em Serra da Mesa que
é resultante da composição da potência oriunda da Região Norte com a geração na
UHE Lajeado. O que pode ser exportado de Tucuruí através da interligação
Norte/Sul depende, portanto, do despacho da UHE Lajeado. No sentido de fixar um
dos parâmetros, considerou-se a UHE Lajeado gerando 850 MW em todos os anos
analisados e a UHE Peixe Angical com 450 MW a partir de 2006.O limite dinâmico
de intercâmbio determinado para a interligação Norte-Sul foi de 2.200 MW no
sentido Sul -> Norte e 2.500 MW no sentido inverso, ambos medidos em Miracema.
No caso do limite no sentido Norte->Sul, de 2.500 MW, irá requerer um esquema de
corte de geração de Tucuruí de até 3 máquinas
Nesta análise, ao mercado do Norte foi acrescentado 5% para representar as
perdas. Os valores de geração obtidos foram comparados com a capacidade
instalada nas UHEs Tucuruí e Tucuruí II. Ressalta-se que para fins desta análise,
não foram considerados fatores limitantes ao despacho das usinas e interligações
internacionais, seja por questões hidrológicas, seja por questão de indisponibilidade
de unidades geradoras. A figura 4.3.2-1 resume os resultados obtidos.
Figura 4.3.2-1 – Avaliação preliminar de restrições ao despacho da UHE Tucuruí
Despacho em Tucuruí para atingir limite de exportação do Norte
(Considerando UHE Lajeado com 850 MW e UHE Peixe com 450 MW)
Cap. Instalada: UHE Tucurí I (12 x 350 MW) e UHE Tucuruí II (11 x 375 MW)
100,0%
90,0%
80,0%
70,0%
60,0%
% da
capacidade 50,0%
instalada
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
2004
2005
Pesada
2006
Média
2007
Leve
Observa-se que no cálculo da capacidade instalada a UHE Tucuruí foi considerada
com 12 x 350 MW e a UHE Tucuruí II com 11 x 375 MW (sendo a 2ª, 3ª e 4ª
unidades em 2003, 5ª, 6ª e 7ª em 2004, 8ª, 9ª e 10ª em 2005 e a 11ª unidade em
2006).
Os seguintes aspectos podem ser destacados da análise da figura:
ONS
PAR 2004-2006
310 / 530
(a) os valores de despacho na UHE Tucuruí, que levam ao aproveitamento integral
da capacidade de transmissão para as Regiões Nordeste e Sudeste, situam-se
em torno de 90% da capacidade instalada na usina, ao longo de todo o
horizonte analisado, sendo os montantes de geração mais baixos observados no
patamar de carga leve;
(b) a conclusão da interligação Norte/Sul II, em 2004, permite escoar praticamente
toda a capacidade instalada da UHE Tucuruí, inclusive contando com as
primeiras unidades da UHE Tucuruí 2, sendo necessário despacho superior a
86% para provocar o esgotamento da capacidade de exportação do Norte;
(c) a continuação da motorização da UHE Tucuruí 2 leva ao aproveitamento maior
da capacidade de transmissão nas interligações, podendo haver restrição
significativa ao despacho daquela usina a partir de 2006, que deve ser
acentuada já em 2007 com a entrada em operação das usinas hidrelétricas
previstas para o Tocantins; e
(d) ressalta-se que esses valores foram obtidos considerando geração de 850 MW
na UHE Lajeado e 450 MW na UHE Peixe Angical, esta em 2006. Despachos
menores nessas usinas proporcionam maior capacidade de escoamento da
energia gerada na UHE Tucuruí.
Da análise das condições de escoamento da UHE Tucuruí, recomenda-se que
sejam agilizados os estudos de planejamento da expansão de longo prazo,
conduzidos pelo CCPE, visando estabelecer a evolução estrutural das interligações
Norte/Sul, Norte/Nordeste e Sudeste/Nordeste, além dos reforços associados nos
subsistemas receptores. A necessidade de caracterizar a expansão dessas
interligações fica também evidenciada quando se considera o Programa de
Licitação da Concessão de Usinas Hidrelétricas, sob responsabilidade da Aneel, o
qual contempla diversas usinas a serem instaladas nessa Região.
4.3.3
Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais
As figuras 4.3.3-1 e 4.3.3-2 apresentam a síntese da evolução da capacidade de
transmissão nas interligações inter-regionais, respectivamente, para perda dupla e
perda simples, considerando os principais eventos previstos no horizonte analisado.
Observa-se que por simplicidade de representação, não foram destacados diversos
empreendimentos necessários para garantir os intercâmbios indicados na figura. Os
valores indicados representam a média dos limites de transmissão para os
patamares de carga pesada, média e leve, ponderada pela duração de cada
patamar.
ONS
PAR 2004-2006
311 / 530
Figura 4.3.3-1 – Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais, considerando o
despacho “Baixo” da UHE Itaipu (contingências simples)
EXPORTAÇÃO DO NORTE
3.400 MWmed Fev/2004
4.300 Mwmed- 2005
Tucurui/Açailândia C2 +
CE S.Luis
N
NE
FLUXO Sul ->Norte
2.200 MWm ed - Fev 2004
Miracema/Imperatriz 500kV
2.500 Mwm ed - Fev 2004
Miracema/Imperatriz 500kV
PAR 2004-2006
FNS
SE
Itaip
3.700 MWmed - 2004
5.000 Mwmed - 2005
Londrina - Araraquara 500kV
+ Trafo T. Preto 750/500 kV
5.300 MW med – 2006
Ivaiporã/Londrina 500kV
RECEBIMENTO DO SUL
ONS
RECEBIMENTO DO NORDESTE
Laje ado
FLUXO Norte->Sul
Valores considerando
contingência simples
FSN
2.100 Mwmed- Fev /2004
2.250 Mwmed-2005
Teresina/Fortaleza 500kV +
C.Serie BEA/SJI/USB
S
RECEBIMENTO DO SUDESTE
9.200 MWmed- Fev/2004
Miracem a/Imperatriz 500kV
10.100 MWm ed - 2005
Londrina- Araraquara 500kV
11.000 MWm ed – Jun / 2006
Ivaiporã/Londrina 525kV +
C.Oeste/Ivaiporã 525kV +
2005
S.Santiago/Ivaiporã 525kV
4.200 Mwmed - 2004
5.100 MWmed- 2005
Londrina- Arar aquara 500kV
6.000 MW med – 2006
Ivaiporã/Londrina 500kV
EXPORTAÇÃO DO SUL
312 / 530
Figura 4.3.3-2 – Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais, considerando o
despacho “Baixo” da UHE Itaipu (contingência dupla com ECE)
EXPORTAÇÃO DO NORTE
3. 400 MWmed Fev/2004
4.300 Mwm ed - 2005
Tucurui/Açailândia C2 +
CE S. Luis
N
NE
FLUXO Sul ->Norte FSN
2. 200 MWm ed - Fev 2004
Miracema/Imperatriz 500kV
2.500 MWmed - Fev 2004
Mi racema/ Imperatriz 500kV
FNS
SE
Itaip
3.700 MWmed - 2004
5.000 Mwmed- 2005
Londr ina - Araraquara 500kV
5.300 MW med – 2006
Ivaiporã/Londrina 500kV
RECEBIMENTO DO SUL
4.4
RECEBIMENTO DO NORDESTE
Laje ado
FLUXO Norte->Sul
Valores considerando
con tin gênc ia du pla com ECE
2.100 Mwmed - Fev/2004
2.250 MWmed- 2005
Teresina/Fortaleza 500kV +
C.Serie BEA/SJI/USB
S
RECEBIMENTO DO SUDESTE
7. 900 MWmed- Fev/2004
Miracem a/Imperatriz 500kV
9. 800 MWmed- 2005
Londrina- Araraquara 500kV
10.100 MW med – Jun / 2006
Ivaiporã/Londri na 525kV +
C.Oeste/I vaiporã 525kV +
2005
S.Santiago/Ivai porã 525kV
3.000 Mwmed - 2004
4. 800 MWmed - 2005
Londrina- Araraquara 500kV
5.200 MW med – 2006
I vaiporã/Londrina 500kV
EXPORTAÇÃO DO SUL
Desempenho das Interligações Inter-Regionais
Para cada interligação Inter-regional, a análise do desempenho é apresentada em
três partes: primeiramente são identificados os fatores que acarretam restrições
para os intercâmbios, a seguir é apresentada uma síntese do comportamento da
interligação para cada cenário analisado e, por fim, são descritas análises
adicionais realizadas nas avaliações efetuadas sobre as interligações.
4.4.1
Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste
4.4.1.1 Fatores que Influenciam os Intercâmbios
Despacho de Itaipu 60 Hz no RSE (Recebimento do Sudeste)
O despacho da usina de Itaipu 60 Hz, apresentado no item.6, somente tem
influência no valor do Recebimento pelo Sudeste (RSE) no ano 2004, onde a LT
500 kV Londrina – Assis - Araraquara ainda não está em operação, e para o critério
de perda simples. Nestes casos o despacho reduzido de Itaipu garante valores de
RSE mais elevados.
A partir do ano 2004, com a entrada da a LT 500 kV Londrina – Assis - Araraquara,
a influência do despacho da usina de Itaipu no RSE mostra-se inexpressiva.
ONS
PAR 2004-2006
313 / 530
Despacho de Itaipu 60 Hz no FSUL (Exportação pelo Sul)
A exportação pelo Sul compete com a geração de Itaipu através do tronco de
750 kV. Sendo assim, o montante de energia transferida do Sul para o Sudeste é
maior para os casos com despacho de Itaipu reduzido. Como conseqüência, estes
casos possuem fluxo na LT 500 kV Bateias - Ibiúna mais elevado.
Restrições no Subsistema Sul
Nos Cenários em que o subsistema Sul exporta energia para o subsistema Sudeste,
“Sul e SE Exportadores” e “SE Importador”, os limites de intercâmbio estão
condicionados ao plano de obras considerado neste trabalho. Tanto para os casos
base de fluxo de potência de perda simples como para os de perda dupla, verificouse ainda que:
(b) é necessário manter os esquemas de corte de geração das usinas do Iguaçu;
(c) em 2006 ocorre sobrecarga de 20% no transformador de Campos Novos
525/230kV quando do despacho pleno das UHEs Barra Grande e Campos
Novos;
(d) para a prática dos intercâmbios apresentados, nos casos de fluxo de potência
de perda simples, faz-se necessário ECG de 2 ou 3 máquinas de Itá para a falta
Salto Santiago - Itá 525 kV, para que os critérios de oscilação de tensão sejam
atendidos. Uma outra opção, proposta pelo estudo pré-operacional da LT
Bateias - Ibiúna, a ser estudada, é o ajuste dos PSS de Itá e Machadinho.
Restrições no Subsistema Sudeste
(e) Sistema receptor da área São Paulo
A partir do ano 2004 verificaram-se algumas restrições no sistema receptor de
São Paulo, no patamar de carga pesada, agravando-se para a condição de
Itaipu 60Hz “Alto”, para os casos de fluxo de potência de perda simples e para
os anos futuros. Um sinalizador importante de problemas no sistema receptor
da interligação Sul/SE, em Tijuco Preto, é o FSE (somatório dos fluxos dos três
circuitos entre Itaberá e Tijuco Preto). As seguintes restrições foram verificadas
nos casos de fluxo de potência correspondentes aos limites de intercâmbios:
- em todos os anos ocorreu sobrecarga em torno de 40% no circuito
remanescente quando da perda da LT 345kV Tijuco Preto - Itapeti;
- o sistema receptor Sudeste, na região de Tijuco Preto, pode
apresentar sobrecarga para valores de FSE a partir de 7.400MW, em
certas condições de despacho das usinas da Região Sudeste;
- No ano 2004, na perda de um dos transformadores 750/345 kV de
Tijuco Preto ocorre sobrecarga de cerca de 20% nas transformações
remanescentes. A partir do ano 2005, quando está previsto a quarta
unidade, este problema é solucionado;
ONS
PAR 2004-2006
314 / 530
- nos anos 2005 e 2006, no patamar de carga pesada, na perda de
um dos transformadores 500/345 kV de Campinas a transformação
remanescente fica no limite de carregamento;
- a perda do trecho da interligação Sul/SE entre as SEs de Assis e
Araraquara pode acarretar sobrecarga na LT Assis - Bauru 440 kV.
No ano 2006, patamar de carga pesada, caso de perda simples, a
sobrecarga foi de 5%;
(f) Sistema da área de Brasília
No ano 2004, quando a expansão da interligação Norte/Sul é concluída e
utilizada plenamente, i.é., intercâmbios entre os Subsistemas Norte/Nordeste e
o Sudeste (entre Miracema e Gurupi) da ordem de 2.500 MW, verificou-se que
na carga pesada o FSM máximo é da ordem de 3.600 MW. Deste modo o
critério de oscilações de tensão, para defeitos na região são respeitados. O
defeito que balizou o FSM máximo foi o curto em Samambaia com abertura da
LT 500 kV Samambaia - Emborcação e a barra crítica foi Samambaia 345 kV.
Na situação de carga leve estes defeitos agravam estas oscilações.
Ainda no ano 2004 e carga pesada observaram-se sobrecargas nas LT’s 500kV
Itumbiara - Emborcação e 345kV Itumbiara - Porto Colômbia, respectivamente
de 15% e 10%, para o referida defeito.
A partir de 2005 estas sobrecargas são eliminadas em virtude da entrada em
operação da LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo, prevista para Dezembro de
2004, ainda que as referidas LT’s apresentem carregamentos elevados.
Para o cenário em que o Sudeste exporta energia, da ordem de 2.900 MW, para
as regiões Norte e Nordeste, no ano de 2004, a emergência da LT 500 kV
Samambaia - Itumbiara (1x1.665 MVA) acarreta sobrecarga de 10% na LT
500 kV Samambaia - Emborcação quando se tem as UHE’s Serra da Mesa e
Cana Brava operando com apenas uma máquina. Do mesmo modo a perda da
LT 500 kV Samambaia - Emborcação (1x 1665 MVA) causa os mesmos 10% de
sobrecarga na LT 500 kV Samambaia - Itumbiara nas condições acima
mencionadas. Para um despacho de S. Mesa de 600 MW estas sobrecargas
são eliminadas.
Nos anos de 2005 e 2006, apesar do aumento de 300 MW de exportação para o
Norte/Nordeste, não foram constatadas sobrecargas uma vez que a LT
Itumbiara - Marimbondo já se encontra operando.
4.4.1.2 Desligamento de Máquinas da UHE Itaipu 60 Hz X Limite de Intercâmbio
Sul⇒Sudeste (RSE) X FSM
Em todo o horizonte do estudo, para todos os cenários e patamares de carga,
verificou-se que o desligamento de mais de uma máquina de Itaipu 60Hz, em
decorrência de defeitos no tronco de 750 kV, não apresenta ganhos consideráveis
no RSE.
ONS
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Para o cenário “Sudeste Importador” o valor do FSM ainda limita o numero de
máquinas de Itaipu a serem desligadas, isto é, para os casos com FSM próximo do
máximo (Fluxo na interligação Norte/Sul de 2500 MW e despacho alto nas UHEs de
Serra da Mesa e Cana Brava) o “TRIP” de duas máquinas de Itaipu acarreta
colapso de tensão em Samambaia. Porém, como já foi mencionado acima, não se
observam ganhos significativos no RSE para “TRIP” de mais de uma máquina de
Itaipu.
4.4.1.3 Perda Dupla da LT 500 kV Bateias – Ibiúna
Nos cenários em que o Sudeste recebe energia do Sul, na ocorrência desta
contingência dupla, considerou-se um esquema de corte de geração que desliga
uma unidade da usina de Itaipu, reduzindo o impacto da falta. Constata-se que para
o ano de 2004, o impacto da contingência dupla é maior que nos anos posteriores.
Isto porque, a partir de 2005, a interligação Sul/Sudeste é reforçada pela LT 500 kV
Londrina - Araraquara.
Para os casos em que o Sul importa energia do Sudeste, nenhum esquema foi
considerado e a perda dupla da LT 500 kV Bateias -Ibiúna não resulta em
problemas mais graves no que tange à estabilidade eletromecânica e de tensão.
Para a configuração de 2004, o caso se mostra oscilatório (0,66 Hz no Sul) e a falta
pode provocar sobrecarga na transformação 750/525 kV de Ivaiporã. Para os anos
seguintes, essa falta não impõe limitações para este cenário.
4.4.1.4 Sumário dos Fatores Restritivos aos Intercâmbios entre Subsistemas
A seguir são relacionados os fatores restritivos descritos anteriormente, referente à
interligação Sul/Sudeste:
ONS
-
ERAC da Região Sul, para o cenário Sul Importador;
-
inércia mínima na Região Sudeste, nos patamares de carga leve e média, para
o cenário SE Importador;
-
falta de suporte de tensão (Compensação reativa adicional) na Região Sul, no
leste de Santa Catarina e Paraná, nos patamares de carga pesada e média, no
cenário Sul exportador; l.
-
geração disponível na Região Sul no cenário Sul exportador. Ocorreu somente
no ano 2005 nos patamares de carga pesada e média;
-
transformação de 750/345 kV de Tijuco Preto, em regime permanente, nos
Cenários “Sudeste Importador” e “Sul e Sudeste Exportadores” no ano 2004;
-
LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti, nos Cenários “Sudeste Importador” e “Sul e
Sudeste Exportadores”;
-
perda dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna com ou sem a presença do ECE;
-
tendência de colapso de tensão na região de Samambaia, para o cenário
“Sudeste Importador”;
PAR 2004-2006
316 / 530
4.4.1.5
-
ocorrência de oscilação de tensão acima de 2%, valor máximo de critério;
-
FSE máximo admissível: Valor determinado para garantir que não ocorra
sobrecarga nas transformações de Tijuco Preto e no tronco de 750 kV durante
contingências dos mesmos. Ocorreu somente no ano 2006;
-
Sobrecarga na LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã;
-
Sobrecarga na LT 525 kV Machadinho – Campos Novos;
-
Sobrecarga no AT 525/230 kV da SE Cascavel Oeste;
-
Sobrecarga no AT 525/230 kV na SE Londrina;
-
Sobrecarga no AT 525/230 kV na SE Bateias;
-
Sobrecarga no AT 525/230 kV na SE Curitiba;;
-
Sobrecarga na LT 230 kV Salto Osório – Pato Branco; e
-
Sobrecarga na LT 230 kV cascavel – Guairá.
Síntese do Desempenho para cada Cenário Analisado
A seguir apresenta-se uma síntese do desempenho dinâmico dos cenários
analisados, para as condições de intercâmbios máximos. Quando não for
mencionado o contrario, os casos analisados consideram despacho de Itaipu 60 HZ
“Baixo”.
Cenário Sul e Sudeste Exportadores
Neste cenário ocorre transferência de energia dos subsistemas Sul para o Sudeste,
através da Interligação Sul/Sudeste (RSE de 8.000 MW a 11.000MW), e do
subsistema Sudeste para o Norte/Nordeste (3.000MW), via as interligações
Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. Devido à elevada importação do Sudeste, as usinas
desta Região encontram-se com despacho baixo, principalmente na carga leve.
Com relação à análise de regime permanente, este cenário caracteriza-se por
elevados carregamentos na rede de transmissão do subsistema Sul, no tronco de
750 kV, na transformação de Água Vermelha 440/500 kV e na interligação
Norte/Sul. Já nas regiões de São Paulo e Minas houve dificuldade no controle de
tensão, principalmente nos casos de carga leve, onde foi necessário desligar linhas
do 440 kV e do 500 kV.
Sob o ponto de vista da estabilidade eletromecânica, este cenário caracteriza-se
por poucas máquinas sincronizadas nos subsistemas Sudeste, Norte e Nordeste.
Observa-se, principalmente no patamar de carga leve, comportamento oscilatório
entre os subsistemas Sudeste e Norte/Nordeste (freqüência em torno de 0,35 Hz no
ano 2004 e 0,45 Hz no ano 2006) e entre os subsistemas Sul e Sudeste em torno
de 0.6Hz, conforme mostra a figura abaixo.
Estas oscilações entre os subsistemas Sudeste e Norte/Nordeste estão presentes
em todo o horizonte do estudo e podem melhorar com o ajuste TCSC para esta
ONS
PAR 2004-2006
317 / 530
configuração. Para tal devem ser realizados estudos para determinar o novo ajuste
dos TCSC que devem englobar vários cenários de intercâmbios, patamares de
carga e fluxo na interligação.
Figura 4.4.1-1- Fluxos na Interligação Norte/Sul e no Tronco 750 kV
FLXA 65 IVAIPORA-765 69 IV-ITA-1-765 1
$19+$23
ANO
2004 –CARGA LEVE-RSE=9000MW-EXP.SUL=3000MW
2366
FLXA MIRACEMA/GURUPI C1+C2
2011
FLXA IVAIPORÃ/T.PRETO C1
1656
L4SXAS1.PLT
1301
0,
4,
8,
12,
16,
20,
X Title
(a)
Ano 2004
Com a entrada da LT 500 kV Bateias/Ibiúna, e o conseqüente aumento da
exportação de potência do subsistema Sul, este cenário apresenta elevado
carregamento das LT 525 kV que transmitem energia do oeste para o leste do
Paraná e Santa Catarina. Daí a necessidade de compensação reativa na área
leste de Santa Catarina, Curitiba e Bateias, principalmente nos casos de carga
pesada e média. Parcialmente este problema foi resolvido com a previsão de
250 Mvar de compensação shunt em Blumenau e 50 Mvar em Palhoça.
As contingências de LTs de 525 kV que interligam as usinas do rio Iguaçu, embora
estejam bastante carregadas, não acarretam problemas de estabilidade e/ou
sobrecarga nas linhas remanescentes, caso se continue adotando os Esquemas de
Corte de Geração (ECG) associados à saída destas linhas. Além dos esquemas
existentes acima mencionados, considerou-se mais um esquema adicional de corte
de geração que consta do desligamento de duas máquinas da UHE de Salto
Caxias, na ocorrência da abertura da LT 500 kV Salto Santiago/Salto Caxias, para
evitar perda de sincronismo da UHE de Salto Caxias no ano 2004.
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A contingência da LT 525 kV Machadinho - Campos Novos, acarreta sobrecarga na
LT 525 kV Segredo - Areia e vice-versa. Porém, está previsto um ECG que desliga
duas máquinas de Machadinho de forma a contornar a situação.
Neste ano 2004, para os casos de perda simples, os defeitos que balizaram os
limites de intercâmbio foram o curto em Foz 750 kV seguido da abertura da LT
750 kV Foz - Ivaiporã e desligamento de 1 máquina de Itaipu 60 Hz, nos patamares
de carga pesada e Leve, e o curto em Areia com de abertura da LT 525 kV Areia Bateias, no patamar de carga média. Para os casos de perda dupla o defeito que
balizou os limites de intercâmbio foi o curto em Bateias 500 kV seguido da abertura
da LT 500 kV Bateias - Ibiúna C1 e C2.
A exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 4.000 MW para os casos de perda
simples, e em torno de 3.000 MW, para os casos de perda dupla. Para todos os
casos o fator que limitou o intercâmbio foram as oscilações de tensão pouco
amortecidas, principalmente em Tijuco Preto 750 kV.
Para os casos com Itaipu “Alto”, patamar de carga pesada, perda simples, a
exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 3.000 MW, embora tenha ocorrido uma
redução de somente 300 MW no recebimento do Sudeste (RSE= Itaipu 60Hz +
RSUL). Já para os casos de perda dupla, a exportação do Sul (FSUL) ficou em
torno de 2.200 MW, redução de 700 MW, porém não houve alteração no RSE.
(b)
Ano 2005
A partir do ano 2005 foi considerado reforço no subsistema Sul, mais precisamente,
a linha de transmissão 525 kV Salto Santiago - Ivaiporã C2 e a LT 525 kV
Machadinho - Campos Novos C2, e na interligação Sul/Sudeste por meio da LT
525 kV Londrina - Araraquara e do terceiro banco transformador de Ivaiporã
750/525 kV. Esses reforços, além de proporcionarem aumento na exportação do
subsistema Sul, diminuem o impacto da perda dupla com relação a perda simples.
Nesse ano 2005, para os casos de perda simples, o defeito que balizou os limites
de intercâmbio foi o curto em Ivaiporã seguido de abertura da LT 525 kV Londrina Ivaiporã. Para os casos de perda dupla, o defeito que balizou os limites de
intercâmbio foi o curto em Bateias 525 kV seguido da abertura da LT 500 kV
Bateias - Ibiúna C1 e C2.
Nos casos com Itaipu “Baixo”, a exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de
5.000 MW para os casos de perda simples e de perda dupla. Para os casos de
perda dupla, o fator que limitou o intercâmbio foram as oscilações de tensão pouco
amortecidas, principalmente em Tijuco Preto 750 kV, e nos casos de perda simples
foi a falta de geração no subsistema Sul, apesar de ocorrerem também oscilações
de tensão pouco amortecidas.
Para os casos com Itaipu “Alto”, patamar de carga pesada, perda simples e perda
dupla, a exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 4.000 MW e o recebimento do
ONS
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Sudeste (RSE= Itaipu 60Hz + FSUL) em torno de 10.200, mesmo valor para o caso
com Itaipu “Baixo”.
(c)
Ano 2006
A partir do ano 2006 foi considerado reforço na interligação Sul/Sudeste, através da
LT 525 kV Londrina - Ivaiporã C2. Este reforço conjuntamente com a LT 525 kV
Salto Santiago – Ivaiporã - Cascavel do Oeste, prevista para o ano 2005,
proporciona um aumento de 1.000MW do RSE e em torno de 900MW na
exportação do subsistema Sul. Ressalta-se, entretanto, que este aumento da
exportação acarreta um maior carregamento da rede de transmissão do Subsistema
Sul.
Neste ano 2006, para os casos de perda simples, o defeito que balizou os limites de
intercâmbio foi o curto em Londrina com a abertura da LT 500 kV Londrina - Assis
nos patamares de carga média e leve, e o FSE máximo no patamar de carga
pesada. Outros defeitos relevantes foram o curto em Itá 525 kV seguido da abertura
da LT 525 kV Ita - Salto Santiago, com desligamento de 2 máquinas de Itá no
patamar de carga média, e curto em Blumenau com abertura da LT 525 kV Campos
Novos - Blumenau. Para os casos de perda dupla o defeito que balizou os limites de
intercâmbio foi o curto em Bateias 525 kV seguido da abertura da LT 500 kV
Bateias -Ibiúna C1 e C2.
A exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 5.500 MW para os casos de perda
simples e de 5.000 MW para perda dupla. Para os casos de perda dupla e simples,
o fator que limitou o intercâmbio foram as oscilações de tensão pouco amortecidas,
principalmente em Tijuco Preto 750 kV, também ocorreu falta de geração no
subsistema Sul nos casos de carga pesada e média.
Para os casos com Itaipu “Alto”, patamar de carga pesada, perda simples, a
exportação do Sul (FSUL) fica em torno de 5.000 MW. Entretanto, o recebimento do
Sudeste (RSE= Itaipu 60Hz + FSUL) em torno de 10.900, praticamente o mesmo
valor para o caso com Itaipu “Baixo”.
Cenário Sudeste Importador
No cenário Sudeste Importador, os subsistemas Sul e Norte exportam energia para
o Sudeste. Este cenário é caracterizado pelo despacho reduzido das máquinas do
Sudeste, levando este subsistema a operar com baixa inércia.
Nos patamares de carga leve e média, o limite de inércia mínima é rapidamente
atingido, impossibilitando uma definição dos limites de interligação. Para o patamar
de carga pesada, os limites de intercâmbio são muito próximos aos limites do
cenário Sul e Sudeste Exportadores, apesar dos fatores limitantes serem distintos.
No cenário Sudeste Importador e contingências simples, o máximo recebimento
pelo Sudeste (RSE) é limitado, para o ano 2004, pela perda da LT 750 kV Foz Ivaiporã seguido do desligamento de 1 máquina de Itaipu 60 Hz. Nota-se, para esta
falta, tendência de colapso de tensão na região de Brasília.
ONS
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Sob o ponto de vista da estabilidade eletromecânica do sistema interligado, este
cenário caracteriza-se por poucas máquinas sincronizadas nos subsistemas
Sudeste. Verificam-se oscilações pouco amortecidas entre os subsistemas Sudeste
e Norte/Nordeste, em torno de 0,35 Hz no ano 2004 e 0,45 Hz no ano 2006, e entre
os subsistemas Sul e Sudeste em torno de 0.6Hz, conforme mostra a figura abaixo.
Figura 4.4.1-2 – Fluxo na Interligação Norte/Sul e no Tronco de 750 kV
69 IV-ITA-1-765 1
-($32+$36)
ANOFLXA
200465 –IVAIPORA-765
CARGA PESADA
- RSE=11000MW-EXP.SUL=5500MW
2863
FLUXO S.MESA/GURUPI C1&C2
2366
FLUXO IVAIPORÃ/ITABERÁ C1
1870
P4SEAS1.PLT
1373
0,
4,
8,
12,
16,
20,
X Title
Cenário Sul Importador
Neste cenário temos a transferência de energia do subsistema Sudeste para o Sul
através da interligação Sul/Sudeste e dos subsistemas Norte/Nordeste para o
Sudeste via as interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste.
Este cenário é caracterizado pelo despacho reduzido das máquinas do Sul, levando
este subsistema a operar com baixa inércia.
(a)
Ano 2004
A entrada da LT 500 kV Bateias - Ibiúna, que reforça a interligação Sul/Sudeste,
permite um aumento considerável no intercâmbio entre estes dois subsistemas.
A seguir são listados os fatores que limitam o recebimento do Sul (RSUL), para o
patamar de carga pesada, por ordem de severidade:
Sobrecarga no Transformador 440/230 kV de Assis
Para níveis de RSUL a partir de 2.900 MW, o transformador 440/230 kV de Assis
passa a operar em sobrecarga. Uma forma de contornar este problema consiste em
operar-se o sistema com este transformador desligado.
ONS
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Sobrecarga no Transformador 500/345 kV de Ibiúna
Para níveis de RSUL a partir de 3.600 MW, a emergência num dos transformadores
500/345 kV de Ibiúna, ocasiona sobrecarga no remanescente.
Sobrecarga no Transformador 750/525 kV de Ivaiporã
Para valores de RSUL a partir de 4.000 MW, a perda dupla da LT 500 kV Bateias Ibiúna causa sobrecarga na transformação 750/525 kV de Ivaiporã. Já a perda de
um destes transformadores, mesmo estando o RSUL em torno de 5.000 MW, não
acarreta a saída do remanescente por sobrecarga (50%), caso a lógica 6 esteja em
operação.
Limite Para Atuação do ERAC/S
Uma das possíveis limitações do RSUL se dá em função do esquema regional de
alívio de carga por sobrefreqüência da Região Sul (ERAC/S), que corta até 50% da
carga do Sul. Para valores de RSUL dessa ordem, foram simuladas emergências no
Sul e Sudeste, não sendo constatados problemas de instabilidade transitória, de
tensão ou oscilações não amortecidas. Em relação à sobrecarga nos equipamentos,
vale o que foi apresentado nos itens anteriores.
(b)
Anos 2005 e 2006
A entrada das LTs 525 kV Londrina – Assis - Araraquara, Salto Santiago - Ivaiporã
C2, Cascavel do Oeste - Ivaiporã, Machadinho - Campos Novos C2 e do segundo
transformador 440/230 kV de Assis, reforça consideravelmente a interligação
Sul/Sudeste. Para valores de RSUL da ordem de 50% da carga do Sul (limite do
ERAC/S), as sobrecargas nos equipamentos verificadas no ano de 2004 não mais
se apresentam. Além disso, problemas de instabilidade ou oscilações pouco
amortecidas não foram constatados.
4.4.2
Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste
4.4.2.1 Síntese do Desempenho e Evolução dos intercâmbios para cada Cenário
Analisado
Cenário Norte Exportador
Este cenário caracteriza-se pela exploração da geração da área Norte com
priorização para o Nordeste ou para o Sudeste.
Norte Exportador com prioridade para o Nordeste
(a)
Horizonte 2004
Neste horizonte será possível exportar da área Norte para o Nordeste, cerca de
1.500 MW, estando limitado por contingências internas ao Nordeste, no eixo
Presidente Dutra-Sobradinho, alem das externas, perda da interligação
Sudeste/Nordeste. Em ambos os casos, há riscos de isolamento da área Nordeste,
pela atuação das PPS, entre os sistemas acarretando perda de carga por atuação
do esquema de rejeição de carga por subfreqüência.
ONS
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(b)
Horizonte 2005
Com a incorporação do segundo circuito Teresina II – Sobral III – Fortaleza II
500 kV e da compensação série (70%) dos circuitos Boa Esperança - São João do
Piauí – Sobradinho, além do AT 500/230 kV de Sobral e do CE 150/-70 Mvar de São
Luis, será possível exportar até 2.100 MW do Norte para o Nordeste, representando
um acréscimo de cerca de 600 MW em relação ao horizonte de 2004. A principal
contingência balizadora deste cenário é a perda de circuito do trecho Boa
Esperança - Sobradinho, acarretando, neste caso, oscilações de baixo
amortecimento na região de Presidente Dutra. A contingência de perda de um
circuito Tucuruí - Vila do Conde, com intercâmbio elevado na interligação Norte/Sul
necessita da ativação de esquema de rejeição de geração em Tucuruí, tendo em
vista risco de instabilidade entre os sistemas.
(c)
Horizonte 2006
Neste horizonte não está previsto nenhum reforço de transmissão, razão pela qual
os limites permanecerem praticamente os mesmos de 2005, apesar do acréscimo
de carga neste horizonte. As contingências balizadoras são as mesmas de 2005,
com as conseqüências já comentadas.
Cenário Norte Exportador com prioridade para o Sudeste
Com a incorporação de um esquema de alívio de geração em Tucuruí para perda de
circuitos na interligação Norte/Sul, será possível exportar até 2.500 MW na
interligação Norte/Sul, medidos no circuito Miracema - Gurupi.
(a)
Horizonte 2004
Neste cenário, a perda de um circuito Tucuruí - Vila do Conde é a contingência
balizadora. Deste modo, limitando-se o desligamento a três geradores de Tucuruí,
será possível exportar do Norte para o Nordeste 700 MW nos períodos de carga
pesada e média e 1.100 MW em carga leve. Portanto, o Norte poderá exportar para
o Nordeste e Sudeste, simultaneamente, cerca de 3.200 MW nos períodos de carga
pesada e média e 3.600 MW em carga leve. Desta forma, será possível explorar em
torno de 90% da capacidade máxima totalizada das usinas de Tucuruí e Lajeado no
período de carga pesada.
(b)
Horizonte 2005
Neste cenário, com a incorporação das obras na Região Nordeste e a ampliação da
Usina de Tucuruí, com a linha de transmissão associada, será possível exportar do
Norte para o Nordeste até cerca de 1.900 MW, por limitação dinâmica. Neste caso,
além das contingências dos circuitos Tucuruí - Vila do Conde, que exigirão o
desligamento de geradores, a perda dos circuitos Boa Esperança - Sobradinho
serão balizadoras deste cenário.
Este reforço de transmissão e geração representará um acréscimo de cerca de
1.200 MW nos períodos de carga pesada e média e de 700 MW em carga leve na
ONS
PAR 2004-2006
323 / 530
capacidade de exportação do Norte. Deste modo, neste horizonte, será possível
utilizar cerca de 90% da geração das Usinas de Tucuruí e Lajeado, máxima
totalizada, previstas para este horizonte, no período de carga pesada.
(c)
Horizonte 2006
Neste horizonte, além dos 2.500 MW exportados na interligação Norte/Sul, será
possível exportar simultaneamente do Norte para o Nordeste cerca de 2.000 MW.
As contingências balizadoras são as mesmas do horizonte 2005, com as mesmas
medidas a serem adotadas.
Neste horizonte, será possível utilizar cerca de 90% da geração de Tucuruí e
Lajeado, máxima totalizada, no período de carga pesada.
Cenário Sudeste Exportador
Neste cenário, a máxima transferência de potência na interligação Norte/Sul está
limitada a 2.200 MW no trecho Miracema - Imperatriz por motivo de contingências
internas a este trecho, de modo a evitar possíveis atuações de proteções de
sobrecarga dos capacitores série que desencadeiem perda de sincronismo entre as
áreas.
(a)
Horizonte 2004
Neste horizonte será possível o Sudeste exportar cerca de 2.900 MW medidos nos
fluxos Miracema - Colinas e Sudeste/Nordeste, totalizados. As contingências
balizadoras deste cenário são a perda dos circuitos ligados a Serra da Mesa.
Destaca-se que a contingência no circuito Serra da Mesa - Rio das Éguas acarreta
oscilações de tensões na interligação Norte/Nordeste de baixo amortecimento
nestes intercâmbios. Com os intercâmbios estabelecidos verificou-se sensibilização
da PPS da interligação Sudeste/Nordeste, sendo este fato limitador para os
intercâmbios balizadores.
(b)
Horizonte 2005
Neste horizonte, verifica-se uma elevação da capacidade de exportação do Sudeste
de cerca de 350 MW médios em relação ao horizonte de 2004. Será elevada, ainda,
a capacidade de importação do Nordeste devido a incorporação das obras de
transmissão do Nordeste nos eixos Teresina-Fortaleza e Boa EsperançaSobradinho. Deste modo, a contingência balizadora neste cenário é a perda da
interligação Sudeste/Nordeste que acarreta oscilações de baixo amortecimento na
interligação Norte/Nordeste.
(c)
Horizonte 2006
Neste horizonte, a capacidade de exportação do Sudeste estará no patamar de
2004, i.e. 2.900 MW, atribuindo-se essa redução, em relação a 2005, à elevação de
carga do sistema. Com a máxima exportação do Sudeste será possível exportar
para o Nordeste cerca de 2.000 MW nos períodos de carga pesada e média. As
ONS
PAR 2004-2006
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contingências balizadoras deste cenário são as perdas da interligação Norte/Sul e
Sudeste/Nordeste.
Cenário Nordeste Exportador
Neste cenário, foi explorada a máxima exportação do Nordeste considerando,
simultaneamente, a máxima exportação do Norte para o Sudeste.
Este cenário não apresentou evolução ao longo do período analisado, mesmo com
a incorporação das obras no Nordeste. Em todos os horizontes, a máxima
exportação do Nordeste não superou 1.160 MW medidos nas interligações
Norte/Nordeste e Nordeste/Sudeste somados. A principal limitação é oscilação de
baixo amortecimento na interligação Sudeste/Nordeste, quando de contingência no
eixo Boa Esperança - Sobradinho.
Cenário Norte Importador
Este cenário foi analisado nos horizontes 2005 e 2006 nos períodos de carga
pesada, como complementação de ponta de carga.
(a)
Horizontes 2005/2006
Nos horizontes analisados limitou-se a importação do Norte pelo número de
máquinas sincronizadas em Tucuruí, de tal modo que foi considerado um mínimo de
8 máquinas nesta usina. Desta forma, a importação máxima do Norte seria de cerca
de 1.900 MW. Com esta premissa não foram detectados problemas de origem
dinâmica.
4.4.2.2 ANÁLISE DAS CONTINGÊNCIAS BALIZADORAS DOS INTERCÂMBIOS
Cenário Norte Exportador:
Este cenário se caracteriza pela maximização da geração da usina de Tucuruí I e II,
o que acarreta fluxos elevados nos eixos Tucuruí – Marabá – Imperatriz, bem como
elevação do nível de curto circuito na SE Tucuruí.
Alternativamente, esse cenário se desdobra em duas situações:
-
maximizar o recebimento do Nordeste;
-
maximizar o fluxo no sentido Norte⇒Sudeste.
