Governo Federal
Ministério de Minas e Energia
Ministro
Silas Rondeau Cavalcante Silva
Secretário de Planejamento e
Desenvolvimento Energético
Márcio Pereira Zimmermann
Diretor do Departamento de
Planejamento Energético
Iran de Oliveira Pinto
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e
Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de
março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços
na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o
planejamento do setor energético, tais como energia
elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão
mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência
energética, dentre outras.
Presidente
Mauricio Tiomno Tolmasquim
Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos
Amilcar Guerreiro
Diretor de Estudos da Energia Elétrica
José Carlos de Miranda Farias
Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Bioenergia
José Alcides Santoro Martins
Estudos do Plano
Decenal de
Expansão do
Setor Elétrico
Estudos da Expansão
da Transmissão Análise dos Sistemas
Regionais Subsistema Nordeste
Ciclo 2006-2015
Coordenação Geral
Mauricio Tiomno Tolmasquim
José Carlos de Miranda Farias
Coordenação Executiva
Paulo Cesar Vaz Esmeraldo
Equipe Técnica
Alzira Noli
Edna Araújo
Jurema Ludwig
Laura Bahiense
Maria de Fátima Gama
Roberto Rocha
Diretor de Gestão Corporativa
Ibanês César Cássel
URL: http://www.epe.gov.br
Sede
SAN – Quadra 1 – Bloco “B” – 1º andar
70051-903 Brasília DF
Escritório Central
Av. Rio Branco nº 1, 11º andar
20090-003 Rio de Janeiro RJ
No.
Data:
EPE-DEE-RE-042/2005
21 de novembro de 2005
Índice
1.
Introdução e Objetivo ................................................................................................. 6
2.
Sistema Interligado Nacional...................................................................................... 7
2.1
Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil......... 8
2.2
Intercâmbios Regionais ............................................................................ 11
Interligação Norte-Sul ............................................................................... 13
Interligação Norte-Nordeste ..................................................................... 15
Interligação Sudeste-Nordeste.................................................................. 16
Interligação Sul-Sudeste........................................................................... 16
Interligação Acre/Rondônia – Sudeste/Centro-Oeste................................ 17
3.
Recomendações ...................................................................................................... 18
3.1
Estado do Piauí ........................................................................................ 18
3.2
Estado do Ceará....................................................................................... 18
3.3
Estado do Rio Grande do Norte................................................................ 19
3.4
Estado da Paraíba .................................................................................... 19
3.5
Estado de Pernambuco ............................................................................ 19
3.6
Estado de Alagoas.................................................................................... 20
3.7
Estado de Sergipe .................................................................................... 20
3.8
Estado da Bahia ....................................................................................... 20
4.
Configuração de Referência..................................................................................... 21
5.
Critérios Utilizados ................................................................................................... 22
6.
Sistema de Transmissão e Análise de Desempenho ............................................... 23
Plano de Geração Regional ..................................................................................... 23
Evolução do Mercado Regional................................................................................ 25
6.1
ESTADO DO PIAUÍ .................................................................................. 27
6.1.1
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 27
6.1.2
Rede de Distribuição ................................................................................ 28
6.2
ESTADO DO CEARÁ ............................................................................... 34
6.2.1
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 34
6.2.2
Rede de Distribuição ................................................................................ 36
6.3
ESTADO DO RIO GRANDE DO NORTE ................................................. 42
6.3.1
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 42
6.3.2
Rede de Distribuição ................................................................................ 43
6.4
ESTADO DA PARAÍBA............................................................................. 47
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
3
6.4.1
6.4.2
6.5
6.5.1
6.5.2
6.6
6.6.1
6.6.2
6.7
6.7.1
6.7.2
6.8
6.8.1
6.8.2
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 47
Rede de Distribuição ................................................................................ 48
ESTADO DE PERNAMBUCO................................................................... 55
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 55
Rede de Distribuição ................................................................................ 58
ESTADO DE ALAGOAS ........................................................................... 66
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 66
Rede de Distribuição ................................................................................ 67
ESTADO DE SERGIPE ............................................................................ 74
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 74
Rede de Distribuição ................................................................................ 75
ESTADO DA BAHIA ................................................................................. 81
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de
Transmissão ............................................................................................. 81
Rede de Distribuição ................................................................................ 83
7.
Sistema de Transmissão Existente .......................................................................... 97
7.1
Sistema de Transmissão Existente – Rede Básica ................................... 97
8.
Evolução do Sistema de Transmissão por Empresa no Período 2006/2015 .......... 101
9.
Sistema de Transmissão Previsto para o Período 2006-2015................................ 111
10. Equipe de Trabalho................................................................................................ 112
ANEXO I : PLANO DE GERAÇÃO DE REFERÊNCIA ................................................... 113
ANEXO II : MAPAS ELETROGEOGRÁFICOS .............................................................. 123
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
4
Apresentação
As atividades relativas ao planejamento da transmissão, em caráter regional, eram
conduzidas pelos Núcleos de Articulação Regional do CCPE (Comitê Coordenador do
Planejamento dos Sistemas Elétricos), com a colaboração das concessionárias de
transmissão e de distribuição na sua área de atuação.
Com a criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, instituída nos termos da Lei
no 10.847, de 15/03/2004, e do Decreto no 5.184, de 16/08/2004, os estudos associados
ao Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica e ao Plano Determinativo da
Expansão da Transmissão (PDET), anteriormente conduzidas no âmbito do mencionado
CCPE, passaram a se constituir em serviços contratados pelo MME à EPE, em
conformidade com o Ofício-Circular no. 095/2005/SPE/MME.
Dentro deste novo contexto, os antigos Núcleos de Articulação Regional (NAR) do CCPE
foram substituídos por Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET) de apoio a
EPE. Estes grupos, de natureza regional, vêm mantendo a mesma formação dos
anteriores no que diz respeito à abrangência das empresas participantes.
Problemas críticos de atendimento às cargas destas regiões, detectados na análise de
desempenho do sistema no decênio pelo Plano Decenal, serão estudados pelos Grupos
de Estudos de Transmissão Regionais (GET) assim divididos:
Grupo de Estudo de Transmissão Sudeste – GET-SE/CO
Empresas participantes: AMPLA,CDSA, CEB, CELG, CEMAT, CEMIG, CENF, CFLCL,
ELETRONORTE, ESCELSA, FURNAS, LIGHT.
Grupo de Estudo de Transmissão São Paulo – GET-SP
Empresas participantes: AES-TIETÊ, BANDEIRANTE, CESP, CLFSC, CPFL PAULISTA,
CPFL PIRATININGA, CTEEP, DUKE-GP, ELEKTRO, ELETROPAULO, EMAE, GRUPO
REDE e quando necessário, demais Concessionárias de Distribuição do Estado de São
Paulo.
Grupo de Estudo de Transmissão Sul– GET-SUL
Empresas participantes: ELETROSUL,CEEE-T, COPEL-T, CELESC, TGE, AES SUL,
CEEE-D, COPEL-D, ENERSUL e CPFL-G
Grupo de Estudo de Transmissão Norte– GET-NO
Empresas participantes: ELETRONORTE, CELPA, CEMAR, CELTINS
Grupo de Estudo de Transmissão Nordeste– GET-NE
Empresas participantes: CHESF, CEPISA, COELCE, COSERN,SAELPA,CELB,CELPE,
CEAL, ENERGIPE, COELBA.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
5
1. Introdução e Objetivo
A expansão da transmissão, no novo contexto setorial, deve ser estabelecida de forma
robusta o suficiente para que os agentes de mercado tenham livre acesso à rede,
possibilitando um ambiente propício para a competição na geração e na comercialização
de energia elétrica.
Desempenha, ainda, um importante e relevante papel de interligar os submercados,
permitindo a busca na equalização dos preços da energia, por meio da minimização dos
estrangulamentos entre os submercados, permitindo a adoção de um despacho ótimo do
parque gerador.
Os estudos para elaboração do Programa Decenal da Expansão da Transmissão dos
sistemas interligados são executados a partir das Projeções de Mercado e do Plano de
Geração com a utilização dos critérios de planejamento vigentes, e visa:
• Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos regionais realizados em
grupos específicos, no âmbito dos GETs – Grupos de Estudos de Transmissão
Regionais;
•
Compatibilizar os planos de obras resultantes dos demais estudos desenvolvidos
pela EPE (interligações regionais, integração de novas usinas, etc.);
•
Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos de expansão do
sistema de distribuição;
•
Apresentar o diagnóstico de desempenho do sistema interligado Brasil em
condição normal e em emergência (n-1), com base nos planos de obras citados;
•
Recomendar estudos específicos para solucionar os problemas detectados no
diagnóstico de desempenho do sistema;
•
Elaborar e manter atualizado o Plano Decenal da Expansão da Transmissão; e
•
Atualizar a infra-estrutura de dados de fluxo de potência, no horizonte decenal
No capítulo 2 é feita uma caracterização do Sistema Interligado Nacional – SIN, de forma
a contextualizar o sistema Nordeste, objeto desse relatório, no sistema brasileiro.
As análises da evolução e do desempenho dos sistemas de transmissão do sistema
interligado da região Nordeste, são descritas, por estado, no capítulo 6, com a indicação
das principais obras de transmissão correspondentes.
O plano de obras previsto para o ciclo decenal, assim como a estimativa de custos
associada, compõem o “Relatório de Estimativa de Custos da Expansão da Transmissão
– ciclo 2006/2015”, emitido pela EPE.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
6
2. Sistema Interligado Nacional
O Sistema Interligado Nacional – SIN (ver Figura 2.1), devido à extensão territorial e ao
parque gerador predominantemente hidráulico, se desenvolveu utilizando uma grande
variedade de níveis de tensão em função das distâncias envolvidas entre as fontes
geradoras e os centros de carga.
Desta forma, a Rede Básica de transmissão compreende as tensões de 230kV a 750kV,
com as principais funções de:
• transmissão da energia gerada pelas usinas para os centros de carga;
•
integração entre os diversos elementos do sistema elétrico para garantir a
estabilidade e confiabilidade à rede;
•
interligação entre as bacias hidráulicas e regiões com características hidrológicas
heterogêneas de modo a otimizar o uso da água; e
•
integração energética com os países vizinhos como forma de otimizar os recursos
e aumentar a confiabilidade do sistema.
Figura 2.1 – Diagrama do Sistema Interligado Nacional
OBS: Informação obtida no site do ONS - Mapas do SIN - outubro de 2005
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
7
2.1
Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil
As projeções de mercado para os patamares de carga pesada, média e leve foram informadas
pelas empresas e consolidadas, no decorrer das análises, com os estudos de mercado da EPE. As
projeções de carga consideradas neste Plano Decenal para os três patamares estão apresentadas
nos Gráficos 2.1.1, 2.1.2 e 2.1.3.
Projeção de Mercado (MW) - Carga Pesada - ciclo 2006/2015
60.000
50.000
40.000
SE/CO
S
NE
30.000
N
20.000
10.000
0
2006
SE/CO
S
NE
N
BRASIL
2006
39.373
10.519
8.993
3.964
62.849
2007
2007
41.019
11.013
9.632
4.342
66.006
2008
2008
42.359
11.492
10.128
4.894
68.873
2009
2009
43.806
12.008
10.355
5.100
71.268
2010
2011
2010
45.157
12.472
10.759
5.207
73.596
2012
2011
46.560
13.012
11.239
6.368
77.179
2013
2012
47.992
13.545
11.684
8.064
81.286
2014
2015
2013
49.505
14.148
12.167
8.283
84.103
2014
51.016
14.738
12.555
8.497
86.806
2015
52.488
15.339
12.938
8.731
89.497
Gráfico 2.1.1 – Evolução da carga pesada (MW)– ciclo 2006/2015
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
8
Projeção de Mercado (MW) - Carga Média - ciclo 2006/2015
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
SE/CO
S
25.000
NE
20.000
N
15.000
10.000
5.000
0
2006
SE/CO
S
NE
N
BRASIL
2006
35.398
10.322
9.064
3.828
58.612
2007
2007
36.919
10.774
9.695
4.195
61.583
2008
2008
38.168
11.225
10.149
4.747
64.289
2009
2010
2009
39.455
11.688
10.347
4.932
66.423
2011
2010
40.597
12.117
10.732
5.044
68.490
2012
2011
41.844
12.615
11.187
6.190
71.835
2013
2012
43.100
13.105
11.606
7.482
75.293
2014
2015
2013
44.429
13.661
12.065
7.663
77.819
2014
45.745
14.216
12.427
7.824
80.212
2015
47.102
14.782
12.783
7.998
82.665
Gráfico 2.1.2 – Evolução da carga média (MW) – ciclo 2006/2015
Projeção de Mercado (MW) - Carga Leve - ciclo 2006/2015
35.000
30.000
25.000
SE/CO
20.000
S
NE
15.000
N
10.000
5.000
0
2006
SE/CO
S
NE
N
BRASIL
2006
24.606
5.618
6.758
3.309
40.291
2007
2007
25.675
5.893
7.279
3.638
42.485
2008
2008
26.427
6.184
7.624
4.136
44.371
2009
2010
2009
27.349
6.406
7.700
4.308
45.763
2011
2010
28.150
6.661
7.957
4.390
47.158
2012
2011
28.917
6.862
8.298
5.504
49.581
2013
2012
29.735
7.098
8.602
6.737
52.172
2014
2015
2013
30.590
7.364
8.941
6.883
53.778
2014
31.389
7.628
9.185
7.015
55.217
2015
32.431
7.904
9.421
7.160
56.915
Gráfico 2.1.3 – Evolução da carga leve (MW) – ciclo 2006/2015
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
9
A capacidade instalada total no BRASIL é de 92.389MW distribuídos em sete tipos de
empreendimentos de geração. A Tabela 2.1.1 mostra a composição da matriz energética
brasileira com destaque para as usinas hidráulicas - UHE´s e térmicas - UTE´s.
Tabela 2.1.1 – Matriz energética - Setembro de 2005
E m p r e e n d im e n to s e m O p e r a ç ã o
T ip o
Q u a n t id a d e
P o tê n c ia
In s t a la d a
(M W )
%
U HE<1M W
181
95
0 ,1 0
EOL
11
29
0 ,0 3
PCH
256
1 .3 0 5
1 ,4 1
SOL
1
0
0 ,0 0
UHE
147
6 9 .2 2 3
7 4 ,9 2
UTE
836
1 9 .7 3 0
2 1 ,3 6
UTN
2
2 .0 0 7
2 ,1 7
T o ta l
1 .4 3 4
9 2 .3 8 9
100
Milhares
MW
80
60
40
20
0
UHE<1MW
EOL
PCH
SOL
UHE
UTE
UTN
OBS: Informação obtida no site da ANEEL - BIG (Banco de Informações de Geração) - Setembro de 2005
Legenda com as siglas utilizadas nas tabelas:
UHE – Usina Hidrelétrica
UTE – Usina Termelétrica
EOL – Central Geradora Eolielétrica
PCH – Pequena Central Hidrelétrica
SOL – Central Geradora Solar Fotovoltaica
UTN – Usina Termonuclear
O Plano de Geração de referência considerado nos estudos foi proposto pela EPE,
levando-se em consideração as informações do DMSE - 14/07/2005 divulgadas por
ocasião do início dos estudos, em julho de 2005. A Tabela 2.1.2 apresenta um resumo
desse plano, que é apresentado em detalhe no Anexo I.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
10
Tabela 2.1.2. - Plano de Geração de Referência - EPE – Julho de 2005
Plano de Geração - 2006/2015 ( MW )
Ano
SE/CO
S
NE
N
existente
Sistemas Isolados
Manaus Rondônia Madeira BMonte
92.389
2005
1.093
810
-
1.875
-
-
-
-
3.778
2006
2.786
1.065
-
-
-
-
-
-
3.851
2007
460
130
340
-
-
-
-
-
930
2008
844
439
-
-
745
-
-
2.029
2009
385
158
550
1.087
-
-
-
-
2.180
2010
882
2.176
600
-
-
-
-
-
3.658
2011
1.957
2012
873
272
2013
885
2014
-
2015
-
1.703 1.699
-
-
-
3.300
-
8.659
423
4.188
1.731
-
3.150
-
10.638
-
-
920
-
-
-
5.500
7.305
-
500
-
-
-
-
-
500
500
200
-
-
-
-
-
700
1.731
745
6.450
5.500
44.227
TOTAL
10.165 7.254 4.312 8.070
PREVISTO
TOTAL ( Existente + Previsto )
2.2
TOTAL
136.616
Intercâmbios Regionais
A interligação elétrica existente entre as regiões, possibilita a otimização energética
aproveitando a diversidade hidrológica existente entre os sistemas. O Sistema Interligado
Nacional – SIN está dividido em 4 subsistemas:
•
Sul (S) Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná;
•
Sudeste - Centro-Oeste (SE/CO) Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais,
São Paulo, 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.
Na Figura 2.2.1 estão apresentadas as interligações entre regiões existentes, assim como
também a futura interligação entre o Acre/Rondônia e o subsistema Sudeste.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
11
Interligação
Norte-Nordeste
Interligação
ACRO-SE
Interligação
Norte-Sul
Interligação
Sudeste-Nordeste
Sudeste/Centro-Oeste
Interligação
Sul-Sudeste
Figura 2.2.1- Interligações entre as Regiões
A escolha dos intercâmbios regionais para a elaboração do Plano Decenal da
Transmissão, dado importante para a definição dos despachos nas regiões analisadas,
teve como objetivo a obtenção de um conjunto de casos base adequado para as análises
do ciclo 2006/2015.
Cabe notar que estes intercâmbios não se baseiam em estudos energéticos e não têm a
intenção de explorar a capacidade das interligações, sendo estas possibilidades
analisadas em estudos específicos a serem desenvolvidos no âmbito da EPE.
Na definição dos intercâmbios Sudeste/Sul, Norte/Sudeste, Sudeste/Nordeste e
Norte/Nordeste foram considerados dois cenários, a saber:
•
Nos anos pares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o
regime hidrológico representativo do segundo semestre do ano, quando a região
Sul é exportadora para o Sudeste e este exportador para o Norte e o Nordeste;
•
Nos anos ímpares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o
regime hidrológico representativo do primeiro semestre do ano, quando a região
Sul é importadora do Sudeste e este importador do Norte e exportador para o
Nordeste.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
12
Estes dois cenários estão ilustrados na Figura 2.2.2, a seguir.