(a) Perda do circuito Boa Esperança –S. João do Piauí
Esta contingência, juntamente com Tucuruí – Vila do Conde, foi balizadora para a
maioria dos casos, podendo ocasionar abertura das interligações Norte/Nordeste e
Nordeste/Sudeste com conseqüentes cortes de carga pela ativação de ERAC, além
de oscilações de baixo amortecimento no Nordeste.
(b) Perda do circuito Tucuruí – Vila do Conde
A elevação do nível de curto-circuito da SE Tucuruí torna esta contingência crítica,
cujas conseqüências são a perda de sincronismo entre os subsistemas e a
presença de oscilações pouco amortecidas entre o Norte e o Nordeste. Utilizou-se
ONS
PAR 2004-2006
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então esquema de desligamento de até 3 máquinas de Tucuruí a fim de evitar os
referidos problemas.
(c) Perda do circuito Tucuruí-Marabá C2
A motorização da 5ª, 6ª e 7ª unidades geradoras de Tucuruí II ao longo de 2004
eleva consideravelmente o fluxo nesse trecho causando perda de estabilidade
quando da perda de um dos circuitos, sendo necessário esquema de desligamento
de uma (carga pesada e média) ou duas unidades (carga leve) de Tucuruí. A partir
de 2005, a entrada do 4º circuito Tucuruí - Marabá e do 2º circuito Marabá Açailândia permite a prática dos intercâmbios mencionados sem a utilização de
esquema de desligamento de máquinas de modo a evitar perda de sincronismo.
(d) Perda do Circuito do Eixo Serra da Mesa - Bom Jesus da Lapa II
Observou-se que em algumas situações neste cenário, esta contingência foi
balizadora devido à presença de oscilações de tensão pouco amortecidas entre o
Norte e o Nordeste, principalmente quando se prioriza o recebimento do Nordeste.
Cenário Sudeste Exportador:
Esse cenário caracteriza-se por fluxos elevados na interligação Norte/Sul (da ordem
de 2.200MW no Sentido Serra da Mesa - Imperatriz) e na interligação
Sudeste/Nordeste (em torno de 800 MW no sentido Serra da Mesa – Governador
Mangabeira).
(a) Perda da Interligação Sudeste/Nordeste (S. Mesa – Rio das Éguas)
Neste cenário o máximo intercâmbio na interligação Sudeste/Nordeste, de tal modo
que a perda desta interligação acarreta o escoamento instantâneo do fluxo para as
regiões Norte e Nordeste, tendo como conseqüência um aumento do intercâmbio
entre as áreas Norte e Nordeste, levando ao risco de perda de sincronismo entres
estas áreas além de oscilações de tensão entre o Norte e o Nordeste de baixo
amortecimento. Esta contingência é, balizadora para este cenário juntamente com a
perda de um dos trechos da Norte-Sul, especificamente S. Mesa - Gurupi.
(e) Perda do trecho Serra da Mesa / Gurupi
Esta contingência apresenta-se como a de maior severidade no ano de 2004, ano
este que antecede a entrada dos reforços no Norte e no Nordeste, havendo risco de
instabilidade do sistema para fluxos da ordem de 2.200 MW na interligação NorteSul.
Cenário Nordeste Exportador:
Esse cenário caracterizou-se pela seguinte distribuição de fluxo:
ONS
-
Eixo Sobradinho - Boa Esperança - Presidente Dutra com fluxo elevado;
-
Eixo Luiz Gonzaga – Milagres - Fortaleza com fluxo elevado;
-
Interligação Sudeste/Nordeste com fluxo no sentido Sapeaçu ⇒ Serra da Mesa;
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-
Eixo Presidente Dutra – Teresina II – Fortaleza II com fluxo reduzido.
(f) Perda no trecho Boa Esperança - Sobradinho
Para esta falta observou-se o aparecimento de oscilações não amortecidas entre
os sistemas, onde destacamos as oscilações de tensão em Bom Jesus da Lapa II,
fator limitante para a definição dos intercâmbios limites.
ONS
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327 / 530
5
Síntese da Análise da Confiabilidade da Rede Básica
Este item apresenta os principais resultados comentados e respectivas premissas
da avaliação probabilística preditiva dos níveis de confiabilidade, em regime
estacionário (adequação), da Rede Básica brasileira, no horizonte 2003 - 2005,
consoante o Plano de Ampliações e Reforços - PAR [5]. Uma descrição detalhada
da avaliação da confiabilidade do SIN pode ser encontrada no relatório
“Confiabilidade da Rede Básica no Período 2003-2005” [7].
Tais resultados constituem subsídio relevante para as ações de operação /
planejamento, dado que complementam a análise tradicionalmente efetuada, em
bases essencialmente determinísticas. As informações aqui disponibilizadas podem
facilitar a gradativa evolução do clássico, porém rígido, critério "n-1" de
planejamento, para o uso de critérios que reconheçam as incertezas e riscos
intrínsecos a todo sistema elétrico de potência. Nessa perspectiva, o uso rotineiro e
continuado da análise aqui apresentada possibilitará, futuramente, a caracterização
dos paradigmas de riscos admissíveis na gestão da operação e planejamento do
sistema [7].
É fundamental ressaltar que todos os resultados apresentados são estritamente
condicionados ao conjunto de premissas registradas na subseção 6.5.6 deste
documento e descritas em detalhe no relatório [7]. Em particular, alerta-se o leitor
que foi permitido o uso de medidas corretivas (e.g. redespacho de potência ativa)
para a eliminação de violações operativas, em consonância com a práxis
internacional em estudos de confiabilidade enfocando adequação. Também deve
ser lembrado que todos os índices de confiabilidade são muito sensíveis aos
intercâmbios do sistema. No estudo em pauta, um único ponto de operação foi
analisado. Nos estudos do PAR, considerando outros cenários de geração e fluxos
na interligação Norte – Sul, foram observadas maiores solicitações em alguns
pontos do sistema, não investigadas na presente análise de confiabilidade.
Estruturalmente esta seção está organizada da seguinte forma: Na subseção 5.1
são mencionados alguns conceitos importantes para o bom entendimento do
assunto tratado. Um brevíssimo glossário é aí esboçado. Na subseção 5.2
apresentam-se os resultados, alguns deles inéditos, da análise de confiabilidade do
sistema elétrico brasileiro, sob o ponto de vista global. Na subseção 5.3
apresentam-se as principais conclusões. Como já foi acima mencionado, na
subseção 6.5.6 registram-se as premissas usadas na avaliação numérica da
confiabilidade.
5.1
Aspectos Conceituais
Visando facilitar a leitura deste documento, esta seção apresenta um conjunto
resumido de alguns conceitos pertinentes ao tema tratado.
-
ONS
Adequação - é um tipo de análise clássica de confiabilidade realizada
estritamente sob o ponto de vista do regime permanente. Nesse tipo de análise
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328 / 530
é usual permitir-se o emprego de todas as medidas corretivas disponíveis para
a eliminação de violações. A restrição do uso de medidas corretivas
(principalmente o redespacho) pode ser realizada no âmbito de um estudo de
confiabilidade enfocando a segurança (que considera o regime dinâmico do
sistema).
ONS
-
Índices ou indicadores de confiabilidade ou desempenho - são as diversas
mensurações de riscos passíveis de cálculo numérico. Usualmente o termo
"confiabilidade" é usado para avaliações preditivas considerando as incertezas
(i.e. em cenários futuros), enquanto o termo "desempenho" refere-se ao
horizonte pretérito (i.e. a pós-operação). Ambos os termos englobam tanto
aspectos sistêmicos como aspectos associados a componentes ou
equipamentos. Existem muitos índices de confiabilidade, entre os quais, os
usados neste trabalho são os seguintes: Severidade, PPS, PPC, ENS, DPC,
FPC.
-
Severidade - é um dos mais modernos e importantes indicadores de risco
probabilístico. A severidade é um índice normalizado, dado pela divisão de um
valor estimado da energia interrompida (em MWh) por uma base de potência
em MW (geralmente a ponta de carga do sistema ou de uma área). O valor
numérico é multiplicado por 60 para a conversão em minutos. A severidade é
então expressa em sistema-minuto ou simplesmente minuto. Assim, ele exprime
um tempo fictício de um blecaute imaginário, que seria necessário para
acumular uma energia não suprida exatamente equivalente àquela calculada,
se toda a carga do sistema fosse afetada. Trata-se de um índice que captura
não apenas a habitualidade das falhas do sistema, mas também a gravidade e
conseqüências das mesmas. Pelo fato de ser um indicador normalizado,
permite a comparação de sistemas de portes e naturezas distintas, advindo daí
a sua importância. A severidade é um dos poucos indicadores probabilísticos de
curso internacional e que já dispõe de uma escala de valoração classificatória,
com base logarítmica. O conceito que o embasa é o da classificação dos
eventos de forma semelhante àquele empregado no tratamento de terremotos,
onde cada escala é diferenciada da antecedente por uma ordem de grandeza. A
Tabela 5.2.1 mostra a hierarquia usada na classificação da confiabilidade do
sistema via severidade. Cabe ainda ressaltar que entre dois sistemas, o mais
confiável é o que apresenta menor valor numérico de severidade. Outra grande
vantagem da severidade como indicador de risco, advém da possibilidade de
calculá-lo tanto para eventos pretéritos, como de forma preditiva. A título de
exemplo, a avaliação pretérita do blecaute do dia 11.03.1999 ocorrido no Brasil,
mostrou que o mesmo alcançou o grau 3 (muito grave), com aproximadamente
117 sistema-minutos.
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Tabela 5.2.1 - Classificação do Risco pela Severidade [6]
Classificação
ONS
Severidade S
(sistema-minuto)
Interpretação
Comentário
Grau 0
S<1
aceitável
condição normal
Grau 1
1 ≤ S < 10
não grave
significativa p/ poucos agentes / consumidores
Grau 2
10 ≤ S < 100
grave
sério impacto p/ todos os agentes / consumidores
Grau 3
100 ≤ S < 1000
muito grave
muito sério impacto p/ todos os agentes /
consumidores, blecaute
Grau 4
1000 ≤ S
catastrófica
extremo impacto p/ todos: colapso do sistema,
blecaute total
-
PPS - é um indicador de confiabilidade adimensional (%) que exprime a
probabilidade de problemas no sistema. Esse índice reflete a situação
estacionária do sistema imediatamente após a ocorrência das contingências,
porém sem a aplicação de qualquer medida corretiva. Não diferencia a
gravidade dos eventos, apenas os contabiliza.
-
PPC - é um indicador de confiabilidade adimensional (%) que exprime a
probabilidade de perda de carga. Esse índice reflete a situação estacionária do
sistema imediatamente após a ocorrência das contingências, porém com a
aplicação de todas as medidas corretivas liberadas na análise em questão. Não
diferencia a gravidade dos eventos, apenas os contabiliza.
-
ENS - é um indicador de confiabilidade (em MWh) que exprime a expectância
de energia não suprida (ou seja, o valor médio da energia interrompida). Esse
indicador diferencia a gravidade dos eventos e permite uma valoração
econômica através do custo da energia interrompida.
-
DPC - é um indicador de confiabilidade (em horas) que exprime a duração de
perda de carga (ou seja, o valor médio da duração da perda de carga)
-
FPC - é um indicador de confiabilidade (em ocorrências/ano) que exprime a
freqüência de perda de carga (ou seja, a freqüência média de interrupção de
carga).
-
Critério "n-1" - é, possivelmente, o mais tradicional critério determinístico de
planejamento de sistemas elétricos de potência. Grosso modo, impõe que o
sistema planejado deve ser infenso a todas as possíveis contingências simples.
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ONS
-
Malha e Fronteira - elementos da malha são as linhas de transmissão e
transformadores da rede básica conectados a outros elementos da própria
malha, em ambas as extremidades. Elementos de fronteira são os
transformadores que conectam a malha à rede não básica.
-
Níveis de risco - neste documento é sinônimo de níveis de confiabilidade.
-
Probabilidade - reflete o conceito de incerteza. É um valor numérico entre zero
e um, que indica a chance de ocorrência de um fato qualquer. O valor unitário
está associado à certeza absoluta, enquanto o valor zero indica a
impossibilidade do fato acontecer.
-
Risco probabilístico intrínseco - refere-se à possibilidade de falha inerente a
qualquer sistema físico, por mais robusto que seja. Em outras palavras, reflete o
conceito básico da análise probabilística de confiabilidade de que a única
certeza possível é a que afirma que todo sistema falha.
-
Função transmissão principal - refere-se ao transporte de energia
exclusivamente pelas linhas de transmissão da rede básica. No documento
essa função é amiúde denotada por LT.
-
Função transformação - refere-se ao transporte de energia exclusivamente
pelos transformadores de malha de rede básica. No documento, essa função é
geralmente denotada por TM (trafo de malha).
-
Função transformação de fronteira - refere-se ao transporte de energia
exclusivamente pelos transformadores de fronteira da rede básica. No
documento essa função é denotada por TF (trafo de fronteira).
-
Enumeração - é um método de análise de confiabilidade baseado na
investigação exaustiva de uma lista de contingências.
-
Margem operacional de manobras - reflete os recursos e flexibilidade de um
sistema para a eliminação de eventuais violações operativas.
-
Modos de falha - são as situações definidas como sendo os "defeitos" do
sistema, tais como, subtensões, sobretensões, ilhamentos, sobrecargas, déficits
de geração, etc.
-
Área elétrica - são os conjuntos de barramentos e linhas, geralmente
associados a uma empresa ou região geográfica, definidos tradicionalmente nos
estudos de fluxos de potência.
-
Simulação Monte Carlo - é uma forma de cálculo numérico da confiabilidade,
cuja precisão é passível de controle pelo usuário, através da especificação de
um parâmetro chamado "coeficiente de variação".
-
Enumeração - é outra forma de cálculo numérico da confiabilidade na qual o
analista especifica rigorosamente todas as linhas de transmissão,
transformadores e geradores que serão submetidos a contingências.
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331 / 530
5.2
5.2.1
Resultados Globais: Confiabilidade do Sistema Brasileiro
Evolução Temporal do Risco Probabilístico Intrínseco da Malha Elétrica
Intróito:
As simulações realizadas geram um grande volume de indicadores probabilísticos
diferenciados, representativos dos riscos do sistema elétrico. Entre eles destaca-se
a denominada Severidade, expressa em minutos (também se usa a expressão
"sistema-minuto"), e que será primeiramente utilizada para ilustrar a evolução
temporal do risco no horizonte de análise, cobrindo oito configurações do sistema
elétrico brasileiro, ao longo do horizonte 2003-2005.
As oito configurações analisadas são as seguintes: junho 2003, dezembro 2003,
fevereiro 2004, junho 2004, dezembro 2004, fevereiro 2005, junho 2005, dezembro
2005.
Resultados e Interpretação:
A Figura 5.2.1 ilustra (vide a linha pontilhada) a evolução temporal do risco do
sistema de transmissão brasileiro, expresso pela severidade. A linha cheia mostra a
evolução da carga. Embora tenham sido analisadas apenas oito instantes de tempo,
representando configurações estáticas, em regime de carga pesada, os gráficos são
apresentados de forma contínua, no intuito de facilitar a visualização das variações
entre cada instante, através dos coeficientes angulares de cada trecho das curvas.
Toda a análise reflete a aplicação de contingências simples em todos os elementos
com incertezas representadas.
Deve ser ressaltado que na Figura 5.2.1 observa-se a evolução da severidade
(minutos) do sistema brasileiro considerando as incertezas da totalidade de linhas
(LT), transformadores de malha (TM) e transformadores de fronteira (TF) da rede
básica brasileira. A evolução da ponta de carga (MW) de todo o sistema, também
mostrada nessa figura, tem a função de possibilitar uma comparação do
crescimento da carga com os recursos agregados aos sistema. A análise
concentrou-se no regime de carga pesada e contingências simples.
(Nota de esclarecimento: trafos de fronteira ou acesso são os que conectam a rede
básica à rede não básica, trafos de malha são os que conectam ao menos dois
elementos da rede básica).
A severidade [6] é um índice normalizado, dado pelo quociente da energia não
suprida (MWh) pela ponta (MW) do sistema analisado e com o resultado convertido
em minutos.
Na Figura 5.2.1, a comparação dos coeficientes angulares da curva de carga com
os coeficientes angulares da severidade informa se o percentual de variação da
carga foi ou não acompanhado de uma degradação ou melhoria percentual
compatível do risco expresso pela severidade. Nota-se, por exemplo, que entre
fevereiro de 2005 e junho 2005, o crescimento da carga levou a um significativo
ONS
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crescimento da severidade, violando a fronteira do grau 1, que sinaliza uma
situação grave (vide Tabela 5. 2.1). Caso houvesse um critério de planejamento que
sugerisse o grau 1 como meta a ser perseguida, a indicação do gráfico estaria
apontando a necessidade de antecipação de algumas ampliações e/ou reforços do
sistema.
A Figura 5.2.2 mostra um outro resultado qualitativo interessante, comparando o
risco intrínseco apenas das linhas de transmissão (LT) e apenas dos trafos de
malha (TM) com os riscos acumulados totais e acumulados de linhas mais trafos de
malha. Pode-se aí notar que os riscos nodais, associados aos trafos de malha,
situam-se num patamar de alta confiabilidade, abaixo do grau zero. Por outro lado,
a diferença entre a curva superior (LT+TM+TF) e a curva agregando (LT+TM)
evidencia a contribuição significativa dos transformadores de fronteira(TF) para a
degradação do risco.
Esse resultado é muito importante porque alerta que a confiabilidade da grande
massa de consumidores é mais afetada pelas interfaces da rede básica com os
subsistemas de subtransmissão e distribuição (também aqui denominada como
função transformação de fronteira) do que pelos elementos da malha de alta tensão.
Deve-se lembrar que a curva associada ao desempenho dos transformadores de
malha foi obtida considerando que todos os transformadores têm supostamente a
mesma taxa de falha e tempo de reparo. Futuros estudos, utilizando parâmetros
mais precisos, poderão apontar resultados com um grau maior de variabilidade.
Finalmente, com base nas Figuras 5.2.1 e 5.2.2, conclui-se que o sistema brasileiro,
como um todo, não atende ao critério "n-1", seja no que concerne a linhas de
transmissão, transformadores de malha ou transformadores de fronteira (o critério
seria atendido quando o valor da severidade fosse nulo). Uma avaliação do grau de
aderência ao critério "n-1" pode ser vista em [7].
ONS
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Figura 5.2.1 - Evolução da Severidade na Rede Básica
SEV Glo b a l
Caso
Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira
Carga Global
2003
2004
2005
jun/03
dez/03
fev/04
jun/04
dez/04
fev/05
jun/05
dez/05
11,02
10,03
9,24
9,57
9,25
9,59
10,82
9,51
54004,25 53410,62 53878,59 56874,24 56035,98 56614,34 59485,66 58488,45
Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira
Carga Global
70000,0
12,00
60000,0
10,00
50000,0
40000,0
6,00
30000,0
GRAU 0
4,00
Carga Global do Sistema (MW)
Severidade (sistema-minuto)
8,00
20000,0
2,00
10000,0
0,00
0,0
jun/03
dez/03
fev/04
jun/04
dez/04
fev/05
jun/05
dez/05
Meses/Ano
ONS
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Figura 5.2.2 - Contribuições de Linhas e Trafos para os Níveis de Risco do Sistema Brasileiro
SEV G lo b a l
Caso
Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira
Linhas +Tr. Malha
Linhas
Tr. Malha
2003
jun/03 dez/03
11,02
10,03
7,70
7,61
7,28
7,33
0,42
0,29
fev/04
9,24
6,92
6,63
0,29
2004
jun/04
9,57
7,13
6,95
0,18
dez/04
9,25
6,87
6,68
0,19
fev/05
9,59
7,37
7,16
0,20
2005
jun/05
10,82
8,11
7,91
0,20
dez/05
9,51
6,96
6,78
0,18
LT+Tr.M+Tr.F
LT+Tr.M
LT
Tr. M
12,00
GRAU 1
10,00
Severidade (sistema-minuto)
8,00
6,00
4,00
2,00
GRAU 0
0,00
jun/03
dez/03
fev/04
jun/04
dez/04
fev/05
jun/05
dez/05
Meses/Ano
ONS
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335 / 530
5.2.2
Desempenho Esperado por Nível de Tensão
Intróito:
Os elementos de transmissão de cada nível de tensão provocam, sabidamente,
impactos distintos no desempenho global da malha sistêmica. A identificação da
responsabilidade de cada nível é importante porque facilita a procura de ações
gerenciais de planejamento mais direcionadas. Tal argumento justifica a análise
realizada nesta seção. A evolução temporal do risco foi espelhada pela severidade.
Embora vários elementos da malha de 750 kV não pertençam à rede básica, a
análise global desse nível de tensão foi incluída pelo seu forte impacto no
desempenho da própria rede básica.
Resultados e Interpretação:
As Figuras 5.2.3 a 5.2.5 ilustram a evolução temporal do risco discriminado por
malhas de tensões distintas. Cumpre inicialmente ressaltar que os resultados
retratam tão-somente a influência das contingências simples das linhas de
transmissão (LT) e transformadores de malha (TM). Nessas análises não foram
aplicadas contingências nos transformadores de fronteira (TF). Apenas o regime de
carga pesada foi tratado.
Inicialmente, na Figura 5.2.3, comparam-se os desempenhos das malhas de 230 kV
das regiões Norte/Nordeste, Sul e Sudeste/Centro-Oeste, observando-se que em
nenhum caso o critério "n-1" é atendido (como a simulação realizada contempla
apenas contingências simples, o atendimento ao critério "n-1" seria verificado
quando o índice fosse nulo). Entretanto, destacam-se os excepcionais
desempenhos relativos da malha da Região Sul (inferior ao grau zero em todo o
horizonte analisado) e em menor escala, mais ainda assim muito bom, o
desempenho da malha de 230 kV da Região Sudeste/Centro-Oeste.
Comparativamente, o desempenho da malha de 230 kV da Região Norte/Nordeste é
o que apresenta debilidade mais acentuada. Nota-se porém, que em nenhum
momento a severidade atinge a marca dos 5,0 minutos. Uma das possíveis causas
dessa situação advém da própria estrutura fortemente radializada da Região
Norte/Nordeste, em contraposição a uma estrutura mais malhada, que se verifica
nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.
Na Figura 5.2.4 constata-se que a malha de 500 kV do Sudeste e a de 525 kV do
Sul atendem ao clássico critério "n-1" de planejamento em algumas das
configurações analisadas. Fica evidente que a antecipação de obras levaria o
sistema de 500 kV do Sudeste e 525 kV do Sul a operar atendendo ao critério "n-1"
ao longo de todo o horizonte estudado. O mesmo não ocorre com a malha de
500 kV do Norte/Nordeste, muito embora o desempenho sob o ponto de vista da
severidade seja excelente (permanece durante todo o período na faixa do grau
zero, vide Tabela 5.2.1).
ONS
PAR 2004-2006
336 / 530
Finalmente, na Figura 5.2.5 nota-se a grande robustez das malhas de 750 kV e
440 kV que também atendem parcialmente ao critério "n-1". O sistema de 345 kV
apresenta comportamento oscilatório, porém com um nível de risco medianamente
na faixa do grau zero.
Comparando agora o comportamento relativo de todos os níveis de tensão percebese de forma nítida que talvez seja pertinente uma discussão sobre a conveniência
de fixação de critérios probabilísticos diferenciados para cada nível de tensão. Isso
ocorre porque se pode notar que os patamares médios de risco de cada nível de
tensão são identificados qualitativamente, grosso modo via inspeção visual, sem
dificuldades.
ONS
PAR 2004-2006
337 / 530
Figura 5.2.3 - Evolução da Severidade na Rede Básica por Nível de Tensão – 230 kV
SEV p o r Nível d e Tensã o
Caso
Linhas +Tr. Malha
230 kV (SE/CO)
230 kV (N/NE)
230 kV (S)
2003
2004
2005
jun/03 dez/03 fev/04 jun/04 dez/04 fev/05 jun/05 dez/05
1,09
0,98
0,82 0,96
0,97
1,02
0,99
0,72
4,48
4,84
4,30 4,30
4,67
4,56
4,49
4,85
0,49
0,59
0,69 0,50
0,31
0,44
0,44
0,28
230 kV (SE/CO)
230 kV (N/NE)
230 kV (S)
6,00
Severidade (sistema-minuto)
5,00
4,00
3,00
2,00
GRAU 0
1,00
0,00
jun/03
dez/03
fev/04
jun/04
dez/04
fev/05
jun/05
dez/05
Meses/Ano
ONS
PAR 2004-2006
338 / 530
Figura 5.2.4 - Evolução da Severidade na Rede Básica por Nível de Tensão - 500 kV
SEV p o r Nível d e Tensã o
Caso
Linhas +Tr. Malha
500 kV (N/NE)
500 kV (SE)
525 kV (SUL)
2003
2004
2005
jun/03 dez/03 fev/04 jun/04 dez/04 fev/05 jun/05 dez/05
0,28
0,29
0,29
0,18
0,19
0,23
0,22
0,18
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,06
0,07
0,00
0,03
0,00
0,00
0,00
0,00
0,02
0,04
0,00
500 kV (N/NE)
500 kV (SE)
525 kV (SUL)
0,35
0,30
Severidade (sistema-minuto)
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
jun/03
ONS
PAR 2004-2006
dez/03
fev/04
jun/04
dez/04
Meses/Ano
fev/05
jun/05
dez/05
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Figura 5.2.5 - Evolução da Severidade na Rede Básica por Nível de Tensão - 750/440/345 kV
SEV p o r Nível d e Te nsã o
Caso
Linhas +Tr. Malha
765 kV
345 kV
440 kV
2003
jun/03
0,00
1,20
0,14
dez/03
0,00
0,90
0,00
fev/04
0,00
0,82
0,00
2004
jun/04
0,00
1,19
0,00
dez/04
0,00
0,73
0,00
fev/05
0,14
0,84
0,06
2005
jun/05
0,25
1,49
0,12
dez/05
0,00
0,94
0,00
765 kV
345 kV
440 kV
1,60
1,40
Severidade (sistema-minuto)
1,20
GRAU 0
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
0,00
jun/03
dez/03
fev/04
jun/04
dez/04
fev/05
jun/05
dez/05
Meses/Ano
5.2.3
Impacto de Contingências Múltiplas de Transmissão
Intróito:
Pela própria definição, o tradicional critério "n-1" refere-se ao impacto de
contingências envolvendo elementos singulares. Sabe-se que o teste exaustivo de
todas as contingências simples, embora oneroso, é ainda computacionalmente
factível para a Rede Básica Brasileira. Ocorre, entretanto, que grandes blecautes do
sistema são amiúde provocados por contingências múltiplas, o que tem originado as
seguintes questões: "Qual o impacto das contingências múltiplas na confiabilidade
ONS
PAR 2004-2006
340 / 530
do sistema?"; "Seria viável o uso prático do critério "n-2" clássico, visando garantir
maior confiabilidade ao sistema?" Visando uma resposta preliminar às indagações
acima, foi realizada uma investigação do sistema envolvendo contingências
múltiplas.
Resultados e Interpretação:
A Figura 5.2.6 ilustra a comparação da severidade causada por contingências
simples com a evolução da severidade causada por contingências múltiplas.
Entenda-se
como
"contingências
múltiplas"
um
conjunto
envolvendo
acumuladamente todos os tipos de contingências, isto é, contingências simples,
duplas, triplas, quádruplas e de ordem superior. Essa simulação foi realizada via
Monte Carlo, com um coeficiente de variação (incerteza) de 3%. Em toda a análise
foi considerado apenas o regime de carga pesada e a malha tratada englobou
linhas, trafos de malha e trafos de fronteira.
Observando as duas curvas é claro que as mesmas diferem aproximadamente de 4
minutos, o que representa, também grosso modo, cerca de 40% do valor associado
unicamente às contingências simples. Portanto, o desprezo das contingências de
ordem superior às singulares representa um montante de risco em torno de 40%,
que é bastante significativo. Essa constatação responde à primeira questão acima
proposta.
Na tentativa de responder à segunda questão, foi realizada uma simulação, por
enumeração, envolvendo acumuladamente todas as contingências simples e duplas
da configuração de junho de 2003, em carga pesada. A severidade resultante
situou-se em 15,60 minutos, apontada com um único sinal triangular na Figura 5.2.6
e pela barra intermediária na Figura 5.2.7.
Essa simulação, envolvendo 879801 processamentos de fluxos de potência, via
algoritmo de pontos interiores, revelou-se bastante onerosa computacionalmente,
dado que requereu aproximadamente 269 horas (» 11 dias) de cálculo, num
computador Pentium III, 733 MHz, 128 kb RAM, exclusivamente dedicado. Para que
fique bem caracterizado o esforço computacional associado às contingências
duplas registra-se que apenas o cálculo do conjunto de todas as contingências
simples (1326 casos propostos) utilizando o mesmo computador, requereu um total
aproximado de 135 minutos. Esse fato responde à segunda questão levantada,
demonstrando a dificuldade operacional do cálculo rotineiro e exaustivo (por
enumeração) de todas as contingências duplas da malha nacional, com a tecnologia
e algoritmos atualmente disponíveis. Isso implica na adoção da metodologia Monte
Carlo, caso uma análise do efeito de contingências de ordem superior seja
necessária.
É interessante notar que, no caso simulado (carga pesada, junho/2003), a parcela
de severidade correspondente apenas às contingências duplas, cobre
aproximadamente 75% da diferença entre as simples e as múltiplas. Então, a
contribuição das contingências triplas e de ordem superior situar-se-ia em torno de
ONS
PAR 2004-2006
341 / 530
1 (um) minuto. Caso a extrapolação destes percentuais fosse válida, tal
consideração poderia ser útil para a fixação preliminar de fronteiras conservativas
de desempenho probabilístico, refletindo a possibilidade de ocorrências múltiplas.
A configuração topológica base de junho de 2003 tem uma probabilidade de
ocorrência de 65,52%. Isso significa que aproximadamente durante 35% de uma
base de tempo muito extensa, a Rede Básica não está intacta (ou seja, ocorre
algum tipo de desligamento). Para esta configuração, o percentual analisado do
espaço probabilístico de estados, considerando-se o caso base e também todas as
contingências simples, atinge 92,70%, ou seja, a diferença (92,70 - 65,52 = 27,18%)
corresponde apenas às contingências simples. O percentual do espaço não
analisado (100 - 92,70 = 7,30%) corresponde então ao somatório das contingências
duplas, triplas e de ordem superior. (Nota Auxiliar de Esclarecimento: Julga-se aqui
oportuno lembrar a diferença conceitual entre probabilidade e duração de um
estado probabilístico.)
O percentual analisado do espaço probabilístico de estados considerando o casobase mais todas as contingências simples, mais todas as contingências duplas,
atinge 97,992%. Infere-se então que a parcela associada apenas às duplas,
corresponde aproximadamente a (97,992 - 92,70 = 5,29%) e o percentual de
aproximadamente (100 - 97,992 = 2,0%) representa as contingências triplas,
quádruplas e de ordem superior.
Para o analista, o grande aspecto de interesse aqui é a constatação que apenas
durante 2% de uma base de tempo muito extensa, a Rede Básica está
significativamente debilitada, com desligamentos triplos ou de ordem superior.
Porém, durante 5% desse tempo pode-se verificar a incidência de desligamentos
duplos na Rede Básica.
Não obstante, foi indicado (vide seção 6.3 da Ref. 3) que o montante de energia
cortada oriundo de contingências múltiplas não importa em valor econômico que
justifique investimentos capazes de mitigar essas contingências de ordem superior.
ONS
PAR 2004-2006
342 / 530
Figura 5.2.6 – Impacto das Contingências Múltiplas de Transmissão - Severidade (Carga Pesada)
SEV Global
Contingências
Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira
Simples
Simples + Duplas
Simples + Duplas + Ordem Superior
2003
2004
2005
jun/03 dez/03 fev/04 jun/04 dez/04 fev/05 jun/05 dez/05
11,02 10,03 9,24 9,57
9,25
9,59 10,82 9,51
15,60
17,40 15,17 14,09 14,75 14,20 14,73 17,53 14,91
Contingências Simples
Contingências Simples + Duplas + Ordem Superior
Contingências Simples + Duplas
20,0
18,0
Severidade (sistema-minuto)
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
jun/03
dez/03
fev/04
jun/04
dez/04
fev/05
jun/05
dez/05
Meses/Ano
ONS
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343 / 530
Figura 5.2.7 – Impacto das Contingências Múltiplas de Transmissão - Severidade
Contingências Simples
Contingências Simples + Duplas
Contingências Simples + Duplas + Ordem Superior
20
17,40
18
15,60
16
Severidade (sistema-minuto)
14
12
11,02
10
8
6
4
2
0
jun/03
Meses/Ano
5.3
Principais Conclusões
Neste item são enumeradas as principais conclusões retiradas dos estudos
efetuados. As análises levam em conta a classificação conceitual exposta na Tabela
5.2.1. explicitada na subseção 5.1 - Aspectos Conceituais.
Evolução do Risco da Rede Elétrica Brasileira
-
Foi constatado que a rede elétrica básica brasileira planejada, consoante o PAR
2003/2005, tem um risco probabilístico intrínseco expresso, aproximadamente,
por um valor de severidade inferior a 10 (dez) sistema-minutos, para
contingências simples e regime de carga pesada (vide Figura 5.2.1).
-
Foi também confirmado que o sistema brasileiro planejado não atende ao
critério determinístico referido como "n-1"(o critério seria atendido quando o
valor da severidade fosse nulo).
Desempenho da Rede: Transmissão, Transformação e Transformação de
Fronteira
-
ONS
Foi confirmado que, do ponto de vista funcional, uma importante fonte de risco
para a malha nacional advém da função transformação de fronteira (vide
definição na subseção 5.1) - TF. Esse resultado sugere que um melhor
PAR 2004-2006
344 / 530
desempenho pode ser alcançado caso haja um maior aporte de recursos nesse
segmento da rede básica (vide Figura 5.2.2).
-
Foi constatada uma acentuada robustez no desempenho dos transformadores
de malha - TM (vide definição na subseção 5.1) situados na faixa do grau de
severidade zero (vide Tabela 5.2.1 e Figura 5.2.2).
-
Pode-se estimar que cerca de 75% do risco total intrínseco da rede básica é
oriundo da função transmissão principal - LT (vide definição na subseção 5.1 e
também a Figura 5.2.2).
Desempenho da Rede por Nível de Tensão
-
Verifica-se que quando a rede básica planejada do SIN é discriminada por nível
de tensão, certas configurações das malhas de 750, 500, 525 e 440 kV
atendem ao critério "n-1" de planejamento (vide Figuras 5.2.4 e 5.2.5).
-
Os níveis de tensão 230 kV da Região S/SE, 230 kV da Região CO, o nível de
440 kV, os níveis de 500 e 525 kV de todas as regiões e o nível de 750 kV
situam-se no grau de severidade zero (i.e. menor do que 1 sistema-minuto),
sinalizando um desempenho aceitável, conforme o critério da Tabela 5.2.1 (vide
Figuras 52.3, 5.2.4 e 5.2.5).
-
O nível de tensão de 230 kV da Região N/NE situa-se no grau de severidade
um, sinalizando um desempenho degradado, porém não grave. Esse resultado
advém da estrutura eminentemente radializada desse sistema (vide Figura
5.2.3).
-
O nível de tensão de 345 kV apresenta um desempenho oscilatório em torno de
um minuto de severidade (vide Figura 5.2.5). Pode-se notar que esta malha
apresenta em determinadas configurações uma severidade superior ao grau 1,
não atendendo ao critério "n-1". A possível causa dessa situação advém de
alguns sistemas radiais, especialmente no norte do Estado de Minas Gerais.
Avaliação do Impacto de Contingências Múltiplas
-
Para a rede básica brasileira planejada, as contingências de ordem superior
(i.e. duplas, triplas, etc) embutem um risco intrínseco equivalente a cerca de
40% do risco associado às contingências simples (vide Figura 5.2.6).
-
Com a tecnologia atualmente disponível para estudos de confiabilidade não é
recomendável o cálculo rotineiro da enumeração exaustiva do conjunto de
contingências duplas da malha nacional. Assim, não é factível a aplicação
rigorosa do critério "n-2", pois que o tempo computacional necessário é
proibitivo (na investigação descrita na subseção 5.2.3 foram necessários 11
dias de cálculo).
Foi constatado que a probabilidade de ocorrência do estado topológico onde a Rede
Básica está intacta é de 65,52%, ou seja, durante cerca de 35% de uma base de
tempo muito extensa (tempo→∞), a Rede Básica pode sofrer algum tipo de
ONS
PAR 2004-2006
345 / 530
desligamento. A probabilidade de todas as contingências simples atinge cerca de
28% e a chance de desligamentos duplos e de ordem superior atinge
aproximadamente 7%. Dentre estes, os desligamentos estritamente duplos
contabilizam da ordem de 5% e os triplos e superiores, os restantes 2% (vide seção
5.2.3).
ONS
PAR 2004-2006
346 / 530
6
Condicionantes dos Estudos
Este item trata das premissas utilizadas para a elaboração dos estudos que
resultaram no Plano de Ampliações e Reforços proposto. Basicamente são
enfocados o mercado, através das previsões de demanda, a previsão de geração e
os critérios considerados.
6.1
6.1.1
Mercado
Contexto
Em junho de 2002, foi realizado um Workshop Interno focando os produtos da
consolidação das previsões de carga em seus diversos horizontes e escopos. A
partir deste, foi possível detectar as melhorias necessárias ao processo para
implementar plenamente o Módulo 5, priorizando os trabalhos de acordo com as
necessidades levantadas.
Foi então elaborado, em julho, o Termo de Referência de modo a informar e
estabelecer compromissos com os envolvidos - Agentes e clientes internos do ONS
- na consolidação das previsões de carga para o PAR ciclo 2004-2006, quanto à
forma de execução, as análises a serem desenvolvidas e o cronograma de
atividades.
Esta consolidação foi executada conforme consta dos Procedimentos de Rede do
ONS - Submódulo 5.2, com um sensível aprimoramento em relação ao ciclo
anterior, objetivando um maior grau de automatização e agilidade no processo,
cumprimento dos prazos, e também evitar retrabalhos e erros advindos da
manipulação da volumosa massa de dados envolvida, de modo a aperfeiçoar
principalmente a qualidade das análises procedidas.
Salienta-se que havia uma forte preocupação com a retomada do consumo após o
período de racionamento que vigorou a partir do 2º semestre de 2001 até fevereiro
de 2002. A base histórica era insuficiente para minimizar a considerável incerteza
com relação aos impactos sobre diversos parâmetros pertinentes, tais como a sazonalidade ao longo do ano, as relações entre as condições de carga, pois o nível
de racionalização foi bastante diferenciado de acordo com a participação dos
diversos segmentos de consumo e características sócio-econômicas regionais.
6.1.2
Dados
As projeções de carga referem-se ao período de janeiro de 2003 a dezembro de
2006. Dado o contexto em que se realizou o estudo, a solicitação contemplou
também os dados verificados por barramento para os anos de 2000, 2001 e 2002,
necessários para análises comparativas.
A definição negociada junto aos Agentes, de quais as condições de carga a serem
fornecidas para utilização nos estudos de cada Subsistema foi feita de forma
criteriosa, face às características dos mercados regionais aliadas à dinâmica de
evolução do comportamento de suas cargas. De acordo com os Procedimentos de
ONS
PAR 2004-2006
347 / 530
Rede, espera-se que haja uma evolução para que futuramente sejam informadas
todas as condições de carga para todos os meses.
Quadro 6.1.2-1 Condições de carga solicitadas
6.1.3
Processo
O processo consiste basicamente de três etapas:
-
Consolidar as previsões de carga ativa e reativa nos barramentos da Rede de
Simulação, a partir dos dados informados pelos Agentes;
-
Solicitar aos Agentes revisões nas previsões enviadas; e
-
Disponibilizar para os Agentes informações utilizadas e geradas no processo de
consolidação da previsão de carga.
Vale destacar que a etapa de consolidação, além da análise dos dados
propriamente dita, inclui a definição do padrão para envio dos dados, a solicitação
dos dados, a articulação com os Agentes para esclarecer dúvidas sobre o processo
e o controle dos prazos e da conformidade das informações.
O processo de consolidação traz basicamente a comparação das previsões para o
período 2003/2006 em relação ao valor previsto para o Estudo de Ampliações e
Reforços do ciclo 2003/2005, bem como o confronto com o valor estimado para
2002 e o verificado em 2000 e 2001, abrangendo as seguintes informações e
indicadores:
ONS
PAR 2004-2006
348 / 530
-
Desvios das previsões de demanda ativa e reativa por barramento da Rede de
Simulação dentro de condições de carga pré-estabelecidas => diferenças
percentuais, diferenças absolutas, crescimentos, sazonalidade, fator de
potência, fator de participação do barramento e de agrupamentos de
barramentos no total da carga, fator de carga, relações entre diferentes
condições de carga;
-
Comparações com valores históricos => premissas adotadas nas previsões
quanto a sazonalidade, crescimento,....
-
Privilegiar a análise visual => Gráficos de vários tipos (de barras, “pizzas”,
linhas contínuas);
-
Análise do fator de potência do barramento, agrupamento de barramentos,
áreas e empresa;
-
Análise das curvas de carga típicas para dias úteis e sábados, por empresas,
mês a mês para todo o ciclo, de forma a ratificar a escolha dos “momentos” de
carga de interesse para estabelecimento de casos a serem analisados pela
equipe de elaboração dos estudos;
-
Somatório da demanda ativa e reativa por barra compondo o total por:
Agrupamento de barramentos;
Empresas;
Áreas; e
Subsistemas.
Primeiramente, foi elaborado o Relatório Síntese sobre conformidade de
informações e prazos, que foi enviado aos Agentes. A partir dos dados recebidos
para o período 2003/2006 do PAR, o ONS enviou texto abordando uma análise da
carga por Empresa. Foram solicitadas eventuais revisões e/ou confirmações das
projeções elaboradas pelos Agentes, acompanhadas de justificativas, bem como
quaisquer outras informações que o Agente julgasse necessárias ao processo de
consolidação de carga.
6.1.4
Resultados
Os dados formatados para utilização no ANAREDE foram disponibilizados ao final
de outubro, apesar de diversos atrasos ocorridos ao longo do processo. A análise
comparativa entre os ciclos foi concluída já no início de novembro. Todo o processo
foi mais bem acompanhado e documentado que no ciclo anterior.
Os primeiros resultados foram apresentados nas reuniões dos Grupos Especiais de
Elaboração do PAR para o Sudeste e Sul, Norte/Nordeste, realizadas em São
Paulo, Recife, e Florianópolis nos dias 9, 11 e 15 de outubro, respectivamente.
Os resultados são mostrados a seguir através de comparação do somatório das
cargas da rede de simulação que compõem a carga de cada estado, subsistemas e
ONS
PAR 2004-2006
349 / 530
SIN. O detalhamento por empresa, área e agrupamentos para os subsistemas foi
disponibilizado aos Agentes ao longo da consolidação, sendo objeto de consulta
caso haja interesse.
A síntese dos resultados destaca, através de visualização gráfica:
-
a comparação da previsão de carga pesada por barramentos para meses de
interesse, entre o PAR 2003-2005 e o PAR 2004-2006, mostrando os desvios
percentuais das previsões nas setas verticais;
-
o atraso da carga constatado;
-
o crescimento anual percentual para o novo ciclo, mostrados nas setas
horizontais, inclusive em relação ao maior valor verificado em 2002;
-
curvas de carga típicas diárias para um dia útil de inverno e de verão
(escolhidos meses de maio e fevereiro para o Sul, julho, fevereiro e dezembro
para o Sudeste/Centro Oeste, e junho e dezembro para o Norte Nordeste); e
-
gráficos do tipo “pizza” mostrando participações de cada subsistema no SIN, e
de cada estado no subsistema, para a ocorrência da maior carga pesada.
A carga consolidada adotada para a elaboração do ciclo atual do Plano de
Ampliações e Reforço apresenta uma defasagem em relação ao ciclo 2003-2005
para o SIN de pouco mais de um ano em média para o triênio, com desvios até da
ordem de 5%.
A composição da carga por Subsistema também é apresentada a seguir:
ONS
PAR 2004-2006
350 / 530
Figura 6.1.4-1 Sistema Interligado Nacional – Comparação entre ciclos
Figura 6.1.4-2
ONS
PAR 2004-2006
SIN – Composição por Subsistema – previsão para a carga pesada de junho
351 / 530
Tabela 6.1.4-1 Previsão de Carga para o Sistema Interligado Nacional (MW)
Tabela 6.1.4-2 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Sistema Interligado Nacional (%)
6.1.4.1 Norte
O Subsistema Norte apresenta desvios positivos na comparação entre ciclos, nos
anos de 2004 e 2005, decorrentes da performance da carga industrial da ELETRONORTE, nos estados do Pará e Maranhão. Para o conjunto de distribuidoras CELPA, Cemar e CELTINS, a defasagem é em torno de um ano, ou seja, a carga
prevista para 2003 no PAR 2003-2005 não ocorre até dezembro de 2004 no atual
estudo. Já para as cargas atendidas pela Eletronorte, basicamente eletrointensivos, observa-se um acentuado crescimento, a partir de 2003. Os gráficos a
seguir ilustram os comentários.
ONS
PAR 2004-2006
352 / 530
Figura 6.1.4-3 Subsistema Norte – Comparação entre ciclos
Figura 6.1.4-4 Subsistema Norte – Composição por Agente e por Áreas – diferentes meses e condições de
carga
Observa-se que a Área Pará apresenta uma maior participação que a Área
Maranhão, para a condição de carga pesada dos dias úteis. A participação da carga
da Eletronorte é maior que a do conjunto das distribuidoras Celpa, Cemar e
CELTINS, elevando-se de 57%, na carga pesada dos dias úteis para 72%, na carga
mínima.
ONS
PAR 2004-2006
353 / 530
Tabela 6.1.4-3 Previsão de Carga para o Sistema Norte – Áreas (MW)
Tabela 6.1.4-4 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Sistema Norte – Áreas (%)
Figura 6.1.4-5 Subsistema Norte – Comparação entre ciclos – ÁREAS
ONS
PAR 2004-2006
354 / 530
ONS
PAR 2004-2006
355 / 530
Análise das Curvas de Carga do Norte
As curvas de carga de dias úteis apresentam uma sazonalidade com variação de
até cerca de 6% nos montantes previstos para os períodos de carga média e
pesada, dependendo do mês em questão. Para este Subsistema, o fator
temperatura e conseqüentes hábitos de consumo não são preponderantes (clima
equatorial), estando a demanda mais ligada principalmente a aspectos de produção
industrial.
Figura 6.1.4-6 Curvas típicas para meses distintos – dia úti – Subsistema Nortel
ONS
PAR 2004-2006
356 / 530
6.1.4.2 Nordeste
Para o Subsistema Nordeste os resultados finais indicam uma defasagem de quase
dois anos entre estes ciclos. Observa-se, por exemplo, que a carga prevista para o
ciclo 2004-2006 é 8,5% inferior ao ciclo 2003-2005, em dezembro de 2004 e 2005,
para a carga pesada. As previsões apresentadas para o ciclo 2004-2006 indicam
um crescimento de 8%, entre a maior demanda ocorrida em 2002 e a carga de
dezembro de 2003, seguido de crescimentos anuais em torno de 5%. A condição de
carga média do ciclo anterior é da mesma ordem de grandeza que a de pesada do
ciclo atual. Para o conjunto das distribuidoras, a defasagem é pouco maior que um
ano.
Figura 6.1.4-7 Subsistema Nordeste – Comparação entre ciclos – Carga de verão
ONS
PAR 2004-2006
357 / 530
Figura 6.1.4-8 Subsistema Nordeste – Comparação entre ciclos - Carga de inverno
Figura 6.1.4-9 Subsistema Nordeste – Composição por Agente e por Áreas – diferentes meses e condições de
carga
ONS
PAR 2004-2006
358 / 530
Tabela 6.1.4-5 Previsão de carga para o Sistema Nordeste – Áreas (%)
Tabela 6.1.4-6 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Sistema Nordeste – Áreas (%)
Figura 6.1.4-10 Subsistema Nordeste – Comparação entre ciclos - ÁREAS
ONS
PAR 2004-2006
359 / 530
ONS
PAR 2004-2006
360 / 530
Análise das Curvas de Carga do Nordeste
A sazonalidade ao longo dos diferentes meses reflete a influência dos
consumidores industriais horosazonais, que contribuem no verão, juntamente com o
efeito do horário de verão, para a carga pesada não ser tão elevada. Analogamente,
nos meses de inverno, verifica-se uma queda de consumo e uma retomada a
seguir, logo após o término do período de ponta.
As áreas Norte, Sul e Sudoeste apresentam um perfil similar ao da curva do
Subsistema. Um destaque para as áreas Sul e Sudoeste, é que a carga fora da
ponta está maior que a do período de ponta. Merecendo atenção, pois as
solicitações diurnas são superiores às noturnas, com maior impacto no atendimento
devido ao limite de carregamento das linhas de transmissão ser menor que o
noturno. Indica também, a necessidade de alertar a Aneel no sentido de avaliar o
sinal de preço que estimula a modulação da carga do consumidor final.
ONS
PAR 2004-2006
361 / 530
As áreas Leste e Oeste têm um comportamento similar ao conjunto das
distribuidoras, com a máxima solicitação ocorrendo na ponta. A destacar que a
ponta do sábado já é bem próxima da dos dias úteis.
Figura 6.1.4-11 Curvas típicas para meses distintos – dia útil – Subsistema Nordeste
6.1.4.3 Sudeste/ Centro-Oeste
A análise das comparações entre os ciclos foi feita visando a avaliação das maiores
solicitações de carga. O período de inverno foi caracterizado pelo mês de maio para
os anos de 2003 e 2004. Para os demais anos, foram consideradas as maiores
cargas informadas pelas empresas no período de abril a setembro. Ressalta-se
que, com relação aos valores informados para 2004, os meses de julho e agosto
apresentam valores muito próximos ao de maio. Para a carga do período de verão,
foram analisados os meses de dezembro e fevereiro.
O subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresenta uma defasagem de aproximadamente um ano para este novo ciclo, quando comparado com o anterior. Destaca-se
que o Centro Oeste e o Sudeste mostram comportamento similar no que se refere
ao atraso entre ciclos, apesar dos valores dos desvios e taxas de crescimento do
Centro-Oeste serem mais elevados que os do Sudeste.
ONS
PAR 2004-2006
362 / 530
Em termos do crescimento esperado, está sendo prevista uma retomada da carga a
partir de 2003, com taxas mais atenuadas que no ciclo anterior. A retomada da
carga após o racionamento pode ser avaliada pelo crescimento de 10% entre a
carga prevista para o inverno de 2003 e a verificada em 2002 e pela taxa
geométrica de 6% entre a carga prevista para o inverno de 2004 e o verificado em
2002. No ciclo anterior, estes indicadores eram 2% mais elevados, ou seja, 12% e
8%, respectivamente.
Figura 6.1.4-12 Subsistema Sudeste – Comparação entre ciclos
A participação de cada área no total de carga do Subsistema é bastante variável em
função da condição de carga e estação /mês do ano:
ONS
PAR 2004-2006
363 / 530
Figura 6.1.4-13 Subsistema Sudeste – Composição por Áreas – diferentes meses e condições de carga
Tabela 6.1.4-7 Previsão de Carga para o Subistema Sudeste/Centro-Oeste (MW)
Áreas
Mês
Minas Gerais
São Paulo
Mato Grosso
Goiais+Dist.Federal
Rio + E.Santo
Subsistema SE-CO
Inv
Inv
Inv
Inv
Inv
2002
PAR 2003-2005
2003 2004 2005
5.838 6.238 6.538 6.869
17.004 17.611 18.267 18.986
1.084 1.093 1.213 1.253
1.896 2.129 2.285 2.451
7.011 7.405 7.589 7.757
32.833 34.477 35.892 37.315
PAR 2004-2006
2003 2004 2005
2006
6.066 6.217 6.350 6.575
16.909 17.522 17.946 18.558
1.093 1.140 1.207 1.256
2.010 2.137 2.276 2.415
7.659 7.436 7.663 7.868
33.738 34.452 35.442 36.672
Tabela 6.1.4-8 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Subsistema Sudeste/Centro Oeste (%)
Áreas
PAR 2003-2005
03 / 02 04 / 03 05 / 04
Minas Gerais
São Paulo
Mato Grosso
Goiais+Dist.Federal
Rio + E.Santo
Subsistema SE-CO
6,9%
3,6%
0,9%
12,3%
5,6%
5,0%
4,8%
3,7%
10,9%
7,3%
2,5%
4,1%
5,1%
3,9%
3,3%
7,3%
2,2%
4,0%
PAR 2004-2006
04 / 03 05 / 04 06 / 05
2,5%
3,6%
4,3%
6,3%
-2,9%
2,1%
2,1%
2,4%
5,9%
6,5%
3,0%
2,9%
3,5%
3,4%
4,1%
6,1%
2,7%
3,5%
PAR 04-06 / PAR 03-05
2003
2004
2005
-2,8%
-4,0%
0,0%
-5,6%
3,4%
-2,1%
-4,9%
-4,1%
-6,0%
-6,5%
-2,0%
-4,0%
-7,6%
-5,5%
-3,7%
-7,1%
-1,2%
-5,0%
A análise individualizada por Área indica um atraso superior a um ano para São
Paulo e Minas Gerais, que juntas correspondem a 70% da carga deste Subsistema,
embora haja uma considerável variação na composição da estrutura de mercado
das diversas concessionárias, o que leva a diferentes conseqüências do
ONS
PAR 2004-2006
364 / 530
constrangimento imposto à carga. A Área Rio de Janeiro + Espírito Santo, por
exemplo mostra um atraso inferior a um ano em 2005 e 2006.
Figura 6.1.4-14 Subsistema Sudeste/ Centro Oeste – Comparação entre ciclos - Áreas
Minas Gerais - Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h)
Evolução e diferença entre ciclos
7000
2003
2004
2005
2006
6800
-7,6%
6600
-4,9%
6400
6200
-2,8%
crescimento de
6000
5800
crescimento de
2,1%
Atrasos:
2004 ~ = 1 ano
2005 > 1 ano
2006 > 1 ano
5600
5400
crescimento de
5200
3,5%
2,5%
5000
Inv/03
Inv/04
Inv/05
PAR 03-05 Pes DU
Inv/06
PAR 04-06 Pes DU
São Paulo- Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h)
Evolução e diferença entre ciclos
19500
2003
2004
2005
2006
19000
-5,5%
18500
-4,1%
18000
17500
17000
crescimento de 3,4%
-4,0%
crescimento de 2,4%
16500
16000
crescimento de 3,6%
Atrasos:
2004 > 1 ano
2005 > 1 ano
2006 > 1 ano
15500
15000
Inv/03
Inv/04
PAR 03-05 Pes DU
ONS
PAR 2004-2006
Inv/05
Inv/06
PAR 04-06 Pes DU
365 / 530
Mato Grosso do Sul - Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h)
Evolução e diferença entre ciclos
650
2003
2004
2005
2006
630
610
590
-1,4%
-4,6%
570
crescimento de
550
530
-1,4%
crescimento de 3,2%
510
490
crescimento de
4,3%
3,4%
Atrasos:
2004 = 1 ano
2005 = 1 ano
2006 < 1 ano
470
450
Inv/03
Inv/04
PAR 03-05 Pes DU
ONS
PAR 2004-2006
Inv/05
Inv/06
PAR 04-06 Pes DU
366 / 530
Mato Grosso - Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h)
Evolução e diferença entre ciclos
750
2003
2004
2005
2006
700
650
-5,6%
550
crescimento de
-7,3%
600
crescimento de
1,3%
crescimento de
500
8,3%
4,3%
4,7%
Atrasos:
2005 ~= 1 ano
2006 ~= 1 ano
450
Inv/03
Inv/04
PAR 03-05 Pes DU
Inv/05
Inv/06
PAR 04-06 Pes DU
Análise das Curvas de Carga do Sudeste/Centro Oeste
Para o Subsistema como um todo, as várias áreas contribuem para uma
conformação da curva de carga ao longo do ano que denota uma variação mais
expressiva nos horários no entorno da ocorrência da ponta de carga. O efeito do
horário de verão é notável, como se pode observar no deslocamento do horário de
ponta, e também na sua diminuição, bem como através da previsão de um “vale” no
período que a antecede.
A máxima demanda de carga no ano ocorre no inverno, sendo que a carga média
vespertina é maior nos meses de verão.
ONS
PAR 2004-2006
367 / 530
Figura 6.1.4-15 Curvas típicas para meses distintos – dia útil – Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste
Para as curvas das diferentes áreas, estas traduzem as diversas composições do
mercado consumidor que as formam, com as diferentes intensidades nas
participações dos segmentos tradicionais (residencial, comercial, industrial, poderes
públicos, rural, etc..)
Destaca-se que embora haja variações de destaque entre as Áreas, no geral a
forma básica da curva de carga é a mesma, com a ponta descolada do restante da
curva e representando a ocorrência da máxima carga do dia. A exceção é a área do
Mato Grosso+ Mato Grosso do Sul, aonde se verifica a carga média vespertina
empatando ou eventualmente até ultrapassando a ponta nos meses de verão, o que
se verifica também em várias empresas da Região Sul.
ONS
PAR 2004-2006
368 / 530
Figura 6.1.4-16 Curvas típicas para meses distintos – dia útil – Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste - Áreas
6.1.4.4 Sul
As previsões para o ciclo 2004-2006, quando comparadas com as do ciclo anterior,
mostram desvios que levam a um atraso da carga global da Região Sul de
aproximadamente um ano para 2004. A defasagem para todas as concessionárias é
também desta ordem, à exceção da Copel, que apresentou atrasos de quase dois
anos no início do novo ciclo e de pouco mais de um ano para o período restante.
Tal retração está sendo esperada basicamente em função das expectativas de
consumo e do cenário econômico nacional e regional.
ONS
PAR 2004-2006
369 / 530
O crescimento está sendo previsto na faixa de 5% ao ano para o horizonte
considerado, um pouco inferior ao que já se verificou recentemente para a Região,
no biênio 1999/2000.
A participação de cada estado na composição da carga regional é bastante
diferenciada, variando em função da condição de carga e do período do ano.
A seguir, são apresentados gráficos que consubstanciam os comentários acima.
Figura 6.1.4-17 Subsistema Sul – Comparação entre ciclos
ONS
PAR 2004-2006
370 / 530
Figura 6.1.4-18 Subsistema Sul – Comparação entre ciclos - ÁREAS
ONS
PAR 2004-2006
371 / 530
Tabela 6.1.4-9 Previsão de Carga para o Subistema Sul mês de maio(MW)
Áreas
Paraná
Santa Catarina
Rio Grande do Sul
Subsistema Sul
Mês
Mai
Mai
Mai
Mai
2002
3.321
2.282
3.381
8.984
PAR 2003-2005
2003 2004 2005
3.447 3.819 4.030
2.434 2.558 2.716
3.615 3.717 3.889
9.496 10.094 10.635
2003
3.178
2.349
3.617
9.144
PAR 2004-2006
2004 2005 2006
3.344 3.557 3.742
2.453 2.589 2.725
3.706 3.870 4.041
9.503 10.016 10.508
Tabela 6.1.4-10 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Subsistema Sul – mês de maio (%)
PAR 2003-2005
Áreas
03 / 02 04 / 03 05 / 04
3,8% 10,8%
5,5%
Paraná
6,7%
5,1%
6,1%
Santa Catarina
6,9%
2,8%
4,6%
Rio Grande do Sul
5,7%
6,3%
5,4%
Subsistema Sul
ONS
PAR 2004-2006
PAR 2004-2006
04 / 03 05 / 04 06 / 05
5,2%
6,4%
5,2%
4,4%
5,5%
5,3%
2,5%
4,4%
4,4%
3,9%
5,4%
4,9%
PAR 04-06 / PAR 03-05
2003
2004
2005
-7,8% -12,5% -11,7%
-3,5% -4,1% -4,7%
0,1% -0,3% -0,5%
-3,7% -5,9% -5,8%
372 / 530
Figura 6.1.4-19 Subsistema Sul– Composição por Estado – ano de 2005 – carga média de verão e carga
pesada de inverno
Análise das Curvas de Carga do Sul
As análises das curvas de carga global das empresas foram determinativas para
definição de quais as cargas a serem consideradas para os estudos. As máximas
solicitações ocorrem no verão no mês de março, durante o período vespertino –
carga média – de dia útil, e no inverno, durante o período da ponta – carga pesada
– igualmente de dia útil, em junho.
A análise confirma a tendência de alteração na conformação destas curvas, em
função da influência da carga vespertina, que faz com que durante todos os meses
do verão o dia útil apresente a carga média acima da carga coincidente com o
período de ponta do SIN. Este formato começou a se delinear no Rio Grande do
Sul, aonde ainda é mais significativo, tendo evoluído para todo o Sul, a menos do
Paraná. Destaca-se ainda que a componente reativa desta carga, em função de sua
natureza ligada a aspectos como temperatura, etc, a torna interessante objeto de
estudos dentro do escopo considerado.
São apresentadas as curvas para os meses de inverno e de verão, este com as
previsões com e sem a vigência do horário de verão (HV), de forma a explicitar a
sazonalidade das mesmas e os importantes deslocamentos na ocorrência da máxima demanda.
ONS
PAR 2004-2006
373 / 530
Figura 6.1.4-20 Subsistema Sul – Curva de carga diária típica para dias úteis–verão (com e sem HV) e inverno
Figura 6.1.4-21 Curvas de carga diária típica para dias úteis – Subsistema Sul -verão e inverno - ÁREAS
ONS
PAR 2004-2006
374 / 530
6.1.5
Requisitos Máximos Anuais
Para uma visão de conjunto da evolução dos requisitos máximos anuais por
Subsistema ao longo do tempo, estão apresentados a seguir os valores de
demanda máxima verificados até dezembro de 2002 e os requisitos máximos
previstos no PAR 2004-2006.
Tais requisitos são obtidos a partir da previsão por barramentos para as condições
de carga associadas nas quais se espera a ocorrência da máxima carga anual para
cada Subsistema, acrescidas de perdas previstas nos sistemas de transmissão.
Estas perdas são obtidas a partir de estudos de casos de fluxo de potência
elaborados com critérios e metodologias adotadas nos estudos do Plano de
Ampliações e Reforços – PAR – do ciclo em análise, com considerações específicas
quanto ao cenário de despacho de geração e topologia da rede.
Conforme estabelecido no Submódulo 5.2 dos Procedimentos de Rede, estão sendo
mostradas também as previsões de demanda máxima integrada constantes do
Plano de Operação 2003 – Cenário de Referência, de forma a ter-se uma idéia das
diferenças entre estas previsões.
Cabe comentar que as premissas adotadas para as previsões de carga para o PAR
e para o Plano de Operação diferem por concepção. No ambiente do Plano de
Operação, o que se pretende á analisar a capacidade de atendimento à demanda
global (não é analisada a distribuição espacial da carga), focando também a
questão energética, em consonância com os cenários de mercado elaborados no
âmbito do CCPE/CTEM. Não há a necessidade de se ter alternativas de expansão
respaldadas contratualmente, o que faz com que as previsões sejam mais
“ousadas”. Já o PAR guarda o compromisso contratual para a sinalização de
expansões para a Rede Básica, o que leva a uma postura mais conservadora por
parte dos previsores de carga.
Foi elaborada a Tabela 11 abaixo, aonde são mostradas as previsões em questão e
as diferenças, as perdas embutidas e os crescimentos envolvidos.
ONS
PAR 2004-2006
375 / 530
Figura 6.1.4-22 Comparação entre as previsões do PLANO de OPERAÇÃO e o PAR 2004/2006
ONS
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Os desvios observados para os Subsistemas entre as previsões de demanda
máxima para o PAR e para o Plano evoluem de valores na faixa de 2 a 5% em 2004
para 6 a 9% em 2006. Estas diferenças mostram-se significativas quando
confrontadas com as taxas de crescimento anuais.
É importante frisar que os requisitos são extremamente sensíveis às perdas
agregadas. Um parâmetro muito importante é o despacho de geração que é
considerado implicitamente no CASO-BASE a partir do qual obtêm-se essas perdas.
Comparações entre as previsões de carga para o PAR com as utilizadas nos
estudos do CCPE/CTET, também por barramentos, não estão sendo realizadas no
momento por indisponibilidade de dados para tal.
6.2
Geração
Conforme estabelecido no termo de referência [8], no desenvolvimento dos estudos
que resultaram na proposta de ampliações e reforços contida neste documento, foi
ONS
PAR 2004-2006
379 / 530
adotado o programa de geração contemplado na elaboração do Plano Anual da
Operação Energética, considerando:
-
usinas existentes;
-
usinas novas com contratos de concessão ou com solicitações de novos acesso
já formalizados junto ao ONS/Agentes;
-
transferências contratadas em interligações internacionais;
-
as datas de entrada em operação das máquinas das usinas hidrelétricas são
aquelas constantes no Acompanhamento das Usinas Hidrelétricas em
Construção, versão de 10/10/2001, elaborado pela Aneel; e
-
as datas de entrada em operação das máquinas das usinas térmicas são
aquelas constantes do processo de solicitação de acesso ao ONS/Agentes.
No Volume III, é apresentado o programa de geração considerado na elaboração
deste Plano de Ampliações e Reforços.
6.3
Programa de Obras na Rede Básica
Neste item é apresentado o programa de obras de transmissão adotado como
premissa nos estudos que resultaram neste PAR 2004-2006. Os empreendimentos,
que estão relacionados nas Tabelas 6.3-1 a 6.3-4, estão em construção, tendo sido
já objeto de licitação ou de autorização pela Aneel. Destaca-se a importância de
que o cronograma de implantação dessas obras seja mantido e, se possível,
antecipado.
ONS
PAR 2004-2006
380 / 530
Tabela 6.3-1 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Interligações Inter-regionais
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
464
PA/MA
Licitada
IVAIPORÃ
750/
525/
3o banco de autotransformadores
69
1.650
PR
IMPERATRIZ – COLINAS – 500
MIRACEMA – GURUPI – SERRA
DA MESA C2
1.278 MA/TO
/GO
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
kV
TUCURUÍ – MARABÁ C4 E 500
MARABÁ – AÇAILÂNDIA C2
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
EMPRESA NORTE
DE TRANSMISSÃO
DE ENERGIA S.A.
DEZ/2004
DEZ/2004
Autorizado
(Resolução
Aneel
799/02)
FURNAS
JUN/2004
JUN/2004
Licitada
NOVATRANS
OUT/2003
(S Mesa Miracema) e
FEV/2004
(Miracema Imperatriz)
OUT/2003
(S Mesa Miracema) e
FEV/2004
(Miracema Imperatriz)
circuito
simples,
com
compensação série em Marabá e
Açailândia
(interligação Norte/Nordeste)
circuito
simples,
compensação série
(Interligação Norte/Sul II)
ONS
PAR 2004-2006
com
381 / 530
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
kV
DONA FRANCISCA – ITAÚBA
230
23
RS
Autorizada
(Res.
186/03)
230
16,5
RS
230
--
230
230
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
CEEE
FEV/2005
FEV/2005
Autorizada
(Res.
497/01)
CEEE
OUT/2002
DEZ/2004
RS
Autorizada
(Res.
497/01)
CEEE
OUT/2002
DEZ/2004
130
RS
Licitada
CEEE
JUL/2004
JUL/2004
55
RS
Autorizada
(Res.
557/00 e
208/03)
CEEE
MAI/2003
JUL/2003
circuito simples
GRAVATAÍ 2 – PORTO
ALEGRE 8
circuito simples
PORTO ALEGRE 8
SE nova (setor de 230 kV)
PRESIDENTE MÉDICI PELOTAS 3
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
circuito simples
TAQUARA - CAXIAS
circuito simples
ONS
PAR 2004-2006
382 / 530
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul (continuação)
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
54
RS
Autorizada
(Res.
557/00 e
208/03)
230
137
PR
CAMPO COMPRIDO - UMBARÁ
circuito duplo seccionamento
para SE Cidade Industrial de
Curitiba
230
2x4
CIDADE INDUSTRIAL DE
CURITIBA
230
525
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
TAQUARA - OSÓRIO
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
CEEE
MAI/2003
JUL/2003
Licitada
COPEL
FEV/2003
AGO/2003
PR
Autorizada
(Res.
086/01)
COPEL
DEZ/2001
NOV/2003
---
PR
Autorizada
(Resolução
Aneel
550/00)
COPEL
JAN/2002
NOV/2003
---
PR
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
JUN/2004
JUN/2004
circuito simples
BATEIAS – JAGUARIAÍVA
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
circuito simples
SE nova (associada ao
seccionamento da LT 230 kV
Campo Comprido – Umbará)
AREIA
Unidade reserva do banco de
autotransformadores existente
ONS
PAR 2004-2006
383 / 530
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
AREIA – SÃO MATEUS
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
129
PR
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
230
---
SC
525
---
525
---
525/
230
---
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
ELETROSUL
JUL/2004
JUL/2004
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
ABR/2004
ABR/2004
SC
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
JUN/2004
JUN/2004
SC
Autorizado
(Resolução
Aneel
532/01)
ELETROSUL
MAR/2003
JUN/2003
Autorizado
(Resolução
Aneel
427/01)
ELETROSUL
MAI/2003
JUN/2003
recapacitação
BLUMENAU
banco de capacitores –
2x125 Mvar
BLUMENAU
Complementação do arranjo para
disjuntor e meio para o
transformador
CAMPOS NOVOS
conexão para reator de barra
100 Mvar
CAMPOS NOVOS
complementação da configuração
disjuntor e meio, com instalação
de disjuntores para o TR 5
ONS
PAR 2004-2006
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
384 / 530
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
CAMPOS NOVOS
2o banco de autotransformadores
e unidade reserva
CAMPOS NOVOS
kV
km
ou
MVA
525/
230
672
525
---
525
ENTRADA EM OPERAÇÃO
UF
MAI/2003
JUL/2003
SC
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
FEV/2004
FEV/2004
---
RS
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
JUN/2004
JUN/2004
230
---
MS
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
DEZ/2003
DEZ/2003
525
---
SC
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
JUN/2004
JUN/2004
conexão para reator da linha de
Guaíra
ITÁ
reencabeçamento da LT Salto
Santiago e conexão para reator
de barra de 150 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
PREVISÃO
ELETROSUL
reator manobrável de 150 Mvar e
unidade reserva
DOURADOS
PRAZO
CONTRATUAL
Autorizado
(Resolução
Aneel
427/01)
conexão para reator da linha de
Areia
CAXIAS
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
385 / 530
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
IVAIPORÃ FURNAS –
IVAIPORÃ ELETROSUL
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
525
0,7
PR
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
525
---
PR
230
---
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
ELETROSUL
JUL/2004
JUL/2004
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
JUN/2004
JUN/2004
SC
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
ABR/2004
ABR/2004
230 2X181
PR
Autorizado
(Resolução
Aneel
033/03)
ELETROSUL
JUL/2004
JUL/2004
230
RS
Licitada
STE - SUL
TRANSMISSORA
DE ENERGIA
LTDA.
AGO/2004
AGO/2004
circuito simples
LONDRINA
Complementação do arranjo para
disjuntor e meio para o
transformador
PALHOÇA
banco de capacitores – 50 Mvar
SALTO OSÓRIO – CAMPO
MOURÃO
recapacitação
MAÇAMBARÁ
reator manobrável – 30 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
--
386 / 530
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
MAÇAMBARÁ – SANTO
ÂNGELO
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
205
RS
Licitada
230
54
RS
230
130
230
--
kV
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
STE - SUL
TRANSMISSORA
DE ENERGIA
LTDA.
AGO/2004
AGO/2004
Licitada
STE - SUL
TRANSMISSORA
DE ENERGIA
LTDA.
AGO/2004
AGO/2004
RS
Licitada
STE - SUL
TRANSMISSORA
DE ENERGIA
LTDA.
AGO/2004
AGO/2004
RS
Licitada
TREZEGUET
PARTICIPAÇÕES
LTDA.
AGO/2004
AGO/2004
circuito simples
SANTO ÂNGELO 2 – SANTA
ROSA C2
circuito simples
UTE URUGUAIANA –
MAÇAMBARÁ
circuito simples
LAGOA VERMELHA
SE nova (setor de 230 kV)
(associada à nova conexão da
RGE e às LTs 230 kV Campos
Novos – Lagoa Vermelha e
Lagoa Vermelha – Santa Marta)
ONS
PAR 2004-2006
387 / 530
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
LAGOA VERMELHA - CAMPOS
NOVOS
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
84
RS/SC
Licitada
230
96
RS
Licitada
kV
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
circuito simples (associada à SE
Lagoa Vermelha)
LAGOA VERMELHA – SANTA
MARTA
circuito simples (associada à SE
Lagoa Vermelha)
ONS
PAR 2004-2006
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
TREZEGUET
PARTICIPAÇÕES
LTDA.
AGO/2004
AGO/2004
TREZEGUET
PARTICIPAÇÕES
LTDA.
AGO/2004
AGO/2004
388 / 530
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
TIJUCO PRETO – CACHOEIRA
PAULISTA C2
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
500
180
SP
Licitada
500
---
MG
500
---
345
---
kV
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
CACHOEIRA
PAULISTA
TRANSMISSORA
DE ENERGIA
LTDA.
DEZ/2004
DEZ/2004
Autorizada
(Resolução
Aneel
542/02)
CEMIG
MAR/2004
MAR/2004
MG
Autorizada
(Resolução
568/02 da
Aneel)
CEMIG
MAI/2003
JUN/2003
SP
Autorizada à
(Resolução
Aneel
230/01)
CTEEP
DEZ/2003
DEZ/2004
circuito simples
BOM DESPACHO 3
SE nova para seccionamento das
LTs 500 kV Jaguara – Neves,
Jaguara - São Gonçalo do Pará e
São Gotardo 2 – Neves. reator
manobrável de barra – 91 Mvar
NEVES
conexão para reator da LT
500 kV São Gotardo 2 – Neves –
91 Mvar
ANHANGUERA
SE nova (setor de 345 kV)
(associada à LT 345 kV
Guarulhos – Anhanguera)
ONS
PAR 2004-2006
389 / 530
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
AVARÉ NOVA
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
---
SP
Autorizado
(Resolução
Aneel
312/02)
440
---
SP
345
---
440
---
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
CTEEP
DEZ/2003
DEZ/2003
Autorizado
(Resolução
Aneel
591/02)
CTEEP
ABR/2004
ABR/2004
SP
Autorizado
(Resolução
Aneel
139/03)
CTEEP
OUT/2003
OUT/2003
SP
Autorizado
(Resolução
Aneel
591/02)
CTEEP
ABR/2004
ABR/2004
SE nova (setor de 230 kV)
(associada à nova conexão da
CFL Santa Cruz)
ARARAQUARA
conexão para o reator RE-2 –
180 Mvar
BAIXADA SANTISTA
Instalação de um disjuntor e 2
chaves seccionadoras
BAURU
conexão para os reatores RE-2 –
90 Mvar e RE-3 – 180 Mvar
ONS
PAR 2004-2006
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
390 / 530
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
CABREÚVA
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
440
---
SP
440/
230
kV
3º banco de autotransformadores
JAN/2003
JUN/2003
750
Autorizado
(Resolução
Aneel
503/02)
CTEEP
JUL/2004
JUL/2004
230
---
Autorizado
(Resolução
Aneel
503/02)
CTEEP
JUL/2004
JUL/2004
230
137
SP
Licitada
CTEEP
JUN/2003
DEZ/2003
345
2x25
SP
Autorizada
(Resolução
Aneel
542/00)
CTEEP
DEZ/2003
DEZ/2004
substituição de disjuntores e
equipamentos de 7 bays (Obra
associada ao 3º banco de
autotransformadores 440/230 kV)
CHAVANTES – BOTUCATU C2
PREVISÃO
CTEEP
(Obra associada a expansão do
consumidor CBA)
CABREÚVA
PRAZO
CONTRATUAL
Autorizado
(Resolução
Aneel
272/01)
conexão para o reator RE-3 –
90 Mvar
CABREÚVA
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
circuito simples
GUARULHOS – ANHANGUERA
circuito duplo
(associada à SE Anhanguera)
ONS
PAR 2004-2006
391 / 530
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
INTERLAGOS
2o banco de autotransformadores
JUPIÁ
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
345/
230
500
SP
Autorizado
(Resolução
Aneel
785/02)
440
---
SP
345
26
230
230/
138
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
CTEEP
DEZ/2003
DEZ/2003
Autorizado
(Resolução
Aneel
591/02)
CTEEP
ABR/2004
ABR/2004
SP
Autorizada
(Resolução
Aneel
319/01)
CTEEP
OUT/2002
OUT/2003
---
MT
Autorizado
(Resolução
Aneel
335/01)
ELETRONORTE
OUT/2002
JUN/2003
300
MT
Autorizada
(Resolução
Aneel
335/01)
ELETRONORTE
OUT/2002
JUN/2003
instalação de disjuntor na
interligação de barras 440 kV
TIJUCO PRETO – BAIXADA C3
circuito duplo, lançamento do 2º
circuito
COXIPÓ
reatores de linha – 2x30 Mvar
(associado à LT 230 kV Jauru –
Coxipó)
JAURU
SE nova (associada às LT 230 kV
Jauru – Coxipó) com banco de
transformadores e unidade
reserva
ONS
PAR 2004-2006
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
392 / 530
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
JAURU – COXIPÓ
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
2x360
MT
Autorizada
(Resolução
Aneel
335/01)
230
---
MT
230
131
500
500
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
ELETRONORTE
OUT/2002
JUN/2003
Autorizada
(Resolução
569/02 da
Aneel)
ELETRONORTE
JUN/2004
JUN/2004
MG
Autorizada
ESCELSA
NOV/2003
NOV/2003
210
MG
Licitada
EXPANSION
AGO/2004
AGO/2004
178
SP/RJ
Autorizada
(Resolução
Aneel
335/01)
FURNAS
JAN/2003
SET/2003
circuito duplo
reatores de linha 2 x 30 Mvar na
SE Jauru
SINOP
compensador estático - (- 30,
70) Mvar
AIMORÉS – GOVERNADOR
VALADARES
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
recapacitação – circuito simples
(associada à conexão da UHE
Aimorés)
ITUMBIARA – MARIMBONDO
circuito simples
CACHOEIRA PAULISTA –
ADRIANÓPOLIS C3
circuito simples (trecho entre a
torre 214 e a SE Adrianópolis)
ONS
PAR 2004-2006
393 / 530
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
CAMPINAS
kV
km
ou
MVA
500
---
345
---
500/
345
345
ENTRADA EM OPERAÇÃO
UF
3º banco de autotransformadores
MAI/2004
MAI/2004
MG
Autorizada
(Resolução
641/02 da
Aneel)
FURNAS
MAI/04
MAI/04
400
MG
Autorizado
(Resolução
Aneel
335/01)
FURNAS
MAI/2003
14 meses após
a obtenção da
Licença de
Instalação
370
MG/ES
Autorizada
(Resolução
Aneel
335/01)
FURNAS
JUL/2003
14 meses após
a obtenção da
Licença de
Instalação
(associado à LT 345 kV Ouro
Preto 2-Vitória)
OURO PRETO 2 – VITÓRIA
circuito simples
ONS
PAR 2004-2006
PREVISÃO
FURNAS
reator manobrável de barra –
60 Mvar
OURO PRETO 2
PRAZO
CONTRATUAL
Autorizada
(Resolução
641/02 da
Aneel)
reator manobrável de linha –
136 Mvar (em substituição ao
reator de 73 Mvar existente na LT
Campinas – Cachoeira Paulista)
ITUTINGA
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
394 / 530
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
SAMAMBAIA
kV
km
ou
MVA
500
banco de compensação série – 1
x 252 Mvar (na LT para Serra da
Mesa – no 3º circuito compacto)
TIJUCO PRETO
3o banco de autotransformadores
ONS
PAR 2004-2006
750/
500
1.650
ENTRADA EM OPERAÇÃO
UF
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
Autorizado
(Resolução
Aneel
335/01)
FURNAS
ABR/2003
JUN/2003
Autorizado
(Resolução
Aneel
193/01)
FURNAS
OUT/2002
OUT/2003
395 / 530
Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
BRUMADO II
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
---
BA
Autorizado
(Resolução
Aneel
143/03)
230/
69
39
PI
230
2x56
CE
kV
reator de barra manobrável –
10 Mvar
BOA ESPERANÇA
3° transformador
CAUÍPE – FORTALEZA II C1/C2
circuito duplo
(obra associada às UTEs
TERMOCEARÁ e FORTALEZA)
ONS
PAR 2004-2006
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
COELBA
ABR/2004
ABR/2004
Autorizado
apenas o
transformad
or sem as
conexões
(Resolução
Aneel
166/00)
CHESF
DEZ/2000
(apenas o
transformador)
Previsão para
entrar em
operação:
Depende de
autorização da
Aneel para as
conexões
Autorizada
(Resolução
Aneel
233/02)
CHESF
AGO/2003
AGO/2003
396 / 530
Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
FORTALEZA II – PICI C1/C2
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
2x25
CE
Autorizada
(Resolução
Aneel
166/00)
CHESF
DEZ/2000
Obra paralisada
por decisão
Judicial
500
401
CE
Autorizada
(Resolução
Aneel
333/00)
CHESF
MAR/2002
AGO/2003
230
---
RN
Autorizada
(Resolução
Aneel
402/02)
CHESF
JAN/2004
JAN/2004
CE
Autorizada
(Resolução
Aneel
166/00)
CHESF
DEZ/2000
Depende da LT
Fortaleza II –
Pici, paralisada
por decisão
Judicial
kV
circuito duplo
(associada à implantação da SE
Pici)
MILAGRES – FORTALEZA
Complementação da conversão
das LTs 230 kV transformáveis
Milagres – Banabuiú - Fortaleza
PARAÍSO
SE nova seccionando a LT
230 kV Campina Grande II –
Natal II – 04V1
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
(associada à nova conexão da
Cosern)
PICI
SE nova com 2 transformadores
ONS
PAR 2004-2006
230/ 2X100
69
397 / 530
Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
PIRAPAMA II
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230
---
PE
Autorizada
(Resolução
Aneel
233/02)
500
---
CE
230
2x32
230
2x28,
5
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
CHESF
DEZ/2003
DEZ/2003
Autorizada
(Resolução
Aneel
079/01)
CHESF
MAR/2002
SET/2003
PE
Autorizada
(Resolução
Aneel
166/00)
CHESF
DEZ/2000
OUT/2003
PE
Autorizada
(Resolução
Aneel
233/02)
CHESF
DEZ/2003
DEZ/2003
substituição de 2 disjuntores das
conexões dos transformadores
(associada à UTE
Termopernambuco)
QUIXADÁ
SE nova de chaveamento
(associada à conversão de LTs
de 230 kV para 500 kV no eixo
Paulo Afonso – Fortaleza)
RECIFE II – PAU FERRO C1/C2
circuito duplo
RECIFE II – PIRAPAMA II C1/C2
recapacitação (de 232 MVA para
350 MVA)
(associada à UTE
Termopernambuco)
ONS
PAR 2004-2006
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
398 / 530
Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
SÃO JOÃO DO PIAUÍ
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
500
--
PI
Autorizada
(Resolução
717/02 da
Aneel)
230
2x15
CE
500/
230
600
230/
69/
13,8
230
kV
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
CHESF
NOV/2004
NOV/2004
Autorizada
(Resolução
257/03 da
Aneel)
CHESF
MAR/2005
MAR/2005
CE
Autorizada
(Resolução
257/03 da
Aneel)
CHESF
MAR/2005
MAR/2005
60
PA
Autorizado
(Resolução
Aneel
233/01)
ELETRONORTE
DEZ/2001
SET/2003
--
MA
Autorizada
(Resolução
569/02 da
Aneel)
ELETRONORTE
AGO/2004
AGO/2004
bancos de compensação série –
480 Mvar (Boa Esperança) e
435 Mvar (Sobradinho)
SOBRAL II – SOBRAL III
circuito duplo (associada ao 1º
banco de autotransformadores
500/230 kV da SE Sobral III)
SOBRAL III
1o banco de autotransformadores
(associada à LT 230 kV Sobral II
– Sobral III)
ALTAMIRA
2° transformador
SÃO LUÍS II
compensador estático
(- 100,150) Mvar
ONS
PAR 2004-2006
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
399 / 530
Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
TRANSAMAZÔNICA
2° transformador
VILA DO CONDE – SANTA
MARIA
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
230/
34,5
30
PA
Autorizado
(Resolução
Aneel
233/01)
230
179
PA
230
51
kV
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
ELETRONORTE
DEZ/2001
SET/2003
Licitada
EMPRESA
REGIONAL DE
TRANSMISSÃO DE
ENERGIA S.A.