Região
Norte
Região
Nordeste
Região
Sudeste
Anos Ímpares
Anos Pares
Região
Sul
Figura 2.2.2 – Cenários de Intercâmbio
Interligação Norte-Sul
Até 1998 o Sistema Elétrico Brasileiro foi constituído pelos Sistemas de Transmissão
Norte/Nordeste e Sul/Sudeste, que operavam separadamente até a entrada em operação
do primeiro circuito da Interligação Norte-Sul, formando o Sistema Interligado Nacional
(SIN).
Atualmente esta interligação é formada por dois circuitos em 500 kV desde a SE
Imperatriz até a SE Serra da Mesa, como mostrado na Figura 2.2.3, a seguir.
Como a usina de Lajeado pertence ao submercado Sudeste, o intercâmbio desta
interligação é medida através do somatório dos fluxos de potência ativa nos circuitos entre
as subestações de Miracema 500 kV e Colinas 500 kV.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
13
Imperatriz
Colinas
Ponto de Medição
do Intercâmbio
Miracema
Lajeado
136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
Gurupi
136
Mvar
136
Mvar
Serra
Da
Mesa
136
Mvar
136
Mvar
Nordeste
TCSC´s
Figura 2.2.3– Interligação Norte-Sul
A expansão desta interligação, composta pelas LTs em 500 kV Itacaiúnas – Colinas Miracema – Gurupi – Serra da Mesa, constitui-se na Interligação Norte-Sul III, prevista
para entrar em operação em 2008, e já licitada em novembro de 2005 (ver Figura 2.2.4).
A partir da entrada do Complexo de Belo Monte a interligação entre as regiões Norte e a
região Sudeste será ampliada. Neste ciclo foi considerado um sistema referencial descrito
no estudo e “Análise Preliminar do Sistema de Conexão e Sistemas Receptores das
Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste para a 1ª Etapa do CHE Belo Monte
(5500 MW)” - CCPE/CTET.050.2002
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
14
Marabá
Tucuruí
136
Mvar
Imperatriz
136
Mvar
136
Mvar
Itacaiúnas
428
Mvar
Colinas
200
Mvar
136
Mvar
Miracema
194
Mvar
Lajeado
136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
194
Mvar
Gurupi
2 x 136
Mvar
UHE
Peixe
SE
Peixe
136
Mvar
136
Mvar
Serra
Da
Mesa
Cana
Brava
136
Mvar
136
Mvar
1 x 136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
136
Mvar
Níquel
Tocantins
136
Mvar
150 Mvar
2 x 200
Mvar
2 x 150
Mvar
Sapeaçu
136
Mvar
Samambaia
136 Mvar
3x
Luziânia
Emborcação
136 Mvar
Camaçari
Ibicoara
73.5
Mvar
73.5
Mvar
2x150
Mvar
136
Mvar
3x
Bandeirantes
2x
136
Mvar
B.J.Lapa
2 x 200
Mvar
136
Mvar
73.5
Mvar
151
Correntina
136 Mvar
3x
2x
Serra Da
Mesa II
TCSC´s
2x
Brasília Sul
60 Mvar
136
Mvar
Paracatu
2x 136
Mvar
São Gotardo
73.5 Mvar
91 Mvar
91 Mvar
91 Mvar
91 Mvar
91 Mvar
91
Mvar
91
Mvar
Bom Despacho
Nova Ponte
L.C.Barreto
136
Mvar
Estreito
2x
Mascarenhas
Furnas
Figura 2.2.4 - Diagrama Elétrico da Interligação Norte-Sul com o Terceiro Circuito e Reforços na Região
Sudeste
Interligação Norte-Nordeste
A interligação Norte-Nordeste existente é constituída pelas linhas de transmissão em 500
kV Presidente Dutra - Boa Esperança e Presidente Dutra – Teresina C1 e C2. O segundo
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
15
circuito em 500 kV entre Teresina e Fortaleza será comissionado em fevereiro de 2006. A
expansão desta interligação dar-se-á com a entrada em operação da LT 500 kV Colinas –
Ribeiro Gonçalves – São João do Piauí – Sobradinho, já licitada, entrando em operação
em maio de 2007. Esta interligação é ilustrada na Figura 2.2.5 a seguir.
Teresina
Marabá
Açailândia P.Dutra
Itacaiúnas
Imperatriz
Colinas
Sobral
Fortaleza
B.Esperança
R.Gonçalves
S.J. Piauí
Miracema
Sobradinho
Gurupi
Figura 2.2.5 – Interligação Norte - Nordeste
Interligação Sudeste-Nordeste
A interligação Sudeste-Nordeste é constituída pela linha de transmissão em 500 kV entre
Serra da Mesa – Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa – Ibicoara – Sapeaçu - Camaçari
(ver Figura 2.2.4).
Interligação Sul-Sudeste
A interligação elétrica existente entre as regiões Sul e Sudeste possibilita a otimização
energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre
estes dois sistemas.
Com a implantação da LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara e da SE Assis
500/440 kV – 1500 MVA, previstas para 2006, completa-se a configuração desta
interligação representada ao longo do ciclo 2006-2015.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
16
Esta interligação considera o somatório dos fluxos de potência ativa nas seguintes
instalações:
•
Transformadores de Ivaiporã 750/525 kV (3 x 1650 MVA);
•
LT 500 kV Ibiúna - Bateias;
•
LT 500 kV Londrina – Assis - Araraquara;
•
LT 230 kV Guairá - Dourados;
•
LT Londrina - Assis em 230 kV;
•
LT 230 kV Maringá - Assis;
•
LT 230 kV Figueira - Chavantes;
•
LT 138 kV Loanda - Rosana;
•
LT 138 kV Paranavaí - Rosana; e
•
LT 88 kV Andirá - Salto Grande.
Interligação Acre/Rondônia – Sudeste/Centro-Oeste
A interligação do sistema da região Sudeste/Centro-Oeste com o sistema, atualmente
isolado, dos estados do Acre e Rondônia foi considerada, neste ciclo, a partir do ano de
2008, segundo o “Estudo de Viabilidade Técnico e Econômico da Interligação Acre –
Rondônia – Mato Grosso CCPE/CTET.016 2004” e é mostrada na Figura 2.2.6.
Figura 2.2.6 – Interligação Acre/Rondônia – Sudeste/Centro-Oeste
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
17
3. Recomendações
São enumeradas, a seguir, por estado, as recomendações resultantes das análises
realizadas no período decenal, assim como também os estudos específicos que deverão
ser realizados pela EPE em conjunto com as Empresas.
3.1 Estado do Piauí
•
A realização de estudos para determinar a viabilidade de substituição dos
transformadores instalados nas SEs Teresina e Boa Esperança por outros de
maior capacidade, ou da implantação de novos terminais 230/69 kV, devido à
previsão de esgotamento da capacidade instalada dessas subestações.
•
Que seja iniciado um estudo conjunto EPE / Empresas para analisar o suprimento
à região Sul dos estados do Piauí e Maranhão, áreas com grande potencial
agrícola e que dependem de infra-estrutura elétrica para atender às necessidades
de produção.
•
A realização de estudos para o suprimento ao Vale do Gurguéia, analisando a
implantação do nível 138 kV em Eliseu Martins, de forma a atender o crescimento
do mercado na região.
•
A construção de uma nova linha de Piripiri – Campo Maior, em razão do
esgotamento da capacidade de transmissão da LT 69 kV Teresina - Altos - Campo
Maior e, desta forma, transferir as cargas alimentadas a partir da subestação
Campo Maior para o regional Piripiri, em 2007.
•
A construção da SE Poty na área de Teresina, em 2007, para aliviar o
carregamento dos alimentadores da subestação Marquês, permitindo melhor
flexibilidade operacional pela distribuição.
•
A instalação de capacitores na subestação Tabuleiros 13,8 kV, na SE Parnaíba 69
kV e Camurupim 13,8 kV, devido à deficiência de suporte de potência reativa no
eixo de Tabuleiros e Parnaíba.
•
A realização de estudos para instalar capacitores nos alimentadores das
subestações de Teresina, Campo Maior, Floriano, Parnaíba, Picos e outros em
razão do baixo fator de potência apresentado.
3.2 Estado do Ceará
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
18
•
A elaboração de estudos para analisar a substituição dos transformadores
instalados nas subestações Delmiro Gouveia e Fortaleza (Região Metropolitana de
Fortaleza) por outros de maior capacidade, ou a implantação de um novo terminal
230/69 kV na região, devido ao esgotamento da capacidade instalada nessas
subestações, previsto para 2007, de acordo com a atual previsão de crescimento
de carga.
3.3 Estado do Rio Grande do Norte
•
•
•
A implementação do segundo circuito da LT 230kV Paraíso – Açu, em 2006, além
do segundo circuito em 230kV da LT Banabuiú – Mossoró, em 2011, para permitir
a integração da UTE Termoaçu e das centrais eólicas do PROINFA neste Estado.
A construção da SE Natal Sul 230/69 kV, em 2006, visando evitar a sobrecarga
nos transformadores da SE Natal II e melhorar as condições de atendimento às
cargas da região metropolitana de Natal.
O cumprimento integral do plano de obras para o sistema de distribuição
elaborado para o período 2006-2015.
3.4 Estado da Paraíba
•
Para atender ao crescimento de mercado em níveis adequados de qualidade e
continuidade será fundamental a entrada em operação dos reforços previstos no
sistema de 69 kV e 138 kV e das obras previstas para a ampliação da Rede
Básica, quais sejam:
a.
entrada em operação da LT 230 kV Milagres – Coremas C2;
b.
o novo ponto de suprimento 230/69 kV, a ser instalado na região
metropolitana de João Pessoa. Cabe ressaltar que o estudo referente a
este ponto de suprimento está em fase final de elaboração
c.
entrada em operação da LT 69 kV Campina Grande I – Campina Grande II,
em 2006.
3.5 Estado de Pernambuco
•
A realização de estudo para o atendimento à região metropolitana do Recife para
resolver, estruturalmente, os problemas de esgotamento da capacidade de
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
19
transmissão nos circuitos de 230 kV de Paulo Afonso a Recife II devido ao
surgimento de novas cargas potenciais, tal como a refinaria a ser implantada no
porto de Suape e durante a emergência das linhas de transmissão em 500 kV que
partem da usina de Luiz Gonzaga em direção ao Recife.
•
A elaboração de estudos para determinar a viabilidade da substituição dos
transformadores instalados nas SEs Pirapama e Bongi por outros de maior
capacidade, ou da implantação de novos terminais 230/69 kV na Área
Metropolitana do Recife, devido ao esgotamento da capacidade instalada nessas
subestações previsto para 2008 e 2010, respectivamente.
3.6 Estado de Alagoas
•
Realização de estudos para avaliar a necessidade de ampliação da capacidade da
Rede Básica de Fronteira nas SEs Maceió, Penedo, Rio Largo e Zebu.
•
O cumprimento do programa de obras apresentado para o sistema de distribuição,
de modo a atender as necessidades operacionais e ao crescimento do mercado
de energia elétrica no Estado de Alagoas.
3.7 Estado de Sergipe
•
A realização de estudos para determinar a viabilidade da substituição dos
transformadores instalados nessa subestação por outros de maior capacidade, ou
da implantação de um novo terminal 230/69 kV na região, devido ao esgotamento
da capacidade instalada na subestação de Jardim em 2013.
•
Que seja executado todo o elenco de obras previsto para o sistema de distribuição
durante o decênio 2006/2015.
3.8 Estado da Bahia
•
A realização de um estudo para avaliar o comportamento do sistema de
transmissão do COELBA e as transformações de fronteira, frente à contingências
na Rede Básica.
•
Definição da solução para assegurar o suprimento à região do extremo sul da
Bahia e superar a limitação do subsistema Eunápolis, a partir de 2007. Esta região
é suprida por redes radiais através de circuitos com limitada capacidade que
impedem a expansão da oferta de energia, dificultando o desenvolvimento desta
região.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
20
4. Configuração de Referência
A base de dados referente à topologia da rede foi atualizada a partir dos dados do ciclo
anterior, com inclusão das informações pertinentes resultantes dos Estudos Especiais da
Transmissão, dos empreendimentos consolidados no PDET (Plano Determinativo da
Expansão da Transmissão) e das atualizações de topologia das empresas referentes à
suas áreas de atuação.
Vale observar que foi considerada a interligação Tucuruí – Macapá – Manaus a partir de
2012, contemplando o atendimento à região amazônica (Manaus, Amapá e as cidades
situadas à margem esquerda do rio Amazonas), conforme o estudo
CCPE/CTET026.2004.
Foram consideradas, também, as obras referenciais referentes à integração das grandes
usinas do rio Madeira, com entrada em operação prevista para 2011 e o CHE Belo Monte
para 2013, de acordo com os estudos: “Sistema de Transmissão Associado aos
Aproveitamentos Hidrelétricos de Jirau e Santo Antônio” - Nota Técnica DPT.T.016.2004 dezembro/2004 – FURNAS e “Análise Preliminar do Sistema de Conexão e Sistemas
Receptores da Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste para a 1o Etapa do CHE
Belo Monte (5500 MW)” - CCPE/CTET.050.2002, respectivamente.
A Erro! Fonte de referência não encontrada. mostra possíveis corredores de
transmissão destas usinas.
Figura 4.1 Possíveis Corredores de Transmissão Associados às Interligações entre Subsistemas
Regionais e às Usinas na Região Amazônica
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
21
5. Critérios Utilizados
As análises desenvolvidas seguem os critérios de desempenho usuais de planejamento,
conforme documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos
Sistemas de Transmissão”, de novembro de 2002, do CCPE.
Despachos de Geração Considerados:
A partir do estabelecimento dos intercâmbios, os despachos regionais obedeceram aos
seguintes critérios para:
•
usinas hidráulicas: adotou-se uma reserva girante mínima de 10% da potência
instalada;
•
usinas térmicas a gás e a carvão: foram respeitados os limites mínimos e máximos
de potência correspondentes a cada usina;
•
usinas eólicas: adotou-se 30% da potência instalada, que corresponde ao fator de
carga das usinas.
Limites de Carregamento da Transmissão:
Foram adotados os limites de carregamento segundo os critérios abaixo:
•
para as linhas de transmissão e transformadores existentes, constantes das
Resoluções ANEEL n0 166 e n0 167 de 2000, foram considerados os valores
fornecidos pelas empresas em conformidade com os CPST’s homologados
pela ANEEL.
•
para as linhas de transmissão e transformadores novos, com data de
entrada em operação após as Resoluções ANEEL n0 166 e n0 167 de 2000,
foram considerados os limites definidos CPST’s homologados pela ANEEL.
•
para as linhas de transmissão e transformadores previstos foram
considerados os limites definidos pelos estudos de planejamento.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
22
6. Sistema de Transmissão e Análise de Desempenho
Plano de Geração Regional
As Tabelas 6.1 e 6.2 a seguir sumarizam os empreendimentos de geração da região
Nordeste em operação.
Tabela 6.1 - Matriz Energética -Região Nordeste
Empreendimentos em Operação – Região Nordeste
Tipo
Quantidade
Potência Instalada (MW)
%
UHE<1MW
EOL
PCH
SOL
UHE
UTE
UTN
Total
9
7
10
0
20
95
0
141
3,72
19,73
37,35
10.718,0
3.874,81
14653,61
0,03
0,13
0,25
0,00
73,13
26,44
0,00
100
Tabela 6.2 – Usinas Hidrelétricas em operação – Região Nordeste
Região Nordeste – Usinas Hidrelétricas em operação
o
Usina
N unidades
Capacidade (MW)
Estado
Paulo Afonso-1G1
Paulo Afonso-2G1
Paulo Afonso-2G3
Paulo Afonso-2G4
Paulo Afonso-3G1
Paulo Afonso-4G1
Moxotó
Luiz Gonzaga
Xingó
Boa Esperança -1
Boa Esperança-2
Sobradinho
Itapebi
Pedra do Cavalo
Outras
3 x 60
2 x 70
1 x 75
3 x 76
4 x 200
6 x 410
4 x 100
6 x 250
6 x 500
2 x 49
2 x 63,5
6 x 175
3 x 150
2 x 80
180
140
75
228
800
2460
400
1500
3000
98
127
1050
450
160
50
BA
BA
BA
BA
BA
BA
AL/BA
PE/BA
AL/SE
PI/MA
PI/MA
BA
BA
BA
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
23
A Tabela 6.3 mostra o Plano de Geração de referência adotado da região Nordeste neste
ciclo de planejamento 2006-2015. As usinas eólicas consideradas a partir de 2008
(PROINFA) estão representadas na Tabela 6.4.
Tabela 6.3 - Plano de Geração de Referência - Região Nordeste
NORDESTE
Usina
UTE Vale do Açu
UTE Óleo combustível 1
UTE GN NE 1
UTE Óleo combustível 2
UTE GN NE 2
UTE Óleo combustível 2
UTE GN NE 3
UTE Biomassa NE
PEDRA BRANCA
CACHOEIRA
CASTELHANO
RIACHO SECO
RIBEIRO GONÇALVES
URUÇUÍ
ESTREITO PARNAÍBA
UTE GN NE 4
UTE GN NE 5
Data de Início da
Motorização
Potência Instalada Final
(MW)
abr/07
jan-09
jul-09
jan-10
jan-10
jan-11
jan-11
jan-11
jan-11
jun-11
jun-11
nov-11
mai-12
mai-12
jun-12
jan-14
jan-15
340
300
250
300
300
300
150
500
320
93
96
240
173
164
86
500
200
Tabela 6.4 - Usinas Eólicas consideradas (PROINFA)
SUBESTAÇÃO
230 kV
MW
(PI)
MW
(230 KV)
PRODUTOR
INDEPENDENTE (PI)
CENTRAL EÓLICA
SOBRAL
28,8
229,2
RUSSAS
AÇÚ
Eletrowind S/A
Praia do Morgado
42
Eletrowind S/A
Volta do Rio
31,5
ENACEL-Energias
Alternativas do Ceará Ltda.
Parque Eólico Enacel
10,5
Rosa dos Ventos
Canoa Quebrada
3,23
Rosa dos Ventos
Lagoa do Mato
28,8
Eletrowind S/A
Praias de Parajuru
50
Servtec Enegia Ltda
Bons Ventos
57
Ventos Energia e
Tecnologia Ltda.
Canoa Quebrada
New Eneegy Option Ltda
Alegria I
New Eneegy Option Ltda
Alegria II
Enerbrasil
Rio do Fogo
51
181,03
151,8
100,8
NATAL
TOTAL
49,3
49,3
611,33
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
24
Evolução do Mercado Regional
Os maiores centros de consumo da região Nordeste estão localizados em Salvador,
Recife e Fortaleza. A Tabela 6.5 e os Gráficos 6.1 e 6.2 mostram a evolução do mercado
de energia elétrica da região Nordeste.
CEAL
CELPE
CEPISA
COELBA
COSERN
ENERGIPE
CHESF
COELCE
SAELPA
CELB
Gráfico 6.1 – Participação, por empresa, no mercado total da região
Nordeste
Tabela 6.5 - Evolução do Mercado – Nordeste
Ano
Evolução do Mercado - Região
NORDESTE
Pesada
Média
Leve
MW
2006
8.993
9.064
6.758
2007
9.632
9.695
7.279
2008
10.128
10.149
7.624
2009
10.355
10.347
7.700
2010
10.759
10.732
7.957
2011
11.239
11.187
8.298
2012
11.684
11.606
8.602
2013
12.167
12.065
8.941
2014
12.555
12.427
9.185
2015
12.938
12.783
9.421
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
25
Gráfico 6.2 - Evolução do Mercado da região Nordeste– ciclo 2006/2015
Evolução do Mercado ciclo 2006/2015
Nordeste
14000
12000
10000
8000
6000
Pesada
Média
Leve
4000
2000
MW 0
2006 2007 2008 2009 2020 2011 2012 2013 2014 2015
O Gráfico 6.3 mostra uma comparação dos dados de mercado coletados e consolidados
pela EPE, em setembro de 2005, com aqueles fornecidos pelas empresas por ocasião do
inicio dos estudos do Plano Decenal da Expansão da Transmissão, em agosto de 2005.
Observa-se que as diferenças registradas se encontram na faixa de 3% a 4% quando a
comparação é realizada pelo parâmetro de demanda máxima, ou seja, carga integralizada
no período de 1 hora.
Gráfico 6.3 – Comparação mercado EPE e mercado Empresas
16000
Submercado NE - Demanda Máxima (MW) - 2006 - 2015
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
MW
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Empresas
9672 10392 10888 11292 11667 12159 12595 13102 13518 13909
EPE
9250
9776 10269 10739 11244 11750 12278 12819 13483 14127
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
26
6.1
ESTADO DO PIAUÍ
6.1.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O sistema de transmissão que atende ao Estado do Piauí é suprido a partir das
subestações 500/230 kV de Teresina II, Boa Esperança e São João do Piauí, alimentadas
na tensão de 500 kV através das linhas de transmissão Presidente Dutra-Teresina II C1 e
C2, Teresina II - Sobral III - Fortaleza II e Presidente Dutra - Boa Esperança - São João
do Piauí - Sobradinho e conectadas ao sistema de 230 kV, através dos
autotransformadores dessas subestações, além de um elo em 230 kV existente entre as
subestações de Teresina II e Teresina.
O atendimento à capital Teresina é realizado através de duas linhas de transmissão, em
230 kV, provenientes da subestação de Boa Esperança. Da subestação de Teresina parte
uma linha, também em 230 kV, que supre a região de Piripiri, ao norte do Estado,
interligando-se com a subestação de Sobral, localizada no Estado do Ceará.
Da subestação de São João do Piauí partem duas linhas de 230 kV que atendem,
respectivamente, à região dos baixios agrícolas piauienses, através da SE Picos 230/69
kV, e ao Vale do Gurguéia, localizado ao sul do estado, através da SE 230/69kV Eliseu
Martins , que está prevista para operar em 230 kV em dezembro de 2005.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica, com o sistema de distribuição
da CEPISA que atende ao Estado do Piauí, é feita atualmente através das subestações
de Boa Esperança (230/69/13,8kV), Teresina (230/69/13,8kV), Picos (230/69kV), São
João do Piauí (230/69kV), Eliseu Martins (230/69kV) e Piripiri (230/138/69/13,8kV).
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório considerando os investimentos
propostos no horizonte decenal. Estão previstas, neste horizonte, duas novas
interligações da região Nordeste com a região Norte, viabilizadas com a implantação das
LT 500kV Colinas-Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí-Sobradinho (942km) e EstreitoRibeiro Gonçalves - São João do Piauí - Milagres (1063km), previstas para 2007 e 2012,
respectivamente.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
27
•
Análise de Contingências
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório em termos de perfil de tensão,
considerando os investimentos propostos no horizonte decenal.
Em 2007, é necessário integrar à Rede Básica a LT 230 kV Picos-Tauá, com 180km de
extensão, visando possibilitar o atendimento às subestações de Picos e Tauá (CE), em
condições de contingência.
Rede Básica de Fronteira
Em 2006 é necessária a ampliação da capacidade de transformação instalada nas
seguintes subestações: Picos 230/69 kV (3º transformador de 50 MVA), Piripiri 230/138
kV (2º transformador de 55 MVA), Teresina 230/69 kV (4º transformador de 100 MVA).
No horizonte decenal, destaca-se a necessidade da ampliação da capacidade de
transformação instalada nas subestações de Piripiri 230/69 kV (3º transformador de 50
MVA em 2011), Picos 230/69 kV (substituição de um transformador de 33MVA pelo 2º
transformador de 50 MVA em 2013), Piripiri 230/138 kV (3º transformador de 55 MVA em
2008), Eliseu Martins 230/69 kV (3º transformador de 50 MVA em 2014) e São João do
Piauí 230/69 kV (3º transformador de 50 MVA em 2015).
Além disso, ressalta-se que, de acordo com a atual previsão de crescimento da carga,
ocorrerá em 2011 o esgotamento da capacidade instalada nas SEs Teresina e Boa
Esperança, devendo-se efetuar estudos para determinar a viabilidade da substituição dos
transformadores instalados nessas subestações, por outros de maior capacidade, ou da
implantação de novos terminais 230/69 kV.
6.1.2 Rede de Distribuição
Área de atuação da CEPISA
O Estado do Piauí possui uma área de 252,4 mil km², com uma população de 2.980.071
habitantes, atendidas pela Companhia Energética do Estado do Piauí - CEPISA, empresa
responsável pelo fornecimento de energia elétrica ao mercado consumidor do Estado,
garantindo energia a 716.352 consumidores, distribuídos nos 223 municípios.
Sistema Elétrico
O suprimento de energia elétrica ao Estado do Piauí é feito através do sistema Interligado
Norte/Nordeste a partir das subestações 500/230 KV de Boa Esperança, São João do
Piauí e Teresina II.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
28
O sistema de distribuição apresenta características puramente radiais, envolvendo
grandes distâncias, constituído atualmente de 4.375 km de linhas, operando nas tensões
de 138 kV, 69 e 34,5kV.
A região norte do Piauí é atendida a partir da subestação de Piripiri 230/138/69 kV de
onde partem dois circuitos radiais, sendo um em 138kV para o litoral (Parnaíba) e outro
em 69 kV para o Centro.
O suprimento à cidade de Teresina e centro Norte são feitos pela SE Teresina I, 230/69
kV, de onde saem nove circuitos radiais em 69 kV para cobrir toda área.
A região sudeste é atendida pela SE Picos de onde saem três circuitos radiais.
As regiões sul e sudoeste são supridas pelas subestações de Boa Esperança e São João
do Piauí de onde partem linhas longas que acarretam em perdas elevadas e baixo nível
de tensão.
Mercado Previsto
A previsão de cargas para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada no Gráfico
6.1.1 onde, em média, o mercado apresenta um crescimento da ordem de 5,6 % ao ano
ao longo de todo o período.
Gráfico 6.1.1 - Evolução do Mercado da CEPISA – ciclo 2006/2015
Evolução da Carga - ciclo 2006-2015
Sis te m a da CEPISA
850
750
650
550
MW
450
350
250
150
50
200 6
200 7
2008
200 9
2010
2011
2012
2013
2014
Pesada (M W)
474
506
536
568
604
638
673
707
74 3
778
M édia
40 3
4 30
456
48 3
514
542
572
600
630
659
26 6
2 83
30 0
318
337
3 55
374
393
413
432
Leve
(M W)
(M W)
2015
Análise de Desempenho
No ano de 2005 o sistema elétrico não operou em condições satisfatórias em regime
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
29
normal. Apresentou vários pontos críticos que não atenderam aos critérios de
fornecimento de energia elétrica estabelecidos pela legislação vigente, em decorrências
da fragilidade do sistema de distribuição.
Destacam-se como os eixos mais problemáticos os de Bertolínia e novo Oriente (regional
Boa Esperança), Eliseu Martins (regional São João), Campo Maior (regional Teresina) e
Esperantina (regional Piripiri)
O triênio 2006 –2008 foi considerado como o mais crítico em função da quantidade de
obras de reforço necessárias para que o sistema opere em condições satisfatórias.
Destaca-se em 2006 a construção e entrada em operação das seguintes obras:
LT 69 kV Eliseu Martins – Bom Jesus;
LT 69 kV Eliseu Martins - Bertolínia (recondutoramento);
LT 69 kV Bertolínia - Uruçuí II;
LT 69 kV Canto do Buriti - São João do Piauí;
SE Canto do Buriti 69/34,5 kV;
SE Buriti Grande 69/13,8 kV;
SE Itaueira 34,5/13,8 kV;
SE Uruçui II 69/34,5 kV.
As obras que serão energizadas em 2006 permitirão transferir para o regional Eliseu
Martins cerca de 25 MW, oriundos dos regionais Boa Esperança e São João do Piauí. Do
regional Boa Esperança serão remanejadas as cargas de Canto do Buriti (6 MW), para o
regional São João do Piauí.
A entrada em operação da SE Buriti Grande (2006) na Regional Picos tem a finalidade de
reduzir as perdas ativas na rede de 13,8 kV e de melhorar o nível de tensão na região.
Observa-se, ainda, em 2007/2008, a necessidade de implantação do nível de tensão de
69 kV em várias regiões do Estado que são atendidas, precariamente, em 34,5 kV.
Na Região Norte estão previstas as seguintes linhas de transmissão em 69 kV: Piripiri Campo Maior, Campo Maior - Castelo e Campo Maior - Barras e as subestações 69/34,5
kV associadas. Estas obras permitirão a transferência das cargas do tramo de Campo
Maior (16 MW) do regional Teresina para o Regional Piripiri.
Ainda nesse período constata-se a necessidade de construção do segundo circuito em
138 kV de Piripiri para Tabuleiros, eixo com perdas ativas elevadas, assim como também
a construção da subestação de Buriti dos Lopes 69/13,8 kV (2006).
Verifica-se a necessidade de construção da LT 69 kV Tabuleiros – Luzilândia, para
transferir parte das cargas do tramo de 69 kV de Esperantina para o eixo de 138 kV de
Tabuleiros.
Na Região Sul está prevista a construção da LT 69 kV Gilbués - Corrente e de uma
subestação em 69/34,5 kV, em Corrente. Outro ponto importante é a construção das
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
30
subestações de Cristino Castro 69/13,8 kV e São Francisco (Cerrados) 69/13,8 kV, com
suas respectivas linhas em 69 kV e da subestação Ribeiro Gonçalves em 69 /34,5 kV,
obras de grande valor para as regiões produtivas dos Cerrados e Vale do Gurguéia.
Verifica-se a necessidade de implantar nível de tensão em 138 kV em Bom Jesus e
Ribeiro Gonçalves em 2008
Na região Centro visualiza-se a necessidade de construção de uma subestação em
Teresina (2007) para desafogar o sistema de distribuição de 13,8 kV e eliminar
sobrecarga na subestação Marquês. Detecta-se a necessidade de reforçar o eixo de
Nazária – São Pedro, com a construção do segundo circuito e de uma subestação em
Amarante 69/13, 8 kV com suas respectivas linhas.
Para o período 2009 - 2015, observa-se que a necessidade de reforço no sistema ainda é
grande para atender a expansão do mercado e manter o sistema operando em condições
satisfatórias. As obras de grande destaque são:
Implantação do nível de tensão 69 kV em Curimatá, Santa Filomena e Antonio
Almeida. Estas áreas são atendidas em 34,5 kV, com perdas ativas elevadas;
Construção da subestação Parnaíba II 69/13,8 kV, para atender o município de
Luiz Correia (Litoral), eliminando sobrecarga nos alimentadores;
Construção de mais quatro subestações na área da grande Teresina em 69/13,8
kV, visando eliminar sobrecarga nos alimentadores
das subestações em
operação;
Construção da LT 69 kV Buriti Grande – Valença, em razão do atendimento ser
em 34,5 kV, com capacidade esgotada. Esta obra permite transferir cargas da SE
Valença para o regional Picos, aliviando o eixo de Novo Oriente na regional Boa
Esperança.
Ressalta-se que nem todas as obras foram comentadas, mas que o programa de obras,
apresentado no documento “Relatório de Estimativa de Custos da Expansão da
Transmissão – ciclo 2006/2015”, emitido pela EPE, detalha todas de acordo com suas
necessidades de implantação.
Até o momento não foi instalado o segundo transformador 55 MVA 230/138 kV em Piripiri
(Transformador de Fronteira),e a perda do único transformador implica em corte de carga
(30 MW). Verifica-se, ainda, que no caso da perda da única linha de Piripiri - Tabuleiro, o
atendimento poderá ser feito pelo sistema de 69 kV de Piracuruca, mas limitado em
10 MW com tensões fora da faixa recomendada.
No caso de perda de um dos transformadores da SE Picos (Rede Básica), só poderá
haver transferências de cargas entre os regionais Picos e Boa Esperança de 6 MW,
em qualquer condição, limitada pela linha Buriti Grande – Oeiras. Problemas que serão
solucionados com os reforços propostos.
Em condições de emergência na LT Eliseu Martins - Bertolínia só poderá haver
transferência de 10 MW para a regional Boa Esperança, limitado pela LT 69 kV Boa
Esperança - Bertolínia, constatando-se baixos níveis de tensão na área.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
31
Visualiza-se que na condição de emergência da LT Eliseu Martins - Bom Jesus (linha
nova), o suprimento poderá ser feito pela linha remanescente, mas com corte de carga (8
MW), operando com tensões baixas em todo trecho.
Recomendações
Recomenda-se:
•
Um estudo conjunto EPE / Empresas para o suprimento à região sul dos estados
do Piauí e Maranhão, áreas com grande potencial agrícola e que dependem de
infra-estrutura elétrica para atender às necessidades de produção.
•
A construção de uma nova linha de Piripiri para Campo Maior com o objetivo de
transferir as cargas alimentadas a partir da subestação Campo Maior para o
regional Piripiri, em razão do esgotamento da capacidade de transmissão da LT
69 kV Teresina - Altos - Campo Maior.
•
A construção da SE Poty na área de Teresina, ainda em 2007, para aliviar o
carregamento dos alimentadores da subestação Marquês, permitindo melhor
flexibilidade operacional pela distribuição.
•
A instalação de capacitores na subestação Tabuleiros 13,8 kV, na SE Parnaíba
69 kV e Camurupim 13,8 kV, devido a deficiência de suporte de potência reativa
no eixo de Tabuleiros e Parnaíba.
•
A realização de estudos para instalar capacitores nos alimentadores das
subestações de Teresina, Campo Maior, Floriano, Parnaíba, Picos e outros em
razão do baixo fator de potência apresentado.
•
A realizar estudos no âmbito do planejamento, para suprimento ao Vale do
Gurguéia, com a implantação do nível 138 kV em Eliseu Martins, visando atender
o crescimento do mercado na região.
Programa de Obras
As obras mais importantes para o ciclo 2006/2015 são descritas nas Tabelas 6.1.1 e
6.1.2:
Tabela 6.1.1 – Principais linhas de transmissão previstas – ciclo 2006/2015
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Bertolinia
Uruçui
69
2006
Eliseu Martins
Bertolinia
69
2006
Eliseu Martins
Bom Jesus
69
2006
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
32
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
São João do Piauí
Canto do Buriti
69
2006
Eliseu Martins
Bom Jesus
138
2009
Nazária
São Pedro
69
2008
Piripiri
Campo Maior
69
2007
Piripiri-C2
Tabuleiro-C2
138
2008
Teresina
Parque Industrial
69
2009
Tabela 6.1.2 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
Buriti Grande
69/13,8 kV
2006
Buriti dos Lopes
69/13,8 kV
2006
Bom Jesus
138/69 kV
2009
Cristino Castro
69/13,8 kV
2008
Corrente
69/34,5
2008
Curimatá
69/34,5
2008
Poty
69/13,8
2007
Renascença
69/13,8
2008
Parque Industrial
69/13,8
2009
Parnaíba II
69/13,8
2007
Uruçuí II
69/34,5
2007
Ribeiro Gonçalves
69/13,8
2008
Uruçuí
138/69
2010
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
33
6.2
ESTADO DO CEARÁ
6.2.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O Estado do Ceará é suprido por dois troncos de 500 kV, sendo um oriundo de Presidente
Dutra (LT 500 kV Pres. Dutra-Teresina II C1 e C2 e Teresina II - Sobral III - Fortaleza II
C1) e o outro oriundo da SE Luiz Gonzaga (LT 500kV Luiz Gonzaga – Milagres - QuixadáFortaleza II), além de um tronco de transmissão, em 230kV, composto por três circuitos
entre Paulo Afonso e Fortaleza (via Bom Nome – PE, Milagres, Icó e Banabuiú).
Encontra-se em execução um segundo circuito de 500 kV entre Teresina II e Fortaleza II,
seccionando na SE Sobral II.
Da subestação 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. Esta configuração
será alterada para a conexão da subestação Delmiro Gouveia à subestação Fortaleza II.
Entre as subestações Fortaleza e Cauípe, onde estão conectadas as UTE Termoceará e
UTE Fortaleza, existem três circuitos de 230 kV. Da SE Cauípe segue uma linha de
transmissão, também em 230 kV até a SE Sobral II, e desta interligando-se com a SE
Piripiri, a 166 km, localizada no Estado do Piauí.
O atendimento à subestação de Icó é feito pela derivação de uma das linhas em 230 kV,
existentes entre as subestações de Milagres e Banabuiú, aproximadamente a 123 km da
SE Milagres.
A interligação com o Estado do Rio Grande do Norte é feita pelas linhas de transmissão
Banabuiú – Russas – Mossoró e Banabuiú – Mossoró C1, ambas em 230 KV, enquanto a
linha de transmissão 230kV Milagres - Coremas C1 é responsável pela interligação do
Estado do Ceará com a Paraíba.
Além disso, o Estado conta ainda com as subestações de 500/230 kV de Fortaleza II
(1200 MVA), Sobral III (600MVA) e Milagres (600 MVA), além das linhas de transmissão
230kV Fortaleza I I- Cauípe C1 e C2, Fortaleza II - Pici C1 e C2 e Sobral III - Sobral II C1
e C2.