AGO/2004
AGO/2004
PE/PB
Licitada
GTESA
JUL/2003
JUL/2003
PE
Licitada
NTE
JAN/2004
JAN/2004
circuito simples
GOIANINHA – MUSSURÉ II C3
circuito simples
ANGELIM II
2 bancos de autotransformadores
ANGELIM II – CAMPINA
GRANDE II
500/ 2x600
230
230
186
PE/PB
Licitada
NTE
JAN/2004
JAN/2004
500
200
AL/PE
Licitada
NTE
JAN/2004
JAN/2004
circuito simples
XINGÓ - ANGELIM II
circuito simples
ONS
PAR 2004-2006
400 / 530
Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste (continuação)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ou SUBESTAÇÃO
PARAÍSO – AÇU II
circuito simples (antiga Santa
Cruz – Açu II)
ONS
PAR 2004-2006
kV
230
ENTRADA EM OPERAÇÃO
km
ou
MVA
UF
135
RN
SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA
Licitada
PARAÍSO-AÇU
TRANSMISSORA
DE ENERGIA S.A.
PRAZO
CONTRATUAL
PREVISÃO
MAR/2004
MAR/2004
401 / 530
6.4
Programa de Obras das Distribuidoras
Neste item são apresentados os programas de obras encaminhados até o presente
momento pelas distribuidoras, referentes às instalações não integrantes da Rede
Básica.
6.4.1
CEEE-D
A tabela 6.4.1-1 apresenta as principais obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
da empresa de distribuição CEEE-D, informadas pela distribuidora no âmbito do
Grupo Especial Sul/Mato Grosso do Sul.
Tabela 6.4.1-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEEE-D
OBRA
DATA
SE Arroio do Sal, 1º transformador, 230/69 kV, 83 MVA
Nov/06
SE Guaíba, 2° transformador, 230/69 kV, 50 MVA
Mar/06
SE Camaquã, 2º transformador, 230/69 kV, 83 MVA
Out/06
SE Bagé 2, 2° transformador, 230/69 kV, 50 MVA
Abr/06
SE Porto Alegre 8, 1º e 2º transformadores, 230/69kV, 2 x 83 MVA
Dez/04
SE Porto Alegre 10, 2º transformador, 230/69 kV, 83 MVA
Set/05
SE Porto Alegre 6, 2º transformador, 230/13,8 kV, 50 MVA
Jun/04
SE Porto Alegre 7, 1º e 2º transformadores, 230/13,8 kV, 2 x 50
Dez/06
6.4.2
RGE
A tabela 6.4.2-1 apresenta as principais obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
da empresa de distribuição RGE, informadas pela distribuidora no âmbito do Grupo
Especial Sul/Mato Grosso do Sul.
Tabela 6.4.2-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – RGE
OBRA
DATA
SE Caxias 5, 1º banco de transformadores, 230/69 kV, 165 MVA
Dez/04
SE Garibaldi, 2º transformador, 230/69 kV, 83 MVA
Dez/04
SE Lagoa Vermelha, 1º transformador, 230/138 kV, 150MVA
Ago/04
ONS
PAR 2004-2006
402 / 530
OBRA
DATA
SE Passo Fundo, 2º transformador, 230/138 kV, 84 MVA
Dez/04
SE Tapera 2, 1° e 2° transformador, 230/69 kV, 2x83 MVA
Jul/04
6.4.3
AES
A tabela 6.4.3-1 apresenta as principais obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
da empresa de distribuição AES, informadas pela distribuidora no âmbito do Grupo
Especial Sul/Mato Grosso do Sul.
Tabela 6.4.3-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – AES
OBRA
SE Sapucaia 2, 1º transformador (banco), 230/138 kV, 150 MVA
6.4.4
DATA
Jul/05
CELESC
A tabela 6.4.4-1 apresenta as principais obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
da empresa de distribuição Celesc, informadas pela distribuidora no âmbito do
Grupo Especial Sul/Mato Grosso do Sul.
Tabela 6.4.4-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celesc
OBRA
DATA
LT 138 kV Lages - Vidal Ramos Jr., 1km
Dez/05
LT 69 kV Araranguá 2 - Araranguá, 2km (para Ermo)
Fev/06
LT 69 kV Araranguá 2 - Araranguá, 2km (para Maracajá)
Fev/06
LT 138 kV Itajaí - Brusque, 17km
Dez/04
LT 138 kV Itajaí - Navegantes, 21km
Dez/04
SE Araranguá 2, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 83 MVA
Jan/06
SE Biguaçú, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 150 MVA
Dez/06
SE Campos Novos (Eletrosul), 4º transformador, 230/138 kV, 150 MVA
Dez/05
SE Campos Novos (Eletrosul), complementação pátio 138kV
Jun/04
ONS
PAR 2004-2006
403 / 530
OBRA
DATA
SE Itajaí, 3º transformador, 230/138 kV, 150 MVA,
Dez/04
SE Itajaí, 4º transformador, 230/138 kV, 150 MVA
Dez/05
SE J.Lacerda, 2º transformador, 230/69 kV, 83MVA
Dez/05
SE Lages, 1o e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 150 MVA
Dez/05
SE Palhoça, 4º transformador, 230/138 kV, 150 MVA
Dez/04
SE Palhoça, substituição transformador TT2, 230/138 kV, 150 MVA
Dez/03
SE Siderópolis Eletrosul, substituição transformador TT2, 230/69 kV,
83 MVA
Dez/04
SE Xanxerê, substituição transformador TT1, 230/138 kV, 150 MVA
Mai/04
SE Xanxerê, substituição transformador TT2, 230/138 kV, 150 MVA
Dez/05
6.4.5
COPEL-D
A tabela 6.4.5-1 apresenta as principais obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
da empresa de distribuição Copel-D, informadas pela distribuidora no âmbito do
Grupo Especial Sul/Mato Grosso do Sul.
Tabela 6.4.5-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Copel-D
OBRA
DATA
LT 138 kV Belém - Palmeira, 2x0, 5 km
Jun/06
LT 138 kV Mandaguari - Jardim Tropical, 2x3,0 km
Mar/05
LT 138 kV Posto Fiscal - GBA, GPS, 2 km
Mai/05
LT 138 kV Guarapuava – Santa Clara, 60 km
Jan/05
LT 138 kV Vila Carli – Santa Clara, 12 km
Jan/05
LT 69 kV Atuba - Quatro Barras, 2x0,5 km
Mar/05
LT 69 kV Cid. Indl. Curitiba - Novo Mundo, 7,2 km
Fev/05
LT 69 kV Colombo - Santa Mônica, 19,8 km
Mar/05
LT 69 kV Guaraituba - Santa Mônica, 7,1 km
Mar/05
LT 69 kV LT1 Atuba - Santa Mônica, 5 km
Mar/05
LT 69 kV LT2 Atuba - Santa Mônica, 5 km
Mar/05
ONS
PAR 2004-2006
404 / 530
OBRA
DATA
LT 69 kV Santa Mônica - Quatro Barras, 8 km
Out/06
LT 69 kV Santa Quitéria - Novo Mundo, 5,3 km
Fev/05
SE Campo Mourão, 2º transformador, 230/138 kV, 150 MVA
Jul/04
SE Cidade Industrial de Curitiba, 1º e 2º transformadores, 230/13,8 kV,
2 x 50
Nov/03
SE Cidade Industrial de Curitiba, 1º e 2º transformadores, 230/69 kV, 2x
150MVA
Nov/03
SE Cidade Industrial de Curitiba, Banco de capacitores, 69, kV,
2x15 Mvar
Nov/03
SE Foz do Iguaçu Norte, 1º transformador, 230/138 kV, 150 MVA
Jan/06
SE Jaguariaíva, 3º transformador, 230/138 kV, 150 MVA
Set/03
SE Novo Mundo, 1º e 2º transformadores, 69-13,8 kV, 41,67 MVA
Fev/05
SE Pilarzinho, Banco de capacitores, 69 kV, 30 Mvar
Jan/05
SE Ponta Grossa Norte, 1º transformador (substituição), 230/138 kV,
75 MVA
Jan/03
SE Ponta Grossa Sul, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 75 MVA
Jun/06
SE Posto Fiscal, 1º transformador, 230/138 kV, 150MVA
Mai/05
SE Santa Mônica, 1º e 2º transformadores, 230/69 kV, 2 x 150 MVA
Mar/05
SE Sarandi, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 150 MVA
Mar/05
SE Uberaba, Banco de capacitores, 69 kV, 30 Mvar
Jan/05
SE Umbará, Banco de capacitores, 69 kV, 30 Mvar
Jan/05
6.4.6
ENERSUL
A tabela 6.4.6-1 apresenta as principais obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
da empresa de distribuição Enersul, informadas pela distribuidora no âmbito do
Grupo Especial Sul/Mato Grosso do Sul.
Tabela 6.4.6-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Enersul
OBRA
SE Anastácio, 2º transformador, 230/138 kV, 75 MVA
ONS
PAR 2004-2006
DATA
Dez/03
405 / 530
OBRA
DATA
SE Dourados, 3º transformador, 230/138 kV, 75 MVA
Dez/03
SE Imbirussu, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 150 MVA
Dez/05
Nota: A Enersul informou, no fechamento deste PAR, que a expansão da SE Anastácio poderá ser feita com a substituição
do transformador de 75 MVA por uma unidade de 150 MVA, sendo remanejado o transformador de menor capacidade para
Dourados
6.4.7
ESCELSA
A tabela 6.4.7-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das instalações
de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade das
empresas de distribuição da área RJ/ES, conforme disposto no artigo 9o da
Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela Escelsa.
Tabela 6.4.7-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Escelsa
OBRA
DATA
Subestação de Distribuição Barra do Sahy – capacitor de 26,7 Mvar
Jun/03
Paralelismo do 3º Transformador de 138/69 kV na SE de Distribuição
Nova Venécia
Mar/04
Recapacitação da LT 138 kV Pitanga – CST
Jun/04
Subestação de Distribuição 138/13,8 kV Vila Rica (Nova)
Out/04
SE Areinha 345/138 kV
Jun/05
LT 138 kV Pitanga – Civit
Jun/05
Recapacitação da LT 138 kV João Neiva – Linhares c1
Ago/05
Recapacitação da LT 138 kV Nova Venécia – Linhares
Ago/05
Subestação de Distribuição Linhares – capacitor de 26,7 Mvar
Ago/05
Recapacitação da LT 138 kV Itarana – Suiça
Ago/05
Subestação de Distribuição Pinheiros – capacitor de 26,7 Mvar
Abr/06
Subestação de Distribuição 138/13,8 kV Goiabeiras (Nova)
Set/06
Subestação de Distribuição 138/13,8 kV Lameirão (Nova)
Set/06
ONS
PAR 2004-2006
406 / 530
6.4.8
CELG
A tabela 6.4.8-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das instalações
de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade das
empresas de distribuição da área de Goiás, conforme disposto no artigo 9 o da
Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela Celg.
Tabela 6.4.8-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celg
OBRA
DATA
LT Real/Goya – Independência 138 kV – 795 MCM – 4,98 km – c. duplo
Abr/03
SE Independência 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC
Abr/03
LT Marajoara/Pamplona – Rio Vermelho 138 kV – 397,5 MCM – 8,72 km
– circ. Duplo
Abr/03
OBS: seccionamento a 8,0 km de Marajoara
SE Rio Vermelho 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC
Abr/03
LI Samambaia (Furnas) – Rio Vermelho 138 kV – 397,5 MCM – 42,0 km
Abr/03
SE Aeroporto 3º TR 138/13,8 kV – 25 MVA
Jun/03
SE DAIA –
TR 138/13,8 kV – 25 MVA retirar
Jun/03
TR 138/13,8 kV – 33 MVA instalar
LT Jundiai/Anápolis – Santana 138 kV – 397,5 MCM – 2,4 km – c. duplo
OBS: Secciona a LT Jundiai – Anápolis a 6,0 km de Anápolis
Jul/03
LT Petrobrás – Senador Canedo 138 kV – 397,5 MCM – 1,65 km
Jul/03
SE Senador Canedo 138/13,8 kV – 25 MVA – C/ LTC
Jul/03
SE Carajás 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC
OBS: será alimentada
(atualmente em 69 kV)
pela
LT
Anhanguera-Palmeiras
circ.
2
Dez/03
LT Carajás – Atlântico 138 kV – 795 MCM – 6,0 km
Dez/03
LT Carajás – Independência/Goya 138 kV – 795 MCM – 2,5 km – c.
duplo
Dez/03
OBS: secciona a LT Independência – Goya a 6,0 km de Goya
LT Pirineus – Santana 138 kV – 795 MCM – 6,5 km – c. duplo
Jan/04
SE Pirineus 230/138 kV – 1x225 MVA C/ LTC
Jan/04
SE Jussara 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC
Jun/04
ONS
PAR 2004-2006
407 / 530
OBRA
SE Meia Ponte – TR 138/13,8 kV – 25 MVA (retirar)
TR 138/13,8 kV – 33 MVA (instalar)
SE Real –
TR 138/13,8 kV – 25 MVA retirar
TR 138/13,8 kV – 33 MVA
DATA
Jun/04
Jul/04
LT Inhumas – Itaberaí 138 kV – 397,5 MCM – 50,0 km
Dez/04
SE Itaberaí 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC
Dez/04
SE Carajás 230/138 kV – 225 MVA C/ LTC
Fev/05
LI Rio Verde (Furnas) – Gessy Lever – Acreuna 138 kV – 397,5 MCM –
90,2 km
OBS: lançamento do 2º circuito no trecho I da LT Rio Verde – Perdigão
Jun/05
Construção do trecho Gessy Lever – Acreuna – 73,0 km
SE Acreuna 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC
Jun/05
SE Santana 138/13,8 kV – 33 MVA – C/ LTC
Jul/05
LT UHE Corumbá (Furnas) – Serra de Caldas 138 kV – 397,5 MCM –
30,0 km
Jan/06
OBS: Vão de linha 138 kV na SE Corumbá (Furnas)
SE Serra de Caldas 138/69 kV – 50 MVA – C/ LTC
SE DIMIC TR 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC
OBS: Tape na LI Catalão – Emborcação 138 kV a 10 km de Catalão
SE Rio Verde
TR 138/69 kV – 25 MVA (retirar)
TR 138/13,8 kV – 25 MVA (instalar)
Jan/06
Jun/06
Jun/06
LT Santana – Anápolis Universitária 138 kV – 397,5 MCM – 7,5 km
Jul/06
LT Xavantes/DAIA – Santa Genoveva 138 kV – 397,5 MCM 3,31 km – c.
duplo OBS: tape a 3,6 km de Xavantes.
Jul/06
SE Santa Genoveva 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC
Jul/06
LT Samambaia (Furnas) – Sto. Antônio do Descoberto 138 kV –
397,5 MCM – 10,0 km
Dez/06
SE Santo Antônio do Descoberto 138/13,8 kV – 25 MVA C/ LTC
Dez/06
SE Pires do Rio 138/69 kV – 50 MVA – C/ LTC
Dez/06
LI Rio Verde (Furnas) – Santa Helena 138 kV – 397,5 MCM – 33,0 km
Dez/07
SE Santa Helena 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC
Dez/07
ONS
PAR 2004-2006
408 / 530
OBRA
SE Cachoeira Alta ampliação 138/69 kV – 25 MVA C/ LTC
SE Parque das Emas 138/34,5 kV – 20 MVA C/ LTC – (retirar)
138/34,5 kV – 33 MVA C/ LTC – (instalar)
LT Pacaembu/Marajoara – Estrela Dalva 138 kV – 397,5 MCM – 8,0 km
OBS: seccionamento a 8,0 km de Marajoara
SE Estrela Dalva 138/13,8 kV – 33,0 MVA – C/ LTC
6.4.9
DATA
Dez/07
Jun/07
Jun/07
Jun/07
CEB
A tabela 6.4.9-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das instalações
de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade das
empresas de distribuição da área do Distrito Federal, conforme disposto no artigo 9o
da Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela CEB.
Tabela 6.4.9-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEB
OBRA
DATA
Complementação provisória da LT 34,5 kV Taguatinga – Brazilândia,
com substituição do cabo 4/0 AWG por 336 MCM, extensão de 18,7 km
Mar/03
SE Vale do Amanhecer provisória com 1 transformador 69/13,8 kV –
5/6,25 MVA e conexões de 69 e 13,8 kV, 4 alimentadores, 1 cubículo
para serviço auxiliar, 1 cubículo para banco de capacitores e banco de
capacitores de 2,4 Mvar (transformador provisório vindo de Santa Maria
e definitivo de Brazilândia)
Mar/03
Implantação da LT 34,5 kV Brasília Geral – Estrutura de Brasília Geral –
circuito duplo subterrâneo, cabo 600 MCM, extensão de 0,50 km.
Mar/03
Implantação da LT 34,5 kV Brasília Geral – SE 01 (trecho entre SE 01 e
SE 02), 2º e 3º circuitos subterrâneos, cabo 600 MCM, extensão de
0,20 km. Complementação da substituição dos cabos
Mar/03
Implantação da SE São José definitiva 1ª etapa com 1 transformador
69/13,8 kV – 5/6,25 MVA, e conexões de 69 e 13,8 kV, 4 alimentadores,
1 cubículo para serviço auxiliar, 1 cubículo para banco, 1 banco de
capacitores de 2,4 Mvar e previsão para reguladores de tensão
(transformador vindo de Sobradinho Transmissão)
Jun/03
ONS
PAR 2004-2006
409 / 530
OBRA
DATA
Implantação da LT Tap Sobr. Transm. – PAD para a SE São José – LT
69 kV, circuito simples, estrutura de concreto, cabo 336,4 MCM,
extensão de 32 km
Jun/03
Implantação da LT B. Norte – Contagem – LT 138 kV, lançamento de
circuito nas estruturas da LT B. Norte – Tocantins, cabo 477 MCM,
extensão de 17,9 km
Dez/03
Ampliação da SE Monjolo – 01 entrada de linha 138 kV
Set/04
Implantação de subestação de Chaveamento em Santa Maria –
Implantação do setor de 138 kV com 6 entradas de linha para conexão
da usina de Corumbá IV
Set/04
Implantação da LT São Sebastião – Brasília Centro – LT 138 kV, 1º
circuito, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, (19 km) e trecho em
cabo isolado na travessia do lago pela terceira ponte e na chegada a B.
Centro (2,0 km)
Set/04
Ampliação da SE Brasília Centro – Uma entrada de LT 138 kV
Set/04
Implantação da LT Samambaia – Brasília Sul (Tap para Monjolo e Santa
Maria) – LT 138 kV, circuito duplo, estrutura de concreto, cabo
477 MCM, extensão de 17,0 km
Set/04
Implantação da LT Santa Maria – São Sebastião – LT 138 kV, 1º
circuito, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão de 30 km
Set/04
Implantação da SE São Sebastião – SE definitiva – 1ª etapa com 1
transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138
e 13,8 kV, duas entradas de linha 138 kV, 8 alimentadores, 1 cubículo
para serviço auxiliar, 1 cubículo para capacitores
Set/04
Ampliação da SE Contagem – 1 entrada de linha de 138 kV
Out/04
Ampliação da LT Estrutura Provisória – Sobradinho Transmissão – LT
138 kV, C21circuito duplo, cabo 477 MCM, extensão de 9,1 km, em
substituição à linha da Celg
Out/04
Ampliação da SE Sobradinho Transmissão – 1 entrada de linha de
138 kV
Out/04
Implantação da LT Sobr. Transm. – Tap PAD – LT 69 kV, 2º circuito,
estrutura de concreto, cabo 266,8 MCM, extensão de 10 km
Out/04
Remanejamento das linhas B. Sul – TG, TG – CN e TG – RAD no
corredor do Pistão Norte e Pistão Sul – LT's 138 kV, 2 circuitos
duplos/simples, cabo 477 MCM, extensão de 3,0, 4,5 e 4,0 km,
respectivamente
Dez/04
ONS
PAR 2004-2006
410 / 530
OBRA
DATA
Remanejamento das linhas B. Sul – B. Norte do corredor atual para a
via Estrutural – LT 138 kV, 2 circuitos duplos, cabo 477 MCM, extensão
de 25,9 e 22,6 km, respectivamente. Lançamento do 4º circuito até
Brasília Norte
Dez/04
Remanejamento das linhas Taguatinga – Gama no corredor do Pistão
Sul – LT 34,5 kV, 3 circuitos, cabo 336,4 MCM, extensão de 3,0 km
Dez/04
Compactação das linhas de 230 kV de Furnas no trecho entre B. Sul e
B. Geral – LT 230 kV, 2 circuito duplo, cabo 1272 MCM, extensão de
13,5 km
Dez/04
Implantação da LT Núcleo Bandeirante – SE Sudoeste – LT 138 kV,
circuito duplo/simples /duplo aéreo, cabo 636 MCM, extensão de
16,1 km (5,4 D + 7,5S + 3,2 D)
Dez/04
Implantação da LT Núcleo Bandeirante – SE 05 – LT 138 kV, circuito
duplo/simples /duplo, aéreo, cabo 636 MCM, extensão de 13,7 km (5,4
D + 7,7S+0,6D).
Dez/04
Retrofit da SE 05 de 34,5 para 138 kV – Implantação do setor de 138 kV
com 1 transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, 2 entradas
de LT e conexões de 138 e 13,8 kV, 12 cubículos e banco de
capacitores de 6,0 Mvar
Dez/04
Implantação da LT SE 05 – Brasília Centro II – LT 138 kV, circuito
duplo/simples /duplo aéreo, cabo 636 MCM, extensão de 3,9 km (0,6D +
2,1S + 1,2D)
Dez/04
Implantação da LT SE Brasília Centro II – Brasília Centro – LT 138 kV,
circuito duplo/simples aéreo, cabo 636 MCM, extensão de 6,4 km (1,2D
+ 5,2S)
Dez/04
Implantação da LT Samambaia – Núcleo Bandeirante – LT 138 kV,
circuito duplo aéreo, estrutura de concreto, cabo 636 MCM, extensão de
26,2 km
Dez/04
Implantação da LT Brasília Norte – Sudoeste – LT 138 kV, circuito
simples/duplo, cabo 636 MCM, extensão de 7,7 km (4,5S + 3,2 D).
Dez/04
Implantação da SE Sudoeste – SE 1ª etapa com 1 transformador
138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 e 13,8 kV, 2
entradas de linha de 138 kV, 8 alimentadores, 1 cubículo para serviço
auxiliar, 1 cubículo para bancos de capacitores e 1 cubículo de
interligação
Dez/04
ONS
PAR 2004-2006
411 / 530
OBRA
DATA
Implantação da SE Brasília Centro II – SE definitiva – primeira etapa
com 2 transformadores 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC,
conexões de 138 e 13,8 kV, 1 entrada de linha de 138 kV, 18 cubículos
para alimentadores, 2 cubículos de interligação de barras, 1 cubículo
para serviço auxiliar, 2 cubículos para bancos de capacitores e 2
bancos de 6,0 Mvar
Dez/04
Ampliação da SE Brasília Centro – Uma entrada de linha 138 kV
Dez/04
Ampliação da SE 04 – 2ª etapa – Terceiro transformador 34,5/13,8 kV –
20/25 MVA e conexões de 34,5 e 13,8 kV (transformador vindo da SE
05)
Jun/05
Ampliação da SE 09 – Segundo transformador 34,5/13,8 kV –
20/25 MVA e conexões de 34,5 e 13,8 kV, 1 cubículo para interligação
de barras, 6 alimentadores, 1 cubículo para banco de capacitores e 1
banco de capacitores de 2,4 Mvar (transformador vindo da SE 05)
Jun/05
Implantação da SE Núcleo Bandeirante em 138 kV – SE definitiva com 2
transformadores 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, 2 entradas de
linhas de 138 kV e 16 cubículos para alimentadores, 1 cubículo para
serviço auxiliar, 2 cubículo para banco de capacitores e 2 bancos de
6,0 Mvar
Out/05
Implantação da SE Taguatinga Norte – SE definitiva – primeira etapa
com 1 transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões
de 138 e 13,8 kV, 2 entradas de linhas de 138 kV, 8 alimentadores, 1
cubículo para serviço auxiliar, um cubículo para banco de capacitores e
banco de 6,0 Mvar
Out/05
Compensação reativa na SE 01 – Banco de capacitores de 1 x 4,8 Mvar
– 13,8 kV
Out/05
Compensação reativa na SE 03 – Banco de capacitores de 2 x 4,8 Mvar
– 13,8 kV
Out/05
Compensação reativa na SE 04 – Banco de capacitores de 1 x 4,8 Mvar
– 13,8 kV
Out/05
Compensação reativa na SE Gama – Banco de capacitores de 1 x
2,4 Mvar – 13,8 kV
Out/05
Ampliação da SE Sobradinho Transmissão – Terceiro transformador de
138/69 kV – 50 MVA e conexões de 138 e 69 kV (Transformador vindo
da SE Ceilândia Sul)
Dez/05
ONS
PAR 2004-2006
412 / 530
OBRA
DATA
Ampliação da SE Vale do Amanhecer – Segundo transformador
69/13,8 kV – 10/12,5 MVA e conexões de 69 e 13,8 kV, banco de
2,4 Mvar e vão de linha 69 kV (transformador vindo de Núcleo
Bandeirante)
Dez/05
Ampliação da SE São Sebastião – SE Definitiva, 2ª etapa, com
barramento duplo de 138 kV e 3 entradas de linha
Out/06
Implantação da SE Guará II – SE definitiva – primeira etapa com 1
transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138
e 13,8 kV, 2 entradas de linhas de 138 kV, 8 alimentadores, 1 cubículo
para serviço auxiliar, 1 cubículo para banco de capacitores e 1 banco de
6,0 Mvar
Out/06
Implantação da LT Tap Rio Descoberto – Brazilândia – LT 138 kV,
circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão de 12 km
Out/06
Implantação da SE Brazilândia – SE definitiva – primeira etapa com 1
transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexão de
138 kV, 2 entradas de linha de 138 kV. Manutenção da barra de 13,8 kV
existente, acrescida de 2 cubículos
Out/06
Implantação da SE Samambaia Oeste – SE definitiva – primeira etapa
com 1 transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões
de 138 e 13,8 kV, 2 entradas de linhas de 138 kV, 8 alimentadores, 1
cubículo para serviço auxiliar, um cubículo para banco de capacitores e
banco de 6,0 Mvar
Out/07
Implantação da LT Samambaia – Samambaia Oeste – LT 138 kV,
circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão de
6,0 km – Primeira etapa da LT Samambaia – Tap Rio Descoberto
Out/07
Implantação da LT Samambaia Oeste – Tap Rio Descoberto – LT
138 kV, circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão
de 16,5 km
Out/07
6.4.10 CEMAT
A tabela 6.4.10-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
das empresas de distribuição da área MT, conforme disposto no artigo 9o da
Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela Cemat.
ONS
PAR 2004-2006
413 / 530
Tabela 6.4.10-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cemat
OBRA
DATA
LTs 138 kV
Sinop Cemat / Sinop Centro, 10 km, 336.4 MCM
out/04
Colider / Matupá, 98 km, 336.4 MCM
abr/03
Pch Braço Norte III / Matupá, 65 km, 336.4 MCM
abr/03
Der. SE Manobra/ Sapezal, 137 km, 336.4 MCM
jul/04
Campo Novo dos Parecis/Brasnorte, 186 km, 336.4 MCM
out/04
Brasnorte/Faz.Cortez, 57 km, 336.4 MCM
dez/04
Faz. Cortez / Juina, 90 km, 336.4 MCM
dez/04
Faz. Cortez / Juara, 100 km, 336.4 MCM
dez/04
Couto Magalhães / Alto Araguaia, 35km, 336.4 MCM
out/05
Santana do Araguaia / Confresa, 154 km, 336.4 MCM
out/05
Confresa/Alto Boa Vista, 140 km, 336.4 MCM
dez/06
Total LTs 138 kV = 1072 km
LTs 69 kV
N. Mutum/São José do Rio Claro, 90 km, 336.4 MCM
nov/04
Itanorte / Deciolândia, 55 km, 336.4 MCM
set/06
Total LTs 69 kV = 145 km
SEs 138 kV
Sinop Centro, 138/13.8 kV, 25 MVA
out/04
Matupá, 138/34.5 kV, 25 MVA
out/04
Sapezal, 138/34.5 kV, 25 MVA
jul/04
Sapezal bay de reator, 138 kV, 5 Mvar
jul/04
Canarana, 138/13.8 kV, 12.5 MVA
set/04
Campo Verde (Subst. transformador), 138/34.5 kV, 25 MVA
set/04
Brasnorte, 138/13.8 kV, 12.5 MVA
out/04
Brasnorte bay reator, 138 kV, 10 Mvar
nov/04
Juína, 138/13.8 kV, 25 MVA
dez/04
Juína bay reator, 138 kV, 5 Mvar
dez/04
Juara, 138/13.8 kV, 25 MVA
dez/04
ONS
PAR 2004-2006
414 / 530
OBRA
DATA
Juara bay reator, 138 kV, 5 Mvar
dez/04
Jaciara (Subst. transformador), 138/34.5 kV, 25 MVA
mar/05
Trevo do Lagarto, 138/13.8 kV, 25 MVA
set/05
Sinop Centro – 2º transformador, 138/13.8 kV, 25 MVA
set/05
Alto Araguaia, 138/34.5 kV, 25 MVA
out/05
Confresa bay reator, 138 kV, 5 Mvar
dez/05
Confresa, 138/13.8 kV, 12.5 MVA
dez/05
Rodoviária – 2.º transformador, 138/13.8 kV, 25 MVA
set/06
Sozinho, 138/34.5 kV, 12.5 MVA
set/06
Rondonópolis II – 2.º transformador, 138/13.8 kV, 25 MVA
set/06
Alto Boa Vista- bay reator, 138 kV, 5 Mvar
dez/06
Alto Boa Vista, 138/13.8 kV, 12.5 MVA
dez/06
Total transf. SEs 138 kV = 337.5 MVA
SEs 69 kV
Sorriso – 2º transformador, 69/13.8 kV, 12.5 MVA
dez/03
São José do Rio Claro, 69/13.8 kV, 12.5 MVA
nov/04
Nova Mutum, 69/13.8 kV, 15 MVA
dez/04
Deciolândia, 69/34.5 kV, 12.5 MVA
set/06
Total transf. SEs 69 kV = 52.5 MVA
6.4.11 SÃO PAULO
A tabela 6.4.11-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade
das empresas de distribuição da área São Paulo, conforme Relatório
RT/CCPE/CTET/NAR-SP/003/2003. Observa-se que a efetiva data de implantação
das obras relacionadas será estabelecida quando da celebração de contratos entre
distribuidores e transmissores.