Da subestação de Fortaleza, parte uma linha de transmissão, também em 230 kV, até a
subestação de Piripiri, no Estado do Piauí, passando pela subestação de Sobral e com
um seccionamento ao longo de sua rota para atender à subestação de Cauípe,
responsável pelo suprimento de energia elétrica às cargas do complexo industrial e
portuário de Pecém.
A integração dessa malha de transmissão com os sistemas de subtransmissão e
distribuição da COELCE que atendem ao Estado do Ceará é feita através das
subestações 230/69 kV de Milagres, Icó, Banabuiú, Russas, Fortaleza , Delmiro Gouveia,
Cauípe, Pici e Sobral.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
34
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
Em 2006 deverá ser comissionada a LT 500 kV Teresina II - Sobral III - Fortaleza II C2,
com 544 km de extensão, necessária para aumentar o intercâmbio do Norte para o
Nordeste após a entrada em operação das usinas do Médio Tocantins. Ainda em 2006
deverá ser implantada a LT 230 kV Milagres - Tauá, com 220km de extensão, destinada a
alimentar a futura subestação de Tauá.
No horizonte analisado, está prevista ainda a ampliação da capacidade de transformação
da subestação 500/230 kV Fortaleza II (3º autotransformador de 600 MVA em 2006).
Nesta mesma data, deverá ser complementado o seccionamento da LT 230kV Milagres Banabuiú (04M3) na subestação de Icó.
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório, considerando os investimentos
previstos no horizonte decenal. Convém destacar a integração das fazendas eólicas do
PROINFA, previstas para se integrarem à Rede Básica neste horizonte.
•
Análise de Contingências
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório em termos de perfil de tensão e
carregamento das linhas e transformadores 500/230kV, considerando os investimentos
previstos no horizonte decenal.
Rede Básica de Fronteira
Em 2006 está prevista a implantação de um ponto de suprimento 230/69 kV com um
transformador de 100MVA na cidade de Tauá, situada na região centro-oeste do estado
do Ceará, atualmente alimentada de forma precária, a partir das subestações de Sobral e
Banabuiú.
Além disso, também em 2006 deverá ser ampliada a capacidade de transformação das
subestações 230/69 kV de Banabuiú (3º transformador de 50 MVA), Cauípe (2º
transformador de 100 MVA), Icó (2º transformador de 100 MVA), Pici (3º transformador de
100 MVA) e Russas (substituição de 2 transformadores de 16,7 MVA pelo 2°
transformador de 100 MVA).
Destaca-se, ainda, a necessidade de ampliação, no horizonte decenal, da capacidade de
transformação instalada nas subestações de Milagres 230/69 kV (3º transformador de 100
MVA em 2009) Pici 230/69 kV (4º transformador de 100 MVA em 2009), Tauá (2º
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
35
transformador de 100MVA em 2009), Sobral II 230/69 kV (4º transformador de 100 MVA
em 2011), Banabuiú 230/69 kV (substituição de dois transformadores de 33 MVA pelo 2°
e 3° transformadores de 50 MVA em 2012 e 2014, respectivamente), Russas (3º
transformador de 100 MVA em 2013), Icó 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA em
2014) e Cauípe 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA em 2015).
Ressalta-se que, de acordo com a atual previsão de crescimento da carga, ocorrerá em
2007 o esgotamento da capacidade instalada nas subestações da Região Metropolitana
de Fortaleza (Delmiro Gouveia e Fortaleza), devendo-se efetuar estudos para determinar
a viabilidade da substituição dos transformadores instalados nessas subestações, por
outros de maior capacidade, ou da implantação de um novo terminal 230/69 kV na região.
6.2.2 Rede de Distribuição
Área de atuação da COELCE
A COELCE é a distribuidora de energia elétrica que detém a concessão para o Estado do
Ceará, atuando em 184 municípios em uma área de 148.825 km² e uma população de
mais de sete milhões de habitantes. Com sede em Fortaleza e presença em todos os
municípios do Estado, a Companhia opera mais de 80 mil km em linhas de energia. É a
terceira maior distribuidora do Nordeste em volume de energia vendida (6.141 GWh em
2004), atendendo a mais de 2,3 milhões de clientes, sendo 1,9 milhão do mercado
composto por clientes residenciais, dos quais 1,2 milhão são considerados clientes de
baixa renda.
2
Empresa
Área de Concessão (km )
Municípios Atendidos
População (mil)
COELCE
148.825
184
7.430
Sistema Elétrico
O Estado do Ceará, é atendido 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 e C2 e Teresina II – Sobral III – Fortaleza II.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de distribuição
de energia no Estado do Ceará é realizada pela COELCE, a partir das subestações
230/69 kV, instalações da CHESF: Fortaleza, Delmiro Gouveia e Pici II (que atendem ao
Município de Fortaleza e sua Região metropolitana), Cauípe, Milagres, Icó II, Banabuiú,
Russas II e Sobral II.
A partir das subestações 230/69 kV, têm origem as linhas que abastecem as subestações
de distribuição da COELCE e consumidores classe A-3 (classe de tensão 72,5kV).
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
36
O subsistema elétrico suprido através de cada uma destas subestações define uma
Região Elétrica de Operação, também denominada de Sistema Regional de Operação,
com as seguintes subestações de distribuição:
•
Regional Banabuiú - Localizado na região central do Estado, atende às seguintes
subestações: Barra do Figueiredo, Boa Viagem, Juatama, Morada Nova,
Mombaça, Quixadá, Quixeramobim, Senador Pompeu e Tauá. Também é
atendido o consumidor A3: Castanhão;
•
Regional Cauípe – Localizado na região norte do Estado, atende às seguintes
subestações: Apuiarés, Canindé, Caucaia, Inhuporanga, Paraipaba, Pecém, São
Luis do Curú, Umarituba e Umirim. Também é atendido o consumidor A3: Porto do
Pecém;
•
Regional Delmiro Gouveia - Localizado em Fortaleza, atende às seguintes
subestações: Água Fria, Aldeota I, Aldeota II, Dias Macêdo, Maguary, Papicu e
Tauape. Também são atendidos os consumidores A3: Petrobrás, Moinho
Fortaleza e Moinho Dias Branco;
•
Regional Fortaleza - Localizado em Fortaleza, atende às seguintes subestações:
Acarape, Aquiraz, Baturité, Beberibe, Coluna, Cascavel, Distrito Industrial I, Distrito
Industrial II, Jabuti, Guaramiranga, Maranguape, Messejana, Mondubim, Pacajús e
Parangaba. Também são atendidos os consumidores A3: Bermas, Cagece,
Campo Belo, Cotece, Durametal, Elizabeth, Esmaltec, Fábrica Fortaleza, Fitesa,
Gerdau, Metalic, Pacajús Têxtil, Santana Têxtil, Têxtil Bezerra de Menezes I, Têxtil
Bezerra de Menezes II, Têxtil União e Vicunha I;
•
Regional Icó – Localizado na região central do Estado, atende às seguintes
subestações: Acopiara, Cedro, Curupati, Icó, Iguatú, Jaguaribe, Orós e Várzea
Alegre;
•
Regional Milagres - Localizado na região sul do Estado, atende às seguintes
subestações: Antonina do Norte, Araripe, Barbalha, Balanço, Brejo Santo, Campos
Sales, Crato, Juazeiro do Norte, Lavras da Mangabeira, Mauriti e Nova Olinda.
Também é atendido o consumidor A3 IBACIP;
•
Regional Pici - Localizado em Fortaleza, atende às seguintes subestações: Barra
do Ceará, Bom Sucesso, Jurema, Pici e Presidente Kennedy. Também são
atendidos os consumidores A3: Têxtil Baquit e Vicunha IV;
•
Regional Russas - Localizado na região nordeste do Estado, atende às seguintes
subestações: Aracati, Icapuí, Jaguaruana, Limoeiro do Norte, Russas I, Tabuleiro
de Russas (distribuição) e Tomé. Subestações Compartilhadas: Apodi e Itaiçaba.
Também são atendidos os consumidores A3: Fazenda Belém (Petrobrás) e
Tabuleiro de Russas (elevação);
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
37
•
Regional Sobral - Localizado na região sudoeste do Estado, atende às seguintes
subestações: Acaraú, Amontada, Araras, Baixo Acaraú (distribuição), Camocim,
Caracará, Cariré, Coreaú, Crateús, Granja, Ibiapina, Inhuçu, Itapajé, Itapipoca,
Marco, Massapê, Nova Russas, Sobral I, Tianguá e Viçosa do Ceará. Também
são atendidos os consumidores A3: Baixo Acaraú (elevação), Pedreira e
Grendene.
Está prevista, para 2006, a operação de um novo ponto de suprimento para atender a
região Centro-Oeste do Ceará, localizado na cidade de Tauá, constituído por uma
subestação 230/69 kV, 100 MVA, suprida por uma linha de 230 kV com origem na SE
Milagres.
Mercado Previsto
A previsão de cargas para o ciclo de estudos 2006/2015 encontra-se na Gráfico 6.2.1,
para as condições de cargas pesada, média e leve, apresentando um crescimento médio
de 5,1% ao ano, ao longo de todo período.
2500
Evolução da Carga - COELCE - ciclo 2006-2015
2000
1500
MW
1000
500
0
2006
2007
2008
2009
2020
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada (MW)
1270
1347
1425
1512
1596
1676
1761
1846
1933
2022
Média (MW)
1249
1324
1399
1477
1558
1636
1718
1800
1884
1970
Leve (MW)
727
770
812
863
909
954
1000
1048
1096
1145
Gráfico 6.2.1 - Evolução do Mercado da COELCE – ciclo 2006/2015
Análise de Desempenho
O sistema elétrico de distribuição em alta tensão da COELCE, considerando o
comissionamento das obras planejadas nas datas indicadas nesse Programa de Obras,
de um modo geral, apresenta desempenho satisfatório em condição normal de operação
em todo o período estudado.
Visando solucionar sérios problemas de atendimento às cargas da região Centro-Oeste
do Estado do Ceará, tanto de regulação de tensão como de confiabilidade, está prevista
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
38
para 2006 a entrada em operação de mais um ponto de suprimento 230-69 kV, na cidade
de Tauá (100MVA). Este novo ponto de suprimento será atendido através de uma linha
em 230kV, com cerca de 220km, com origem na Subestação de Milagres (CHESF).
A COELCE até o ano de 2015 construirá 20 novas subestações de 69/13,8 kV com cerca
de 248 MVA de potência instalada e 1.624 km de novas linhas na tensão de 69 kV
visando atender melhor a distribuição e dar maior confiabilidade ao sistema.
As obras indicadas para o decênio 2006-2015 foram planejadas considerando o
atendimento em condição normal de operação e durante situações de contingências, com
o objetivo de dotar o sistema de subtransmissão da COELCE de confiabilidade adequada
aos padrões de qualidade requeridos.
Recomendações
Recomenda-se a realização de um estudo para avaliar o atendimento à Região
Metropolitana de Fortaleza, devido o esgotamento das subestações da supridora que
atendem a essa área.
Programa de Obras
As obras mais importantes planejadas para o ciclo 2006/2015 são descritas nas Tabelas
6.2.1 e 6.2.2 abaixo:
Tabela 6.2.1 – Principais linhas de transmissão previstas – ciclo 2006/2015
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Senador Pompeu
Pedra Branca
69
2006
DRV Umarituba
S. L. Curú
69
2006
Tauá -
Antonina do Norte (1a. Etapa)
69
2006
BNB - SNP
Solonópoles
69
2007
Jaguaribe
Iracema
69
2007
Cariré
Ibiapina
69
2007
Tauá
Antonina do Norte (2a. Etapa)
69
2007
Milagres
Crato
69
2008
Russas
Boqueirão do Cesário
69
2008
Araras
Santa Quitéria
69
2008
Araras
Ipú
69
2008
Sobral
Caracará C2
69
2008
Tauá
Altamira C2
69
2008
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
39
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Juatama
Quixeramobim C2
69
2009
Aldeota
José de Alencar
69
2009
Pacajús
Ocara
69
2009
Icó (Chesf)
Icó (Coelce)
69
2009
Icó
Iguatú C2
69
2009
PSK
José de Alentar
69
2009
Juatama
Quixadá C2
69
2010
Canindé
Inhuporanga
69
2010
Água Fria
Porto das Dunas
69
2010
Delmiro Gouveia
Papicu
69
2010
Antonina do Norte
Campo Sales
69
2010
Tauá
Catarina
69
2010
Juazeiro do Norte
Barbalha C2
69
2011
Altamira
Crateús C2
69
2011
Aracati
Beberibe
69
2011
Pici
Presidente Kennedy C4
69
2012
Inhuçu
Ipú
69
2012
Macaoca
Boa Viagem
69
2012
Ocara
Boqueirão do Cesário
69
2012
Aquiraz
Porto das Dunas
69
2012
Boa Viagem
Pedra Branca
69
2013
Monsenhor Tabosa
Santa Quitéria
69
2013
Itapipoca
Amontada
69
2013
Jaguaribe
Solonópole
69
2013
Acopiara
Mombaça
69
2014
Jijoca de Jericoacoara Camocim
69
2014
Itapipoca
Trairi
69
2014
Juazeiro do Norte
Várzea Alegre
69
2014
Jaguaruana
Icapuí
69
2015
Itapajé
Apuiarés
69
2015
Jucás
69
2015
Antonina do Norte
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
40
Tabela 6.2.2 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
Varjota
69/13,8
2006
Solonópole
69/13,8
2007
Monsenhor Tabosa
69/13,8
2007
Bom Jardim
69/13,8
2007
Altamira
69/13,8
2007
Macaóca
69/13,8
2008
Trairi
69/13,8
2008
Caucaia
69/13,8
2008
Santa Quitéria
69/13,8
2008
Pedra Branca
69/13,8
2009
Jucás
69/13,8
2009
José de Alencar
69/13,8
2009
Parambú
69/13,8
2009
Porto das Dunas
69/13,8
2010
Ocara
69/13,8
2010
Iracema
69/13,8
2010
Ipú
69/13,8
2010
Boqueirão do Cesário
69/13,8
2011
Ararendá
69/13,8
2011
Jijoca de Jericoacoara
69/13,8
2011
Catarina
69/13,8
2015
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
41
6.3
ESTADO DO RIO GRANDE DO NORTE
6.3.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O suprimento ao Estado do Rio Grande do Norte é realizado atualmente através de seis
circuitos na tensão de 230 kV, sendo dois deles provenientes da subestação de Banabuiú
(LT Banabuiú – Russas - Mossoró e Banabuiú - Mossoró C1), localizada no Estado do
Ceará, e os demais, responsáveis pela principal interligação com o Estado da Paraíba (LT
Campina Grande II - Natal C1, C2, C3, C4), sendo três expressos (dois com 188 km e um
com 215 km de extensão) e um deles seccionado na SE Paraíso a 98 km da SE Natal II.
Além disso, cabe destacar a existência de uma interligação em 230 kV entre as
subestações de Mossoró, Açu e Paraíso, além de um sistema de 138 kV entre as
subestações de Açu e Campina Grande II (PB), passando pelas subestações de Currais
Novos, Santana do Matos e Santa Cruz.
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório, considerando os investimentos
previstos no horizonte decenal. Convém destacar a integração das fazendas eólicas do
PROINFA, previstas para se integrarem à Rede Básica neste horizonte.
Está previsto para 2006 o seccionamento de mais um circuito da LT 230kV Campina
Grande – Natal II na SE Paraíso, para permitir o escoamento integral da geração das
centrais eólicas do PROINFA neste Estado, além da geração plena da UTE Termoaçú.
•
Análise de Contingências
No horizonte considerado, destaca-se a necessidade do comissionamento das LTs 230
kV Paraíso - Açu C2, com 127km de extensão, prevista para o ano 2006, além de
Banabuiú - Mossoró C2, com 177km, que deverá entrar em operação em 2011,
destinadas a melhorar significativamente as condições de atendimento ao Rio Grande do
Norte, em condições de contingência, considerando o despacho das centrais eólicas do
PROINFA.
Em 2006 deverá ser implantada a nova subestação 230/69kV Natal Sul, alimentada pelo
seccionamento das linhas de transmissão 230kV Campina Grande II - Natal II C3 e C4.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
42
Nessa mesma data, deverá ser seccionada a LT 230kV Campina Grande II - Natal II C2
na subestação de Paraíso, visando atender situações de contingências na região.
Rede Básica de Fronteira
Em 2006 deverá ser implantada a subestação 230/69 kV Natal Sul, com três unidades
transformadoras de 100 MVA, em função do esgotamento da capacidade de
transformação instalada na SE Natal II.
Destaca-se, ainda, a necessidade de ampliação da capacidade de transformação
instalada nas subestações de Mossoró 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA em
2007), Natal Sul 230/69 kV (4º transformador de 100 MVA em 2011), Açu 230/138 kV
(Substituição do transformador de 55 MVA pelo 2º transformador de 100 MVA em 2011) e
Açu 230/69 kV (substituição de um transformador de 39 MVA pelo 2º transformador de 50
MVA em 2014).
Além disso, de acordo com a atual previsão de crescimento da carga, ocorrerá em 2014 o
esgotamento da capacidade instalada na Área Metropolitana de Natal (SEs Natal II e
Natal Sul), devendo-se efetuar estudos para determinar a viabilidade da substituição dos
transformadores instalados nessas subestações, por outros de maior capacidade, ou da
implantação de um novo terminal 230/69 kV na região.
6.3.2 Rede de Distribuição
Área de atuação da COSERN
O Estado do Rio Grande do Norte possui uma área de 53 mil km², com uma população de
2.700.000 habitantes distribuídos em 177 municípios. O fornecimento de energia elétrica à
população potiguar é feito pela COSERN – Companhia Energética do Rio Grande do
Norte.
Sistema Elétrico
Atualmente, o fornecimento de energia elétrica ao sistema elétrico do Rio Grande do
Norte é composto essencialmente por fontes hidráulicas oriundas de regiões distantes dos
centros consumidores potiguares, tais como Paulo Afonso e Xingó.
Em termos de geração de energia elétrica, o Rio Grande do Norte dispõe atualmente de
duas usinas à biomassa que utilizam como insumo o bagaço da cana, cujo montante de
geração não ultrapassa 6,0 MW. Entretanto, o panorama do Estado como importador de
energia será atenuado brevemente com a entrada em operação da Termoaçu e dos
parques eólicos incentivados pelo PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de energia.