Tabela 6.4.11-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Sâo Paulo
ONS
OBRA
DATA
EMPRESA
LT 138 kV Três Irmãos – “Engate Ilha” – 2 km e 2 “bays”
12/2004
Elektro
PAR 2004-2006
415 / 530
OBRA
DATA
EMPRESA
LT 138 kV Três Lagoas – Três Lagoas Y – 3 km recapacitação
12/2004
Elektro
LT 138 kV Mairiporã – Santo Ângelo (Arujá) – 23 km recapacitação
12/2004
Bandeirante/
Elektro
LT 138 kV CS Araraquara – São Carlos – 48 km, 1 “bay”
em Araraquara e 1 “bay” em São Carlos
12/2004
CPFL Paulista
LT 138 kV Jupiá – Três Irmãos (Castilho) – 36 km –
reconstrução para 636 kcmil
12/2004
Elektro
LT 138 kV Embu
recondutoramento
-
12/2004
Eletropaulo (*)
LT 138 kV Guarulhos – Mairiporã - CD – 15 km e 2
“bays” em Mairiporã
12/2005
Eletropaulo/
Piratininga/
Elektro
Constituição da LTs 138 kV Rosana – Presidente
Prudente, Rosana – Dracena, Taquaruçu – Dracena e
Taquaruçu – Presidente Prudente
12/2005
Elektro
LT 138 kV Votuporanga – S. José do Rio Preto – 75 km
– recapacitação
12/2005
Elektro/CPFL
Paulista
LT 138 kV Mogi Mirim III – Mogi Mirim II – 11 km recapacitação
12/2006
Elektro
LT 138 kV Mogi Mirim III – Jaguariúna – CD - 18 km e 2
“bays” em Mogi Mirim III
12/2006
Elektro/
Jaguari
LT 88 kV Canoas
recondutoramento
-
12/2006
Grupo Rede (*)
LT 88 kV Canoas II (Y) – Salto Grande – 5 km recondutoramento
12/2006
Grupo Rede (*)
LT 88 kV Salto Grande – Ourinhos II – 20 km recondutoramento
12/2006
Grupo Rede/
Santa Cruz (*)
SE Jupiá 440/138 kV – substituição do transformador de
150 MVA por 300 MVA
12/2004
Elektro
SE Mogi Mirim III 440/138 kV - 3o transformador de
300 MVA
12/2004
Elektro
SE Bauru 440/138 kV – 3o transformador de 150 MVA
12/2004
CPFL Paulista
SE Bom Jardim 440/88 kV – 3o. transformador de
12/2004
CPFL
138 kV na SE Ilha Solteira
ONS
PAR 2004-2006
–
II
Parelheiros
(Y)
–
Assis
–
–
7 km
40 km
416 / 530
OBRA
DATA
300 MVA
EMPRESA
Piratininga
SE Botucatu 230/138 kV – substituição de
transformadores de 75 MVA por dois de 150 MVA
dois
12/2004
CPFL Paulista
SE Santa Bárbara 440/138 kV – 4o transformador de
300 MVA
12/2004
CPFL Paulista
SE
Anhangüera
345/88 kV
(nova)
transformadores 345/88 kV de 400 MVA
dois
12/2004
Eletropaulo (*)
SE Embu Guaçu 440/138 kV – 3o transformador de
300 MVA
12/2004
Eletropaulo (*)
SE Jurumirim 230/138 kV – 3o transformador de
75 MVA
12/2004
Santa Cruz (*)
SE Piratininga II 230/88 kV – 3 x 150 MVA (nova)
12/2004
Eletropaulo (*)
SE Cabreúva 440/138 kV – 2o transformador de
150 MVA
12/2005
Elektro
SE Itararé II 230/138 kV – 180 MVA
12/2005
Elektro
SE Baixada 345/88 kV – 3o transformador de 400 MVA
12/2005
CPFL
Piratininga
SE Bom Jardim – banco de capacitores 30 Mvar / 88 kV
12/2005
CPFL
Piratininga
SE Guarulhos 345/138 kV – instalação de um banco de
400 MVA e fase reserva
12/2005
Bandeirante/
Eletropaulo (*)
SE
Capivara
440/138 kV
–
substituição
transformador de 150 MVA por 300 MVA
do
06/2006
Elektro
SE Água Vermelha 440/138 kV – 2o transformador de
300 MVA
12/2006
Elektro
SE Botucatu 230/138 kV – substituição de
transformador de 75 MVA por outro de 150 MVA
um
12/2006
CPFL Paulista
SE Sumaré 440/138 kV – 3o transformador de 300 MVA
12/2006
CPFL Paulista
SE Ribeirão Preto 440/138 kV – 3o transformador de
300 MVA
12/2006
CPFL Paulista
SE Campinas 345/138 kV – 5o transformador de
150 MVA
12/2006
CPFL Paulista
–
(*) Fonte: Relatório RT/CCPE/CTET/NAR-SP/003/2003
ONS
PAR 2004-2006
417 / 530
6.4.12 CEMIG
A tabela 6.4.12-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela Cemig para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.12-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cemig
DATA
SITUAÇÃO
ATUAL
SE Betim 4 138/13,8kV
12/2003
Aprovada
SE Ipatinga1 TR 230/138 kV – 150 MVA
04/2004
Aprovada
SE Pimenta 3º AT 345/138-150 MVA
08/2004
Estudo Viabilidade
LT 138 kV Jaguara - Araxá 2
09/2004
Aprovado
SE Sete Lagoas 4 345/138 kV-2x150MVA
05/2006
Plano Expansão (*)
OBRA
(*) não há solicitação de acesso até o momento
6.4.13 CELPA
A tabela 6.4.13-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela Celpa para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.13-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpa
OBRA
ONS
DATA
SE Eldorado dos Carajás (implantação)
SET/2002
LT Utinga – Miramar – Reduto 69 kV - Recondutoramento
JUN/2003
SE Marabá (ampliação) – Pátio 69/13,8 kV para Celpa
DEZ/2003
SE Abel Figueiredo (implantação) 69/13,8 kV
DEZ/2004
SE Tomé Açu (ampliação) – Pátio 138/13,8 kV
Dez/2004
PAR 2004-2006
418 / 530
6.4.14 CELTINS
A tabela 6.4.14-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela CELTINS para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.14-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CELTINS
OBRA
ONS
DATA
LT Secc. LT Agro – Dianopolis – 138 kV – 1 km
DEZ/2004
LT UHE A Limpa – Areia – 138 kV – 5 km
DEZ/2004
LT Dianopolis – Almas – 138 kV – 40 km
ABR/2005
LT Almas – Natividade – 138 kV – 65 km
NOV/2005
LT Natividade – Peixe – 138 kV – 100 km
NOV/2005
LT Secc. Gurupi – LT (PAR-GUR) – 138 kV - 2km
DEZ/2007
LT Isamu Ikeda – Porto Nacional – 138 kV – 77 km
JUN/2007
LT Palmas – Porto Nacional – 138 kV – 55 km
JUN/2007
LT Palmas II – Santa Tereza – 138 kV – 70 km
AGO/2008
LT Santa Tereza – Novo Acordo – 138 kV – 40 km
AGO/2008
SE Palmas IV: EL 138kV
AGO/2003
SE Palmas IV: CT 138 kV
AGO/2003
SE Palmas IV: CT 13,8 kV
AGO/2003
SE Palmas IV: Transformador 138/13,8 kV – 30 MVA
AGO/2003
SE Araguatins: EL 69 kV
JUN/2004
SE Araguatins: Transformador 69/13,8 kV – 5 MVA
JUN/2004
SE Araguatins: CT 13,8 kV
JUN/2004
SE Augustinopolis: 2 ELs 69 kV
JUN/2004
SE Augustinopolis: Transformador 69/13,8 kV – 5 MVA
JUN/2004
SE Augustinopolis: CT 69 kV
JUN/2004
SE Augustinopolis: CT 13,8 kV
JUN/2004
SE UHE Água Limpa: EL 138 kV
DEZ/2004
SE UHE Água Limpa: Transformador 138/6,4 kV – 15 MVA
DEZ/2004
SE UHE Água Limpa: CT 138 kV
DEZ/2004
PAR 2004-2006
419 / 530
OBRA
ONS
DATA
SE UHE Água Limpa: 2 CTs 6,4 kV
DEZ/2004
SE UHE Areia: 3 ELs 138 kV
DEZ/2004
SE UHE Areia: CT 138 kV
DEZ/2004
SE UHE Areia: CT 6,4 kV
DEZ/2004
SE UHE Areia: Transformador 138/6,4 kV – 20 MVA
DEZ/2004
SE Dianópolis: EL 138 kV
NOV/2005
SE Gurupi: Transformador 138/13,8 kV – 25 MVA
DEZ/2005
SE Gurupi: CT 138 kV
DEZ/2005
SE Gurupi: CT 13,8 kV
DEZ/2005
SE Araguaína II: 2 ELs 138 kV
MAI/2007
SE Araguaína II: Transformador 138/13,8 kV – 20 MVA
MAI/2007
SE Araguaína II: CT 13,8 kV
MAI/2007
SE Gurupi II: EL 138 kV
DEZ/2007
SE Gurupi II: Transformador 138/13,8 kV – 15 MVA
DEZ/2007
SE Isamu Ikeda: EL 138 kV
JUN/2007
SE Monte do Carmo: 4 ELs 138 kV
JUN/2007
SE Palmas II: 2 ELs 138 kV
AGO/2008
SE Porto Nacional: EL 138 kV
JUN/2007
SE Toquaralto: 2 ELs 138 kV
JUN/2007
SE UHE Novo Acordo: 2 ELs 138 kV
AGO/2008
SE UHE Novo Acordo: 2 Transformadores 138/13,8 kV – 30 MVA
AGO/2008
SE UHE Novo Acordo: 2 CTs 138 kV
AGO/2008
SE UHE Santa Tereza: 4 ELs 138 kV
AGO/2008
SE UHE Santa Tereza: 3 Transformadores 138/13,8 kV – 25 MVA
AGO/2008
SE UHE Santa Tereza: 3 CTs 138 kV
AGO/2008
PAR 2004-2006
420 / 530
6.4.15 COELCE
A tabela 6.4.15-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela Coelce para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.15-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Coelce
OBRA
DATA
SE Cauípe: 2º Transformador 230/69 kV 100 MVA
2005
SE Pici: 3º Transformador 230/69 kV 100 MVA
2004
SE Icó: 2º Transformador 230/69 kV 100 MVA
2004
SE Tauá (Nova): Transformador 230/69 kV 100 MVA
2005
SE Banabuiú: 3º Transformador 230/69 kV 50 MVA
2006
SE Russas: 2º Transformador 230/69 kV 100 MVA
2006
6.4.16 COSERN
A tabela 6.4.16-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela Cosern para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.16-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cosern
ONS
OBRA
DATA
SE Santa Cruz II - substituição do Transformador 69/13,8 kV – 5 MVA por
outro de 10/12,5 MVA
2004
SE Paraíso (implantação) 230/138 kV – 100 MVA
2004
SE Paraíso: 2 ELs 138 kV
2004
SE Açu II: 2º Transformador 230/138 kV – 55 MVA
2004
SE Açu II: 2 ELs 138 kV
2004
SE Icó: EL 69 kV
2004
SE Natal Sul (implantação) – 2 transformadores 230/69 kV – 100 MVA
2006
SE Natal Sul: 4 ELs 69 kV
2006
PAR 2004-2006
421 / 530
OBRA
SE Santana dos Matos II – transformador 138/69 kV – 50 MVA
DATA
2006
6.4.17 CELPE
A tabela 6.4.17-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela Celpe para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.17-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpe
OBRA
ONS
DATA
SE Várzea (implantação): 2 Transformadores 230/69 kV - 150 MVA
2004
SE Limoeiro (implantação): 2 Transformadores 230/69 kV – 100 MVA
2006
SE Urbana (implantação): 2 Transformadores 230/69 kV – 100 MVA
2007
SE Angelim: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
2003
SE Bom Nome: 2° Transformador 230/138 kV – 100 MVA
2003
SE Goianinha: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
2004
SE Tacaimbó: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
2004
SE Pirapama: 4° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
2005
SE Pau Ferro: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
2006
SE Ribeirão: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
2007
SE Várzea: 3° Transformador 230/69 kV – 150 MVA
2007
SE Pau Ferro: 4 Bays 69 kV
2003
SE Angelim: 2 Bays 69 kV
2004
SE Juazeiro II: 1 Bay 69 kV
2004
SE Angelim: 1 Bay 69 kV
2005
SE Pirapama: 1 Bay 69 kV
2005
SE Várzea: 2 Bays 69 kV
2005
SE Tacaimbó: 2 Bays 69 kV
2006
SE Bom Nome: 1 Bay 138 kV
2007
PAR 2004-2006
422 / 530
OBRA
SE Várzea: 2 Bays de 69 kV
DATA
2007
6.4.18 ENERGIPE
A tabela 6.4.18-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela Energipe para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.18-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Energipe
OBRA
DATA
LT Penedo – Carrapicho 69 kV - C2
2004
SE São Cristóvão: Banco de Capacitor 1,2 MVA 15 kV
2004
SE Itaporanga: Banco de Capacitor 1,2 MVA 15 kV
2004
SE Jardim: 4° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
2005
6.4.19 COELBA
A tabela 6.4.19-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das
instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas
formalmente pela Coelba para elaboração do PAR 2004-2006.
Tabela 6.4.19-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Coelba
OBRA
ONS
DATA
SE Abaixadora: 2º Transformador 230/69 kV – 100 MVA
DEZ/2006
SE Barreiras: Transformador 230/138 kV – 100 MVA
MAI/2004
SE Barreiras: Transformador 230/69 kV – 39 MVA (2º trafo na
subestação)
JUL/2007
SE Barreiras: 2° Transformador 230/138 kV – 100 MVA
JUL/2007
SE Bom Jesus da Lapa: substituição do transformador 230/69 kV de
33 MVA por outro de 50 MVA
DEZ/2009
SE Bom Jesus da Lapa: 1º transformador 230/138 kV – 55 MVA
MAI/2008
PAR 2004-2006
423 / 530
OBRA
DATA
SE Bom Jesus da Lapa: 2º transformador 230/138 kV – 55 MVA
DEZ/2009
SE Catu: substituição de um dos transformadores 230/69 kV OUT/2008
40 MVA por outro de 100 MVA (2º trafo de 100 MVA)
SE Funil: substituição do transformador 230/138 kV - 67 MVA por
outro de 100 MVA (4º trafo de 100 MVA)
DEZ/2008
SE Cícero Dantas: 1° Transformador 230/69 kV – 39 MVA (3º trafo da
subestação)
JUL/2010
SE Cotegipe: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
DEZ/2006
SE Irecê: 2° Transformador 230/138 kV – 55 MVA
JUL/2007
SE Irecê: substituição de um dos transformadores 230/60 kV 39 MVA por outro de 100 MVA (1º trafo de 100 MVA)
JUL/2010
SE Jacaracanga: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
DEZ/2007
SE Juazeiro II: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA
JUL/2006
SE Narandiba
100 MVA
6.5
(implantação):
2
Transformadores
230/69 kV
–
NOV/2005
SE Narandiba: 3º Transformador 230/69 kV – 100 MVA
DEZ/2008
SE Eunápolis: 4º Transformador 230/138 kV – 100 MVA
DEZ/2012
SE Olindina: 2° Transformador 230/69 kV – 40 MVA
DEZ/2008
SE Narandiba: 6 ELs 69 kV (SEs CAB, BRS, MTT, PIT, FDR)
NOV/2004
SE Senhor do Bonfim: 1º Transformador 230/138 kV – 55 MVA
OUT/2008
LT 69 kV São Felipe – Santo Antônio de Jesus
MAI/2006
Critérios
Os estudos foram desenvolvidos com base nos procedimentos, diretrizes e critérios
descritos nos seguintes Submódulos dos Procedimentos de Rede: 4.2 (Elaboração
do Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica), 4.5 (Procedimentos para a
Determinação das Ampliações e Reforços da Rede Básica), 4.6 (Critérios para
Determinação das Ampliações e Reforços na Rede Básica), 23.2 (Critérios para a
Definição das Redes do Sistema Elétrico Interligado) e 23.3 (Diretrizes e Critérios
para Estudos Elétricos).
Como determinado no módulo 4 dos Procedimentos de Rede, os condicionantes e o
escopo dos estudos para elaboração deste PAR 2003-2005 foram estabelecidos no
ONS
PAR 2004-2006
424 / 530
início do ciclo e consolidados no documento “Estudo para Identificação das
Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período 2003-2005 – Termo de
Referência” [8], preparado no âmbito dos Grupos Especiais de Ampliações e
Reforços.
Alguns dos critérios descritos nos Procedimentos de Rede, devido à sua relevância
para a realização dos estudos elétricos, são destacados a seguir.
6.5.1
Critérios com Relação aos Níveis de Tensão
As simulações foram realizadas buscando-se ajustar as tensões nos barramentos
da Rede Básica dentro dos limites operativos apresentados na Tabela 1 – Níveis de
Tensão (fase-fase) em Corrente Alternada, do item 5.3.1 (Níveis de Tensão) do
Submódulo 23.3 (Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos) e reproduzida na
Tabela 6.5.1-1 a seguir.
Tabela 6.5.1-1 – Níveis de Tensão da Rede Básica (fase-fase) em Corrente Alternada
Nominal (kV)
Máxima (p.u.)
Mínima (p.u.)
230
1,05
0,95
345
1,05
0,95
440
1,045
0,95
500
1,10
1,00
525
1,05
0,95
750
1,046
0,94
Ainda neste ciclo de estudos do PAR e tendo em vista as características regionais,
os critérios utilizados para a avaliação do desempenho do sistema com relação aos
níveis operativos de tensão para as condições normais e emergência foram os
seguintes:
ONS
-
as tensões nos barramentos do secundário dos transformadores das
subestações de fronteira com a Rede Básica, em condições normais de
operação, poderão ser ajustadas para atender às necessidades dos
acessantes, desde que isso não afete o desempenho do sistema. Se o
acessante solicitar tensão acima de 1,0 p.u. e isso implicar em reforços ou
ampliações na Rede Básica, este valor de tensão não será atendido;
-
caso a tensão na barra secundária dos transformadores das subestações de
fronteira com a Rede Básica, em condições normais de operação, fique abaixo
e 1,0 p.u., serão propostas ampliações/reforços na Rede Básica para atender
ao limite mínimo de 1,0 p.u., desde que atendida a condição de fator de
potência mínimo de 0,95 nesse ponto;
PAR 2004-2006
425 / 530
-
6.5.2
nas simulações de emergências, poderão ser aceitas tensões mínimas de 0,95
p.u. nas barras do secundário dos transformadores das subestações de
fronteira com a Rede Básica e 0,90 p.u. nas demais barras da rede de
simulação. Nos casos em que não houver tempo hábil para implantação de
obras, são explicitadas as conseqüências sobre o desempenho do sistema.
Critérios para Fator de Potência
Foram considerados os valores de carga reativa resultantes do processo de
consolidação de previsão de carga, descrito no Submódulo 5.2 (Consolidação da
Previsão de Carga para Estudos de Ampliações e Reforços na Rede Básica), dos
Procedimentos de Rede.
Nos pontos de conexão à Rede Básica devem ser assegurados os valores de fator
de potência descritos no item 7.3 (Fator de Potência das Instalações) do Submódulo
3.8 e reproduzidos na Tabela 6.5.2-1. Conforme estabelecido no CUST – Contrato
de Uso do Sistema de Transmissão, ponto de conexão é o equipamento ou conjunto
de equipamentos que se destina a estabelecer a conexão elétrica na fronteira entre
os sistemas das partes.
Tabela 6.5.2-1 – Fator de Potência nos Pontos de Conexão
Tensão nominal do ponto de conexão
Faixa de fator de potência
Vn ≥ 230 kV
0,98 indutivo a 0,98 capacitivo
69 kV ≤ Vn < 230 kV
0,95 indutivo a 0,95 capacitivo
Vn < 69 kV
0,92 indutivo a 0,92 capacitivo
Nos casos em que não houver tempo hábil para implantação de obras, bem como
nos casos de demandas com fator de potência fora do valor indicado, serão
explicitadas as conseqüências sobre o desempenho do sistema.
6.5.3
Critérios de Carregamento de Linhas de Transmissão
Os critérios para definição dos limites de carregamento das linhas de transmissão
existentes e futuras, para avaliação do desempenho dos sistemas elétricos, estão
descritos no item 5.3.3 (Carregamento de Linha de Transmissão) do Submódulo
23.3.
Deverão ser relacionados no PAR todos os elementos terminais que limitarem o
carregamento de linhas, para recomendação de futuro ajuste ou substituição.
6.5.4
Critérios de Carregamento de Transformadores
Os critérios para definição dos limites de carregamento dos transformadores
existentes e futuros, para avaliação do desempenho dos sistemas elétricos, estão
descritos no item 5.3.4 (Carregamento de Transformadores) do Submódulo 23.3.
ONS
PAR 2004-2006
426 / 530
6.5.5
Critérios para os Estudos das Interligações Regionais
As diretrizes e os critérios para a realização dos estudos de estabilidade estão
descritos no item 8 (Diretrizes e Critérios para Estudos de Transitórios
Eletromecânicos) do Submódulo 23.3.
(a)
Critérios adicionais para os estudos de fluxo de potência e estabilidade das
interligações entre as regiões Sul e Sudeste.
Critérios para despacho de geração
Os principais critérios adicionais são:
-
para as usinas de Itaipu 60 Hz e Itaipu 50 Hz será adotado despacho igual;
-
serão considerados dois cenários para a geração de Itaipu, conforme Tabela
6.5.5-1 abaixo; e
-
como geração mínima das usinas hidráulicas do
resultado, mostrado na Tabela 6.5.5-2, obtido
documento “Reavaliação do Despacho Ótimo
Geradora e determinação do Montante de Carga
elaborado pelo ONS.
Sul/Sudeste será adotado o
no estudo consolidado no
por Usina e por Unidade
no Período de Carga Leve”,
Tabela 6.5.5-1 – Despachos da UHE Itaipu considerado em cada patamar de carga
Despacho de Itaipu 60 Hz/50 Hz (MW)
Patamares de
carga
ONS
PAR 2004-2006
Despacho Elevado
Despacho Reduzido
“ALTO”
“BAIXO”
Pesada
2 x 6.300
2 x 5.600
Média
2 x 6.300
2 x 4.900
Leve
2 x 4.900
2 x 4.900
MWmédios
2 x 5.890
2 x 4.987
427 / 530
Tabela 6.5.5-2– Parque Gerador Mínimo na Região Sul
Parque Gerador Mínimo
Usina /
Alternativa B
(Iguaçu no Mínimo)
Garabi I e II
Fora de operação
UTE Uruguaiana
Com despacho de 500 MW Com despacho de 320 MW
Com despacho mínimo,
Usinas Térmicas
do 230 kV
porém todas as unidades sincronizadas
UHE Itá - 1 Maq.
UHE Itá - 1 Maq.
UHE Salto Santiago- 1 Maq. UHE Salto Santiago- 2 Maq.
UHE Salto Osório - 0 Maq.
Usinas Hidráulicas UHE Salto Osório - 1 Maq.
(as hidráulicas que UHE Salto Segredo - 1 Maq. UHE Salto Segredo - 0 Maq.
não estão
UHE Salto Caxias - 1 Maq.
UHE Salto Caxias - 1 Maq.
despachadas
UHE G.B.Munhoz - 0 Maq.
foram simuladas UHE G.B.Munhoz - 0 Maq.
operando como UHE P.Fundo - 0 Maq.
UHE P.Fundo - 0 Maq.
compensador
síncrono)
Todas as unidades da
Todas as unidades da
CGTE sincronizadas com
CGTE sincronizadas com
despacho mínimo.
despacho mínimo.
UTE J. Lacerda-2 máq. desl.
Importação
Alternativa A
Total
~2.800MW
~2.000MW
Critérios com relação à determinação dos limites de intercâmbio operacionais
(Regime Dinâmico)
Os principais critérios adicionais são:
-
foi simulada a aplicação de curto 1Φt, 80ms, seguido de abertura de um circuito
e/ou dois circuitos, respectivamente, para o caso de linhas de circuito simples e
duplo;
-
não se admitiu sobrecargas durante contingências, tendo como base os valores
do CPST;
-
as Interligações devem permanecer em sincronismo e com oscilações bem
amortecidas, para os defeitos simulados, tendo sido utilizados os seguintes
critérios:
critério de estabilidade transitória: a tensão mínima transitória admissível na
1º oscilação pós-distúrbio deve ser superior a 60% do valor da tensão préfalta e superior a 80% nas demais oscilações; e
critério de estabilidade dinâmica: as oscilações de tensão não devem ser
superiores a 2% a partir do 10o segundo e as oscilações de potência não
ONS
PAR 2004-2006
428 / 530
devem ser superiores a 10%, em relação ao valor médio calculado entre
picos a partir do 10° segundo.
-
a partir da entrada em operação do segundo circuito da interligação Norte/Sul, a
Proteção de Perda de sincronismo (PPS) dessa interligação foi considerada
bloqueada, i.é, os limites de intercâmbio devem ser tal que não sensibilizem
esta PPS para os defeitos simulados;
-
na barra do capacitor série entre as subestações de Foz do Iguaçu e Ivaiporã,
750 kV foi permitido um valor de tensão máximo de 1,02 p.u.;
-
no barramento de 345 kV da subestação de Samambaia foi permitida uma
tensão mínima de 0,8 p.u. no transitório, após a retirada do defeito;
-
no barramento de 750 kV da SE Tijuco Preto foi admitida uma tensão mínima
de 0,73 pu no transitório, após a retirada do defeito;
-
foi permitida a atuação do limitador de corrente de campo de Itaipu 60 Hz
transitoriamente após o defeito até 700ms;
-
foram simulados os Esquemas de Corte de Geração (ECG) existentes e futuros:
desligamento de 1 ou 2 máquinas da usina de Itaipu 60 Hz, em 200ms, na
abertura de uma linha do tronco de 750 kV, comandado por CLP;
atuação da Lógica 6, que desliga até duas máquinas da UHE Itaipu 60 Hz,
com objetivo de evitar a abertura da interligação Sul-Sudeste, no trecho da
transformação de Ivaiporã 750/500 kV, por sobrecarga nos transformadores
desta subestação;
desligamento de máquinas da UHE Serra da Mesa ou da UHE Lajeado, na
perda de um dos circuitos de 500 kV entre Serra da Mesa e Samambaia,
comandado por CLP; e
desligamento de 1 ou 2 máquinas da região do Iguaçu, em 200ms, na perda
de linhas de 525 kV que saem desta região, conforme ECG hoje implantado.
Critérios com relação à operação das máquinas
Não foi permitida a atuação do limitador de corrente de campo das máquinas de
Itaipu 60 Hz, mesmo que transitoriamente após o defeito.
(b)
Critérios adicionais para os estudos de fluxo de potência e estabilidade das
interligações entre as regiões Norte e Nordeste.
Critérios para despacho de geração
Como geração mínima das usinas hidráulicas da Região Nordeste será adotado o
resultado apresentado no relatório “Inércia Mínima no Nordeste”, elaborado pelo
ONS.
ONS
PAR 2004-2006
429 / 530
Critérios com relação à determinação dos limites de intercâmbio de regime
permanente
Os principais critérios adicionais são:
-
carregamento dos equipamentos de compensação de potência reativa variáveis:
foi adotado como limite o valor de 60% da potência nominal do primeiro
equipamento que atingir este valor, depois de esgotado os recursos da
regulação; e
-
níveis de tensão: na rede que interliga as regiões Norte e Nordeste foi
considerada a tensão mínima de 1.04 p.u. na subestação de Presidente Dutra.
Critérios com relação à determinação dos limites de intercâmbio operacionais
(regime dinâmico)
Os principais critérios adicionais são:
-
no barramento de 345 kV da subestação de Samambaia foi admitida tensão
mínima de 0,8 p.u. no transitório, após a retirada do defeito;
-
não foi admitida a atuação do ERAC com perda de carga generalizada;
-
não foi admitida a atuação dos equipamentos de proteção de sobretensão que
acarretem perda de carga;
-
não foi admitido o desligamento dos compensadores síncronos da interligação
na área do subsistema Norte e área oeste do subsistema Nordeste; e
-
não foi admitido o desligamento dos autotransformadores por sobrecarga, com
conseqüente perda de carga.
-
remoção dos reatores de linha quando da abertura dos circuitos;
-
foram aplicados curtos monofásicos com duração de 100ms;
-
foi considerada potência mínima sincronizada no Nordeste de 80% da carga;
-
foi adotado despacho de 70% da capacidade nominal das Usinas Térmicas em
qualquer patamar de carga;
-
o despacho de unidades térmicas não deve limitar os intercâmbios, quando
então deverão ser desligados;
-
foi admitido Esquema de Corte de Geração (ECG);
-
foram considerados fluxos limites quando, ao elevarmos o intercâmbio de
100 MW as contingências simples de circuito acarretaram uma das seguintes
conseqüências:
atuação do ERAC devido a Subfreqüência acarretadas por perda de geração
ou ilhamento;
sobrefreqüência superiores a 66 Hz, ocorridas devido a rejeições de grande
porte. Essas sobrefreqüência tendem a ocorrer na Região Norte e são
ONS
PAR 2004-2006
430 / 530
controláveis pelos esquemas de rejeição de geração nas usinas de Tucuruí e
Lajeado. As sobrefreqüência máximas admissíveis são as seguintes:
máquinas hidráulicas suportam 20% e térmicas 10%;
desligamento de compensadores síncronos por sobrecarga;
desligamento de carga por sobre ou subtensão;
violação do seguinte critério com relação à estabilidade transitória (três
primeiros ciclos): a tensão mínima transitória admissível na 1º oscilação
pós-distúrbio deve ser superior a 60% do valor da tensão pré-falta e superior
a 80% nas demais oscilações;
violação do seguinte critério com relação à estabilidade dinâmica: a partir do
10o segundo a oscilação de tensão deve ser inferior a 2% e as oscilações de
potência menores que 10%, em relação ao valor médio calculado entre
picos a partir do 10o segundo;
desligamento de autotransformador com conseqüente desligamento de
carga;
tensão mínima transitória pós-distúrbio de 0,8 pu em Samambaia;
Corrente superior a 3.000A por até 10 segundos em circuito da interligação
Norte/Sul;
-
foram admitidas aberturas das interligações por atuação da
esquemas quando não acarretaram perda de carga;
-
foi admitida perda de carga por atuação do esquema de subtensão da área
Norte e Oeste da Região Nordeste, pela ocorrência de contingência local.
6.5.6
PPS ou outros
Critérios para os Estudos de Confiabilidade
Os critérios para os estudos de confiabilidade que permitem a avaliação dos riscos
probabilísticos inerentes ao sistema elétrico estão descritos no item 11.3 (Critérios
para Estudos de Confiabilidade) do Submódulo 23.3.
Em complementação às informações disponíveis nos Procedimentos de Rede,
registram-se nesta seção os aspectos que influenciam a monitoração dos
indicadores de risco selecionados. Basicamente serão discutidos quatro aspectos
fundamentais, a saber:
ONS
-
Taxionomia, objetivos e condicionantes da análise realizada;
-
Caracterização de dados e modelagem de fenômenos, efeitos e componentes;
-
Descrição das etapas de trabalho (metodologia);
-
Caracterização da simulação computacional de confiabilidade.
PAR 2004-2006
431 / 530
Taxionomia, Objetivos e Condicionantes
O registro de uma breve taxionomia (i.e. classificação por categorias ou tipos) da
análise de confiabilidade realizada é útil porque o universo de possibilidades é
muito vasto e essa caracterização ajuda a compreensão dos resultados obtidos. Os
principais aspectos que merecem comentários são os seguintes:
a) Quanto ao tipo e objetivo do estudo
A análise encetada classifica-se como confiabilidade preditiva probabilística
composta (ou de nível hierárquico dois) porque engloba os sistemas de
geração e transmissão. Trata-se, porém, de um caso particular, já que o
sistema de geração é tratado deterministicamente e apenas a transmissão é
submetida a falhas (incertezas).
O objetivo é a aferição dos patamares de riscos estáticos globais (SIN) e
regionais (estados da federação e áreas elétricas) associados à rede básica
brasileira para 8 configurações topológicas futuras no horizonte 2003 a 2005,
previstas no Plano de Ampliações e Reforços - PAR.
b) Quanto à abrangência espacial
O enfoque concentra-se apenas na chamada rede básica brasileira. Não foram
tratadas as incertezas das linhas de transmissão e dos transformadores com
níveis de tensão inferiores a 230 kV. O sistema modelado abrangeu todo o
território brasileiro (Sistema Interligado Brasileiro - SIN). O sistema de 750 kV
foi integralmente representado, com suas incertezas. O demais sistemas de
525, 500, 440, 345, e 230 kV foram também totalmente representados, com
suas incertezas.
c) Quanto à abrangência temporal
A análise restringiu-se a uma seqüência de avaliações pontuais no tempo,
cada uma delas associada a um único patamar de carga. Cada avaliação
refletiu uma nova topologia consoante o PAR. Para cada um dos três anos do
horizonte do PAR, foram investigados os meses de fevereiro, junho e
dezembro.
d) Quanto à natureza dos modos de falha
Dado que o programa computacional utilizado foi o NH2, na sua versão 5.21
de Maio de 2001, Edição de 02/08/2001, os modos de falha tratados retratam
apenas os aspectos de continuidade e adequação, ou seja, foi realizado um
estudo de confiabilidade estática (regime permanente). A contabilização da
continuidade é feita pela discriminação de ilhamentos e, por abuso de
linguagem, dos déficits de geração. A contabilização da adequação se dá pela
detecção de violações de carregamento e violações de limites permissíveis de
tensões.
ONS
PAR 2004-2006
432 / 530
e) Condicionantes adicionais
O sistema (SIN) estudado foi partilhado em 59 áreas representando as regiões
de interesse das empresas.
O fluxo na interligação Norte/Sul, na configuração de Junho 2003 pesada,
medido na barra # 7101, no trecho entre Gurupi/S. Mesa 500 kV (# 7101) e
Serra da Mesa/Gurupi 500kV (# 7236), no caso-base de confiabilidade,
situava-se em 1021 MW - j 214 Mvar na direção Norte para Sul. Para a
configuração de dezembro 2005 pesada, esse fluxo era de 678 MW - j
81 Mvar, também na direção Norte para o Sul.
Toda a análise foi realizada utilizando a usina de Ilha Solteira como barra de
referência.
Os elos de corrente contínua foram representados por injeções equivalentes
(Itaipu, Garabi, Alumar).
Em todos os casos, a usina nuclear de Angra I foi despachada, enquanto a
Usina de Angra II manteve-se sempre com geração nula.
A topologia de junho 2003 pesada foi tratada com aproximadamente 3121 nós
e 4503 ramos. A topologia de dezembro 2005 pesada foi representada por
3300 nós e 4826 ramos.
Dados e Modelos
As Tabelas 6.5.6-1 a 6.5.6-3 registram aspectos de interesse relativos aos dados
determinísticos e probabilísticos usados nas simulações. Os aspectos de
modelagem de interesse são comentados a seguir:
a) Fontes primárias de energia
A influência das incertezas das fontes primárias de energia de natureza
hidrológica podem ser representadas em estudos de confiabilidade composta
atribuindo-se probabilidades aos diferentes cenários de despacho possíveis.
No presente estudo permitiu-se a livre variabilidade de despacho de todas as
unidades geradoras, dentro dos limites permitidos a cada uma delas, para fins
de eliminação de violações dos casos-base de confiabilidade. Assim o
despacho do caso-base de confiabilidade foi tratado com probabilidade
unitária.
b) Geração
Embora as unidades geradoras tenham sido individualizadas para fins da
busca do ponto de operação mais conveniente, nesse estudo a capacidade de
geração foi representada deterministicamente, ou seja, não foram permitidas
falhas nas unidades geradoras.
ONS
PAR 2004-2006
433 / 530
Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos e Probabilísticos
Tipo de Dado e
Comandos Associados
Características dos Dados Determinísticos (configuração
topológica e parâmetros)
Fontes primárias de
energia
As fontes primárias não foram diretamente modeladas nesse estudo.
Característica dos Dados
Probabilísticos (parâmetros)
Não se aplica
Configuração, parâmetros e despacho inicial do caso-base de fluxo
de potência retirados dos arquivos históricos <.sav> do PAR (vide
Tabela 8.6). Para a montagem do caso-base de confiabilidade as
unidades geradoras foram individualizadas de tal modo a emular
Topologia da rede:
tentativamente o despacho inicial proposto no caso-base de fluxo de Não foram modeladas as
geração e compensação
potência do PAR 2003-2005. Os limites superiores de potência ativa incertezas da geração (DECG).
reativa (DBAR,DUSI)
permissível para cada unidade geradora foram observados. Os
limites inferiores foram tomados como nulos, por motivo de
conveniência de processamento. Os limites superiores e inferiores de
potência reativa foram observados.
Topologia da rede: linhas
de transmissão CA da
Rede Básica (DLIN,
DLCT)
Dados típicos reais da rede
Configuração e parâmetros retirados dos arquivos históricos do PAR.
brasileira retirados de [12,13].
Limites de carregamento normal e de emergência iguais e consoante
(DCTS). Vide Tabela 8.3. Não
o CPST (folga de carregamento nula). Não foram modeladas as
foram modeladas as falhas de
alterações vinculadas.
modo comum.
Topologia da rede: linhas
Configuração e parâmetros retirados dos arquivos históricos do PAR.
de transmissão CA não
Limites de carregamento infinito. Não foram modeladas as alterações
pertencentes à Rede
vinculadas.
Básica. (DLIN)
As incertezas dessas linhas não
compuseram
o
espaço
probabilístico de estados usado
nas simulações.
Topologia da rede: linhas
Os elos de corrente contínua são automaticamente convertidos pelo
de transmissão CC e
programa NH2 em injeções equivalentes nas barras CA vizinhas Incertezas não modeladas
terminais retificadores e
adjacentes.
inversores (DBAR)
Topologia da rede:
transformadores de
malha da Rede Básica
(DLIN, DLCT)
Configuração e parâmetros retirados dos arquivos históricos do PAR.
Limites de carregamento normal e de emergência iguais e consoante
o CPST (folga nula) para as regiões S, SE e CO. Para a Região N/NE
o limite de emergência foi igual a 120% do limite normal. Não foram
modeladas as alterações vinculadas.
Configuração e parâmetros retirados dos arquivos históricos do PAR.
Topologia da rede:
Limites de carregamento normal e de emergência iguais e consoante
transformadores de
o CPST (folga nula) para as regiões S, SE e CO. Para a Região N/NE
fronteira da Rede Básica
o limite de emergência foi igual a 120% do limite normal. Não foram
(DLIN, DLCT)
modeladas as alterações vinculadas
Foi utilizado um único valor típico
estimado para a taxa de falha e o
tempo médio de reparo para
todos os trafos do SIN (DCTS). A
incerteza dos trafos de 3
enrolamentos foi associada
unicamente ao ramo conectado à
maior tensão. Vide Tabela 8.3)
Vide observação acima
(continua)
ONS
PAR 2004-2006
434 / 530
Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos e Probabilísticos (continuação)
Tipo de Dado e
Comandos Associados
Características dos Dados Determinísticos (configuração
topológica e parâmetros)
Característica dos Dados
Probabilísticos (parâmetros)
Configuração e parâmetros retirados dos arquivos históricos do PAR.
Topologia da rede: trafos
Limites de carregamento infinito. Os trafos elevadores
elevadores e trafos não
(individualizados ou equivalentados) usados no caso-base de
pertencentes à Rede
confiabilidade foram mantidos sem alteração no caso-base de
Básica (DLIN)
confiabilidade. Não foram modeladas as alterações vinculadas.
Incertezas não modeladas
Topologia da rede:
elementos em derivação Configuração e parâmetros retirados dos arquivos históricos do PAR.
(reatores e capacitores), Não foram modeladas as alterações vinculadas.
(DBAR)
Incertezas não modeladas
Topologia da rede:
subestações (DBAR)
As Incertezas internas das
Topologia nodal da malha do SIN retirada dos arquivos históricos do
subestações foram indiretamente
PAR. O arranjo topológico individual de cada subestação não foi
refletidas nas taxas de falha das
modelado neste estudo.
linhas de transmissão.
Topologia da rede:
elementos de
compensação reativa
série (DBAR, DLIN)
Os dados determinísticos dos elementos série do subsistema de
Itaipu foram explicitamente representados. A configuração e os
parâmetros dos demais subsistemas com compensação série foram
Incertezas não tratadas.
retirados ipsis-litteris dos arquivos históricos do PAR. Os limites de
carregamento desses elementos são tomados como sendo infinitos
ou idênticos aos da própria linha.
Carga ativa e reativa nos
barramentos (DBAR)
As incertezas das cargas não
foram consideradas. Os regimes
Valores retirados dos arquivos históricos do PAR. Uma parcela das
de carga pesada, média e leve
cargas foi modelada como função da tensão.
foram
processados
separadamente.
Tensões nas barras com
Valores retirados dos arquivos históricos do PAR.
tensão controlada (DBAR)
Não se aplica
Faixas de variação das Limites normais diferenciados dos limites de emergência. Vide Tabela
tensões nos barramentos 8.2. A Atribuição das faixas foi realizada visando a conveniência de Não se aplica
(DTEN)
processamento computacional
Faixas de variação dos
tapes de trafos (DLIN)
ONS
PAR 2004-2006
Valores retirados dos arquivos históricos do PAR.
Não se aplica
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Tabela 6.5.6-2 - Limites Inferiores e Superiores Admissíveis para a Variação das Tensões
Classe
Limite Inferior
do
Normal
Barramento
(pu)
Limite Superior
Normal
(pu)
Limite Inferior
Emergência
(pu)
Limite Superior
Emergência
(pu)
Z
0,7
1,3
0,7
1,3
D
0,94
1,046
0,9
1,046
C
1,0
1,1
0,9
1,1
B
0,95
1,050
0,9
1,050
E
0,95
1,045
0,9
1,045
A
0,80
1,20
0,8
1,2
X
0,8
1,2
0,8
1,2
O
0,8
1,2
0,8
1,2
Tabela 6.5.6-3- Dados Probabilísticos da Rede Elétrica Brasileira [3]
Tensão (kV)
69
88
138
230
345
(modo comum)2
440
500, 525
750
todas
Taxa de Falha p/ LT
(falhas/km.ano)
Reatância
Média
(% / km) 1
LINHAS DE TRANSMISSÃO
0,6334
0,6070
0,260
0,04092
0,01981
0,0740
0,01804
0,0316
(0,01466)
0,01057
0,0166
0,01382
0,0127
0,00978
0,005786
Taxa de Falha p/ Trafos
(falhas/unidade.ano)4
0,020
Tempo Médio de
Reparo (horas)3
2,958
2,286
3,142
(0,198)
3,411
1,521
14,635
40,0
(1) Base = 100 MVA
(2) Para a tensão 345 kV dispõe-se dos parâmetros da falha de modo comum coletados para a área de São Paulo.
(3) O tempo médio de reparo está associado a contingências forçadas permanentes e fugitivas, todas com duração superior
a 1 minuto, considerando todas as causas (internas, externas, secundárias e operacionais) e sem expurgar quedas de
torres.
(4) O valor utilizado em estudos anteriores foi de 0,11 falhas / unidade.ano
Topologia (rede de transmissão)
Nessa avaliação foram representadas todas as linhas e transformadores incluídos
nos casos-base de fluxo de potência do PAR. Entretanto, foram atribuídas
incertezas apenas aos elementos da Rede Básica. O tratamento dessas incertezas
ONS
PAR 2004-2006
436 / 530
baseou-se na modelagem clássica de cadeias de Markov a dois estados, com todos
os condicionantes tradicionais (ausência de: envelhecimento, regeneração,
tendências e correlações). Os elementos da transmissão foram classificados em
três categorias: linhas (LT), transformadores de malha (TM) e transformadores de
fronteira (TF). Todas as categorias foram discriminadas por níveis de tensão. A
classe dos trafos de fronteira englobou aqueles trafos onde a maior tensão é igual
ou maior a 230 kV e a segunda menor tensão é inferior a 230 kV. À toda malha de
750 kV foram atribuídas incertezas, dado o impacto resultante das falhas nesse
nível de tensão.
Embora as unidades geradoras tenham sido individualizadas, os trafos elevadores,
quando presentes, não sofreram o mesmo tratamento dado aos demais
transformadores.
A topologia nodal não foi explicitamente tratada. Entretanto, a influência das falhas
das subestações foi parcialmente refletida nos parâmetros das linhas de
transmissão da Tabela 6.5.3, dada a própria metodologia de coleta desses
parâmetros.
Nesse estudo não foram consideradas as falhas de modo comum nem as
vinculações oriundas de esquemas de controle de emergência e proteção. Também
não foram modeladas as falhas dos elementos transversais (capacitores e
reatores).
Os comprimentos das linhas de transmissão foram estimados usando os valores de
reatância média dados na Tabela 6.5.3. Atribuiu-se um único valor para as
incertezas dos transformadores de todas as classes, como mostrado na Tabela
6.5.3. Os trafos elevadores foram tratados deterministicamente, exceto se passíveis
de enquadramento como trafos de fronteira. Também não foram modelados os
procedimentos de manutenção que impactam a malha de transmissão.
Solicitação Ambiental
Neste trabalho optou-se por não considerar nenhum efeito de solicitação ambiental
com impacto na malha de transmissão e no regime hidrológico do sistema.
Carga
A modelagem da carga foi idêntica àquela utilizada nos casos de fluxo de potência
do PAR para todas as configurações estudadas. A grande maioria das cargas foi
modelada como valores de potência constante. No sistema N/NE algumas cargas
foram modeladas funcionalmente, representando-se suas dependências com
relação às variações de tensão. Tal representação facilita o processo de
convergência, já que seu uso implica num corte implícito de carga quando da
ocorrência de baixas tensões por esgotamento dos recursos dos sistema. Cumpre
notar que esse aspecto tem influência direta nos valores dos índices de
confiabilidade obtidos.
ONS
PAR 2004-2006
437 / 530
Os regimes de carga pesada, média e leve, oriundos do PAR, foram processados
de forma independente. Todos os três regimes foram processados de forma
determinística (sem incertezas no patamar). A composição de indicadores de risco
levando em conta todos os patamares de forma proporcional pode ser estimada
usando as indicações da Tabela 6.5.6-4.
Tabela 6.5.6-4 - Perfil da carga típica diária do SIN, c/ influência de dias úteis e fins de semana [6]
Patamar:
Duração (horas)
Pesada
Média
Leve
2,0
12,0
10,0
(8,33%)
(50%)
(41,67%)
Fonte: GCPS/SE/CTST/GTIN/001-91, apud [6].
Composição do Espaço Probabilístico de Estados
A composição do espaço probabilístico de estados tem extrema influência nos
valores numéricos dos índices de confiabilidade. Por este motivo, é quase inútil o
simples fornecimento de índices de confiabilidade, sem a descrição rigorosa da
composição do espaço probabilístico de estados sobre o qual os mesmos índices
foram gerados.
Na avaliação realizada, este espaço foi composto apenas pelos circuitos (i.e. trafos
e linhas) de transmissão. Para fins de referência e ilustração de ordens de grandeza
a composição do espaço probabilístico da configuração de Junho de 2003 é
aproximadamente especificada na Tabela 6.5.6-5.
A probabilidade do caso-base de confiabilidade para a configuração de Junho 2003
(i.e. rede completa sem contingências) é de 65,523926% Em Dezembro 2005 essa
probabilidade se reduz a 62,343758% devido ao acréscimo de elementos.
Metodologia (Etapas do Processamento Computacional)
O processamento computacional compreendeu duas etapas encadeadas
seqüencialmente, quais sejam: (i) Pré-processamento para obtenção do caso-base
de confiabilidade; (ii) Cálculo numérico da confiabilidade. Todas as minúcias da
simulação computacional podem ser vista em [7].
ONS
PAR 2004-2006
438 / 530
Tabela 6.5.6-5 - Composição do Espaço Probabilístico de Estados para Junho 2003, Pesada
Elementos
Número de Elementos
Geradores Individualizados
Linhas de transmissão
626
750 kV
525 kV
500 kV
440 kV
345 kV
230 kV
Total de linhas
Transformadores de Malha
750 kV
525 e 500 kV
440 kV
345 kV
Total de trafos de Malha
Total de trafos de Fronteira (230 kV)
9
27
83
34
94
394
641
Patamares de carga por regime
Total de Elementos a 2 Estados
Total Aproximado de Elementos do
Espaço Probabilístico de Estados
ONS
PAR 2004-2006
Número de Estados Associados
ao Elemento
1 (não gera combinações)
2
2
2
2
2
2
12
80
8
74
174
2
2
2
510
2
1
641 + 174 + 510 = 1325
1 (não gera combinações)
2 1325 = 10 398,86
439 / 530
7
Aspectos Relacionados à Fronteira da Rede Básica com a Rede de
Distribuição
A Resolução Aneel nº 433/00, emitida pela Aneel em novembro de 2000, revisou o
conceito da Rede Básica estabelecendo que o ponto de conexão à Rede Básica se
dá no barramento de alta tensão das subestações. Neste contexto, os novos
transformadores com tensão secundária inferior a 230 kV não mais integram a Rede
Básica, sendo a sua implantação de responsabilidade dos distribuidores, dos
consumidores livres ou dos geradores. Para os transformadores existentes, a
reclassificação se dará a partir de 2003, nas datas fixadas para a revisão tarifária
das distribuidoras.
O ONS, com o apoio da Aneel, tem procurado estimular discussões envolvendo os
transmissores e distribuidores visando disseminar os novos conceitos estabelecidos
pela Resolução Aneel nº 433/00, bem como buscar soluções para assegurar a
viabilização dos reforços em transformação na fronteira entre a Rede Básica e a
rede de distribuição.
Por outro lado, no desenvolvimento dos estudos para a elaboração deste Plano de
Ampliações e Reforços, o ONS em conjunto com os Agentes através dos Grupos
Especiais, identificaram situações nas quais os critérios adotados não são
atendidos, sendo abordado em particular, os casos de violação para os
transformadores com tensão secundária inferior a 230 kV, que não mais integrarão
a Rede Básica.
Neste sentido, as tabelas apresentadas neste item resumem as situações
encontradas onde os critérios adotados nos estudos não são atendidos. Quando
disponíveis, são registradas as soluções indicadas pelo Agente responsável.
Os problemas estão organizados por região elétrica / concessionária de
distribuição, sendo indicadas as violações de critério encontradas tanto em
condições normais de operação como em contingências. No caso do Estado de São
Paulo, em função do grande número de Agentes envolvidos, os problemas
identificados foram agrupados em seis áreas de conexão, segundo critério utilizado
pela Aneel para o estabelecimento dos correspondentes encargos de conexão.
Observa-se que a solução a ser implementada, para que possa levar a melhores
resultados do ponto de vista técnico-econômico, deve considerar que:
− o conjunto de empreendimentos indica a pior situação, ou seja, não foi
considerada a possibilidade de operação dos transformadores com carregamento
20% acima de sua capacidade nominal, nem o remanejamento de carga através da
rede de distribuição;
− a entrada em operação das usinas termelétricas, notadamente na rede de
distribuição, pode acarretar em modificação na natureza e na cronologia dos
problemas identificados;
ONS
PAR 2004-2006
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− no caso de instalações compartilhadas, o critério de rateio dos encargos de
conexão tem influência nas análises técnico-econômicas; e
− a indicação de sobrecarga em instalações muito próximas sinaliza a possibilidade
de que determinadas soluções eliminam simultaneamente mais de um problema.
Neste item são sinalizados também os locais nos quais foram identificados baixos
valores de fator de potência, calculados do lado de alta dos transformadores, que
devem merecer atenção especial por parte das concessionárias de distribuição.
Finalmente são relacionados problemas detectados pelas próprias distribuidoras na
sua área de atuação, que demandam expansões a partir da Rede Básica. Estes
casos foram informados pelos respectivos Agentes envolvidos, no âmbito dos
Grupos Especiais, antecipando a intenção de uma futura solicitação de acesso.
Salienta-se que deverão ser adotadas medidas urgentes para a solução dos casos
onde já ocorre, ou está prevista para ocorrer, sobrecarga em condições normais de
operação, relacionados na Tabela 7-1. Esse problema foi identificado em 22
subestações, cerca de 7% das SEs integrantes da Rede Básica atualmente.
Tabela 7-1 – Locais onde é prevista sobrecarga em condições normais de operação
UF
1º ANO COM
SOBRECARGA
SE PICI – 230/69 kV – 2x100 MVA
CE
Jun/2004
SE IPATINGA - 230/161– 1x150 MVA e 161/138 kV –
1x120MVA
MG
SE MASCARENHAS DE MORAES - 345/138 kV – 150 MVA
MG
Jul/2004
SE ANASTÁCIO - 230/138 kV – 1X75 MVA
MS
Jun/2004
SE BOM NOME – 230/138 kV – 100 MVA
PE
Dez/2004
SE BONGI – 230/13,8 kV – 2x40 MVA
PE
Dez/2004
SE BONGI – 230/69 kV – 4x100 MVA
PE
Dez/2004
SE BOA ESPERANÇA – 230/69 kV – 2x33 MVA
PI
Dez/2005
SE CASCAVEL – 230/138 kV – 3x150 MVA
PR
Jun/2005
SE BAGE – 230/69 kV – 2x50 MVA
RS
Jun/2004
SE CAXIAS 2 – 230/69 kV – 165 MVA
RS
Fev/2005
SE CHARQUEADAS - 230/69 kV – 86 MVA
RS
Jun/2006
SE PORTO ALEGRE 10 – 230/13 kV – 50 MVA
RS
Fev/2005
SE PORTO ALEGRE 6 – 230/69 kV – 2X83 MVA
RS
Jun/2004
SUBESTAÇÃO
ONS
PAR 2004-2006
Jul/2003
441 / 530
UF
1º ANO COM
SOBRECARGA
SE SANTA MARTA – 230/69 kV – 83 MVA
RS
Jun/2004
SE BOM JARDIM – 440/138 kV – 2x300 MVA
SP
Jul/2003
SE BOTUCATU – 230/138 kV – 3x75 MVA
SP
Jul/2003
SE CABREÚVA – 440/138 kV – 1x150 MVA
SP
Jul2006
SE CAMPINAS – 345/138 kV – 4x150 MVA
SP
Jul/2004
SE CAPIVARA – 440/138 kV – 1x150 MVA
SP
Jul/2004
SE JUPIÁ – 440/138 kV – 1x150 MVA
SP
Jul/2003
SE JURUMIRIM – 230/138 kV – 2x75 MVA
SP
Jul/2003
SUBESTAÇÃO
Além dos problemas em condições normais de operação, a contingência simples de
um transformador resultou em carregamentos superiores a 140% nos equipamentos
remanescentes em 23 locais (7,3% do total), ao longo do horizonte estudado.
Nesses casos, há risco de desligamento em cascata e conseqüente perda da
subestação.
Em 36 SEs (11,5% das subestações), a perda de um transformador provocou
carregamentos acima da capacidade nominal dos trafos remanescentes. Ressaltase, ainda, o caso de 25 subestações (8% do total) que contam com apenas um
transformador, cuja indisponibilidade implica em, no mínimo, corte temporário de
toda a carga atendida.
Para os casos em que foram identificadas sobrecargas em condições de
contingência, deverá ser estudada a implantação de esquema especiais de alívio de
carga para preservar os equipamentos remanescentes.
ONS
PAR 2004-2006
442 / 530
7.1
7.1.1
Região Sul
CEEE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CIDADE INDUSTRIAL
230/138 kV – 2 X 150 MVA
SE GRAVATAI
230/69 kV – 2 X 165 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores, o remanescente fica
submetido a carregamentos da ordem de 167% em 2005
Na perda de um dos transformadores, o remanescente fica
submetido a carregamentos da ordem de 156% em 2006
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
BAGÉ - 230/69 kV
0,86; 0,95; 0,95
2004 a 2006
CHARQUEADAS - 230/69 kV
0,91; 0,91; 0,91
2004 a 2006
ELDORADO - 230/23 kV
0,94; 0,94; 0,94
2004 a 2006
GUAÍBA - 230/69 kV
0,86; 0,86; 0,86
2004 a 2006
PELOTAS 3 - 230/138 kV
0,88; 0,90; 0,90
2004 a 2006
PORTO ALEGRE 10 - 230/13 kV
0,92; 0,89; 0,89
2004 a 2006
PORTO ALEGRE 10 - 230/69 kV
0,95; 0,92; 0,92
2004 a 2006
PORTO ALEGRE 13 - 230/13 kV
0,94; 0,90; 0,90
2004 a 2006
PORTO ALEGRE 6 - 230/69 kV
0,91; 0,94; 0,93
2004 a 2006
ONS
PAR 2004-2006
443 / 530
SUBESTAÇÃO
PORTO ALEGRE 8 - 230/69 kV
QUINTA - 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,88; 0,88
2005 e 2006
0,92; 0,90; 0,90
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de baixa do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da SE
ONS
PAR 2004-2006
444 / 530
7.1.2
RGE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE FARROUPILHA
230/69 kV – 2 X 88 MVA
SE SANTA MARTA
230/138 kV – 2 X 75 MVA
SE GUARITA
230/69 kV – 2 X 83 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores, o remanescente fica
submetido a carregamentos da ordem de 125% em 2004,
185% em 2005 e 156% em 2006
Conforme RGE, com a entrada em
operação do 2° TR, 230/69 kV, 83 MVA,
na SE Garibaldi e do banco 230/69 kV,
165 MVA, na SE Caxias 5 é possível
remanejamento da carga no setor de
69 kV no caso da perda de um TR da
SE Farroupilha.
Na perda de um dos transformadores, o remanescente fica
submetido a carregamentos da ordem de 189% em 2004
Conforme RGE, esse problema será
solucionado com a entrada em
operação da SE Lagoa Vermelha em
Set/04.
Na perda de um dos transformadores, o remanescente fica
submetido a carregamentos da ordem de 153% em 2005 e
157% em 2006
A RGE informou que está estudando
uma solução para o problema.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
GRAVATAI - 230/69 kV
0,93; 0,93
2005 e 2006
GUARITA - 230/69 kV
0,91; 0,91
2005 e 2006
ONS
PAR 2004-2006
445 / 530
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
MISSÕES - 230/69 kV
0,88; 0,88
2005 e 2006
NOVA PRATA - 230/69 kV
0,94; 0,94
2005 e 2006
SANTA MARTA - 230/138 kV
0,94
2006
SANTA MARTA - 230/69 kV
0,92; 0,92
2005 e 2006
SANTO ÂNGELO - 230/69 kV
0,93; 0,93
2005 e 2006
TAQUARA - 230/138 kV
0,93; 0,89
2005 e 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de baixa do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da
SE
ONS
PAR 2004-2006
446 / 530
7.1.3
AES
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CAMPO BOM
230/69 kV – 2 X 83 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores, o remanescente
fica submetido a carregamentos da ordem de 178% em
2005 e 191% em 2006
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
CAMPO BOM - 230/69 kV
0,93; 0,93
2005 e 2006
LAJEADO - 230/69 kV
0,94; 0,94
2005 e 2006
0,90; 0,89; 0,86
2004 a 2006
SANTA CRUZ - 230/69 kV
0,94; 0,94
2005 e 2006
SANTA MARIA 3 – 230/69 kV
0,94; 0,94
2005 e 2006
SÃO BORJA - 230/69 kV
0,88; 0,88
2005 e 2006
SÃO VICENTE - 230/69 kV
0,94; 0,94; 0,94
2004 a 2006
URUGUAIANA 5 - 230/69 kV
0,92; 0,92; 0,92
2004 a 2006
POLO PETROQUÍMICO - 230/69 kV
Obs.: fator de potência calculado no lado de baixa do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da
SE
ONS
PAR 2004-2006
447 / 530
7.1.4
CELESC
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE XANXERÊ
230/138 kV – 1 X 150 MVA + 2 X
84 MVA + 1 X 75 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda do transformador de 150 MVA, a unidade de
75 MVA fica submetida a carregamentos da ordem de
153% em 2005
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
JORGE LACERDA A - 230/138 kV
0,93; 0,82
2005 e 2006
JORGE LACERDA A - 230/69 kV
0,90; 0,93
2005 e 2006
PALHOÇA - 230/138 kV
0,93; 0,85; 0,82
2004 a 2006
XANXERÊ - 230/138 kV
0,95; 0,87
2005 e 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de baixa do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da
SE
ONS
PAR 2004-2006
448 / 530
7.1.5
COPEL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE PONTA GROSSA NORTE
230/138 kV – 2 X 75 MVA
LT 138 kV Rosana - Loanda
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores, o remanescente
fica submetido a carregamentos da ordem de 164% em
2006
Sobrecarga de 17% na carga pesada de inverno de 2006
em condição normal de operação, com despacho pleno
da UHE Rosana e intercâmbio de energia sudeste – sul
de 4.000 MW.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,91; 0,91
2005 e 2006
0,95
2005
CAMPO DO ASSOBIO - 230/13 kV
0,86; 0,84; 0,84
2004 a 2006
CAMPO DO ASSOBIO - 230/138 kV
0,92; 0,89; 0,88
2004 a 2006
0,79
2006
0,80; 0,95
2005 e 2006
0,91; 0,88; 0,82
2004 a 2006
0,94; 0,94
2005 e 2006
APUCARANA - 230/138 kV
CAMPO COMPRIDO - 230/69 kV
FOZ DO IGUAÇU NORTE- 230/138 kV
GOV. PARIGOT SOUZA - 230/138 kV
GUAÍRA - 230/138 kV
LONDRINA - 230/138 kV
ONS
PAR 2004-2006
449 / 530
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,84; 0,79; 0,81
2004 a 2006
0,87; 0,91
2004 e 2006
0,94
2005
PONTA GROSSA NORTE - 230/138 kV
0,80; 0,63; 0,62
2004 a 2006
PONTA GROSSA NORTE - 230/34 kV
0,79; 0,85; 0,91
2004 a 2006
PONTA GROSSA SUL - 230/34 kV
0,84; 0,82; 0,76
2004 a 2006
0,85; 0,75
2005 e 2006
SÃO MATEUS - 230/13 kV
0,90; 0,89; 0,89
2004 a 2006
SÃO MATEUS - 230/34 kV
0,91; 0,89; 0,89
2004 a 2006
SARANDI - 230/138 kV
0,90; 0,88
2005 e 2006
UBERABA - 230/69 kV
0,87; 0,88; 0,86
2004 a 2006
MARINGÁ - 230/138 kV
PATO BRANCO - 230/138 kV
PILARZINHO - 230/69 kV
POSTO FISCAL - 230/138 kV
Obs.: fator de potência calculado no lado de baixa do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da
SE
ONS
PAR 2004-2006
450 / 530
7.2
7.2.1
Região Sudeste
RIO DE JANEIRO / ESPÍRITO SANTO
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE JACAREPAGUÁ
345/138 kV – 4 X 225 MVA
SE VITÓRIA
345/138 kV – 4 x 225 MVA
SE MASCARENHAS
230/138 kV – 1 X 150 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A transformação de Jacarepaguá 345/138 kV 4x225 MVA pode apresentar sobrecarga da ordem de
12% para o ano de 2006, para cenários de geração
térmica reduzida nas usinas Eletrobolt, Santa Cruz e
Termorio e elevado nas usinas Macaé Merchant e N.
Fluminense para a contingência da LT 500 kV C.
Paulista – Grajaú ou em um de seus bancos de
transformadores.
Nos diversos cenários analisados, já com a presença da
LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, observa-se que a
transformação de Vitória 345/138 kV (4X225 MVA)
encontra-se bastante solicitada já em regime normal de
operação, com carregamento em torno do nominal, de
tal forma que na contingência de um transformador,
pode-se encontrar sobrecarga de até 33% (2006) no
transformador remanescente de menor impedância
desta subestação.
SE AREINHA (Nova) – TR 345/138 kV –
300 MVA (sem solicitação de acesso
até o momento)
Seccionamento de um circuito da LT
345 kV Campos – Vitória 2 X 1 km (obra
da Rede Básica)
Com a usina de Aimorés em operação, a transformação Substituição do TR 230/138 kV de
de Mascarenhas, com um transformador de 150 MVA, 150 MVA
por
um
de
300 MVA
não suportaria a contingência da LT 230 kV Aimorés - (associada a UHE Aimorés)
Conselheiro Pena
451 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
Nilo Peçanha 230/138 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,84 / 0,93
2004 - 2006
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
452 / 530
7.2.2
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 1 (CLFSC, CPFL PIRATININGA, CSPE, ELEKTRO E ELETROPAULO)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BAIXADA SANTISTA
345/88 kV – 2 X 400 MVA
SE BAIXADA SANTISTA
230/138 kV – 2 X 150 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de uma unidade o carregamento na restante 3º banco de transformadores 345/88 kV
supera o seu valor nominal, em diferentes condições de - 400 MVA
(CPFL Piratininga –
carga, a partir de 2004. Com despacho mínimo na UHE 12/2005)
Henry Borden 88 kV (19 MW), os fluxos na unidade
restante em 2005 são de 403 MVA / 101% na carga
média e 531 MVA / 133% na carga pesada, com a LT
88 kV Henry Borden – Pedreira aberta em Henry
Borden. Caso essa linha opere aberta em Pedreira os
carregamentos na unidade restante são elevados para
466 MVA / 116% em carga média e 667 MVA / 167%
em carga pesada. É importante observar que está
considerada a transferência da carga da Carbocloro do
sistema em 88 kV para o em 230 kV a partir de junho
de 2003.
O fluxo nos transformadores 230/138 kV de Baixada
Santista sofre influência do despacho de geração na
área (UHE Henry Borden e UTEs Piratininga e Nova
Piratininga). Com despachos máximos nessas usinas,
na perda de uma unidade, há carregamentos de 105%
em 2004, 110% em 2005 e 112% em 2006 na unidade
restante, na carga pesada de dezembro. Para
despachos de geração mínimos nas usinas da área, o
valor nominal dos transformadores não é excedido em
emergências.
453 / 530
7.2.2
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 1 (CLFSC, CPFL PIRATININGA, CSPE, ELEKTRO E ELETROPAULO)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BOTUCATU
230/138 kV – 3 X 75 MVA
SE CAPÃO BONITO
230/138 kV – 2 X 75 MVA
SE EMBU GUAÇU
440/138 kV – 2 X 300 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Há carregamentos acima dos nominais em condição
normal de operação. Em 2004, na carga pesada, em
condição normal o fluxo é de 111% e na perda de uma
de suas unidades 146% nas restantes.
Substituição de duas unidades de
75 MVA por duas de 150 MVA (CPFL
Paulista – 12/2004) e da terceira de
75 MVA por 150 MVA (CPFL Paulista –
12/2006).
Na perda de uma unidade o carregamento na unidade LT 230 kV, circuito simples, Jaguariaiva
restante é de 133% na carga pesada de 2004.
– Itararé II e SE com transformador
230/138 kV 180 MVA na SE Itararé II
(Elektro – 12/2005).
Quando da perda de uma unidade, a remanescente 3º
banco
apresenta carregamentos de 113% a partir de 2004 no 440/138 kV patamar de carga pesada.
12/2004)
de
transformadores
300 MVA (Eletropaulo -
454 / 530
7.2.2
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 1 (CLFSC, CPFL PIRATININGA, CSPE, ELEKTRO E ELETROPAULO)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE JURUMIRIM
230/138 kV – 2 X 75 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Em 2004 poderá ocorrer carregamento de até 110% nos Instalação do terceiro transformador
períodos de carga pesada em regime normal de 230/138 kV – 75 MVA (CFLSC –
operação. Na indisponibilidade de um banco, observa- 12/2004)
se carregamento no transformador remanescente de até
129% em carga pesada.
Há sobrecargas nessa transformação também quando
da perda das LTs 230 kV Chavantes – Botucatu (119%),
Jurumirim – Avaré (134%), Avaré – Botucatu (129%) e
Capão Bonito – Botucatu (148%)
e de um
transformador 230/138 kV em Capão Bonito (116%).
Atualmente são necessárias medidas operativas para
reduzir o carregamento dos transformadores existentes.
SE OESTE
440/88 kV – 3 x 400 MVA
ONS
PAR 2004-2006
A partir da solicitação de acesso da CBA para carga de Transferência de carga da CBA do
129,5 MW no barramento de 88 kV de Oeste, quando da sistema em 88 kV para o sistema em
perda de uma de suas unidades acontecem 230 kV atendido pela SE Cabreúva.
carregamentos acima do nominal nas restantes: 7% em
2004, 9% em 2005 e 19% em 2006, na condição de
carga pesada e 5% em 2006 na carga média.
455 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
BAIXADA SANTISTA – 345/88 kV
0,88 – 1,00 (1)
2004 - 2006
BAIXADA SANTISTA – 230/138 kV
0,97 – 1,00
2005
BOTUCATU – 230/88 kV
0,89 – 0,95
2004 - 2006
CAPÃO BONITO – 230/138 kV
0,94 – 0,99
2004 - 2006
JURUMIRIM – 230/138 kV
0,95 – 1,00
2004 - 2006
OESTE – 440/88 kV
0,97 – 1,00
2005 - 2006
(1) Há influência do despacho da UHE Henry Borden.
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
456 / 530
7.2.3
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 2 (BANDEIRANTE, CPFL PIRATININGA, EEB, ELEKTRO E CESP)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BOM JARDIM
440/88 kV – 2 x 300 MVA
SE BOM JARDIM
440/138 kV - 150 MVA
SE CABREÚVA
440/138 kV - 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de uma unidade há carregamentos acima do Instalação
da
terceira
unidade
nominal na unidade restante em 2004 nas cargas média transformadora 440/88 kV – 300 MVA
(120%) e pesada (142%).
(CPFL Piratininga – Dez/2004)
O carregamento do transformador 440/138 kV de Bom Instalação
da
segunda
unidade
Jardim é superior ao seu valor nominal (101% em 2004, transformadora 440/138 kV – 150 MVA
109% em 2005 e 113% em 2006), notando-se elevados em Cabreúva (Elektro – Dez/2005).
fluxos de reativos de Bom Jardim para Bragança
Paulista.
Há carregamentos superiores ao nominal no
transformador 440/138 kV de Bom Jardim quando da
perda do transformador 440/138 kV de Cabreúva (124%
em 2004, 131% em 2005 e 135% em 2006).
O carregamento do transformador 440/138 kV de
Cabreúva é superior ao seu valor nominal em
2006(102%).
Há carregamentos superiores ao nominal no
transformador 440/138 kV de Cabreúva quando da
perda do transformador 440/138 kV de Bom Jardim
(116% em 2004, 127% em 2005 e 130% em 2006).
Na perda dos transformadores 440/138 kV de Bom
Jardim ou de Cabreúva são verificadas tensões
inferiores a 95% no sistema em 138 kV da área.
ONS
PAR 2004-2006
457 / 530
7.2.3
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 2 (BANDEIRANTE, CPFL PIRATININGA, EEB, ELEKTRO E CESP)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SANTO ÂNGELO
440/138 kV – 1 X 300 + 2 X 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na indisponibilidade do banco de 300 MVA, observamse carregamentos nos transformadores remanescentes
de 103% em 2006, na carga pesada.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
APARECIDA - 230/88 kV
0,97 – 1,00
2006
BOM JARDIM - 440/138 kV
0,67 – 0,89
2004 - 2006
BOM JARDIM - 440/88 kV
0,94 – 0,98
2004 - 2006
LT 230 kV – CD - CABREÚVA – CBA
0,94 - 0,94
2004 - 2006
CABREÚVA – 440/138 kV
0,93 – 1,00
2005 - 2006
MOGI – 230/88 kV
0,95 – 0,98
2004 - 2006
SANTO ÂNGELO – 440/138 kV
0,95 – 0,98
2004 - 2006
SÃO JOSÉ – 230/88 kV
0,96 – 0,99
2004 - 2006
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
458 / 530
7.2.4
SÃO PAULO – ÁREA DE CONEXÃO 3 (CJE, CLFM, CPEE, CPFL PAULISTA, EEB, E ELEKTRO)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ARARAQUARA
440/138 kV- 3 X 300 MVA
SE MOGI MIRIM III
440/138 kV – 2 X 300 MVA
SE RIBEIRÃO PRETO
440/138 kV- 2 X 300 MVA
SE SUMARÉ
440/138 kV- 2 X 300 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Quando da perda de uma unidade o carregamento nas
restantes vai de 107% em 2004 a 111% em 2006
Na perda de uma unidade o carregamento na restante, 3º
banco
381 MVA / 127% em 2004 na carga pesada, é superior 440/138 kV –
ao seu valor nominal.
12/2004)
de
transformadores
300 MVA (Elektro –
Durante a perda de um transformador, a unidade Instalação
da
terceira
unidade
restante apresenta carregamento que evolui de 107% transformadora 440/138 kV – 300 MVA
em 2004 a 114% em 2006.
(CPFL Paulista– Dez/2006)
Na perda de uma unidade o carregamento na restante Instalação
do
3o
banco
de
supera seu valor nominal (105% em 2004, e 111% em transformadora 440/138 kV – 300 MVA
2005 na carga pesada).
(CPFL Paulista– Dez/2006)
459 / 530
7.2.4
SÃO PAULO – ÁREA DE CONEXÃO 3 (CJE, CLFM, CPEE, CPFL PAULISTA, EEB, E ELEKTRO)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SANTA BÁRBARA
440/138 kV- 3 X 300 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
O barramento de 138 kV da SE Santa Bárbara
440/138 kV atualmente está operando aberto como
medida para limitar o nível de curto-circuito no nível de
138 kV. Nessa condição um dos transformadores de
315 MVA alimenta as LTs 138 kV, circuito duplo, Santa
Bárbara – Limeira 1 e Santa Bárbara – Mogi Mirim 2. As
demais unidades de 300 MVA e 315 MVA suprem as
linhas em 138 kV da CPFL. Em condições de
emergência de um dos transformadores 440/138 kV o
barramento de 138 kV é fechado. Na carga pesada de
2004 o transformador 440/138 kV de 300 MVA de Santa
Bárbara opera no limite em condição normal (294 MVA /
98%) e, quando da perda de uma das unidades, após o
fechamento do barramento de 138 kV, o fluxo nas
restantes 318 MVA / 101% (unidade de 315 MVA) e
330 MVA / 110% (unidade de 300 MVA) é superior a
seus valores nominais.
SOLUÇÃO INDICADA
Instalação
do
4o
banco
de
transformadores 440/138 kV – 315 MVA
na SE Santa Bárbara (CPFL Paulista –
12/2004)
460 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
ARARAQUARA – 440/138 kV
0,96 – 1,00
2004 - 2006
MOGI MIRIM 3 – 440/138 kV
0,91 – 0,98
2004 - 2006
RIBEIRÃO PRETO - 440/138 kV
0,92 – 1,00
2004 - 2006
SANTA BÁRBARA - 440/138 kV
0,92 – 0,97
2004 - 2006
SUMARÉ - 440/138 kV
0,91 – 1,00
2004 - 2006
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
461 / 530
7.2.5
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 4 (CAIUÁ, CLFSC E EEVP)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ASSIS
230/88 kV – 2 x 38 MVA
SE CHAVANTES
230/88 kV – 2 X 40 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
As transformações 230/88 kV de Assis e de Chavantes
operam no limite quando da perda de uma de suas
unidades no ano 2006, na condição de carga pesada,
para despacho de 88% nas UHEs Canoas I e II, Salto
Grande, Ourinhos, Chavantes, Jurumirim e Piraju. Notase que o carregamento é devido ao fluxo de reativos do
sistema em 230 kV para o em 88 kV, em função do fator
de potência das cargas (média de 0,916). Despachos
menores poderão causar carregamentos superiores ao
nominal.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
(1)
2004 - 2006
0,76 – 0,91
2004 - 2006
CHAVANTES – 230/88 kV
(1)
2004 - 2006
SALTO GRANDE – 230/88 kV
(1)
2004 - 2006
ASSIS – 230/88 kV
AVARÉ – 230/138 kV
(1) Há elevados fluxos de reativos do sistema em 230 kV para o em 88 kV, em todas as condições de carga, devido ao fator de potência das
cargas (0,916). O carregamento desses transformadores é influenciado pelo despacho de geração das usinas ligadas ao sistema em 88 kV:
Canoas I e II, Salto Grande e Ourinhos.Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da
carga, da compensação reativa e do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
462 / 530
7.2.6
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 5 (CAIUÁ, CPFL PAULISTA, EEVP,ELEKTRO E ENERSUL)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CAPIVARA
440/138 kV - 150 MVA
SE TAQUARUÇU
440/138 kV – 300 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
O transformador 440/138 kV de Capivara opera no limite
em condição normal de operação em 2004. Há
carregamentos acima do nominal na perda do
transformador 440/138 kV de Taquaruçu (137%) e das
LTs 440 kV Jupiá – Taquaruçu (110%), Taquaruçu –
Assis (108%), Capivara – Assis (149%), Assis – Bauru
(127%) e Assis –Sumaré (119%).
SOLUÇÃO INDICADA
Substituição do transformador de
150 MVA por outro de 300 MVA (Elektro
– 06/2006).
Constituição das LTs 138 kV Rosana –
Presidente
Prudente,
Rosana
–
Dracena, Taquaruçu – Dracena e
Taquaruçu – Presidente Prudente
Na perda dos transformadores 440/138 de Capivara ou (Elektro – 12/2005).
de Taquaruçu são verificadas tensões baixas nos
barramentos de 138 kV da área.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
CAPIVARA - 440/138 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,87 – 1,00
2004 - 2006
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
463 / 530
7.2.7
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL PAULISTA, ELEKTRO E ENERSUL)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ÁGUA VERMELHA
440/138 kV – 300 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
O transformador 440/138 kV de Água Vermelha pode 2o
banco
de
transformadores
apresentar carregamentos elevados em condição 440/138 kV – 300 MVA
(Elektro –
normal de operação em função do despacho de geração 12/2006)
das usinas da área e do fluxo nos transformadores
500/440 kV de Água Vermelha. Em 2006, para
despachos de geração hidráulica elevados no Sudeste,
despachos de geração térmica e nuclear baixos no
Sudeste, com intercâmbios do sistema Norte para o
Sudeste (2000 MW) e do Sudeste para o Sul
(4000 MW), o fluxo no transformador 440/138 kV de
Água Vermelha é de 293 MVA / 98%. Nessas mesmas
condições o seu carregamento é de 310 MVA / 103%
em 2004 e 327 MVA / 109% em 2006 na perda do
transformador de 440/138 kV Três Irmãos e 318 MVA /
106% em 2006 na perda do transformador 440/138 kV
de Jupiá.
Em 2006, a indisponibilidade desse transformador
acarreta tensões próximas a 90% em várias barras da
rede de 138 kV que atende à região norte do Estado de
São Paulo, na condição de carga pesada.
ONS
PAR 2004-2006
464 / 530
7.2.7
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL PAULISTA, ELEKTRO E ENERSUL)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BAURU
440/138 kV – 2 X 150 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Em 2004 na perda de um transformador acontece Instalação
da
terceira
unidade
carregamento de 122% na unidade restante. As transformadora 440/138 kV – 150 MVA
condições
de
carregamento
na
transformação (CPFL Paulista – Dez/2004)
440/138 kV são influenciadas pelo despacho de geração
nas usinas do rio Tietê conectadas ao sistema em
138 kV.
465 / 530
7.2.7
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL PAULISTA, ELEKTRO E ENERSUL)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
SE JUPIÁ
Em 2004, na carga pesada, com as duas máquinas da UHE Jupiá despachadas e
440/138 kV – 150 MVA
com a UTE Três Lagoas fora de operação, há superação da capacidade nominal
do transformador 440/138 kV – 150 MVA de Jupiá quando da perda de um dos
Substituição
do
transformador
440/138 kV-150 MVA de Jupiá por outro
de 300 MVA (Elektro – Dez/2004)
transformadores 440/138 kV de Água Vermelha (113%) ou Três Irmãos (160%).
Com apenas uma máquina despachada na UHE Jupiá 138 kV e sem a UTE Três
Lagoas o carregamento é superior ao nominal já em condição normal (116%).
Em 2004, na carga pesada, com as duas máquinas da UHE Jupiá despachadas e
com a UTE Três Lagoas em operação (240 MW) o desempenho do sistema é
adequado. Com apenas uma máquina da UHE Jupiá em operação, o
carregamento no transformador 440/138 kV – 150 MVA de Jupiá é superior ao
nominal quando da perda do transformador 440/138 kV de Três Irmãos (114%).
Na carga leve, em condições de despachos máximos de geração na UHE Jupiá
138 kV, UTE Três Lagoas e nas usinas do Mato Grosso do Sul (UHE Mimoso e
UTE W. Arjona), o carregamento no transformador 440/138 kV - 150 MVA de
Jupiá supera em cerca de 5% o seu valor nominal no caso de perda do
transformador 440/138 kV de Três Irmãos.
Após a substituição do transformador 440/138 kV por outra unidade de 300 MVA,
são ainda verificados carregamentos superiores ao nominal durante a perda do
transformador
440/138 kV
de
Três
Irmãos,
com
apenas
uma
máquina
despachada na UHE Jupiá 138 kV e sem a UTE Três Lagoas: 118% em 2004 e
122% em 2006. A entrada em operação da nova interligação com o MS transformador 440/230 kV de Porto Primavera e LT 230 kV Porto Primavera –
Dourados, em 2006, reduzirá o carregamento no transformador 440/138 kV de
Jupiá, quando da perda do transformador de Três Irmãos, de 122% para 101%,
com uma máquina da UHE Jupiá 138 kV despachada e sem a UTE Três Lagoas.
ONS
PAR 2004-2006
466 / 530
7.2.7
SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL PAULISTA, ELEKTRO E ENERSUL)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE TRÊS IRMÃOS
440/138 kV – 300 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
A indisponibilidade do transformador 440/138 kV de
Três Irmãos poderá provocar sobrecargas no
transformador 440/138 kV – 150 MVA de Jupiá em
situações com a UTE Três Lagoas fora de operação e
em função do despacho de geração das unidades da
UHE Jupiá conectadas ao sistema em 138 kV e das
usinas térmicas na região de Corumbá (MS). Nessas
mesmas condições, a perda do transformador
440/138 kV de Jupiá provoca carregamento de 345 MVA
/ 115% no transformador de Três Irmãos em 2004.