Cabe à CHESF (Companhia Hidrelétrica do São Francisco) a transmissão da energia dos
locais de geração até os pontos de suprimentos situados no Rio Grande do Norte.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
43
Existe ainda um sistema em 138 kV derivado da subestação Campina Grande, passando
pelas subestações Santa Cruz II, Currais Novos II e Santana do Matos II, fechando anel
com o terciário do transformador 230/138/69 kV da subestação Açu II.
O sistema elétrico de subtransmissão da COSERN opera nas tensões de 69 e 138 kV e é
constituído (configuração dezembro/2005) por: 1.809,06 km de linhas operando na tensão
de 69 kV e 158,20 km em 138 kV; 49 subestações 69/13,8 kV, incluindo a subestação
móvel de 10 MVA; 3 subestações de seccionamento em 69 kV e 1 barramento de 13,8 kV
na subestação Santana do Matos, totalizando 53 subestações. Além dessas subestações
existem outras 11 que são de consumidores industriais 69 kV. A potência instalada nas
subestações da COSERN é de 720 (VN)/887,40 (VF) MVA (situação de dezembro/2005),
para uma demanda máxima ocorrida em 2004 de 530,9 MW.
Atualmente, este sistema é dividido em 7 regionais, definidos em função dos pontos de
suprimento da CHESF: Açu, Currais Novos, Icó, Mossoró, Natal, Santa Cruz e Santana do
Matos, onde cada regional é composto pelas seguintes subestações:
1
•
Regional Açu: Açu I, Alto do Rodrigues (seccionadora 69kV), Estreito, Macau,
Pendências, Potiporã (consumidor) e Ubarana (consumidor);
•
Regional Currais Novos: Acari, Caicó, Currais Novos Típica (CHESF), Jardim
de Piranhas e Parelhas;
•
Regional Icó: Marcelino Vieira, Pau dos Ferros, São Miguel do Oeste;
•
Regional Mossoró: Almino Afonso, Apodi, Baraúna, Canto do Amaro
(consumidor), Caraúbas, Dix-Sept Rosado, Grossos, Gangorra, Itapetinga
(consumidor), Maísa, Mossoró III, Mossoró I, Riacho da Forquilha (consumidor) e
Serra Vermelha;
•
Regional Natal: Boa Cica, Brejinho, Canguaretama, Ceará Mirim, Centro, Coats
(consumidor), Cotene (consumidor), Dom Marcolino, Extremoz, Goianinha, Igapó,
Jiqui, João Câmara, Lagoa Nova, Litoral Sul, Macaíba, Midway Mall (consumidor),
Moinho Potiguar (consumidor), Natal I, Neópolis, Nova Cruz, Parnamirim, Pipa,
Ribeira, São Bento do Norte, São José de Mipibu, Térmica Potiguar (barramento
69kV), Vicunha (consumidor), Zabelê;
•
Regional Santa Cruz: Santa Cruz Típica (CHESF), São Paulo do Potengi e
Tangará;
•
Regional Santana do Matos: Santana do Matos Típica (1CHESF), Jucurutu e São
Miguel.
Na SE Santana do Matos I as saídas de 13,8 KV são da COSERN.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
44
A partir de dezembro de 2006, está previsto um novo ponto de suprimento para o Estado
do Rio Grande do Norte intitulado Natal Sul. Esse regional assumirá as seguintes
subestações atendidas pelo regional Natal:
Regional Natal Sul: Brejinho, Canguaretama, Goianinha, Jiqui, Litoral Sul,
Macaíba, Nova Cruz, Parnamirim, Pipa, São José de Mipibu e Térmica Potiguar
(barramento 69kV).
Mercado Previsto
Na elaboração do Plano Decenal 2006-2015 foram utilizadas as projeções de mercado
apresentadas no Gráfico 6.3.1 onde, em média, o crescimento estimado é de 5% ao ano,
ao longo do período decenal.
Evolução da Carga - COSERN - ciclo 2006/2015
1200
1000
MW 800
600
400
200
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Pesada (MW) 629,8 663,1 698,9 733,4 771,2 810,1 851,0 894,0 939,4 987,0
Média (MW)
642,1 675,9 712,2 747,3 785,8 825,7 867,3 911,1 957,2 1005,7
Leve (MW)
440,7 463,3 488,4 512,2 538,2 565,0 593,2 622,7 653,8 686,6
Gráfico 6.3.1 - Evolução do Mercado da COSERN – ciclo 2006/2015
Análise de Desempenho
Cumprido o cronograma de obras para o decênio 2006-2015, o comportamento do
sistema de subtransmissão da COSERN, em condições normais de operação, ocorrerá de
maneira satisfatória.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
45
As obras propostas para o decênio 2006-2015 foram concebidas com o intento de dotar o
sistema de subtransmissão da COSERN de confiabilidade adequada também em
situações de contingência.
Recomendações
Recomenda-se o cumprimento integral do plano de obras elaborado para o período 20062015.
Programa de Obras
As obras mais importantes para o ciclo 2006/2015 são descritas nas Tabelas 6.3.1 e
6.3.2, abaixo:
Tabela 6.3.1 – Principais linhas de transmissão previstas – ciclo 2006/2015
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Parnamirim
São José do Mipibu
69
2006
Mossoró III
Dix-sept Rosado
69
2008
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Tabela 6.3.2 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
Lagoa Nova
69/13,8 kV
2006
Redinha
69/13,8 kV
2007
Belo Horizonte
69/13,8 kV
2009
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
46
6.4
ESTADO DA PARAÍBA
6.4.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O suprimento ao Estado da Paraíba é realizado através das subestações de Mussuré,
Campina Grande II, Coremas, Goianinha e Santa Cruz, sendo as duas últimas localizadas
nos Estados de Pernambuco e Rio Grande do Norte, respectivamente.
O sistema de transmissão é composto por circuitos na tensão de 230 kV. Seis destes
circuitos, destinam-se a atender a área do agreste paraibano, onde está localizada a
cidade de Campina Grande, sendo dois deles, provenientes de Tacaimbó (PE), dois de
Pau Ferro (PE), um de Angelim (PE) e um outro vindo de Goianinha (PE). Da subestação
de Campina Grande partem, atualmente, quatro circuitos em 230 kV para alimentar a
subestação de Natal, no Estado do Rio Grande do Norte.
A subestação de Mussuré, que atende à região litorânea, polarizada pela capital do
Estado, é suprida por meio de três linhas de transmissão, em 230 kV, provenientes da
subestação de Goianinha, no Estado de Pernambuco.
A área do alto sertão paraibano, onde se localiza a subestação de Coremas, é atendida
através de um único circuito em 230 kV, proveniente de Milagres, no Estado do Ceará.
A integração dessa malha de transmissão com o sistema de distribuição da SAELPA e da
CELB, que atendem ao Estado da Paraíba, é feita através das subestações 230/69 kV de
Mussuré, Coremas, Campina Grande II e Goianinha (PE), além das subestações
138/69kV Santa Cruz (RN) e 69/13,8 kV de Bela Vista e Campina Grande I. Ressalta-se
também a existência de duas linhas de transmissão de 138 kV ligando as subestações de
Campina Grande e Santa Cruz , no Estado do Rio Grande do Norte.
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório, considerando os empreendimentos
previstos no horizonte decenal. Em 2006 destaca-se a necessidade de comissionamento
da LT 230kV Milagres-Coremas C2 (110km), destinada a melhorar significativamente as
condições de atendimento ao sertão do estado da Paraíba.
•
Análise de Contingências
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
47
No ano 2011 deverá ser seccionada a LT 230kV Goianinha - Mussuré C1 para alimentar o
futuro terminal 230/69kV de Santa Rita. Ressalta-se que em 2015 deverá ser construída a
LT 230kV Limoeiro-Santa Rita, com 119km de extensão, para atender situações de
contingência no sistema.
Rede Básica de Fronteira
No horizonte considerado, destaca-se a necessidade de ampliação da capacidade de
transformação instalada nas subestações 230/69 kV de Coremas (3º transformador de
100 MVA em 2006) e Campina Grande II (4º transformador de 100 MVA em 2011).
Em 2011 deverá ocorrer o esgotamento da capacidade instalada na SE Mussuré,
devendo ser implantada uma nova subestação 230/69kV para atender à Região
Metropolitana de João Pessoa (SE Santa Rita – 2 x 100MVA). Esta subestação deverá ter
sua capacidade de transformação ampliada em 2015, com a implantação da terceira
unidade transformadora de 100MVA.
6.4.2 Rede de Distribuição
Áreas de atuação da SAELPA
O Estado da Paraíba possui uma área de 56,58 mil km², atendida pelas concessionárias
de distribuição SAELPA e CELB. A SAELPA é a principal empresa responsável pelo
fornecimento de energia elétrica ao mercado consumidor, com uma área de concessão
que abrange cerca de 95% do estado. Seu sistema de transmissão é constituído por 53
subestações abaixadoras de 69,0/13,8 kV, integralizando 722 MVA de potência instalada
e 1.748 km de linhas de transmissão em 69 kV.
O suprimento de energia elétrica ao estado da Paraíba é realizado através de cinco
pontos de suprimento da CHESF, nas subestações 230/69 kV Mussuré II, Campina
Grande II, Coremas, Goianinha e Santa Cruz II e através de uma subestação de 69 kV da
CELPE, além do suprimento em tensão de 13,8 kV realizado pelas empresas vizinhas
CELPE e COELCE.
Sistema Elétrico
A subestação de Mussuré II, que atende à área polarizada pela capital do Estado - João
Pessoa, através de quartoze subestações 69/13,8 kV, é suprida por meio de três linhas de
transmissão em 230 kV provenientes da subestação de Goianinha, no Estado de
Pernambuco.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
48
O sistema de transmissão derivado da subestação Campina Grande II é constituído por
quartoze subestações 69/13,8 kV que atendem à região do Cariri e parte do Brejo
Paraibano, a menos da cidade de Campina Grande, cujo sistema de distribuição está a
cargo da CELB.
A área do alto sertão paraibano, onde se localiza a subestação de Coremas, é atendida
através de um único circuito em 230 kV, proveniente de Milagres, no Estado do Ceará.
Esse sistema é constituído de 16 subestações 69/13,8 kV.
O sistema de transmissão derivado da subestação Goianinha é constituído por quatro
subestações da SAELPA que atendem às regiões polarizadas pelos municípios de
Oratório e Itabaiana.
O sistema de transmissão derivado da subestação Santa Cruz II é constituído por três
subestações.
Em um sexto ponto, o suprimento à SAELPA é feito pela CELPE, a partir da subestação
Sertânea 69/13,8 kV, na fronteira da Paraíba com o Estado de Pernambuco, alimentando
duas subestações da SAELPA.
Mercado Previsto
A previsão de cargas da SAELPA para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada
no Gráfico 6.4.1 onde, em média, o mercado apresenta um crescimento da ordem de 4%
nos patamares ao longo de todo o período.
Evolução de Carga - SAELPA - Ciclo 2006/2015
800
700
MW
600
500
400
300
200
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada
520,9
541,9
564,1
587,4
611,3
635,2
660,0
685,6
712,5
741,0
Média
449,5
467,8
487,0
507,0
527,6
548,3
569,6
591,8
615,1
639,7
Leve
331,7
345,1
359,4
374,1
389,4
404,7
420,4
436,6
453,8
472,0
Gráfico 6.4.1 - Evolução do Mercado da SAELPA – ciclo 2006/2015
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
49
Análise de Desempenho
Atualmente o sistema da SAELPA apresenta desempenho satisfatório e, considerando os
investimentos propostos no plano de obras, as condições de atendimento serão
adequadas durante todo o período.
Com a entrada em operação do novo ponto de suprimento 230/69 kV na área
metropolitana de João Pessoa, do segundo circuito em 230 kV Milagres - Coremas, do
sistema de 138 kV em Pilões e mais os reforços previstos para o período no sistema de
69 kV, será possível atender ao mercado na ocorrência de maioria das contingências em
linhas e subestações.
Recomendações
Para atender ao crescimento de mercado, no período, em níveis adequados de qualidade
e continuidade, será fundamental a entrada em operação dos reforços previstos no
sistema de 69 kV e 138 kV e das obras previstas para a ampliação da Rede Básica quais
sejam:
entrada em operação do segundo circuito Milagres-Coremas;
o novo ponto de suprimento 230/69 kV a ser instalado na região metropolitana de
João Pessoa, cujo estudo está em fase final de elaboração.
Programa de Obras
As obras do ciclo 2006/2015 estão descritas nas Tabelas 6.4.1 e 6.4.2:
Tabela 6.4.1 – Principais linhas de transmissão previstas – ciclo 2006/2015
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Santa Rita
Rio Tinto
69
2006
Brejo do Cruz
São Bento
69
2006
Coremas
Pombal
69
2006
Coremas
Malta
69
2007
Mussuré
Valentina
69
2008
Campina Grande II
Soledade
69
2009
Riachão
Itatuba
69
2009
Santa Rita C2
69
2009
Mussuré II
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
50
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Malta
Patos
69
2010
Bessa
Cabedelo
69
2010
STR2
Bayeux
69
2010
Jericó
Catolé C2
69
2010
Catolé do Rocha
Brejo do Cruz
69
2011
Ibiara
Bonito
69
2011
Soledade
Juazeirinho
69
2011
Juazeirinho
Taperoa
69
2012
Pombal
São Bento
69
2012
Goianinha
Oratório
69
2013
Pilões
DonaInês C2
69
2013
Sapé
Itabaiana
69
2013
STR2
Sapé
69
2014
C2: Coremas
Piancó
69
2014
C2: STR2
Bayeux
69
2015
Bessa
69
2015
C2: STR2
Tabela 6.4.2 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
São Bento
69/13,8 kV
2006
Caaporã
69/13,8 kV
2007
Bayeux
69/13,8 kV
2008
Itatuba
69/13,8 kV
2008
Valentina
69/13,8 kV
2008
Serra Branca
69/13,8 kV
2009
Soledade
69/13,8 kV
2009
Cristo
69/13,8 kV
2010
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
51
Subestação
Tensão
Data Prevista
Bonito
69/13,8 kV
2011
Taperoá
69/13,8 kV
2012
Área de atuação da CELB
A CELB está localizada na região do planalto da Borborema sendo responsável pelo
suprimento aos municípios de Campina Grande, Fagundes, Queimadas, Lagoa Seca,
Massaranduba e Boa Vista.
Sistema Elétrico
O suprimento de energia elétrica à CELB é realizado através de dois pontos de
suprimento da CHESF, nas subestações Bela Vista e Campina Grande II. Atende à área
polarizada pela cidade de Campina Grande, no total de seis municípios. Para atendimento
ao mercado consumidor, a CELB dispõe atualmente de um sistema de transmissão
constituído de uma subestação abaixadora de 69,0/13,8 kV, integralizando 12,5 MVA de
potência instalada e 3,4 km de Linhas de Transmissão em 69 kV.
Mercado Previsto
A previsão de cargas para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada no Gráfico
6.4.2 onde, em média, o mercado apresenta um crescimento da ordem de 3% nos
patamares ao longo de todo o período.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
52
Evolução de Carga - CELB - Ciclo 2006/2015
140
120
MW
100
80
60
40
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada
97,3
101,0
105,5
109,1
111,9
114,7
117,9
121,6
125,5
129,37
Média
87,4
90,4
94,2
97,1
99,5
102,0
104,7
107,8
111,1
114,54
Leve
51,9
53,5
55,3
56,7
57,9
59,1
60,3
61,7
63,3
64,883
Gráfico 6.4.2 - Evolução do Mercado da CELB – ciclo 2006/2015
Análise de Desempenho
Atualmente o sistema da CELB apresenta desempenho satisfatório e, considerando os
investimentos propostos no plano de obras, as condições de atendimento serão
adequadas durante todo o período.
Para o atendimento das principais contingências no sistema de 69 kV é imprescindível a
entrada em operação em 2006 da linha interligando as subestações de Campina Grande I
a Campina Grande II, prevista no PAR 2006-2008.
Recomendações
Para atender ao crescimento de mercado, no período, em níveis adequados de qualidade
e continuidade será fundamental a entrada em operação dos reforços previstos no
sistema de 69 kV e da LT 69 kV Campina Grande I – Campina Grande II, em 2006.
Programa de Obras
As obras do ciclo 2006/2015 estão descritas na Tabela 6.4.3, abaixo:
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
53
Tabela 6.4.3 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
Alto Branco
69/13,8 kV
2007
Queimadas
69/13,8 kV
2010
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
54
6.5
ESTADO DE PERNAMBUCO
6.5.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O Estado de Pernambuco é atendido por meio do sistema de transmissão composto por
três linhas em 500 kV e de quatro linhas em 230 kV que partem do Complexo de Paulo
Afonso - Luiz Gonzaga - Xingó e suprem a subestação de Angelim 500/230/69 kV,
contando, além disso, com um circuito de 500 kV existente entre as subestações de
Messias (AL) e Recife II.
Entre as subestações de Angelim e Recife II, existem dois circuitos de 500kV e três de
230kV, sendo um dos circuitos em 230kV seccionado ao longo de sua rota para atender à
subestação 230/69 kV de Ribeirão.
A partir da subestação de Recife II, o atendimento à área metropolitana da capital do
Estado é realizado através de circuitos em 230 kV que alimentam as subestações
Pirapama (dois circuitos com 29 km de extensão), Mirueira (três circuitos com 32 km de
extensão), Pau Ferro (dois circuitos) e Bongi (três circuitos com 14 km de extensão). Da
subestação de Recife II, partem também dois circuitos em 230 kV para Goianinha,
enquanto que da subestação de Mirueira partem dois circuitos em 230 kV: um para a
subestação de Pau Ferro e o outro para a subestação de Goianinha.
A interligação com o Estado da Paraíba é feita através dos circuitos 230 kV Angelim Campina Grande II C1, Tacaimbó - Campina Grande II C1 e C2, Pau Ferro - Campina
Grande II C1 e C2, Goianinha - Mussuré C1 C2 e C3 e Goianinha - Campina Grande II,
enquanto que a interligação com o Estado de Alagoas é efetuada a partir da SE Angelim,
por meio de três linhas de transmissão em 230 kV que se interligam com a subestação de
Messias.
O agreste do Estado é atendido através de três circuitos em 230 kV vindos de Angelim até
a subestação de Tacaimbó, enquanto que o suprimento à região do sertão pernambucano
é efetuado a partir das subestações de Juazeiro 230/69 kV (BA) e Bom Nome 230/138/69
kV.