SOLUÇÃO INDICADA
Substituição
do
transformador
440/138 kV de Jupiá por outro de
300 MVA (Elektro – Dez/2004).
2o
banco
de
transformadores
440/138 kV – 300 MVA em Três Irmãos
(Elektro – 12/2007)
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,95 – 0,99 (1)
2004 - 2006
0,88 – 0,97
2004 - 2006
JUPIÁ – 440/138 kV
0,95 – 1,00 (1)
2004 - 2006
TRÊS IRMÃOS – 440/138 kV
0,94 – 1,00 (1)
2004 - 2006
ÁGUA VERMELHA - 440/138 kV
BAURU – 440/138 kV
(1) Há influência da UHE Jupiá 138 kV e da UTE Três Lagoas.
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
467 / 530
7.2.8
SÃO PAULO – ELETROPAULO
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BANDEIRANTES
345/88 kV – 3 X 400 MVA
SE PIRATININGA
230/88 kV – 4 X 100 MVA
SE EDGARD DE SOUZA
230/88 kV – 1 x 100 MVA + 3 x 150 MVA
SE PIRITUBA
230/88 kV – 4 X 150 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de uma unidade 345/88 kV de Bandeirantes SE Piratininga II - 230/88 kV – 3 X
há carregamentos de 104% nas unidades restantes em 150 MVA (instalação) e BC - 28,8 Mvar
2004.
- 88 kV (Eletropaulo – 12/2004).
Na perda de uma unidade 230/88 kV de Piratininga há Considerando a superação do nível de
carregamentos de 100% nas unidades restantes em curto circuito será necessária a
2004, com a UTEs Piratininga e Nova Piratininga fora substituição de 7 bays de 88 kV.
de operação.
Na perda de um dos transformadores 230/88 kV da SE SE ANHANGÜERA - 345/88 kV - 2 x
Edgard de Souza o carregamento nas unidades 400 MVA (Eletropaulo – 12/2004)
restantes é de 117% em 2004 na carga pesada.
Durante a emergência de um dos transformadores
230/88 kV da SE Pirituba o carregamento nas unidades
restantes é de 122% na carga pesada de 2004.
468 / 530
7.2.8
SÃO PAULO – ELETROPAULO
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SUL 1
345/88 kV – 2 X 400 MVA
SE SUL 2
345/88 kV – 2 X 400 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
Na perda de uma unidade de Sul 1, observa-se
carregamentos na carga pesada de 110% em 2004,
chegando a 120% em 2006 no transformador
remanescente.
Na perda de uma unidade de Sul 2, observa-se
carregamentos na carga pesada de 129% em 2004 e
128% em 2006 no transformador remanescente. Na
carga média os carregamentos são de 121% em 2004 e
118% em 2006.
SOLUÇÃO INDICADA
Fechamento do disjuntor de interligação
das barras de 88 kV das SEs Sul 1 e
Sul 2 colocando em paralelo os 3
bancos
de
transformadores
remanescentes.
ÁREA CENTRAL DA CIDADE DE SÃO A partir de 2004, carregamento elevado na SE Centro SE MIGUEL REALE (NOVA)
bancos
PAULO
aliado ao esgotamento do sistema de distribuição da de transformadores de 345/88-138 kV região central de São Paulo.
2 X 400 MVA e fase reserva de
133 MVA
(obra em andamento pela Cteep com
previsão para energização para junho
de 2003).
ONS
PAR 2004-2006
469 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
BANDEIRANTES – 345/88/34,5 kV
0,96 – 1,00
2004 - 2006
EDGARD DE SOUZA – 230/88 kV
0,97 – 1,00
2005
MIGUEL REALE – 345/88/20 kV
0,96 – 0,97
2004 - 2006
MILTON FORNASARO – 345/88 kV
0,96 – 1,00
2004 - 2006
NORTE – 345/88 kV
0,96 – 0,99
2004 - 2006
PIRITUBA – 230/88 kV
0,93 – 0,99
2004 - 2006
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
470 / 530
7.2.9
SÃO PAULO – BANDEIRANTES
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SANTA CABEÇA
230/88 kV – 2 x 60 MVA
SE SÃO JOSÉ
230/88 kV – 4 x 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos dois transformadores há
sobrecarga na unidade remanescente: 41% em 2004 e
2005 e 50% em 2006, na carga pesada.
Na perda de um dos quatro transformadores o
carregamento nos restantes supera o valor nominal na
condição de carga pesada: 104% em 2005 e 106% em
2006.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
SANTA CABEÇA – 230/88 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,93 – 0,98
2004 - 2006
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
471 / 530
7.2.10 SÃO PAULO – CPFL PAULISTA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CAMPINAS
345/138 kV – 4 x 150 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Em situações com baixo despacho de geração nas Instalação do 5º banco 345/138 kV –
usinas ligadas ao sistema em 440 kV verifica-se fluxo 150 MVA (CPFL Paulista – 12/2006).
de cerca de 95%, em condição normal na carga pesada,
na SE Campinas 345/138 kV em 2004 e 2005. Nessas
mesmas condições, em 2006, com a entrada em
operação da interligação em 500 kV Londrina – Assis Araraquara e do 2º autotransformador 500/345 kV –
560 MVA, na SE Campinas, o fluxo nos transformadores
345/138 kV dessa subestação é 14% superior ao seu
valor nominal. Na perda de uma unidade, o fluxo nas
restantes é sempre superior ao valor nominal (178 MVA
/ 119% em 2004 e 214 MVA / 143% em 2006). A
ampliação da SE Santa Bárbara 440/138 kV com a
instalação da quarta unidade de 300 MVA, em
dezembro de 2004, reduz o fluxo nos transformadores
345/138 kV de Campinas, mas o fluxo nas unidades
restantes ainda é superior ao valor nominal (166 MVA /
111% em 2005).
472 / 530
7.2.10 SÃO PAULO – CPFL PAULISTA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE MASCARENHAS DE MORAES
345/138 kV – 1 X 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A SE Mascarenhas de Moraes está situada na área
Minas Gerais, mas atende também a carga da CPFL
Paulista na área de Franca.
Dependendo do despacho de geração do sistema,
principalmente das unidades da UHE Mascarenhas de
Moraes conectadas em 138 kV e em 345 kV poderá
haver sobrecarga no transformador 345/138 kV da SE
Mascarenhas em condição normal de operação.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
CAMPINAS – 345/138 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,92 – 0,99
2004 - 2006
Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2004-2006
473 / 530
7.2.11 CEMIG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE IPATINGA
230/161 kV 1x150 MVA
161/138 kV – 1x120 MVA
SE NEVES
500/138 kV – 3 X 300 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
As transformações de Ipatinga 230/161 kV 1x150 MVA e 161/138 kV Banco de transformador 230/138 kV –
– 1x120 MVA apresentarão carregamentos acima do nominal na 225 MVA na SE Ipatinga
e
ponta de carga da área Minas Gerais, em regime normal de
operação, com valores de 104% em 2004, podendo chegar a 116%
em 2006. Estes carregamentos poderão ser reduzidos para 74% e
85%, respectivamente nos anos de 2004 e 2006, se as PCHs Pipoca
(2x12,5MW) e Areia Branca (2X10MW), previstas para a região de
Caratinga, entrarem em operação no ano de 2004. Ressalta-se que
estas usinas ainda não possuem licença de operação e não foram
consideradas no estudo deste PAR. A solução, em fase de
implantação pela Cemig é a instalação de um novo transformador
230/138 kV – 225 MVA que, além de eliminar as sobrecargas
mencionadas anteriormente, aumentará a confiabilidade do
atendimento da área, eliminando a necessidade de corte de carga
durante contingência nas transformações.
A SE Neves apresenta esgotamento da capacidade transformadora SE VESPASIANO 2 - em construção –
em condições normais de operação.
AT 500/138 kV – 2 X 300 MVA
(seccionamento da LT 500 kV Neves Mesquita – 2 X 3km)
BC 3 X 41 Mvar - 138 kV
ONS
PAR 2004-2006
474 / 530
7.2.11 CEMIG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BARREIRO
345/138 kV – 4 X 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A SE Barreiro apresenta carregamentos próximos à capacidade SE VESPASIANO 2 - em construção –
nominal de seus transformadores.
AT 500/138 kV – 2 X 300 MVA
(seccionamento da LT 500 kV Neves Mesquita – 2 X 3km)
BC 3 X 41 Mvar - 138 kV
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
JAGUARA - 345/138 kV
0,75 – 0,85
2004 - 2006
JUIZ DE FORA – 345/138 kV
0,76 – 0,57
2004 - 2006
IPATINGA – 230/161 kV
0,66
2004 - 2006
TAQUARIL – 345/138 kV
0,80
2004 - 2006
0,87 – 0.90
2004 - 2006
POÇOS DE CALDA – 345/138 kV
ONS
PAR 2004-2006
475 / 530
7.3
7.3.1
Região Centro-Oeste
CELG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ANHANGUERA
230/138 kV - 2x100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Carregamento de 91% na condição normal de carga pesada de Entrada da SE Carajás 230/138 kV,
junho/2004. Na perda de um deles ocorre sobrecarga de 86% prevista para o primeiro trimestre de
(186 MVA) no remanescente.
2005 e remanejamento de cargas.
SE CACHOEIRA DOURADA A saída de uma das LTs 500 kV Samambaia – Emborcação ou
230/138 kV - 1x120 MVA
Itumbiara – Emborcação leva a sobrecargas da ordem de 17%
(140 MVA). Essa sobrecarga tende a se intensificar nos casos de
alta importação pelo Sudeste através da interligação Norte-Sul. A
sobrecarga observada é justificada pelo valor relativamente alto das
cargas na rede 138 kV na região do Triângulo Mineiro eletricamente
próximas da SE Emborcação, as quais são supridas via
transformação 500/138 kV de Emborcação e via LTs 138 kV
derivadas de C. Dourada, formando um anel em 138 kV nessa área
do sistema.
SE XAVANTES
230/138 kV - 3x150 MVA
ONS
PAR 2004-2006
Na saída de uma das unidades, verificam-se nas remanescentes
sobrecargas crescentes que atingem 24% (186 MVA) em
junho/2006.
476 / 530
7.3.1
CELG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SE RIO VERDE
230/138 kV - 2x100 MVA
Na saída de uma das unidades, verificam-se sobrecargas na
remanescente da ordem de 20% (120 MVA) em 2005 e 2006.
Verificou-se que apenas o aumento de carga não justificaria essa
ocorrência a partir de 2005, tendo-se constatado que a presença da
compensação série na rede 230 kV que interliga as áreas Goiás e
Mato Grosso, prevista para ser instalada até o início de 2005, influi
no aumento do carregamento dos citados transformadores.
SE RIO VERDE
230/69 kV - 2x42 MVA
Na saída de uma das unidades, verificam-se sobrecargas na
remanescente da ordem de 52% (64 MVA) na condição de carga
pesada de junho/2004.
SE ITAPACI
230/69 kV - 2x50 MVA
Na saída de uma das unidades, verificam-se sobrecargas na
remanescente a partir de 2005, observando-se um valor de 14%
(57 MVA) na condição de carga pesada de junho/2006.
ONS
PAR 2004-2006
SOLUÇÃO INDICADA
477 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,93 – 0,95
2004 a 2006
ANHANGUERA – 230/138 kV
0,94
2004
ANHANGUERA – 230/69 kV
0,86 – 0,92
2004 a 2006
XAVANTES – 230/138 kV
0,94 – 0,96
2004 a 2006
ÁGUAS LINDAS – 230/69 kV
0,89 – 0,95
2004 a 2006
GOIÂNIA – 230/13,8 kV
0,80 – 0,94
2004 a 2006
0,79 – 0,82
2004 a 2006
0,93
2004 a 2006
CACHOEIRA DOURADA – 230/138 kV
N.
TOCANTINS
(consumidor)
–
230/13,8 kV
CODEMIN – 230/13,8 kV (consumidor)
ONS
PAR 2004-2006
478 / 530
7.3.2
CEMAT
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
LTs
138 kV
COXIPÓRONDONÓPOLIS e RONDONÓPOLISCOUTO MAGALHÃES
SE COXIPÓ 230/138 kV – 3x100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Com a entrada do 3o elo em 230 kV
entre as áreas de Coxipó e
Rondonópolis, bem como a instalação
de compensação série nos dois
circuitos
Rondonópolis-B.
PeixeR.Verde, incluindo o seccionamento do
circuito no.1 e sua conexão na SE
Barra do Peixe, obras essas previstas
É importante a caracterização dos fatores que afetam
neste estudo para fevereiro/2005,
os limites de carregamento dessas linhas de 138 kV
serão eliminadas as sobrecargas e
(74/86 MVA em condição normal/emergência, de
quedas de tensão citadas.
acordo com as informações disponíveis).
Tais LTs, operando em paralelo com a rede 230 kV,
tendem a se sobrecarregar, tornando-se elos restritivos
para os despachos de geração local, inclusive da UTE
Cuiabá em condições de carga leve e mínima. No
trecho Rondonópolis-Couto Magalhães verificaram-se
quedas acentuadas de tensão durante contingências
nas LTs 230 kV Rondonópolis – B.Peixe – Rio Verde.
Com as usinas e as obras de transmissão previstas no
período, observa-se que despachos elevados na UTE
Cuiabá não mais ocasionam as sobrecargas
mencionadas para as linhas de 138 kV, nas condições
de carga leve e mínima. Ressalta-se, porém, que no
caso da perda de um dos transformadores da SE
Coxipó 230/138 kV pode ser verificada sobrecarga
elevada nas unidades remanescentes.
ONS
PAR 2004-2006
479 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
NOVA MUTUM – 230/69 kV
0,83 – 0,87
2004 a 2006
LUCAS DO RIO VERDE – 230/69 kV
0,86 – 0,88
2004 a 2006
SORRISO – 230/69 kV
0,94 – 0,80
2004 a 2006
ONS
PAR 2004-2006
480 / 530
7.3.3
ENERSUL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ANASTÁCIO
230/138 kV - 75 MVA
SE DOURADOS
230/138 kV – 2X75 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
Sobrecarga em condição normal de operação, para
intercâmbio elevado com o Sudeste, que se agrava com
despacho reduzido na UTE William Arjona.
Na saída de uma das unidades, sobrecarga na
remanescente, de até 54% para intercâmbio Sul-Sudeste
de 3400 MW, na carga pesada de inverno de 2004
SOLUÇÃO INDICADA
2° transformador
3° transformador
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
ONS
PAR 2004-2006
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
481 / 530
7.4
Região Norte
7.4.1 CELPA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE GUAMÁ
230/69 kV – 2 X 150 MVA
SE UTINGA
230/69 kV – 3 X 150 MVA.
SE SANTA MARIA
230/69 kV – 1 X 150 MVA.
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 124% em 2004, 131% em 2005 e 138% em 2006
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 116% em 2004, 122% em 2005 e 129% em 2006
Corte temporário de toda a carga na perda do único
transformador 230/69 kV da subestação.
230/138 kV – 1 X 100 MVA.
Corte temporário de toda a carga na perda do único No Plano de Obras encaminhado pela
transformador 230/138 kV da subestação. Este trafo Celpa não fica clara solução para os
possui fase reserva local e o tempo para sua problemas identificados
substituição é de 15 minutos.
SE ALTAMIRA
Corte temporário de toda a carga na perda de um dos
transformadores da subestação, até energização do
outro transformador (reserva quente local). Duração da
troca 30 minutos.
230/69/13,8 kV – 1 X 60 MVA + 1 X
60 MVA (reserva quente)
SE TRANSAMAZÔNICA
230/34,5 kV – 1 X 30 MVA +
1 X 30 MVA (reserva quente)
ONS
PAR 2004-2006
Corte temporário de toda a carga na perda de um dos
transformadores da subestação, até energização do
outro transformador (reserva quente local). Duração da
troca 30 minutos.
482 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
UTINGA - 230/69 kV
0,93
2004 a 2006
TRANSAMAZÔNICA - 230/34,5 kV
0,89
2004 a 2006
0,75, 0,71 e 0,74
2004 a 2006
RURÓPOLIS - 230/138 kV
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e do
transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
483 / 530
7.4.2 CELTINS
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE MIRACEMA
500/138 kV – 180 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Corte temporário de toda a carga, no caso de perda do
único transformador existente. Após a energização do
pólo reserva, que dura 4 horas, o corte de carga é
eliminado.
A CELTINS informou que, durante o
período de substituição do banco
monofásico defeituoso pelo reserva,
existe a possibilidade de remanejar sua
carga para a SE Porto Franco, da
Eletronorte, e para a SE Porangatu, de
Furnas.
484 / 530
7.4.3 CEMAR
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE IMPERATRIZ
230/69 kV – 2 x 100 MVA
SE COELHO NETO
230/69 kV – 65 MVA
SE PERITORÓ
230/69 kV – 100 MVA
SE MIRANDA
230/138 kV – 100 MVA
SE PORTO FRANCO
230/138 kV – 100 MVA
SE PRESIDENTE DUTRA
230/69 kV – 50 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 131% em 2004, 134% em 2005 e 139% em 2006
Corte temporário, com duração de 48 horas, de toda a
carga na perda do único transformador 230/69 kV da
subestação. Não há possibilidade de remanejamento de
cargas através da rede de distribuição.
A Cemar informou que a solução a ser
Corte temporário de toda a carga na perda do único
adotada é interagir junto a Eletronorte
transformador 230/69 kV da subestação,até a entrada
para que esta viabilize a aquisição dos
em operação do trafo reserva de 16,6 MVA e
seguintes equipamentos para reserva
permanente do restante da carga.
regional: um transformador 230/69 kV –
Corte permanente de toda a carga na perda do único 100 MVA, um transformador 230/69 kV
–
50 MVA,
um
transformador
transformador 230/138 kV da subestação.
230/138 kV – 100 MVA.
Corte temporário de toda a carga da CELTINS e corte
permanente de toda a carga da Cemar na perda do
único
transformador
230/138 kV
existente
na
subestação.
Corte temporário, com duração de 24 horas, de toda a
carga na perda do único transformador 230/69 kV da
subestação.
485 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,89 a 0,90
2004 a 2006
MIRANDA – 230/69 kV
0,89
2004 a 2006
SÃO LUÍS – 230/69 kV
0,83
2004 a 2006
IMPERATRIZ – 230/69 kV
0,86
2004 a 2006
PORTO FRANCO 230/69 kV
0,87 a 0,89
2004 a 2006
PRESIDENTE DUTRA 230/69 kV
0,86 a 0,84
2004 a 2006
PERITORÓ – 230/69 kV
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
486 / 530
7.5
Região Nordeste
7.5.1 CEPISA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE TERESINA
230/69 kV – 3 x 100 MVA
SE SÃO JOÃO DO PIAUÍ
230/69 kV – 1 x 33 MVA e 1 X 30 MVA
SE PIRIPIRI
230/69/13,8 kV – 2 x 33 MVA
SE PIRIPIRI
230/138 kV – 1 x 55 MVA
SE BOA ESPERANÇA
230/69 kV – 2 x 33 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 134% em 2004, 138% em 2005 e 146% em 2006
Na perda do transformador 230/69 kV – 33 MVA, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 132% em 2004, 144% em 2005 e 152% em 2006
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 101% em 2004, 108% em 2005 e 113% em 2006
Corte de toda a carga, na perda do único transformador
230/138 kV da subestação. Não há possibilidade de
remanejamento de carga através da distribuição.
Corte permanente de toda a carga, na perda do único
transformador 69/13,8 kV da subestação.
SE PICOS
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 168% em 2004, 184% em 2005 e 199% em 2006
ONS
PAR 2004-2006
A Cepisa ainda não encaminhou ao
ONS o Plano de Obras da empresa.
Em condição normal de operação, os transformadores
230/69 kV ficam submetidos a carregamentos da ordem
de 100% em 2004, 102% em 2005 e 109% em 2006
69/13,8 kV – 1 x 5 MVA
230/69 kV – 2 x 33 MVA
SOLUÇÃO INDICADA
487 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
TERESINA – 230/69 kV
PICOS – 230/69 kV
BOA ESPERANÇA – 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,89
2004
0,90 a 0,89
2004 a 2006
0,93
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
488 / 530
7.5.2 COELCE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BANABUIÚ
230/69 kV – 2 x 33 MVA
SE CAUÍPE
230/69 kV – 100 MVA
SE FORTALEZA
230/69 kV – 4 x 100 MVA
SE DELMIRO GOUVEIA
230/69 kV – 4 x 100 MVA
SE ICÓ
230/69 kV – 100 MVA
SE MILAGRES
230/69 kV – 2 x 100 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o A Coelce informou que a solução é a
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem de implantação do 3º transformador
174% em 2004, 187% em 2005 e 202% em 2006
50 MVA em 2006.
Corte temporário de toda a carga na perda do único A Coelce informou que a solução é a
implantação do 2º transformador
transformador 230/69 kV da subestação.
100 MVA em 2005.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, um dos
remanescentes fica submetido a carregamentos da ordem de
111% em 2006 (mesmo com a SE Pici)
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, um dos
remanescentes fica submetido a carregamentos da ordem de
112% em 2006 (mesmo com a SE Pici)
Corte temporário de toda a carga da Cosern e permanente da
A Coelce informou que a solução é a
Coelce na perda do único transformador 230/69 kV da
implantação do 2º transformador
subestação. Não há possibilidade de remanejamento da carga
100 MVA em 2004.
da Coelce através da rede de distribuição.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem de
104% em 2004, 115% em 2005 e 128% em 2006
489 / 530
7.5.2 COELCE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE PICI
230/69 kV – 2 x 100 MVA
SE RUSSAS II
230/69 kV – 2 x 16,7 MVA +
1x 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Os transformadores 230/69 kV ficam submetidos a um A Coelce informou que a solução é a
carregamento da ordem de 113% em 2004, 119% em 2005 e implantação do 3º transformador
100 MVA em 2004.
128% em 2006 em condição normal de operação.
A perda do transformador de 100 MVA nesta subestação,
A Coelce informou que a solução é a
provoca carregamentos da ordem de 222% em 2004, 239%
implantação do 2º transformador
em 2005 e 259% em 2006, nos transformadores
100 MVA em 2006.
remanescentes.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FORTALEZA – 230/69 kV
FATOR DE
POTÊNCIA
DATA
0,92
2004
0,91 a 0,90
2004 a 2006
DELMIRO GOUVEIA – 230/69 kV
0,92
2004
MILAGRES – 230 kV
0,93
2005 a 2006
RUSSAS – 230/69 kV
0,93
2004 a 2006
PICI – 230/69 kV
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
490 / 530
7.5.3 COSERN
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE AÇU II
230/138 kV – 1 x 55 MVA
SE NATAL II
230/69 kV – 4 x 100 MVA
SE MOSSORÓ II
230/69 kV – 2 x 100 MVA
SE PARAÍSO (Nova)
230/138 kV – 1 x 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Considerando a operação do eixo de 138 kV aberto, Instalação do 2º transformador 230/138 kV,
haverá corte temporário de toda a carga alimentada em 100 MVA, previsto para 2004.
138 kV na SE Açu e da carga da SE Santana dos Matos
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o SE Natal Sul com dois transformadores
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem 230/69 kV - 100 MVA, previsto para 2006.
de 114% em 2004, 119% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Efetivação da geração Eólica no sistema de
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem 69 kV deste regional no horizonte 2004-2006.
de 113% em 2005 e 115% em 2006
Corte temporário de toda a carga na perda do único Carga
totalmente
atendida
pelos
transformador 230/138 kV da subestação.
transformadores 230/138 kV da SE Campina
Grande II.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
MOSSORÓ II – 230/69 kV
FATOR DE
POTÊNCIA
0,92 a 0,93
DATA
2005 e 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
491 / 530
7.5.4 SAELPA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE COREMAS
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE MUSSURÉ
230/69 kV – 4 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Em 2004 a solução é a transferência de
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem carga pelo sistema de distribuição para
de 121% em 2004, 131% em 2005 e 139% em 2006.
os regionais de Icó, Milagres e Campina
Grande.
Em
2005,
o
Estudo
CCPE/Saelpa recomenda a instalação
do 3º transformador 230/69 kV 100 MVA.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga através do
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem sistema de distribuição para a SE
de 107% em 2005 e 114% em 2006.
Goianinha.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
COREMAS – 230/69 kV
FATOR DE
POTÊNCIA
0,93
DATA
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
492 / 530
7.5.5 CELB e SAELPA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CAMPINA GRANDE
230/69 kV – 3 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, um dos Transferência de carga através do
sistema de distribuição para as SEs
remanescentes fica submetido a carregamentos da
Goianinha e Coremas.
ordem de 113% em 2004, 121% em 2005 e 127% em
2006.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE
POTÊNCIA
DATA
CAMPINA GRANDE – 230/69 kV
0,92
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
493 / 530
7.5.6 CELPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ANGELIM
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE BOM NOME
230/138 kV – 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalar o 3º transformador 230/69 kV remanescente fica submetido a carregamentos da ordem 100 MVA em 2003.
de 136% em 2004, 146% em 2005 e 153% em 2006.
Corte de carga atendida pelo 138 kV na perda do único Energização do transformador existente
transformadores 230/138 kV da subestação. Não há na SE. Depende de autorização da
possibilidade de remanejamento de carga através da Aneel. O ONS já emitiu parecer à Aneel.
rede de distribuição.
(Previsto para 2003 no Plano de obras
da Celpe).
230/69 kV – 2 X 33 MVA
Os transformadores 230/69 kV ficam submetidos a um Com a energização do 2º transformador
carregamento da ordem de 100% em 2004, 104% em 230/138 kV – 100 MVA esse problema
2005 e 110% em 2006 em condição normal de operação. será eliminado. Depende de autorização
da Aneel.
SE BONGI
Em 2004, os transformadores 230/69 kV ficam SE VÁRZEA 230/69kV – 2x150 MVA em
submetidos a um carregamento da ordem de 103% em 2004 seccionando os três circuitos
condição normal de operação e de cerca de 139% no 230 kV Recife II – Bongi.
caso de contingência de um deles.
230/69 kV – 4 X 100 MVA
230/13,8 kV – 2 X 40 MVA
ONS
PAR 2004-2006
Um dos transformadores 230/13,8 kV (04T6) fica Transferência de carga de para o
transformador (04T7). Em contingência,
submetido a um carregamento da ordem de 100% em
remanejamento pela distribuição.
2004, 103% em 2005 e 108% em 2006 em condição
normal de operação
494 / 530
7.5.6 CELPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE GOIANINHA
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE MIRUEIRA
230/69 kV – 4 X 100 MVA
SE PAU FERRO (Nova)
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE PIRAPAMA
230/69 kV – 3 X 100 MVA
SE TACAIMBÓ
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE VÁRZEA (Nova)
230/69 kV – 2 X 150 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalar o 3º transformador 230/69 kV 100 MVA em 2004.
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 133% em 2004, 140% em 2005 e 145% em 2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, um dos
remanescentes fica submetido a carregamentos da
ordem de 104% em 2004, 108% em 2005 e 111% em
2006
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Implantação da SE LIMOEIRO
230/69kV - 2 x 100MVA em 2006.
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
Instalar o 3º transformador na SE Pau
de 187% em 2004, 193% em 2005 e 137% em 2006.
Ferro em 2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, os Instalar o 4º transformador 230/69 kV –
100 MVA em 2005.
remanescentes ficam submetidos a carregamentos da
ordem de 110% em 2004, 116% em 2005 e 122% em
2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalar o 3º transformador 230/69 kV 100 MVA em 2004.
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 119% em 2004, 127% em 2005 e 134% em 2006.
Considerando a SE Várzea em operação a partir de Instalar o 3º transformador 230/69 kV 150 MVA em 2007
2004, na perda de um dos transformadores 230/69 kV
nesta subestação, o remanescente fica submetido a
carregamentos da ordem de 104% em 2005 e 107% em
2006.
495 / 530
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
BONGI - 230/13,8 kV
0,77 a 0,78
2004 a 2006
BOM NOME - 230/69 kV
0,90 a 0,91
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
496 / 530
7.5.7 CEAL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE RIO LARGO II
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE MACEIÓ
230/69 kV – 3 X 100 MVA
SE PENEDO
230/69 kV – 2 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da
ordem de 102% em 2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, os
remanescentes ficam submetidos a carregamentos da
A Ceal ainda não encaminhou ao ONS
ordem de 116% em 2004, 119% em 2005 e 125% em
o Plano de Obras da empresa.
2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da
ordem de 106% em 2004, 114% em 2005 e 119% em
2006.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
RIO LARGO II - 230/69 kV
0,78 a 0,83
2004 a 2006
MACEIÓ - 230/69 kV
0,91 a 0,90
2004 a 2006
PENEDO – 230/69 kV
0,94 a 0,93
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
497 / 530
7.5.8 ENERGIPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ITABAIANA
230/69 kV - 2 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga para os
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem Regionais de Penedo, Cícero Dantas e
de 105% em 2004, 112% em 2005 e 112% em 2006.
Jardim durante o horizonte 2004/2006.
69/13,8 kV - 3 X 5 MVA
Na perda de um dos transformadores 69/13,8 kV, os
remanescentes ficam submetidos a carregamentos da
ordem de 108% em 2004, 126% em 2005 e 126% em
2006.
SE JARDIM
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, um dos Transferência da carga excedente para
remanescentes fica submetido a carregamentos da os Regionais de Itabaianinha e
ordem de 129% em 2004, 145% em 2005 e 148% em Itabaiana no ano de 2004;
2006.
Instalação
do
4º
transformador
230/69kV - 100 MVA, prevista para
dezembro /2005
230/69 kV - 3 X 100 MVA
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
ITABAIANA – 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,93
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
498 / 530
7.5.9 SULGIPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ITABAIANINHA
230/69 kV - 2 X 33 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Atualmente os dois transformadores são conectados A Sulgipe ainda não encaminhou o
através de uma única CT de 230 kV. Corte temporário de Plano de Obras da Empresa.
toda a carga na perda de um dos transformadores
230/69 kV da subestação.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
ITABAIANINHA – 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,89 a 0,86
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
499 / 530
7.5.10 COELBA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ABAIXADORA
230/69 kV – 100 MVA
SE BARREIRAS
230/69 kV – 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Corte de carga temporário quando da perda do único Instalação do segundo transformador
transformador 230/69/13,8 kV desta SE.
230/69kV 100 MVA previsto para
dezembro de 2006
A perda do único transformador da subestação, provoca Instalação
de
um
230/138 kV
corte temporário de toda a carga da subestação.
100 MVA, em maio de 2004.
Instalação do segundo transformador
230/69 kV 39 MVA previsto para julho
de 2007
230/138 kV – 100 MVA
A perda do único transformador da subestação provoca Instalação do segundo transformador
corte permanente de toda a carga atendida pelo 230/138 kV - 100 MVA previsto para
barramento de 138 kV.
julho de 2007
SE BOM JESUS DA LAPA
A perda de um dos transformadores 230/69 kV –
40 MVA (04T2) na SE Bom Jesus da Lapa provoca
carregamentos no transformador (04T3) da ordem de
110% em 2004, 133% em 2005, e 141% em 2006.
Implantação
da
transformação
230/138 kV – 55 MVA em maio de
2008 e a substituição do transformador
de 230/69 kV - 33 MVA (04T1) por
outro de 50 MVA, previsto para
dezembro de 2009.
Na perda do transformador 230/69 kV, 100 MVA, um
dos remanescentes fica submetido a carregamentos da
ordem de 103% em 2004, 105% em 2005 e 107% em
2006
Substituição
de
um
dos
transformadores 230/69 kV 40 MVA por
outro de 100 MVA previsto para
outubro de 2008
230/69 kV – 2 X 40 MVA e 1 X 33 MVA
SE CATU
230/69 kV – 2 X 40 MVA + 1 X 100 MVA
ONS
PAR 2004-2006
500 / 530
7.5.10 COELBA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BRUMADO
230/69 kV – 100 MVA + 1x33 MVA
(Reserva fria)
SE CÍCERO DANTAS
230/69 kV – 2 X 16,7 MVA
SE COTEGIPE
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE EUNÁPOLIS
230/138 kV – 3 X 100 MVA
SE GOVERNADOR MANGABEIRA
230/69 kV –100 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A perda do único transformador da subestação, provoca O transformador de 33 MVA está
corte temporário de toda a carga da subestação.
associado a negociação com a Chesf
sobre a SE Catu.
Atualmente os dois transformadores são conectados Sem previsão.
através de uma única CT de 230 kV. Corte temporário
de toda a carga na perda de um dos transformadores
Instalação do terceiro 230/69 kV de
230/69 kV da subestação.
39 MVA previsto para julho de 2010.
Mesmo com os transformadores conectados com CTs
independentes, a perda de um deles, o remanescente
fica submetido a carregamentos da ordem de 127% em
2005 e 137% em 2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do terceiro transformador
remanescente fica submetido a carregamentos da 230/69 kV de 100 MVA em dezembro
ordem de 107% em 2005, 110% em 2006.
de 2006.
Na perda de um dos transformadores 230/138 kV, um
dos remanescentes fica submetido a carregamentos da
ordem de 104% 2006.
Corte temporário de toda a carga na perda do único Transferência de carga através do
transformador 230/69 kV da subestação.
sistema Governador Mangabeira 69 kV
para as SEs Tomba e Santo Antônio de
Jesus.
501 / 530
7.5.10 COELBA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE IRECÊ
230/138 kV – 1 X 55 MVA
SE JACARACANGA
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE JUAZEIRO II
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE MATATU
230/69 kV – 3 X 100 MVA
230/11,9 kV – 2 X 40 MVA
ONS
PAR 2004-2006
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A perda do único transformador da subestação provoca Instalação do segundo transformador
corte permanente de toda a carga.
230/138 kV 55 MVA com previsão para
julho de 2007.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do terceiro transformador
remanescente fica submetido a carregamentos da 230/69 kV de 100 MVA, com previsão
ordem de 117% em 2004, 121% em 2005 e 124% em para dezembro de 2007.
2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do terceiro transformador
remanescente fica submetido a carregamentos da 230/69 kV de 100 MVA, com previsão
ordem de 143% em 2004, 148% em 2005 e 156% em para julho de 2006.
2006.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, em Implantação da SE Narandiba, prevista
2004, os transformadores remanescentes ficam para novembro de 2005.
submetidos a carregamentos da ordem de 100%. Nessa
mesma contingência o transformador 04T4 da SE
Cotegipe fica submetido a um carregamento da ordem
de 110%, além de ser verificado sobrecarga de 33% na
LT 69 kV Pituaçu – Matatu C1/C2
Na perda de um dos transformadores 230/11,9 kV, o Transferência de carga, através do
remanescente fica submetido a carregamentos da sistema de distribuição em 11,9 kV.
ordem de 167% em 2004, 145% em 2005 e 157% em
2006
502 / 530
7.5.10 COELBA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE OLINDINA
230/13,8 kV – 1 X 40 MVA
SE SANTO ANTÔNIO DE JESUS
230/69 kV – 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A perda do único transformador da subestação provoca Instalação do segundo transformador
corte permanente de toda a carga
230/69 kV de 40 MVA, com previsão
para dezembro de 2008.
Corte temporário de toda a carga na perda do único Transferência de cargas pelo sistema
transformador 230/69 kV da subestação.
de 69 kV para os regionais de
Governador Mangabeira e Irecê (para
possibilitar a transferência para o
regional de Governador Mangabeira é
necessário construir a LT 69 kV São
Felipe – Santo Antônio, prevista para
2006).
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE
POTÊNCIA
DATA
OLINDINA – 230/13,8 kV
0,86
2004 a 2006
CAMAÇARI II – 230/69 kV
0,91
2004 a 2006
GOV. MANGABEIRA – 230/69 kV
0,92
2004 a 2006
MATATU – 230/11,9 kV
0,91
2004 a 2006
IRECÊ – 230/69 kV
0,90
2004 a 2006
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2004-2006
503 / 530
8
Integração de Usinas
A Tabela 8-1 sintetiza o impacto sobre o sistema de transmissão das conexões
cujos processos de solicitação de acesso já foram concluídos, ou se acham em
andamento para aqueles. Estão relacionados tanto as ampliações e os reforços na
Rede Básica, como as obras necessárias nos níveis de tensão inferiores a 230 kV.
São empreendimentos que devem integrar a Rede Básica, instalações de uso
restrito do acessante e instalações da rede de distribuição. É essencial o
equacionamento de todos as obras destacadas para que a integração desses novos
agentes se dê de acordo com os padrões de desempenho estabelecidos nos
Procedimentos de Rede.
ONS
PAR 2004-2006
504 / 530
Tabela 8.1 – Resumo dos Pareceres de Solicitação de Acesso - Impacto sobre a Transmissão
AGENTE
UHE CANA BRAVA
3 x 157,2 MW
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Parecer 09/2002
Em operação
CTA DAT-
OBRAS NECESSÁRIAS
OBSERVAÇÃO
2º autotransformador 500/230 kV da SE
Até a entrada em operação da
Serra da Mesa – 400 MVA
expansão da interligação Norte/Sul
0877/02(15.03.02)
poderá haver limitação no despacho
pleno simultâneo das UHE’s
Lajeado, Serra da Mesa, Cana
Brava e Tucuruí;
Até a implantação do 2º
autotransformador 500/230 kV da
SE Serra da Mesa, haverá
necessidade de implantar esquema
de corte de geração para o caso de
perda do autotransformador
existente.
UHE Funil
3 x 60 MW
Parecer de Acesso emitido
Em operação
pela Cemig
Uma subestação seccionadora da LT de
138 kV – Campo Belo – Lavras. Duas LT
de 138 kV, circuito duplo, de
aproximadamente 2 km de extensão,
denominadas LT de 138 kV- Funil –
Campo Belo e LT- Funil - Lavras
UHE ITAPEBI
3 x 150 MW
Parecer 16/2001
CTA DAT-177/01
Em operação
LT 500 kV Sapeaçu – Camaçari II (em
licitação pela Aneel)
(18.07.01) CTA DAT007/02 (08.01.02) – Rev. 1
ONS
PAR 2004-2006
505 / 530
AGENTE
UHE LAJEADO
5 x 190 MVA
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Parecer 07/2001
Em operação
OBRAS NECESSÁRIAS
OBSERVAÇÃO
Até a entrada em operação da
CTA DAT-124/01(06.06.01)
expansão da interligação Norte/Sul
CTA DAT-288/01(28.09.01)
haverá limitação no despacho
– Rev. 1
simultâneo pleno das UHE’s
Lajeado, Serra da Mesa, Cana
Brava e Tucuruí
UHE PIRAJU
2 X 45 MW
Parecer 004/2001
Em operação
Adequação das proteções nos terminais
CTA DAT-063/01(14.03.01)
Chavantes e Jurumirim 230 kV (a cargo
CTA DAT-101/01(21.05.01)
do acessante)
Adequação ainda pendente.
– Rev. 1
ONS-313/200/2002
(04.09.02) – Rev. 2
UHE PORTO ESTRELA
2 x 56 MW
UTE ELETROBOLT
(360 MW)
Parecer 13/2001
Em operação
CTA DAT-247/01(14.09.01)
Adequação das proteções nos terminais
Itabira 2-Ipatinga 1 230 kV
– Rev.1
Parecer emitido pela Light
Em operação
Seccionamento do barramento 138 kV da
Obras já implantadas
SE Cascadura (fora da Rede Básica)
Reconfiguração da rede de distribuição
138 kV (fora da Rede Básica) Trafo
230/138 kV da SE Nilo Peçanha
ONS
PAR 2004-2006
506 / 530
AGENTE
UTE MACAÉ MERCHANT
4 x 4 x 178 + 4 x 45 MW
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Parecer 005/2001
Em operação
OBRAS NECESSÁRIAS
Troca dos equipamentos terminais (TCs,
CTA DAT-076/01(02.04.01)
chaves, etc.) nas SEs Adrianópolis e
CTA DAT-298/01(04.10.01)
Campos, nos circuitos Adrianópolis-
Rev.
OBSERVAÇÃO
Obras ainda pendentes
Campos 345 kV Substituição de um bay
em Campos 138 kV e na UTEC 138 kV
(fora da Rede Básica) quando da
motorização da 1ª etapa completa da UTE
UTE CANOAS
2 x 160 +1 x 180 MW
Parecer 20/2001
Em operação
Associado à 1ª unidade: Adequação das
CTA DAT-304/01(10.10.01)
proteções nos terminais de C. Industrial e
CTA DAT-073/02(12.03.02)
Gravataí 2; substituição dos disjuntores
– Rev. 1
138 kV dos trafos 2 e 3 da SE
CTA DAT-137/02(24.04.02)
Cachoeirinha e o disjuntor 138 kV do trafo
– Rev. 2
2 da SE Scharlau (fora da Rede Básica).
CTA DAT-238/02(28.06.02)
Associado à 2ª unidade: substituição dos
– Rev. 3
disjuntores dos terminais da linha Cidade
Industrial - Gravataí 230 kV C1/C2 em
Cidade Industrial (obra a cargo do
acessante); substituição de 20 disjuntores
da SE Cidade Industrial 230 kV e troca
dos reles de proteção dos módulos de
230 kV.
UHE Guaporé
3 x 40 MW
ONS
PAR 2004-2006
Parecer de Acesso emitido
Em comissionamento,
pela Cemat
aguardando a conclusão da
LT 230 kV circuito duplo Jauru - /Coxipó
Linha autorizada à Eletronorte com
previsão para maio/2003
LT 230 kV Jauru - Coxipó
507 / 530
AGENTE
UHE Jauru
3 x 39,35 MW
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Parecer de Acesso emitido
Em comissionamento,
pela Cemat
aguardando a conclusão da
OBRAS NECESSÁRIAS
LT 230 kV circuito duplo Jauru - /Coxipó
OBSERVAÇÃO
Linha autorizada à Eletronorte com
previsão para maio/2003
LT 230 kV Jauru - Coxipó
UTE ARAUCÁRIA E
Parecer 005/2000
CONSUMIDOR CISA
CTA DAT-313/00(20.12.00)
UTE ARAUCÁRIA
Em operação
ONSUMIDOR CISA
Tendência: Maio/2003
LT 230 kV Gralha Azul -Umbará CD;
Obras concluídas
Recapacitação da LT 230 kV Umbará Cidade Industrial;
SE Gralha Azul, arranjo em barra dupla,
com dois módulos de entrada de linha e
um módulo de interligação de barras;
ONS-310/200/2002
Recapacitação da LT 230 kV em circuito
(30/08/2002)
duplo existente entre as subestações de
Umbará e Uberaba (já concluída pela
Copel-T);
Novo módulo de linha de 230 kV na SE
Umbará.
ONS
PAR 2004-2006
508 / 530
AGENTE
UTE SENADOR CARLOS
JEREISSATI
4 x 50 + 1 x 70 MW
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
OBRAS NECESSÁRIAS
Parecer 24/2001
200 MW disponíveis para
Linha de transmissão Cauipe-Fortaleza II
Obra autorizada pela Resolução
CTA DAT-380/01(21.12.01)
operação
C1 230 kV;
Aneel 233/02, de 24.04.2002;
CTA DAT-182/02(03.06.02)
OBSERVAÇÃO
100 MW em operação
Até que seja concretizada a
efetiva
implantação da LT Cauípe –
Fortaleza II C1, o acessante deverá
70 MW em 30/03/2004
implantar um ECG para perda na
LT 230 kV Cauípe -Fortaleza I;
Devido à restrição no fornecimento
de gás natural, atualmente apenas
2X 50 MW podem operar. O
fornecimento de gás para 4 X
50 MW deverá ser normalizado
ainda em 2003.
UTE TERMORIO
6 x 105,7 + 2 x 120 + 1 x
180 MW
Parecer emitido pela Cerj
para a etapa provisória
(190 MW) (conexão
138 kV)
A entrada em operação desta UTE
SE São José quando da 7ª unidade –
agrava os problemas de
Fev/03 (fora da Rede Básica)
carregamento na LT São José-
Remanejamento dos circuitos 138 kV que
saem da SE São José 138 kV (fora da
pelo ONS para a etapa
Rede Básica).
São José (Rede Básica até
novembro de 2003)
ONS 286/200/2002 de
21.08.02
PAR 2004-2006
Seccionamento do barramento 138 kV da
Parecer 2/2000 emitido
definitiva (1036MW) em
ONS
Janeiro/03
Magé 138 kV, necessitando rever
os limites de carregamento ou
procurar uma solução de
planejamento.
Na etapa provisória: lançamento dos
cabos do 2o circuito de 138 kV ReducImbariê (fora da Rede Básica) e
substituição de bay em Imbariê na etapa
provisória
509 / 530
AGENTE
UTE NORTE FLUMINENSE
3 x 223 + 1 x 342 MW
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Parecer 08/2001
Julho/03
CTA DAT-113/01(24.05.01)
OBRAS NECESSÁRIAS
OBSERVAÇÃO
LT 345 kV Macaé – Campos C3 (proposta Caso não haja ampliação da rede
neste PAR).
Necessidade da linha de transmissão
Ouro Preto-Vitória 345 kV.
345 kV, haverá necessidade de
corte de carga/geração em caso de
contingência no circuito 345 kV no
trecho entre a UTE Macaé
Troca dos equipamentos terminais (TC,
Merchant e a SE Campos. A
Chaves, etc.) nas SEs Campos e Vitória,
necessidade das obras em
nos circuitos Campos-Vitória 345 kV
Adrianópolis 345 kV está associada
Troca de 3 disjuntores na SE Adrianópolis ao efeito conjunto das UTEs Macaé
Merchant, Norte Fluminense,
345 kV
Campos, Paracari e Termorio
UTE SANTA CRUZ
2 x 175 MW (Contrato de Gás
Interruptível)
Solicitação de Acesso em
andamento – Conexão no
sistema da Light
Junho/03
Seccionamento do barramento 138 kV da
A SE Jacarepaguá 138 kV possui 6
SE Jacarepaguá (fora da Rede Básica)
bays de 37 kA que necessitam ser
Recapacitação e reconstrução da rede de
conexão entre a UTE Santa Cruz e a SE
Jacarepaguá 138 kV (fora da Rede
Básica)
Recapacitação da SE Santa Cruz 138 kV
(fora da Rede Básica)
trocados em Dez de 2002 e não
dependem da entrada em operação
da UTE Sta. Cruz
Expansões adicionais em Sta. Cruz
levarão à necessidade da troca dos
demais disjuntores da SE
Jacarepaguá
Necessidade de definição de
medidas operativas na condição de
disjuntores superados na SE Sta.
Cruz
ONS
PAR 2004-2006
510 / 530
AGENTE
UTE CAMPOS
80 MW (Contrato de Gás
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Solicitação de Acesso em
Maio/03
andamento
OBRAS NECESSÁRIAS
OBSERVAÇÃO
Substituição de 9 disjuntores na SE
Cronologicamente a troca de
Campos 138 kV, 3 disjuntores na SE
disjuntores será necessária quando
UTEC 138 kV e 5 disjuntores na SE UTEC da operação conjunta das UTEs
Interruptível)
69 kV (fora da Rede Básica).
Recapacitação dos circuitos CamposUTEC 138 kV (2 km) (fora da Rede
Básica), obra necessária
independentemente da entrada da usina.
Macaé, Norte Fluminense e
Campos, em Julho de 2003. Do
ponto de vista legal, Macaé e Norte
Fluminense já possuem reserva de
capacidade por terem assinado os
contratos de uso. A UTE Campos
Ampliação da transformação 138/69 kV da poderá operar sem a troca dos
SE UTEC (fora da Rede Básica), obra
equipamentos até a entrada da UTE
necessária independentemente da
Norte Fluminense, quando se
entrada da usina
tornará interruptível caso a troca de
equipamentos não tenha sido
concluída.
UHE AIMORÉS
3 x 116 MW
Em Solicitação de Acesso
Novembro/03
Recapacitação da LT 230 kV Gov.
(Obras já previstas no PAR
Valadares – Aimorés 230 kV; 2º Circuito
2002/2004)
da linha Aimorés –Mascarenhas, 20 km;
pátio 230 kV da SE Mascarenhas e
duplicação da transformação 230/138 kV
– 150 MVA da SE Mascarenhas (fora da
Rede Básica)
ONS
PAR 2004-2006
511 / 530
AGENTE
UTE PARACAMBI
2 x 187 + 1 x 184 MW
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Parecer 07/2002
Novembro/03
CTA DAT-060/02(01.03.02)
OBRAS NECESSÁRIAS
“bypass” na SE Adrianópolis 500 kV e
OBSERVAÇÃO
O “bypass” na SE Adrianópolis
implantação de banco de reator de 500 kV 500 kV deve ser também associada
chaveável na SE Adrianópolis e
à entrada em operação do 3º
Cachoeira Paulista.
circuito Cachoeira Paulista –
Adrianópolis. As obras citadas
estão associadas não só a UTE
Paracambi, mas ao conjunto de
térmicas da área Rio e dependem
do despacho de geração do Rio
Grande
UTE SÃO GONÇALO
190 MW (Contrato de Gás
Interruptível)
Solicitação de Acesso em
Outubro/03
andamento
Troca de equipamentos nas subestações
Impactos no sistema em avaliação
vizinhas em avaliação pela Cerj
pela Cerj no que se refere à
substituição de equipamentos. O
Conexão no Sistema
atraso na entrada em operação
138 kV da Cerj
desta UTE agrava sobremaneira os
problemas de carregamento na LT
São José-Magé 138 kV acima
citados
UTE FORTALEZA
2 x 112 + 1 x 123 MW
Parecer 23/2001
CTA DAT-006/02(08.01.02)
Dezembro/03
LT 230 kV Cauípe - Fortaleza II C2 (além
Obra autorizada pela Resolução
do C1 já citado acima); substituição de 6
Aneel 233/02, de 24.04.2002. Caso
disjuntores 69 kV da SE Fortaleza (fora da não estejam presentes os dois
Rede Básica)
circuitos Cauipe-Fortaleza II, a UTE
Fortaleza não poderá ser
despachada simultaneamente com
a UTE Termoceará.
ONS
PAR 2004-2006
512 / 530
AGENTE
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
UTE TERMOPERNAMBUCO
Parecer 010/2001
Dezembro/03
2 x 160,75 +1 x 188,35 MW
CTA DAT-095/01(09.05.01)
OBRAS NECESSÁRIAS
Recapacitação dos circuitos Recife II –
Pirapama 230 kV w substituição dos
OBSERVAÇÃO
Autorizadas pela Resolução Aneel
nº 233/02, de 24.04.2002.
disjuntores 230 kV dos trafos da SE
Pirapama II
UHE Itaipu
Março de 2004
Caso haja contratação de
montantes além dos estabelecidos
2 x 700 MW
nos contratos iniciais, há
necessidade de reforços na Rede
Básica para controle de tensão na
Área São Paulo.
UTE TERMOAÇU
2 x 157,5 MW
Parecer 01/2002
Junho/04
CTA DAT-024/02(28.01.02)
Linha de transmissão Paraíso-Açu II -
A LT Paraíso – Açu II foi licitada
230 kV (obra prevista no PAR 2002/2004); pela Aneel em 15/08/2002, com
Recapacitação da linha Açu II – Mossoró
previsão de operação em
II - 230 kV.
março/2004.. Caso não estejam
presentes a LT Paraíso-Açu II e a
recapacitação da LT Açu II –
Mossoró II, haverá restrição no
despacho da UTE.
CONVERSORA RIVERA
70 MW
Parecer 011/2001
Pendente de acertos
Troca dos TC’s da linha Alegrete 2–Santa
Até a entrada em operação das
CTA DAT-126/01(01.06.01)
referentes à transferência
Maria 3 230 kV, Alegrete 2-Maçambará,
linhas UTE Uruguaiana –
do contrato de energia da
Alegrete 2- Livramento e Livramento-
Maçambará haverá limitação no
Eletrosul para a Eletrobrás BagéArranjo definitivo da SE Livramento,
despacho pleno simultâneo da UTE
230 kV, autorizado pela Resolução Aneel
Uruguaiana e da Conversora Rivera
nº 016/2001
ONS
PAR 2004-2006
513 / 530
AGENTE
UTE Camaçari
5 x 70 MW (Contrato de Gás
Interruptível)
ONS
PAR 2004-2006
PARECER
DATA ENTRADA
EM OPERAÇÃO
Parecer de Acesso emitido
Primeira máquina entrou
em janeiro/2004.
em operação em
OBRAS NECESSÁRIAS
OBSERVAÇÃO
abril/2003.
514 / 530
Neste item são apresentadas de forma sucinta, as principais restrições associadas
ao sistema de transmissão e o efeito das obras previstas no PAR 2004-2006 sobre
o pleno despacho de usinas integradas ao SIN. As tabelas 8-1 a 8-3 relacionam as
principais restrições identificadas.
Regiões Sudeste e Centro-oeste
Foram abordados os efeitos das obras com relação a onze (11) restrições
existentes ao despacho de geração hidráulica e verifica-se que:
uma (1) não sofre alteração em decorrência das obras;
duas devem sofrer alteração, sendo que uma delas expressiva e
oito (a maioria delas) devem ser eliminadas
Foram abordados os efeitos das obras com relação a oito (8) situações existentes
quanto ao despacho de geração térmica e verifica-se que as obras previstas
afetam todas as situações relacionadas, sendo que em grande parte dos casos,
essas obras favorecem o despacho mínimo de geração térmica nas usinas do
Sudeste e Centro-Oeste.
ONS
PAR 2004-2006
515 / 530
Tabela 8-1 Principais Restrições ao Pleno despacho de Usinas nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, associadas à transmissão
Legenda: A permite redução expressiva, B permite redução
SE/CO – DESPACHOS DE GERAÇÃO TÉRMICA E EFEITO DAS OBRAS
Efeito no despacho de geração
Área
RJ/ES
Descrição da situação
Obra Prevista PAR 2004 - 2006
Adrianópolis
3º
Banco
de
No ano de 2003, até a entrada SE
do 3º banco, será necessário autotransformadores 500/345 kV – 560 MVA
despacho de geração na usina (junho/2003)
de Macaé
Sem as obras de transmissão LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis C3
em construção e para os fluxos (junho/2003)
previstos no sistema de 500 kV
há necessidade de despacho
de geração térmica na área.
O atendimento ao ES requer
geração térmica para fluxos LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória (obras
FES superiores a cerca de atrasadas)
1070 MW antes da obra de
transmissão prevista
ONS
PAR 2004-2006
Sem
Alteração
Permite
Redução
Permite GT
mínimo
A
Macaé =mín
A
Exceto
Macaé ou
NFlu
X
Macaé=0
NFlu=mín
516 / 530
Legenda: A permite redução expressiva, B permite redução
SE/CO – DESPACHOS DE GERAÇÃO TÉRMICA E EFEITO DAS OBRAS
Efeito no despacho de geração
Área
Descrição da situação
Obra Prevista PAR 2004 - 2006
A contingência da LT 500 kV LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista C2
Tijuco
Preto
Cachoeira (dezembro/2004)
Paulista pode acarretar em
sobrecarga na LT Tijuco Preto Taubaté
SP
Segundo
banco
de
autotransformadores
Há
restrições
ao
pleno 345/230 kV - 500 MVA na SE Interlagos e obras
despacho simultâneo das UTEs associadas (data contratual de 31/12/2003)
Piratininga (470 MW), Nova
Piratininga (378 MW) e da UHE
Henry
Borden
230 kV
(485 MW), no caso de perda do
transformador 345/230 kV de
Interlagos ou do transformador
345/230 kV de Baixada Santista
e ainda no caso
Sem
Alteração
Permite
Redução
Permite GT
mínimo
B
X
Piratininga=
min
Nova
Piratininga=
0
da perda da LT 230 kV
Piratininga – Henry Borden.
ONS
PAR 2004-2006
517 / 530
Legenda: A permite redução expressiva, B permite redução
SE/CO – DESPACHOS DE GERAÇÃO TÉRMICA E EFEITO DAS OBRAS
Efeito no despacho de geração
Área
MG
ONS
Descrição da situação
A área Minas Gerais é muito
influenciada pelo fluxo na
interligação
Norte-Sul.
Em
cenários
com
importação
elevada pelo Sudeste superior a
1.500 MW e geração na bacia
do Paranaíba elevada, mesmo
após a entrada em operação da
SE
Bom
Despacho,
as
contingências das LTs 500 kV
Emborcação -São Gotardo 2 e
Jaguará -Nova Ponte, podem
levar a cortes de carga na
região.
Nesses
cenários
poderão
ser
necessários
despachos elevados nas usinas
térmicas de Ibiritermo e Igarapé
para um adequado controle de
carregamento e de tensão da
região central.
PAR 2004-2006
Obra Prevista PAR 2004 - 2006
Sem
Alteração
Permite
Redução
Permite GT
mínimo
Conexão do reator de Neves da LT 500 kV
S.Gotardo – Neves já foi autorizada para a
Cemig e está prevista para maio de 2003.
SE Bom Despacho 500 kV (março de 2004) –
(obra principal para redução de despacho de
geração térmica)
SE Ouro Preto 2 - conexão para reator 91 Mvar
- 500 kV da LT Ouro Preto 2 – São Gonçalo do
Pará - data de instalação solicitada para
setembro de 2004
SE Jaguará - conexão para reatores nas LTs
Jaguara – Neves e Jaguara – São Gonçalo do
Pará (2x91 Mvar - 500 kV) - data de instalação
solicitada para junho de 2005
Igarapé=min
Ibiritermo=0
J.Fora=0
SE Emborcação - conexão para reator 91 Mvar
- 500 kV na LT São Gotardo 2 - - data de
instalação solicitada para abril de 2005.
SE São Gotardo 2 - reator manobrável de barra
de 91 Mvar - 500 kV -- data de instalação
solicitada para junho de 2005
518 / 530
Legenda: A permite redução expressiva, B permite redução
SE/CO – DESPACHOS DE GERAÇÃO TÉRMICA E EFEITO DAS OBRAS
Efeito no despacho de geração
Área
Descrição da situação
Obra Prevista PAR 2004 - 2006
Sem
Alteração
Permite
Redução
Permite GT
mínimo
A
MT
Situação atual – Tendo em vista
a expansão expressiva do
parque gerador nessa área, há
restrição de geração hidráulica
e térmica para exportação para
o SIN, devido à restrição
estrutural
do
sistema
de
transmissão.
LT 230 kV, circuito duplo (25 km), Coxipó Cuiabá e LT 230 kV Cuiabá-Rondonópolis,
compensada em série (60%).
LT
500 kV
Cuiabá
Itumbiara,
com
seccionamentos
em
Riberãozinho
e
Intermediária e demais obras associadas.
MT
ONS
Compensação série nos circuitos C1 e C2 dos
trechos de linhas entre Rondonópolis e
Itumbiara
PAR 2004-2006
Permite
reduzir GT
no caso de Aumento de
importação
GH local
pelo MT e
permite
aumenta o
Cuiabá=0
limite de
transmissão
no caso de
exportação
Elimina
qualquer
restrição
519 / 530
9
Referências
[1] Módulo 4 dos Procedimentos de Rede, Revisão 0, autorizado pela Resolução Aneel
240/00.
[2] ONS, Planejamento da Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional - Período
janeiro/2003 a abril/2004.
[3] ONS/CCPE, Alternativas para Atendimento aos Sistemas Radiais – Termo de
Referência, Abril, 2003.
[4] ONS, Estudos de Curto-Circuito - Período 2002-2005, ONS RE 03/343/2002, Fevereiro,
2003.
[5] ONS, Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica, Período 2003 a 2005, Vol. 1/3,
ONS-2.1-031/2002, Aprovado p/ Conselho de Administração em 13/06/2002, Junho,
2002.
[6] Fong C.C., et al., Bulk System Reliability Measurement and Indices, IEEE Trans on
PWRS, Vol. 4, no 3, pp. 829-835, Aug 1989.
[7] ONS, Confiabilidade da Rede Básica no Período 2003 a 2005, ONS-2.1-025/2003v3.0,
Março, 2003.
[8] ONS, Estudo para Identificação das Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período
2003-2005 – Termo de Referência.
[9] Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede, autorizado pela Resolução Aneel 140/02.
[10] Módulo 2 dos Procedimentos de Rede, autorizado pela Resolução Aneel 140/02.
[11] Módulo 3 dos Procedimentos de Rede, Revisão 2, autorizado pela Resolução Aneel
140/02.
[12] Submódulo 5.2 dos Procedimentos de Rede, autorizado pela Resolução Aneel 140/02.
[13] CCPE, Programa Determinativo da Expansão da Transmissão – PDET 2003/2007.
[14] ONS NT 030/2002: Identificação de Reforços para Maior Acoplamento entre as Redes
de 500 kV e 440 kV da Região Sudeste.
[15] ONS NT 048/2002: Identificação de Reforços para Evitar o Colapso do Sistema de
Transmissão de Itaipu em Caso de Defeitos Múltiplos no 440 kV
[16] ONS 2.1-088/2002: “Diagnóstico das Deficiências do Sistema Físico de Transmissão
do Sistema Interligado Nacional – Região Sul – Vols. I e II; Relatório preparado por Caldas
e Carvalho Consultoria;
[17] ONS 2.1-089/2002: “Condições de Atendimento às Capitais da Região Sul – Vols. I e
II”;
[18] ONS 2.1-086/2002: “Estudos de Melhorias das Condições de Segurança do Sistema
Interligado Nacional – Regiões Sudeste e Centro-Oeste – Vols. I a VII”; Relatório elaborado
pela ENERGY CHOICE Engenharia e Representações
ONS
PAR 2004-2006
520 / 530
[19] ONS 2.1-087/2002: “Diagnóstico do Sistema Interligado Norte/Nordeste/Sudeste”;
Relatório preparado pela ANDESA Consultoria em Sistemas de Energia Elétrica”
[20] ONS 3/320/2002: “Critérios e Diretrizes para Estudo de estabilidade Eletromecânica do
ONS”
[21] ONS NT 003/051/2001: “Reavaliação do Despacho Ótimo por Usina e por Unidade
Geradora e Determinação do Montante Mínimo de Carga no Período de carga Leve –
Sistema Sudeste/Centro-Oeste”
[22] ONS “Consolidação da Carga para o PAR 2004-2006”
[23] ONS 03/107/2003: “Estudos de Curto-Circuito - Superação de Disjuntores”
ONS
PAR 2004-2006
521 / 530
Lista de figuras, quadros e tabelas
Tabelas
Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas
Tabela 1.2 - Regiões Geoelétricas
Tabela 2.1.1-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica nas Interligações Inter-regionais sem
a concessão equacionada
Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do
Sul sem a concessão equacionada
Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste
sem a concessão equacionada
Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a
concessão equacionada
Tabela 2.2.1-1 – Acréscimo em km de Linhas de
Transmissão – Relação Completa
Tabela 2.2.1-2 – Acréscimo em Número de Linhas de
Transmissão – Relação Completa
Tabela 2.2.1-3 – Acréscimo em Capacidade de
Transformação na Rede Básica (MVA) – Relação
Completa
Tabela 2.2.1-4 – Acréscimo em Número de
Transformadores na Rede Básica – Relação
Completa
Tabela 2.2.2-1 – Acréscimo em km de Linhas de
Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel
Tabela 2.2.2-2 – Acréscimo do Número de Linhas de
Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel
Tabela 2.2.2-3 – Aumento da Capacidade de Transformação
ainda não Equacionada pela Aneel
Tabela 2.2.2-4 – Acréscimo do Número de Transformadores
ainda não Equacionados pela Aneel
Tabela 2.2.3-1 – Estimativa de Investimento Associado ao
PAR 2004-2006 – Relação Completa (Valores em
Milhões R$)
Tabela 2.2.3-2 – Estimativa de Investimento Associado ao
PAR 2004-2006 – Obras Cuja Concessão ainda
não foi Equacionada (Valores em Milhões R$)
Tabela 3.2-1 – Subestações Atendidas por meio de
Circuitos Radiais Singelos
Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com
Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores
ONS
PAR 2004-2006
9
11
17
18
25
43
49
49
50
50
51
51
52
52
53
54
57
58
522 / 530
Tabela 3.3.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Região Sul (1)
Tabela 3.3.1-2: Indisponibilidade da LT 525 kV Campos
Novos – Blumenau, na carga média de verão
Tabela 3.3.1-3: Déficit capacitivo em contingência – SE
Caxias
Tabela 3.3.1-5 – SE Gravataí 525/230 kV-carregamentos na
perda do TR-1 da - carga média de verão
Tabela 3.3.1-6 – SE Caxias 525/230 kV - Carregamentos em
contingência - carga média de verão
Tabela 3.3.1-5 – Principais Obras propostas para o Sistema
Regional Sul ainda sem concessão
Tabela 3.3.2-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Rio Grande do Sul
Tabela 3.3.2-2 Carregamento na linha de circuito duplo,
230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6
Tabela 3.3.2-3 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV de
Caxias – Farroupilha e Caxias – Campo Bom
Tabela 3.3.2-4 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV
Farroupilha – Caxias 5 – Lageado Grande –
Siderópolis
Tabela 3.3.2-5 – Restrições de despacho na UTE Presidente
Médici
Tabela 3.3.2-6 – Restrições de despacho na UTE
Uruguaiana com geração máxima das usinas
hidráulicas no Rio Grande do Sul (1123 MW)
Tabela 3.3.2-7 – Restrições de despacho na UTE
Uruguaiana com geração mínima das usinas
hidráulicas no Rio Grande do Sul (235 MW)
Tabela 3.3.2-8 – Efeito da variação do despacho da UTE
Canoas na indisponibilidade da LT 525 Itá Gravataí
Tabela 3.3.2-9 – Efeito da variação do despacho da UTE
Canoas na indisponibilidade do TR 01 525/230 kV
da SE Gravataí
Tabela 3.3.2-10 – Efeito da variação do despacho da UTE
Canoas na indisponibilidade do TR 02 525/230 kV
da SE Caxias
Tabela 3.3.2-12 – Principais Obras propostas para o Rio
Grande do Sul ainda sem concessão
Tabela 3.3.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Santa Catarina
Tabela 3.3.3-2 – Tensões no Leste de Santa Catarina
Tabela 3.3.3-3 Carregamentos na LT 230 kV Salto Osório Pato Branco
Tabela 3.3.3-4 – Capacidade das linhas de 230 kV do leste
de Santa Catarina
ONS
PAR 2004-2006
62
63
65
70
71
73
77
79
79
80
81
83
84
87
88
88
89
93
94
98
101
523 / 530
Tabela 3.3.3-5 – Resultados com rede completa, antes da
relocação da linha para Palhoça, em regime
permanente
Tabela 3.3.3-6- Resultados com rede completa, em regime
permanente, após a relocação
Tabela 3.3.3-7 – Resultados quando da indisponibilidade da
LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, antes da
relocação
Tabela 3.3.3-8 – Resultados quando da indisponibilidade da
LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, após a
relocação
Tabela 3.3.3-9 Contingências duplas mais severas no
atendimento a Florianópolis
Tabela 3.3.3-10 – Principais Obras propostas para Santa
Catarina ainda sem concessão
Tabela 3.3.4-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Paraná
Tabela 3.3.4-2 - Fluxos na LT 230 kV Cascavel Oeste –
Cascavel na perda de um circuito
Tabela 3.3.4-3 – Fluxos na LT 230 kV Umbará – Uberaba na
perda do circuito paralelo
Tabela 3.3.4-4 - Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido –
Pilarzinho em condição normal- configuração
atual
Tabela 3.3.4-5 Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido –
Pilarzinho com expansões no anel de Curitiba
Tabela 3.3.4-6 Contingências duplas mais severas no
atendimento a Curitiba
Tabela 3.3.4-7 – Principais Obras propostas para o Paraná
ainda sem concessão
Tabela 3.4.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Rio de Janeiro e Espírito Santo
Tabela 3.4.1-2 – Principais Obras propostas para o Sistema
Regional Sudeste ainda sem concessão
Tabela 3.4.1-3 – Capacidade Operativa das LTs 345 kV
Adrianópolis – Campos - Vitória
Tabela 3.4.1-4 – Carregamento na Transformação da SE
Mascarenhas e na SE Vitória
Tabela 3.4.2-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Minas Gerais
Tabela 3.4.2-2 – Principais Obras propostas para a Área
Minas Gerais ainda sem concessão
Tabela 3.4.2-3 – Usinas hidrelétricas e térmicas previstas
para a Área Minas Gerais até 2006
Tabela 3.4.2-4 – Análise do Carregamento da LT 345 kV
Furnas – Pimenta: Descrição do Cenário
Analisado
Tabela 3.4.2-5 – Carregamentos das Linhas e 345 kV em
Condições Normais de Operação
ONS
PAR 2004-2006
101
102
103
104
105
105
109
112
116
116
117
118
119
124
130
133
136
140
146
149
153
153
524 / 530
Tabela 3.4.2-6 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em
emergência (Sem a LT Itumbiara – Marimbondo)
Tabela 3.4.2-7 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em
emergência (Com a LT Itumbiara – Marimbondo)
Tabela 3.4.2-8 - Carregamentos das Linhas de 345 kV em
emergência – Efeito da duplicação da LT Furnas –
Pimenta
Tabela 3.4.2-9 – Cenários Considerados na Avaliação dos
Carregamentos das Linhas em 345 kV, antes da
Duplicação da LT Furnas – Pimenta
Tabela 3.4.2-10 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em
Condições Normais de Operação, nos Cenários
Analisados
Tabela 3.4.2-11 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em
Condições Normais de Operação, nos Piores
Cenários, Considerando a duplicação da LT
Furnas – Pimenta
Tabela 3.4.2-12 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em
emergências, no Pior Cenário, Considerando a
duplicação da LT Furnas – Pimenta
Tabela 3.4.2-13 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da
Região da Mantiqueira, em Condições Normais de
Operação
Tabela 3.4.2-14 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da
Região da Mantiqueira, em Condições de
Emergência da LT Furnas – Pimenta
Tabela 3.4.2-15 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da
Região da Mantiqueira, em Condições de
Emergência da LT Barbacena – Juiz de Fora
Tabela 3.4.2-16 – Carregamentos em linhas de 345 kV e de
138 kV, Considerando a Duplicação da LT Furnas
– Pimenta
Tabela 3.4.2-17 – Cenários Considerados na Análise do
Efeito da Defasagem do Trafo da SE Mascarenhas
Tabela 3.4.2-18 – Carregamentos nas Linhas de 230 kV no
Leste de Minas Gerais, em função da Defasagem
do Trafo da SE Mascarenhas
Tabela 3.4.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área São Paulo
Tabela 3.4.3-2 – Principais Obras propostas para a área
São Paulo ainda sem concessão
Tabela 3.4.3-3 – Carregamento nos Autotransformadores
500/440 kV de Água Vermelha
Tabela 3.4.3-4 - Carregamento nos Autotransformadores
500/440 kV de Água Vermelha com Despachos
Reduzidos no Paranaíba e no Grande
Tabela 3.4.3-5 – Sobrecarga nos Circuitos 230 kV Mogi –
São José (com tap para Itapeti) e Mogi – São José
(expressa)
ONS
PAR 2004-2006
154
154
155
156
157
157
158
159
160
160
162
164
165
169
176
181
183
192
525 / 530
Tabela 3..5.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Goiás e Distrito Federal
Tabela 3.5.1-2 – Principais Obras propostas para a área
Goiás/Distrito Federal ainda sem concessão
Tabela 3.5.1-3 – Área Goiás e Distrito Federal – Fluxos
(MW)
Tabela 3.5.2-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Mato Grosso
Tabela 3.5.2-2– Principais Obras propostas para o sistema
do Mato Grosso ainda sem concessão
Tabela 3.5.2-3– Resultados da análise do estado do Mato
Grosso – Ano 2004 e fevereiro/2005
Tabela 3.5.2-4– Resultados da análise do estado do Mato
Grosso – Ano 2005 (junho e dezembro)
Tabela 3.5.2-5– Resultados da análise do estado do Mato
Grosso – Ano 2006
Tabela 3.5.2-6– Capacidade de geração e intercâmbios da
área centro-norte do Mato Grosso
Tabela 3.5.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Mato Grosso do Sul
Tabela 3.5.3-2 – Cortes de Carga Estimados na
Indisponibilidade da LT 230 kV Guaíra – Dourados
Tabela 3.5.3-3 – Cortes de Carga Estimados na
Indisponibilidade da LT 230 kV Dourados –
Anastácio
Tabela 3.5.3-4 Contingências duplas mais severas no
atendimento a Campo Grande
Tabela 3.5.3-5 – Principais Obras propostas para o sistema
do Mato Grosso do Sul ainda sem concessão
Tabela 3.5.3-6 - Obras Necessárias de Responsabilidade da
Enersul
Tabela 3.6.1-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Pará
Tabela 3.6.1-2 – Subestações com fator de potência abaixo
de 95% – Área Pará
Tabela 3.6.1-3 – Principais Obras propostas para a Área
Pará ainda sem concessão
Tabela 3.6.2-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Maranhão/Tocantins
Tabela 3.6.2-2 – Subestações com fator de potência abaixo
de 95% – Área Maranhão/Tocantins
Tabela 3.6.2-3 – Principais Obras propostas para a Área
Maranhão/Tocantins ainda sem concessão
Tabela 3.7.1-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Oeste
Tabela 3.7.1-2 – Subestações com fator de potência abaixo
de 95% – Área Oeste
Tabela 3.7.1-3 – Principais Obras propostas para a Área
Oeste ainda sem concessão
ONS
PAR 2004-2006
203
207
210
213
216
220
224
224
226
229
231
232
236
236
237
240
242
243
246
249
250
252
254
255
526 / 530
Tabela 3.7.2-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Norte
Tabela 3.7.2-2 – Subestações com fator de potência abaixo
de 95% – Área Norte
Tabela 3.7.2-3 – Principais Obras propostas para Área
Norte ainda sem concessão
Tabela 3.7.3-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Leste
Tabela 3.7.3-2– Subestações com fator de potência abaixo
de 95% – Área Leste
Tabela 3.7.3-3 – Principais Obras propostas para Área
Leste ainda sem concessão
Tabela 3.7.4-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Sul
Tabela 3.7.4-2 – Subestações com fator de potência abaixo
de 95% – Área Sul
Tabela 3.7.4-3 – Principais Obras propostas para área Sul
ainda sem concessão
Tabela 3.7.5-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Centro
Tabela 3.7.6-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima
Anual – Área Sudoeste
Tabela 3.7.6-2 – Subestações com fator de potência abaixo
de 95% – Área Sudoeste
Tabela 4.2-1 - Valores máximos de recebimento pelo
Sudeste (RSE)
Tabela 4.2-2 - Valores máximos de exportação do Sul
(FSUL)
Tabela 4.2-3 - Valores máximos de importação do Sul
(RSUL)
Tabela 4.2-4- Valores máximos de exportação e de
recebimento das regiões Norte/Nordeste/Sudeste
Tabela 4.3.1-1 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no “Cenário Sudeste Importador”, considerando
Contingências Simples e Itaipu com despacho
“BAIXO”
Tabela 4.3.1-2 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no “Cenário Sudeste Importador”, considerando
Contingências Simples e Itaipu com despacho
“ALTO”
Tabela 4.3.1-3 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores”
considerando Contingências Simples e Itaipu
60Hz com despacho “BAIXO”
Tabela 4.3.1-4 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no Cenário “Sul e Sudeste Exportadores”,
considerando Contingências Simples e Itaipu com
despacho “ALTO”
ONS
PAR 2004-2006
258
260
262
266
268
270
273
276
277
279
282
283
294
295
296
298
300
301
302
303
527 / 530
Tabela 4.3.1-5 – Máximo Recebimento do Sul (RSUL) para o
cenário Sul Importador
Tabela 4.3.1-6 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no “Cenário Sudeste Importador”, considerando
Contingências Duplas e Itaipu com despacho
“BAIXO”
Tabela 4.3.1-7 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores”
considerando Contingências Duplas e Itaipu 60Hz
com despacho “BAIXO”
Tabela 4.3.2-1 –Limites de intercâmbio entre as regiões
Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Norte
Exportador
Tabela 4.3.2-2 –Limites de intercâmbio entre as regiões
Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Sudeste
Exportador
Tabela 4.4.3.2-3 –Limites de intercâmbio entre as regiões
Norte, Nordeste e Sudeste para o cenário
Nordeste Exportador
Tabela 5.2.1 - Classificação do Risco pela Severidade [6]
Tabela 6.1.4-7 Previsão de Carga para o Subistema
Sudeste/Centro-Oeste (MW)
Tabela 6.1.4-8 Taxas de Crescimento e diferença entre
ciclos – Subsistema Sudeste/Centro Oeste (%)
Tabela 6.1.4-9 Previsão de Carga para o Subistema Sul mês
de maio(MW)
Figura 6.1.4-22 Comparação entre as previsões do PLANO
de OPERAÇÃO e o PAR 2004/2006
Tabela 6.3-1 Programa de Obras na Rede Básica
Considerado para as Interligações Inter-regionais
Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica
Considerado para a Região Sul
Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica
Considerado para as Regiões Sudeste e CentroOeste
Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica
Considerado para as Regiões Norte e Nordeste
Tabela 6.4.1-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEEED
Tabela 6.4.2-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – RGE
Tabela 6.4.3-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – AES
Tabela 6.4.4-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celesc
Tabela 6.4.5-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CopelD
ONS
PAR 2004-2006
303
304
305
307
308
308
330
364
364
372
376
381
382
389
396
402
402
403
403
404
528 / 530
Tabela 6.4.6-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 –
Enersul
Tabela 6.4.7-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 –
Escelsa
Tabela 6.4.8-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celg
Tabela 6.4.9-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEB
Tabela 6.4.10-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cemat
Tabela 6.4.11-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Sâo
Paulo
Tabela 6.4.12-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 –
Cemig
Tabela 6.4.13-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpa
Tabela 6.4.14-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 –
CELTINS
Tabela 6.4.15-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 –
Coelce
Tabela 6.4.16-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 –
Cosern
Tabela 6.4.17-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpe
Tabela 6.4.18-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 –
PAR 2004-2006
406
407
409
414
415
418
418
419
421
421
422
423
Energipe
Tabela 6.4.19-1 – Instalações de transmissão não
integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Coelba
Tabela 6.5.1-1 – Níveis de Tensão da Rede Básica (fasefase) em Corrente Alternada
Tabela 6.5.2-1 – Fator de Potência nos Pontos de Conexão
Tabela 6.5.5-1 – Despachos da UHE Itaipu considerado em
cada patamar de carga
Tabela 6.5.5-2– Parque Gerador Mínimo na Região Sul
Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos
e Probabilísticos
Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos
e Probabilísticos (continuação)
Tabela 6.5.6-2 - Limites Inferiores e Superiores Admissíveis
para a Variação das Tensões
ONS
405
423
425
426
427
428
434
435
436
529 / 530
Tabela 6.5.6-3- Dados Probabilísticos da Rede Elétrica
Brasileira [3]
Tabela 6.5.6-4 - Perfil da carga típica diária do SIN, c/
influência de dias úteis e fins de semana [6]
Tabela 6.5.6-5 - Composição do Espaço Probabilístico de
Estados para Junho 2003, Pesada
Tabela 7-1 – Locais onde é prevista sobrecarga em
condições normais de operação
Tabela 8.1 – Resumo dos Pareceres de Solicitação de
Acesso - Impacto sobre a Transmissão
Tabela 8-1 Principais Restrições ao Pleno despacho de
Usinas nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste,
associadas à transmissão
ONS
PAR 2004-2006
436
438
439
441
505
516
530 / 530