A subestação de Bom Nome é alimentada através do seccionamento das três linhas de
transmissão em 230 kV que partem da usina de Paulo Afonso para alimentar a
subestação de Milagres, localizada no Ceará.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
55
Mercado Previsto
A previsão de cargas supridas pela CHESF, não só no Estado de Pernambuco, mas em
toda a região Nordeste, para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada no Gráfico
6.5.1, a seguir. O crescimento médio é de 4,1% ao ano, ao longo do decênio
3000
Evolução da carga CHESF - ciclo 2006/2015
2500
2000
1500
1000
500
MW
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada (M W)
1475
1764
1904
1738
1764
1878
1957
2063
2077
2077
M édia (M W)
2027
2331
2452
2288
2314
2429
2507
2614
2627
2627
Leve (M W)
2027
2331
2452
2288
2314
2429
2507
2614
2627
2627
Gráfico 6.5.1 - Evolução do Mercado da CHESF – ciclo 2006/2015
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório, considerando os empreendimentos
previstos no horizonte decenal.
Em 2006 deverá ser efetuado o seccionamento dos três circuitos existentes no eixo 230
kV Recife II - Bongi, visando possibilitar a alimentação da nova subestação a ser
implantada na Região Metropolitana do Recife (SE Joairam).
Com relação à expansão do sistema de 500 kV existente, ressalta-se que em 2011
deverá ser implantada a LT 500 kV Xingó - Angelim II C2, com 200km de extensão. Para
alimentar a futura subestação de Limoeiro é necessário seccionar, em 2011, a LT 230 kV
Pau Ferro-Campina Grande II C1. Com relação à alimentação da futura SE Urbana,
destaca-se que seu suprimento será viabilizado com a construção, em 2008, das LTs 230
kV Mirueira - Urbana C1 e C2 (6km), além de Pau Ferro - Der. Mirueira C2 e C3 (7km).
•
Análise de Contingências
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
56
É necessário recapacitar para 300 MVA, em 2006, as linhas de transmissão 230kV Recife
II – Joairam C1, C2 e C3, para viabilizar o atendimento em condições de contingência.
A partir de 2008 ocorre sobrecarga na LT 230kV Angelim II – Ribeirão durante
contingência na LT 230kV Angelim II – Recife II.
Fica também evidenciado o esgotamento da capacidade de transmissão nos circuitos de
230 kV de Paulo Afonso a Recife II, em 2008, na condição de carga máxima, quanto ao
atendimento ao critério de contingência simples, para contingência nos circuitos 500 kV
que partem do complexo de usinas da Chesf em Luiz Gonzaga, Paulo Afonso e Xingó até
o centro de carga em Recife. Com o surgimento de novas cargas potenciais, tais como a
refinaria a ser implantada no porto de Suape, o atendimento a essa região ficará
comprometido.
Um estudo para o atendimento à região metropolitana do Recife deverá ser realizado para
resolver, estruturalmente, estes problemas de esgotamento.
Rede Básica de Fronteira
Em 2006, para evitar o esgotamento da capacidade de transformação instalada na SE
Bongi, em condições normais de operação, deverá ser implantada a SE Joairam
230/69 kV, com duas unidades transformadoras de 150MVA.
Ainda em 2006, é necessária a ampliação da capacidade de transformação das seguintes
SEs: Angelim 230/69 kV (3° transformador de 100 MVA), Bongi 230/13,8 kV (3º
transformador de 50 MVA), Goianinha (3° transformador de 100 MVA), Tacaimbó (3°
transformador de 100 MVA), Pirapama (4° transformador de 100 MVA) e Pau Ferro
230/69 kV (3º transformador de 100 MVA).
No horizonte considerado serão implantadas as novas subestações 230/69 kV de
Limoeiro (2 x 100MVA) e Urbana (2 x 150MVA), previstas para 2011 e 2008,
respectivamente. A SE Limoeiro visa evitar o esgotamento do sistema de subtransmissão
da CELPE, no eixo Pau Ferro - Carpina e a implantação da quarta unidade
transformadora de 100 MVA na SE Pau Ferro, enquanto a SE Urbana evitará o
esgotamento da transformação instalada na SE Mirueira.
Destaca-se, ainda, a necessidade, no horizonte decenal, de ampliação da capacidade de
transformação instalada nas subestações de Bom Nome 230/138 kV (3º transformador de
100 MVA em 2009), Joairam 230/69kV (3º transformador de 150MVA em 2011), Urbana
230/69kV (3º transformador de 150MVA em 2013), Angelim 230/69 kV (3º transformador
de 100 MVA em 2014) e Ribeirão 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA em 2007).
Além disso, ressalta-se que, de acordo com a atual previsão de crescimento da carga
ocorrerá em 2008 e 2010, respectivamente, o esgotamento da capacidade instalada nas
SEs Pirapama e Bongi, devendo-se efetuar estudos para determinar a viabilidade da
substituição dos transformadores instalados nessas subestações por outros de maior
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
57
capacidade, ou da implantação de novos terminais 230/69 kV na Área Metropolitana do
Recife.
6.5.2 Rede de Distribuição
Área de atuação da CELPE
A área de concessão da CELPE compreende todo o território do Estado de Pernambuco,
o município de Pedra de Fogo (PB) e o Território de Fernando de Noronha. A CELPE
atende a 186 municípios, numa superfície de 102.745 km2.
Sistema Elétrico
A SE Angelim caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica às cargas localizadas
nos Estados de Pernambuco (CELPE), Alagoas (CEAL) e Paraíba (SAELPA). O Regional
Angelim é composto de dois eixos que derivam da SE Angelim 230/69kV - 200MVA da
CHESF, onde se destacam as subestações de Garanhuns, Pesqueira e Arcoverde, que
estão diretamente ligadas às atividades de desenvolvimento da região.
A SE Bom Nome caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica de toda a região do
sertão pernambucano. O Regional Bom Nome é composto de dois eixos com dois pontos
de conexão em 138 e 69kV, respectivamente, que derivam das SEs Bom Nome
230/138kV - 200MVA e 230/69kV - 66MVA, ambas da CHESF, onde se destacam as
subestações de Araripina e Trindade, que estão diretamente ligadas às atividades do pólo
gesseiro, e por investimentos como o da Adutora do Oeste, que levará água para cidades
do Sertão do Araripe.
A SE Tacaimbó caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica às cargas localizadas
no Agreste do Estado de Pernambuco. O Regional Tacaimbó é composto de três eixos
que derivam da SE Tacaimbó 230/69kV - 200MVA da CHESF, onde se destacam as
subestações de Caruaru, Campus, Santa Cruz do Capibaribe e Belo Jardim, que estão
diretamente ligadas às atividades de desenvolvimento da região.
A SE Goianinha é responsável pelo suprimento de energia elétrica a cargas localizadas
na Zona da Mata Norte do Estado de Pernambuco. O Regional Goianinha é composto de
dois eixos que derivam da SE Goianinha 230/69kV - 200MVA da CHESF, onde se
destacam as subestações de Goiana e Timbaúba, além dos consumidores industriais em
69kV, ALCANOR, ONDUNORTE, PONSA, ITAPESSOCA e AGRO INDUSTRIAL
IGARASSU.
A SE Ribeirão caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica às cargas localizadas na
Zona da Mata Sul do Estado de Pernambuco. O Regional Ribeirão é composto de dois
eixos que derivam da SE Ribeirão 230/69kV - 200MVA da CHESF, onde se destacam as
subestações de Rio Formoso, Catende e Palmares em região abrangendo diversas
usinas de açúcar, como também pontos turísticos como a praia de Tamandaré e o
município de Gravatá.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
58
A SE Pirapama caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica de grande parte do
Litoral Sul do Estado de Pernambuco. O Regional Pirapama é composto de dois eixos
que derivam da SE Pirapama 230/69kV - 300MVA da CHESF, abrangendo principalmente
a região portuária de Suape, um dos mais importantes complexos industriais e portuários
da América, tendo ainda a previsão da construção de um estaleiro em Suape,
empreendimento que prevê investimentos de US$ 170 milhões (cerca de R$ 600 milhões)
e a geração de cerca de 5 mil empregos diretos e uma Refinaria. Esta região também se
destaca por investimentos importantes como a Termopernambuco e a Termocabo. Vale
salientar também a expansão do setor turístico na região, na qual se destaca o projeto
Costa Dourada, as Praias de Muro Alto e de Porto de Galinhas.
A SE Bongi caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica de grande parte da Região
Metropolitana do Recife. O Regional Bongi é composto de dois eixos que derivam da SE
Bongi 230/69kV - 400MVA da CHESF, seu perfil de carga é composto em sua maioria
pelo setor de comércio e serviços.
A SE Mirueira caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica de áreas como a Região
Norte e Central da Cidade do Recife e o parque Industrial do Município de Paulista. O
Regional Mirueira é constituído por 3 (três) eixos que derivam da SE Mirueira 230/69kV 400MVA da CHESF.
A SE Juazeiro caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica à parte da Região do
Vale do São Francisco no Estado de Pernambuco. O Regional Juazeiro é composto de
um eixo que deriva da SE Juazeiro 230/69kV - 200MVA da CHESF, onde se destacam as
subestações de Petrolina 1, Petrolina 2, Massangano 1, 2 e 3, que atendem ao parque
industrial e fruticultura irrigada da região.
A SE Itaparica caracteriza-se pelo suprimento de energia elétrica à parte da Região do
Vale do São Francisco no Estado de Pernambuco. O Regional Itaparica é composto de
um eixo que deriva da SE Itaparica 69/13,8kV - 34MVA da CHESF, com as subestações
de Nova Petrolândia e Campinho, que atendem a fruticultura irrigada da região.
Mercado Previsto
A previsão de cargas para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada no Gráfico
6.5.2, a seguir. O crescimento previsto é, em média, de 3,9% ao ano, no período
considerado.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
59
Evolução da Carga CELPE - Ciclo 2006/2015
3000
2500
MW
2000
1500
1000
500
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada 1747,1 1831,2 1922,4 2018,4 2115,4 2216,4 2321,8 2432,5 2548,3 2669,6
Média
1551,0 1625,7 1711,9 1793,6 1879,0 1969,1 2062,9 2158,5 2261,2 2368,8
Leve
891,7
930,4 1005,6 1053,6 1101,7 1151,1 1205,0 1265,2 1325,4 1388,5
Gráfico 6.5.2 - Evolução do Mercado da CELPE – ciclo 2006/2015
Análise de Desempenho
O desempenho do Regional Angelim nos próximos dez anos será satisfatório, desde que
sejam executados os empreendimentos previstos no programa de obras, com destaque
para a construção da LT Angelim – Der. Brejão, instalação do regulador 69kV na SEC.
Pesqueira e da LT Angelim – SEC. Garanhuns C3.
Visando melhorar o atendimento às cargas do Regional e manter as condições mínimas
de fornecimento e tensão na região, ressalta-se a construção das SEs Caetés, aliviando o
carregamento da SE Garanhuns e Venturosa, aliviando o carregamento da SE Buique.
As construções, pela CELPE, das subestações Ouricuri e Afogados da Ingazeira
138/69kV garantirão a operação adequada dos eixos de Ouricuri e Serra Talhada.
Ainda no sistema de 138kV vale ressaltar a construção da Linha de Transmissão Bom
Nome – SEC. Salgueiro de 56,0km, que irá evitar as grandes variações de tensão
decorrentes do esgotamento do eixo Bom Nome - Salgueiro - Cabrobó.
A entrada em operação da SE Várzea 230/69kV - 300MVA é de fundamental importância
para o atendimento adequado às cargas derivadas da SEC. Várzea e grande parte da
Área Sul e Oeste da Região Metropolitana do Recife.
A partir da entrada em operação deste novo terminal de 230/69kV, o Sistema Regional
Bongi com todas as obras previstas neste Plano Decenal, operará satisfatoriamente.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
60
A carga atendida pela transformação de 230/13,8kV (2 x 40MVA), localizada também no
Bongi, começará a ser transferida para a transformação 230/69kV com a construção da
subestação de Afogados, necessária para possibilitar o atendimento às cargas na
contingência da perda de um dos transformadores.
Visando melhorar o atendimento às cargas do Regional Bongi, ressalta-se a construção
da SE Afogados, em 2007, aliviando o carregamento das SEs Bongi e Várzea, e
Domingos Ferreira em 2013, aliviando o carregamento das SEs Boa Viagem I e II.
Ressalta-se ainda a construção da SE Tejipió, em 2009, conectada ao Regional Várzea
230/69kV, aliviando as cargas das SEs Várzea e Afogados.
Para o bom desempenho do Regional Goianinha nos próximos dez anos é fundamental
que a CELPE mantenha a previsão de entrada das linhas que permitirão a conexão do
Regional Goianinha a SE Pau Ferro 230/69kV - 200 MVA. Neste horizonte o Eixo
Goianinha - SEC. Monjope apresentará consumidores industriais com tensões abaixo da
mínima admissível pelos critérios.
Visando melhorar o atendimento às cargas do Regional Goianinha e manter as condições
mínimas de fornecimento e tensão na região, ressalta-se a construção da SE
Macaparana, aliviando o carregamento da SE Timbaúba e SE Pontas de Pedra, aliviando
o carregamento da SE Tejucupapo.
O desempenho do Regional Itaparica nos próximos dez anos será satisfatório, sendo
prevista a construção da SEs Inajá, visando aliviar o carregamento da SE Ibimirim e SE
Itaíba, visando aliviar o carregamento da SE Águas Belas, além de manter as condições
mínimas de fornecimento e tensão na região.
O desempenho do Regional Juazeiro II é satisfatório ao longo do período de dez anos
estudados.
Como obra de destaque podemos citar a construção da LT Juazeiro II – Der. Petrolina 1 –
Petrolina 1, que evitará corte de carga no sistema na perda de um dos dois circuitos
Juazeiro II – SEC. Petrolina.
Ressalta-se a construção das subestações de Dom Malan, visando aliviar o carregamento
das SEs Petrolina 1 e Petrolina 2 e Afrânio, que aliviará o carregamento das SEs Rajada
e Trindade, obras necessárias para manter as condições mínimas de fornecimento e
tensão na região.
Como situações críticas pode-se ressaltar: a sobrecarga do eixo Mirueira - Pau Ferro, que
será resolvida com a conexão ao Regional Pau Ferro 230/69kV da CHESF; a sobrecarga
nos transformadores da SE Bongi, que será solucionada com a entrada da SE Várzea
230/69kV 300MVA.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
61
Destaca-se, também, a entrada em operação da SE Urbana 230/69kV - 200 MVA
(CELPE), que dará maior confiabilidade às cargas da Área Central do Recife, até então
atendidas pelo Regional Mirueira (CHESF).
Visando melhorar o atendimento às cargas do Regional Mirueira e manter as condições
mínimas de fornecimento e tensão na região, ressalta-se a construção das SEs Casa
Forte, aliviando as cargas das SEs Bongi I e II, Caxangá, Macaxeira e Tamarineira, SE
Maria Farinha, aliviando as cargas da Se Pau Amarelo, SE Águas Compridas, aliviando
as cargas das SEs Macaxeira e Beberibe.
Ressalta-se ainda a construção da SE Passira, conectada ao Regional Limoeiro
230/69kV, aliviando as cargas das SEs Limoeiro e Bom Jardim e SE Varadouro,
conectada ao Regional Urbana 230/69kV, aliviando as cargas das SEs Olinda, Santo
Amaro II e São Benedito II.
O Sistema Regional Pirapama com as obras previstas no plano decenal operará
satisfatoriamente durante todo horizonte.
Entre as obras previstas para este Regional destacam-se as construções da LT Pirapama
- Suape C205 e a Seccionadora Suape. Estas obras ampliarão a oferta de energia
elétrica ao Complexo Portuário de Suape.
Visando melhorar o atendimento às cargas do Regional Pirapama e manter as condições
mínimas de fornecimento e tensão na região, ressalta-se a construção das SE Setúbal,
aliviando as cargas das SEs Boa Viagem II, Piedade e Prazeres, e SE Comportas,
aliviando as cargas das SEs Prazeres e Jaboatão.
O desempenho do Sistema Regional Ribeirão nos próximos dez anos será satisfatório
excetuando-se o atendimento as subestações do DNOCS (Jucazinho, Cajueiro e Riacho
do Boi) que não atendem aos critérios de tensão. A solução para o problema é a
instalação de bancos de capacitores nessas subestações.
Visando melhorar o atendimento às cargas deste Regional e manter as condições
mínimas de fornecimento e tensão na região, ressalta-se a construção da SE São José da
Coroa Grande, aliviando as cargas da SE Barreiros.
Com a entrada em operação das obras previstas no plano decenal, o Sistema Regional
Tacaimbó, operará satisfatoriamente durante todo horizonte.
Dentre as obras previstas para este Regional destaca-se a construção SE São Caetano e
a construção do terceiro circuito de suprimento a SEC. Caruaru.
Visando melhorar o atendimento às cargas do Regional e manter as condições mínimas
de fornecimento e tensão na região, ressalta-se: a construção da SE Salgado, aliviando
as cargas da SE Caruaru; SE Cupira, aliviando as cargas das SE Agrestina; SEs Bitury e
Vertentes, aliviando as cargas das SEs Belo Jardim e Surubim, respectivamente, além
das SEs Caruaru 2 e Sanharó, aliviando as cargas das SEs Caruaru e Pesqueira,
respectivamente.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
62
O sistema de transmissão da CELPE terá desempenho satisfatório no horizonte 2006 a
2015, com a implantação das obras previstas no Programa de Obras.
Recomendações
Recomendam-se estudos para o suprimento das novas cargas que deverão instalar-se no
Porto de Suape.
Programa de Obras
Tabela 6.6.1 – Principais linhas de transmissão previstas – ciclo 2006/2015
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Angelim
Brejão FIC.
69
2006
Pau Ferro
Monjope
69
2006
Rajada
Arizona
69
2007
Arizona
Afrânio
69
2007
Juazeiro II
Petrolina
69
2007
Camocim
Bezerros C2
69
2007
Belo Jardim
Pesqueira
69
2007
Tacaimbó
Caruaru
69
2007
SEC Petrolina
Dom Malan
69
2007
Heliópolis
Caétes
69
2008
Angelim
DER. Brejão
69
2008
Angelim
Brejão FIC. C2
69
2008
Bom Nome
SEC Salgueiro
138
2008
Flores
Afogados da Ingazeira
138
2008
Ribeirão
Bonito C2
69
2008
Ribeirão
Rio Formoso
69
2008
Tacaimbó
Belo Jardim C2
69
2008
Agrestina
Cupira
69
2008
Toritama FIC.
Toritama
69
2008
Pirapama
SEC. Suape C2
69
2008
SEC. Várzea
Prazeres
69
2008
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
63
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Goianinha
Vicência
69
2009
Inaja
Itaíba
69
2009
Limoeiro
Passira
69
2009
Beberibe
Casa Forte
69
2009
SEC Garanhuns
SEC Pesqueira
69
2010
Salgueiro
Cedro
69
2010
Tejucupapo
Ponta de Pedra
69
2010
SEC. Várzea
Prazeres C2
69
2010
SEC Pesqueira
Arcoverde
69
2011
SEC Petrolina
DER Massagano 2 AUX.
69
2011
Tacaimbó
São Caetano
69
2011
Toritama
Vertentes
69
2011
SEC Jussaral
Vitória C3
69
2011
SEC. Várzea
Boa Viagem
69
2012
Belo Jardim
Sanharó
69
2013
Cabrobó
Brígida
69
2014
Pontezinha
Prazeres
69
2015
Tabela 6.6.2 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
Flores
138/69
2006
São Caetano
69/13,8
2006
Dom Malan
69/13,8
2007
Afogados
69/13,8
2007
Ouricuri
138/69
2007
SEC Suape
69
2007
Macaparana
69/13,8
2007
São José da Coroa Grande
69/13,8
2007
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
64
Subestação
Tensão
Data Prevista
Riacho das Almas
69/13,8
2007
Salgado
69/13,8
2007
Inaja
69/13,8
2008
Afogados da Ingazeira
138/69
2008
Setubal
69/13,8
2008
Afrânio
69/13,8
2008
Cupira
69/13,8
2008
Passira
69/13,8
2008
Casa Forte
69/13,8
2009
Caetés
69/13,8
2009
Cedro
69/13,8
2009
Itaiba
69/13,8
2009
Tejipió
69/13,8
2009
Venturosa
69/13,8
2010
Maria Farinha
69/13,8
2010
Bitury
69/13,8
2010
Vertentes
69/13,8
2010
Pontas de Pedra
69/13,8
2010
Comportas
69/13,8
2011
Águas Compridas
69/13,8
2012
Sanharó
69/13,8
2012
Domingos Ferreira
69/13,8
2014
Varadouro
69/13,8
2014
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
65
6.6
ESTADO DE ALAGOAS
6.6.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O Estado de Alagoas é suprido a partir das usinas do Complexo de Paulo Afonso, que
alimentam as subestações de Abaixadora 230/69kV (BA) e Zebu 138/69kV, como
também, a partir da UHE Xingó, através de uma linha de transmissão em 500 kV que
interliga esta usina à subestação de Messias 500/230kV (1200MVA), de onde parte o
suprimento em 230 kV às subestações de Maceió (2 circuitos) e Rio Largo (3 circuitos).
O suprimento à região sul de Alagoas é efetuado através da LT 230 kV Rio Largo-Penedo
e da SE Penedo 230/69 kV, enquanto que a interligação com o Estado de Pernambuco é
efetuada através de três circuitos em 230 kV, entre as subestações de Messias e
Angelim.
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório, considerando os investimentos
previstos no horizonte decenal. Neste horizonte, faz-se necessário seccionar, em 2007, a
LT 230kV Paulo Afonso III - Apolônio Sales C1 para alimentar o novo terminal 230/69kV
de Zebu.
•
Análise de Contingências
Destaca-se a sobrecarga na LT 230kV Angelim – Messias, quando da contingência da LT
500kV Xingo – Messias. A solução para esta sobrecarga será definida quando da
realização de um estudo para a expansão do sistema de transmissão na área leste.
Rede Básica de Fronteira
Em 2007, em função do esgotamento da capacidade instalada no ramal Abaixadora –
Moxotó - Zebu, deverá ser implantada a subestação 230/69kV Zebu, com duas unidades
transformadoras de 100MVA.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
66
No horizonte decenal, destaca-se a necessidade da ampliação da capacidade de
transformação instalada nas subestações de Maceió 230/69 kV (4º transformador de 100
MVA, em 2006), Penedo 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA em 2009), Rio Largo
230/69kV (3º transformador de 100 MVA em 2008) e Zebu 230/69kV (3º transformador de
100 MVA em 2010).
6.6.2 Rede de Distribuição
Área de atuação da CEAL
A área de concessão da CEAL compreende 102 municípios alagoanos, abrangendo uma
área de 27.933 km2 , atendendo, atualmente, a 657.908 consumidores (dezembro/2004).
Sistema Elétrico
•
Regional Abaixadora/Zebu
Atende às cargas das subestações 69/13,8 kV: Delmiro Gouveia, Olho D’água das Flores,
Santana do Ipanema, Jacaré dos Homens e Pão de Açúcar.
A região é suprida a partir da SE Abaixadora 230/69 kV e da SE Zebu 138/69 kV, os dois
pontos de suprimentos são interligados pelo 69 kV. Da SE Abaixadora deriva um circuito
até a SE Delmiro Gouveia, da SE Zebu deriva outro circuito até a SE Delmiro Gouveia,
onde fecha um anel. Da SE Delmiro Gouveia deriva um circuito até a SE Olho D’Água das
Flores. Da SE Olho D’Água das Flores derivam três circuitos 69 kV: um circuito até a SE
Santana do Ipanema, um circuito até a SE Jacaré dos Homens e outro circuito até a SE
Pão de Açúcar. Da SE Santana do Ipanema deriva um circuito de propriedade da CELPE
que atualmente está em vazio.
•
Regional Angelim
Atende à Região Centro Norte de Alagoas (Agreste e Mata) e compreende dois ramais:
um que supre a SE União dos Palmares, com um circuito entre Angelim e União dos
Palmares, e outro que supre as SEs de Correntes (CELPE), Viçosa, Palmeira dos Índios e
Maribondo. As linhas de transmissão deste último ramal, em 69 kV, são as seguintes : LT
Angelim - Viçosa , LT Viçosa - Maribondo; existem ainda dois circuitos abertos entre
Viçosa e Palmeira dos Índios e dois circuitos entre Palmeira dos Índios e Arapiraca 1.
A SE Correntes (CELPE) deriva de um dos circuitos entre Angelim e Viçosa, a 30 km de
Angelim. De Viçosa deriva um circuito 25 km 4/0 AWG CAA que interliga a SE Maribondo
(5/6,25 MVA).
•
Regional Rio Largo
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
67
Atende às regiões Sudeste e Nordeste (Litoral/Mata e Mata), através de três eixos:
Eixo Sul
Atende às SEs Rio Largo, Pilar, Marechal Deodoro, São Miguel dos Campos, Periperi,
Coruripe e os consumidores em 69 kV Petrobrás, Atol, Usina Caeté, Usina Sinimbu e
Usina Porto Rico.
Este eixo é suprido através dos seguintes circuitos: um circuito duplo e dois circuitos
simples entre Rio Largo-CEAL e seccionadora São Miguel dos Campos; de um dos
circuitos simples, a 18,5 km Rio Largo-CEAL, deriva para subestação do Pilar e o
consumidor em 69 kV PETROBRÁS-Pilar. Um circuito para a SE Marechal Deodoro,
derivado da LT 69 kV Pilar - São Miguel dos Campos.
Eixo Norte
Atende às seguintes SEs: Matriz de Camaragibe, São Luiz do Quitunde, Porto Calvo e
Maragogi. É suprido através de: um circuito simples entre Rio Largo e São Luiz do
Quitunde, um circuito entre São Luiz do Quitunde e Matriz de Camaragibe, um circuito
entre Matriz de Camaragibe e Porto Calvo, e um circuito entre Porto Calvo e Maragogi.
Eixo Oeste
Atende à SE Capela. Este eixo é suprido por um circuito duplo entre Rio Largo-CEAL e
SE Capela e outro circuito duplo interligando a SE Capela com a SE Viçosa, com 19,0 km
(ficando normalmente aberto em Capela).
•
Regional Penedo
Este ponto de suprimento é formado pelas SEs Arapiraca 2 (cargas transferidas do
Regional Angelim), Periperi e Coruripe (cargas transferidas do Regional Rio Largo), São
Brás (cargas transferidas do Regional Itabaiana) e consumidores de 69kV, Usina Marituba
e Boacica (cargas transferidas do Regional Rio Largo).
Da SE Penedo 230/69 kV-CHESF derivam os circuitos Penedo - Arapiraca 2, circuito
duplo com 53 km, Penedo - Periperi, Penedo - Boacica, Penedo - Marituba, e Penedo Destilaria Marituba.
•
Regional Maceió
Este regional é formado pelas SEs da Área Metropolitana de Maceió: Tabuleiro do
Martins, Pinheiro, Benedito Bentes, Cruz das Almas, Pajuçara, PCA, Trapiche da Barra, e
o consumidor de 69 kV CPC.
•
Regional Ribeirão
Este Regional pertence ao sistema CELPE. Supre cargas da CEAL, através da SE
Palmares a qual se interliga com a SE Campestre 69/13,8 kV através de um circuito em
69 kV.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
68
Mercado Previsto
A evolução do mercado da CEAL para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada
no gráfico a seguir onde, em média, o mercado apresenta um crescimento da ordem de
2,9% ao ano nos patamares ao longo de todo o período decenal.
700,0
Evolução da carga CEAL - ciclo 2006-2015
600,0
500,0
400,0
MW
300,0
200,0
100,0
0,0
2006
2007
2008
2009
2020
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada (MW)
465,1
485,0
499,3
515,1
530,9
546,7
561,7
575,3
588,7
601,5
Média (MW)
417,6
435,0
447,8
462,3
476,6
490,8
504,2
516,4
528,6
540,1
Leve (MW)
288,9
301,0
310,3
319,9
329,7
339,6
348,8
357,4
365,8
373,7
Gráfico 6.6.1 - Evolução do Mercado da CEAL – ciclo 2006/2015
Análise de Desempenho
•
Regional Abaixadora/Zebu
Atualmente as condições operativas são precárias no que se refere ao perfil de tensão,
sendo necessário fazer restrições de cargas. As cargas da Adutora de Pão de Açúcar
operam fora da ponta, trazendo transtornos ao abastecimento de água a vários
municípios da região do Sertão. O perfil de tensão está abaixo dos limites mínimos, na
condição de carga máxima.
Até dezembro de 2006 serão executadas as reformas dos circuitos SE Olho D’Água das
Flores - SE Santana do Ipanema e SE Olho D’Água das Flores - SE Jacaré dos Homens,
que apresentam atualmente condição precária. Também neste horizonte será ampliada a
SE Delmiro Gouveia de 10/12,5 MVA para 18,75 MVA.
Até dezembro de 2006 deverá iniciar-se a execução do circuito 69 kV Delmiro Gouveia Inhapi.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
69
Até dezembro de 2009 será implantado o circuito entre Inhapi e Santana do Ipanema, e a
duplicação do circuito entre Santana do Ipanema e Olho D´Água das Flores.
Até dezembro de 2007, deverá ser implantada a SE Zebu 230/69 kV 2 x 100 MVA, pela
CHESF.
De 2006 a 2015 vários projetos de irrigação estão previstos pelo Governo do Estado para
serem implantados na região do Sertão de Alagoas. A Adutora de Uso Múltiplo do Sertão
de Alagoas, com captação no Rio São Francisco em Olho D’água do Casado, atendendo
quatro assentamentos, com área de 1.000 ha, e O Canal do Sertão cujo percurso vai
desde o Rio Moxotó em Delmiro Gouveia, até Arapiraca, atendendo vários projetos
agrícolas, fazem parte destes projetos. Para tanto, serão necessárias outras obras
complementares, ora não listadas no Programa de Obras do Planejamento Indicativo,
devido às incertezas dos projetos do Governo do Estado. Com isto deverá ser reavaliado
todo o planejamento da expansão do sistema elétrico do Sertão de Alagoas, visando o
atendimento de novas cargas que surgirão após implantação desses projetos.
•
Regional Angelim
De 2006 a 2015, serão necessárias as obras que estão listadas no Programa de Obras,
como por exemplo, a ampliação da SE União dos Palmares de 10 MVA para 18,75 MVA.
•
Regional Rio Largo
Atualmente o suprimento desta região é satisfatório.
Até 2010 faz-se necessária a implantação da SEC 69 kV Pilar.
Faz-se necessária a ampliação de 2 x 100 MVA para 3 x 100 MVA na subestação 230/69
kV de Rio Largo em 2011. Na perda de um dos transformadores a carga não é atendida
integralmente.
De 2006 a 2015, serão necessárias outras obras, as quais estão listadas no Programa de
Obras.
Eixo Norte
Atualmente a operação neste eixo em condição normal é satisfatória. O perfil de tensão
apresenta-se nos limites operacionais permitidos. Com o crescente apelo turístico
proporcionado pela região das praias da região, existe uma forte tendência para algum
reforço, pois os alimentadores 13,8 kV de distribuição já não atendem ao item qualidade
de energia, para os quais já foram iniciadas melhorias. Foi implantada a subestação
Maragogi equipada com 1 transformador de 5 MVA.
Em 2008 será necessária a implantação da SE Costa Dourada com 2x5/6,25 MVA e do
circuito 69 kV São Luiz do Quitunde-Costa Dourada.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
70
Em 2008 será necessária a duplicação do circuito Rio Largo-CHESF - São Luiz do
Quitunde e também novo arranjo no barramento 69 kV da SE São Luiz do Quitunde.
De 2008 a 2015 são necessárias outras obras, as quais estão listadas no Programa de
Obras.
Eixo Oeste
Atualmente a operação deste eixo é satisfatória.
De 2006 a 2015, a fim de atender ao mercado de energia elétrica previsto, serão
necessárias obras complementares conforme o planejamento indicativo.
•
Regional Penedo
Até dezembro de 2007 será necessária a duplicação do circuito Penedo - Periperi.
Em 2006 a SE São Brás será transferida definitivamente para o sistema CEAL, com a
implantação do circuito Penedo – Arapiraca - São Brás.
Em 2007 será necessária a construção do trecho de 32 km em entre Penedo - Deriv. São
Sebastião.
Em 2009 será necessária a construção do trecho de 42 km entre São Sebastião e
Arapiraca 2.
Faz-se necessária a ampliação de 2 x 100 MVA para 3 x 100 MVA na subestação 230/69
kV de Penedo em 2012. Na perda de um dos transformadores a carga não é atendida na
sua totalidade.
Devido à existência de um único circuito entre SE Messias e Penedo em 230 kV, faz-se
necessário reforço no sistema de distribuição em 69 kV. A ampliação em 69 kV é
incompatível economicamente, o que direcionou estudos visando escolher alternativa em
230 kV que garanta o atendimento aos clientes na perda da subestação linha 230 kV
Messias - Penedo. Os Estudos já foram iniciados sob a coordenação da EPE, envolvendo
a CHESF, CEAL e ENERGIPE.
De 2009 a 2015 serão necessárias outras obras, as quais encontram-se listadas no
Programa de Obras.
•
Regional Maceió
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
71
Em 2006 deverão ser implantadas a subestação Centro com 25 MVA, 3,6 MVAr 15 kV, e
a linha 69 kV SE Trapiche da Barra - SE Centro, de modo a adequar o suprimento do
Centro Comercial de Maceió, especialmente ao bairro de Jaraguá, com grande indicativo
de crescimento, transferindo cargas da SE Pinheiro, a qual demonstra esgotamento em
um dos transformadores. Esta obra irá transferir cargas da subestação Pinheiro que se
encontra atualmente esgotada no que se refere à potência instalada.
Faz-se necessária a ampliação de 3 x 100 MVA para 4 x 100 MVA na subestação 230/69
kV de Maceió em 2007. Na perda de um dos transformadores a carga não é atendida
integralmente.
De 2006 a 2015 serão necessárias outras obras, que encontram-se listadas no Programa
de Obras da CEAL.
•
Regional Ribeirão
A SE Campestre atende aos municípios fronteira com Pernambuco: Campestre, Jacuípe,
Jundiá, Novo Lino e Colônia de Leopoldina, e tem um alimentador que atende com
exclusividade às cargas da CELPE: os Municípios de Xexéu, Água Preta e a Usina Santa
Terezinha, em condições satisfatória.
Em 2007 será necessário ampliar a subestação Campestre de 5/6,25 para 10/12,5 MVA.
De 2006 a 2015 as condições operativas são satisfatórias.
Recomendações
Cumprir o Programa de Obras elaborado pela CEAL e apresentado no documento
“Relatório de Estimativa de Custos da Expansão da Transmissão – ciclo 2006/2015”,
emitido pela EPE, de modo a atender as necessidades operacionais e ao crescimento do
mercado de energia elétrica no Estado de Alagoas.
Programa de Obras
São apresentadas nas Tabelas 6.7.1 e 6.7.2 as principais obras necessárias que fazem
parte do Programa de Obras da CEAL.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
72
Tabela 6.6.1 – Principais linhas de transmissão previstas – ciclo 2006/2015
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Delmiro Gouveia
Inhapi
69
2006
Penedo
Arapiraca/ /Deriv. São Brás C1
69
2006
Zebu
Delmiro Gouveia
69
2007
Inhapi
Santana do Ipanema
69
2007
Tabuleiro do Martins
PCA C3
69
2007
Trapiche da Barra
Centro C1
69
2007
Cruz das Almas
José Tenório C1
69
2007
Cruz das Almas
Stella Maris C1
69
2007
Benedito Bentes
Sauaçuhy C1
69
2008
Rio Largo
São Luiz do Quitunde
69
2008
Tabela 6.6.2 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
69
2007
Centro
69/13,8
2007
José Tenório
69/13,8
2007
Stella Maris
69/13,8
2007
Sauaçuhy
69/13,8
2008
Tensão
Data Prevista
Secc. P C A
69/13,8
2008
Secc. Tabuleiro do Martins - 2º TR
69/13,8
2007
Secc. Tabuleiro do Martins – BC e CT
69/13,8
2008
Secc. Zebu
Subestação
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
73
6.7
ESTADO DE SERGIPE
6.7.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O sistema de transmissão que atende ao Estado de Sergipe é alimentado a partir da
subestação 500/230/69 kV de Jardim e das subestações 230/69 kV de Itabaiana,
Itabaianinha e Penedo (AL).
A subestação 500/230/69 kV de Jardim é alimentada na tensão de 500 kV através das
linhas de transmissão Xingó - Jardim e Jardim - Camaçari e conectada ao sistema de 230
kV através do seu único autotransformador de 600MVA, além de duas linhas em 230kV,
existentes entre as subestações de Jardim e Itabaiana. A partir do 69 kV da SE Jardim
são alimentadas as cargas da área metropolitana de Aracaju, além de parte da região sul
do Estado.
A subestação de Itabaiana atende ao norte e ao sudoeste do Estado, sendo suprida
através de três linhas de transmissão em 230 kV, das quais duas são originárias da SE
Paulo Afonso e a outra da SE Catu, ambas localizadas na Bahia. A SE Itabaianinha, que
atende cargas da SULGIPE, localizadas ao sul do Estado, é alimentada a partir de um
seccionamento na linha de transmissão 230kV Itabaiana-Catu.
Cabe ainda destacar que, parte do suprimento à região norte do Estado de Sergipe é
efetuado a partir da subestação de Penedo, localizada em Alagoas.
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
A Rede Básica apresenta desempenho satisfatório, considerando os investimentos
previstos no horizonte decenal.
•
Análise em Emergência
No horizonte analisado, está prevista a ampliação da capacidade de transformação da
subestação 500/230 kV de Jardim, com a implantação do segundo autotransformador de
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
74
600 MVA, previsto para 2011, para evitar sobrecarga no sistema de 230kV da região,
quando da contingência do único autotransformador desta subestação.
Constata-se também que ocorrem sobrecargas no final do horizonte no eixo em 230kV
entre as subestações de Itabaiana, Cícero Dantas e Catu, quando da contingência da LT
500kV Xingó – Jardim. A solução para esta sobrecarga será definida a partir da análise
dos estudos para o atendimento a região metropolitana de Salvador, em andamento.
Rede Básica de Fronteira
Em 2006 é necessária a ampliação da capacidade de transformação instalada na
subestação de Jardim 230/69 kV (4º transformador de 100 MVA) e, em 2009, na Se
Itabaiana 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA).
Destaca-se, ainda, a necessidade, no horizonte decenal, de ampliação da capacidade de
transformação instalada na subestação de Itabaianinha 230/69 kV (3º transformador de 50
MVA em 2011).
Além disso, de acordo com a atual previsão de crescimento da carga, ocorrerá em 2013 o
esgotamento da capacidade instalada na subestação de Jardim, devendo-se efetuar
estudos para determinar a viabilidade da substituição dos transformadores instalados
nessa subestação, por outros de maior capacidade, ou da implantação de um novo
terminal 230/69 kV na região.
6.7.2 Rede de Distribuição
Área de atuação da ENERGIPE
A área de concessão da ENERGIPE (ver Figura 6.7.1) é composta por 63 (sessenta e
três) municípios, dos 75 (setenta e cinco) existentes no Estado de Sergipe, com uma
extensão de 17.465 km2.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
75
Figura 6.7.1 – Área de Atuação da ENERGIPE
Sistema Elétrico
O sistema de transmissão que atende às subestações da ENERGIPE é alimentado a
partir de 05 (cinco) regionais da CHESF, conforme descrição, a seguir:
•
Regional Itabaiana
O sistema derivado da Subestação Itabaiana (CHESF) 2x100MVA – 230/69kV atende ao
norte e ao sudoeste do estado. O barramento em 69kV dessa subestação possui nove
entradas de linhas 69kV, que suprem os seguintes eixos:
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
76
01 entrada de linha 69kV para a SE Típica de Itabaiana (CHESF) 3x5MVA –
69/13,8kV;
01 entrada de linha 69kV para a LT 69kV Itabaiana - N. S. da Glória - composto
pelas SEs Frei Paulo e N. S. da Glória;
01 entrada de linha 69kV para a LT 69kV Itabaiana - Cajaíba - composto pela SE
Cajaíba;
02 entradas de linha 69kV para o Eixo 69kV Itabaiana - Poço Verde - composto
pelas SEs Lagarto, Simão Dias e Poço Verde;
02 entradas de linha 69kV para o Eixo 69kV Itabaiana - Propriá - composto pelas
SEs Nossa Senhora das Dores, Graccho Cardoso, Porto da Folha, Propriá,
Carrapicho, São Braz (CEAL) e 02 (dois) consumidores da ENERGIPE;
02 entradas de linha 69kV para o Eixo Itabaiana - Riachuelo - composto pelas
SEs Riachuelo, Maruim, Porto e 01 (um) consumidor.
Regional Jardim
•
Este sistema é derivado da SE Jardim (CHESF) 3x100MVA - 230/69kV, responsável pelo
suprimento à capital e ao sul do Estado, através de 13 entradas de linhas 69kV, assim
distribuídas:
a) O atendimento ao sul de Sergipe é realizado pelo Eixo 69kV Jardim - Estância com 02
entradas de linha, composto das SuEs São Cristóvão, Itaporanga, Salgado e Estância,
além da SE Brahma (consumidor SULGIPE);
b) Possui as seguintes subestações de consumidores especiais com:
02 entradas de linha 69kV para a SE Riachuelo, das quais 01 entrada de linha
derivando para a SE de consumidor da ENERGIPE;
01 entrada de linha 69kV para a SE de consumidor da ENERGIPE;
02 entradas de linha 69kV para a SE de consumidor da ENERGIPE.
c) O atendimento à área metropolitana da capital é efetuado através das seguintes linhas
de transmissão, que partem da SE Jardim:
02 entradas de linha 69kV para a SE Aracaju;
02 entradas de linha 69kV para a SE Grageru;
01 entrada de linha 69kV para a SE Urubu;
01 entrada de linha 69kV para a SE Taiçoca;
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
77
•
01 entrada de linha 69kV para a SE Atalaia.
Regional Penedo
O sistema regional derivado da SE Penedo (CHESF) 100MVA - 230/69kV atualmente
supre as SEs Carrapicho, EBP e 01 consumidor da ENERGIPE, através da LT 69kV
Penedo - Carrapicho.
•
Regional Zebu
Este sistema é composto pela SE Xingó (CHESF) e atende cargas 13,8kV da ENERGIPE
no sertão do Estado de Sergipe.
•
Regional Itabaianinha
Supre as cargas do sistema da ENERGIPE, localizadas no sul do Estado, através da SE
Estância, em regime de contingência.
Mercado Previsto
No Gráfico 6.7.1 está mostrada a evolução das cargas da ENERGIPE, nos patamares de
Carga Pesada, Média e Leve, para o ciclo de estudo 2006/2015. Observa-se que o
crescimento é, em média, de 2,7% ao ano, ao longo desse ciclo.
Evolução de Carga - ENERGIPE - Ciclo 2006/2015
550
500
MW
450
400
350
300
250
200
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada
411,4
427,8
442,0
451,8
460,8
470,3
479,6
491,8
502,8
513,3
Média
376,8
391,8
404,8
413,8
422,0
430,7
439,2
450,5
460,5
470,1
Leve
243,6
253,3
261,7
267,5
272,9
278,5
284,0
291,2
297,7
303,9
Gráfico 6.7.1 - Evolução do Mercado da ENERGIPE – ciclo 2006/2015
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
78
Análise em Regime Normal
Em regime normal de operação o sistema de transmissão da ENERGIPE apresenta bom
desempenho com os carregamentos dentro dos limites de regime normal, em todo o
decênio 2006 / 2015.
No regional Penedo, visando aumentar confiabilidade operacional e melhorar os níveis de
tensão, está prevista para o ano 2006, a construção do segundo circuito da LT 69kV
Pendo - Carrapicho.
No regional Jardim, para melhorar a confiabilidade de suprimento na área metropolitana
de Aracaju em regime de contingência, estão previstas as linhas de transmissão em 69kV
Jardim - Contorno e Contorno - Santista, que suprirão a subestação 20/25MVA - 69/13,8
kV Contorno (2008). Com a entrada em operação das obras relativas à subestação
Contorno, melhorará a operação do sistema de distribuição da área metropolitana da
Grande Aracaju.
Recomendações
Para manter o desempenho operacional do sistema da ENERGIPE, dentro dos padrões
estabelecidos pelos critérios, recomenda-se que seja executado todo o elenco de obras
previsto para o decênio 2006/2015.
Programa de Obras
As obras mais importantes para o ciclo 2006/2015 são descritas nas Tabelas 6.7.1 e
6.7.2, abaixo:
Tabela 6.7.1 – Principais linhas de transmissão previstas – ciclo 2006/2015
Origem
Destino
Tensão - kV
Data Prevista
Penedo
Carrapicho
69
2006
Riachuelo
Maruim
69
2007
Maruim
Carmópolis
69
2007
Itaporanga
Caueira
69
2007
Itaporanga
Salgado
69
2007
Jardim
Contorno
69
2008
Contorno
Santista
69
2008
Xingó
Poço Redondo
69
2011
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
79
Tabela 6.7.2 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
Nossa Senhora da Glória (ampliação)
69/13,8
2006
Frei Paulo (ampliação)
69/13,8
2006
Itaporanga (ampliação)
69/13,8
2006
Salgado (ampliação)
69/13,8
2006
Carmópolis
69/13,8
2007
Caueira
69/13,8
2007
Porto (ampliação)
69/13,8
2008
Cajaíba (ampliação)
69/13,8
2008
Contorno
69/13,8
2008
São Cristóvão (ampliação)
69/13,8
2011
Riachuelo (ampliação)
69/13,8
2011
Poço Redondo
69/13,8
2011
Nossa Senhora das Dores (ampliação)
69/13,8
2012
Propriá (ampliação)
69/13,8
2012
Simão Dias (ampliação)
69/13,8
2013
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
80
6.8
ESTADO DA BAHIA
6.8.1 Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão
Rede Básica
Sistema Elétrico
O sistema de transmissão que atende ao Estado da Bahia é suprido a partir das
subestações 500/230 kV de Camaçari (2400 MVA), Sapeaçu (1200MVA), Bom Jesus da
Lapa II (600MVA) e Sobradinho (600 MVA), alimentadas na tensão de 500 kV através das
linhas de transmissão Presidente Dutra - Boa Esperança - São João do Piauí Sobradinho, Luiz Gonzaga - Sobradinho C1 e C2, Paulo Afonso – Olindina - Camaçari,
Luiz Gonzaga – Olindina - Camaçari, Xingó – Jardim - Camaçari, Serra da Mesa – Rio das
Éguas - Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara - Sapeaçu e Sapeaçu - Camaçari II.
O eixo que parte de Sobradinho em 230 kV supre as regiões centro e oeste do Estado,
através de dois circuitos no trecho Sobradinho – Juazeiro - Senhor do Bonfim e de um
único circuito no trecho Senhor do Bonfim – Irecê - Bom Jesus da Lapa - Barreiras.
Ressalta-se que este eixo possui ainda uma segunda fonte de alimentação proveniente
da interligação dos autotransformadores instalados na subestação 500/230kV de Bom
Jesus da Lapa II (2 x 300MVA) com o barramento de 230kV da subestação de Bom Jesus
da Lapa.
O nordeste do Estado é suprido através de três circuitos em 230 kV, que convergem para
a subestação de Catu, sendo dois provenientes de Paulo Afonso, seccionados em suas
rotas para alimentar a subestação de Cícero Dantas, e o terceiro oriundo da subestação
de Itabaiana, localizada no Estado de Sergipe. A subestação de Catu interliga-se com o
230 kV da subestação de Camaçari, através de duas linhas de transmissão existentes
entre elas.
A subestação de Camaçari é responsável pelo suprimento de toda a região metropolitana
de Salvador (subestações de Pituaçu, Cotegipe, Jacaracanga e Matatu), além das cargas
do Pólo Petroquímico e do Centro Industrial de Aratu.
A subestação de Governador Mangabeira é alimentada através de três circuitos em
230 kV, sendo dois oriundos de Camaçari e um de Catu, estando também interligada
através de três circuitos de 230kV, com a subestação de Sapeaçu, de onde deriva o
suprimento à região sul do estado.
O sul da Bahia é alimentado todo em 230 kV, através de três circuitos existentes entre as
subestações de Sapeaçu e Funil, sendo um deles seccionado em sua rota para alimentar
a subestação de Santo Antônio de Jesus. Além disso, o sistema de atendimento a essa
região conta ainda com dois circuitos de 230 kV que interligam as subestações de Funil e
Eunápolis, com seccionamento para interligação da UHE Itapebi.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
81
Análise do Sistema de Transmissão
•
Análise em Regime Normal
Em 2007, deverá ser construída e incorporada à Rede Básica a LT 230 kV Pituaçu Narandiba C2, com 4km de extensão, visando possibilitar a alimentação da futura SE
Narandiba, a partir da SE Camaçari, por meio das LTs 230kV Camaçari – Pituaçu Narandiba C1 e C2.
Em 2008, será necessária uma nova subestação 500/230/69kV nas proximidades da SE
Camaçari II, em função da não disponibilidade de entradas de linha no barramento de
230kV desta subestação, assim como do esgotamento da capacidade de transformação
dos autotransformadores 500/230kV desta subestação.
Em 2013 será implantada a SE 230/69kV Pirajá que deverá ser alimentada a partir do
barramento de 230kV de Narandiba.
•
Análise de Contingências
Em 2006 é necessária a recapacitação para 350MVA das linhas de transmissão 230kV
Sapeaçu – Santo Antônio de Jesus C1 e C2, visando possibilitar o atendimento a
situações de contingências de linhas de transmissão nesse trecho.
Em 2007, o suprimento ao extremo sul do estado será reforçado com a implantação da LT
230kV Funil - Itapebi C3, com 198km de extensão. No ano 2008, deverá ser implantada a
transformação 500/230kV na Seccionadora de Ibicoara, por meio de um
autotransformador 500/230kV de 300MVA. Nessa mesma data, deve ser considerada a
entrada em operação da LT 230kV Ibicoara - Brumado, com 105km de extensão. Este
empreendimento evita sobrecarga quando da contingência de um dos circuitos da LT
230kV Sapeaçú – Funil, além de evitar o atendimento a Brumado através de um sistema
radial singelo. Também está prevista a recapacitação dos dois circuitos da LT 230kV
Sapeaçú – Santo Antonio de Jesus.
Vale ressaltar ainda a necessidade, em 2006, da recapacitação para 350MVA das LTs
230kV Camaçari - Cotegipe C1 e Camaçari – Jacaracanga C1 e C2, visando atender aos
critérios estabelecidos para o estudo, em situações de contingências.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
82
Rede Básica de Fronteira
Em 2006, deverá ser ampliada a capacidade de transformação das subestações de Bom
Jesus da Lapa 230/69 kV (substituição dos transformadores de 39 MVA por 1
transformador de 100 MVA com terciário), Catu 230/69 kV (substituição de dois
transformadores de 62 MVA pelo 2° e 3° transformadores de 100 MVA,em 2011, com
terciário), Cícero Dantas 230/69 kV (3º transformador de 50MVA), Irecê 230/138 kV (2º
transformador de 55 MVA), Jacaracanga 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA),
Juazeiro 230/69 kV (3º transformador de 100 MVA), Senhor do Bonfim 230/69 kV
(substituição de um transformador de 33 MVA pelo 2° transformador de 100 MVA) e Santo
Antônio de Jesus 230/69 kV (2º transformador de 100 MVA).
Em 2007, deverá ser implantada a SE Narandiba 230/69 kV, com dois transformadores de
100MVA, visando melhorar as condições de atendimento à Área Metropolitana de
Salvador. Em 2010, deverá ser implantada a transformação 230/138 kV na SE Bom Jesus
da Lapa, com a implantação de duas unidades transformadoras de 55 MVA, destinadas a
melhorar as condições de suprimento ao sistema de distribuição da COELBA nessa
região, hoje alimentada na tensão de 69kV.
Destaca-se, ainda, a necessidade, no horizonte decenal, de ampliação da capacidade de
transformação instalada nas subestações de Cotegipe 230/69 kV (3º transformador de
100 MVA, em 2008), Eunápolis 230/138 kV (4º transformador de 100 MVA, em 2009),
Senhor do Bonfim 230/69 kV (substituição de um transformador de 33 MVA pelo 3°
transformador de 100 MVA, em 2012), Narandiba 230/69 kV (3° e 4° transformadores de
100 MVA, em 2009 e 2011, respectivamente), Juazeiro 230/69 kV (4º transformador de
100 MVA em 2013), Cícero Dantas 230/69 kV (substituição de dois transformadores de
16,7 MVA pelo 2° transformador de 50 MVA, em 2013), Funil 230/138 kV (substituição de
um transformador de 67 MVA pelo 4° transformador de 100 MVA em 2011), Gov.
Mangabeira 230/69 kV (2º transformador de 100 MVA), Santo Antônio de Jesus 230/69kV
(3º transformador de 100 MVA em 2013), Barreiras 230/138 kV (2º e 3º transformadores
de 100 MVA, em 2013) e Irecê 230/138 kV (3º transformador de 55 MVA, em 2015).
Em 2013 deverá ocorrer o esgotamento da capacidade instalada nas SEs da Região
Metropolitana de Salvador, devendo ser implantada a nova subestação 230/69kV de
Pirajá (2 x 100MVA).
6.8.2 Rede de Distribuição
Área de atuação da COELBA
O atendimento ao mercado de energia elétrica do Estado da Bahia é realizado através de
três concessionárias, COELBA, CHESF e SULGIPE e da permissionária BRASKEN (ex COPENE), que atua no Pólo Petroquímico de Camaçari. A COELBA detém a concessão
para distribuição de energia em 415 dos 417 municípios do Estado, com uma área de
concessão que abrange cerca de 99% do estado (565 mil km²).
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
83
A CHESF atende à maioria dos consumidores industriais em 230 kV, enquanto a
BRASKEN, que também é consumidora da CHESF, distribui energia para 27 empresas
do Pólo Petroquímico.
Empresa
Área de
Concessão
(km2)
Municípios
Atendidos
População (mil)
COELBA
565.911
415
13.767.487
SULGIPE
Total
1.384
567.295
2
47.847
417
13.815.334
Sistema Elétrico
O sistema elétrico da COELBA é dividido em 19 regionais: Regional Bom Jesus da Lapa,
Barreiras, Camaçari, Catu, Cícero Dantas, Cotegipe, Eunápolis, Funil, Governador
Mangabeira, Irecê, Jacaracanga, Juazeiro, Matatu, Mulungu, Narandiba, Pituaçu, Santo
Antônio de Jesus, Senhor do Bonfim, Zebu, descritos com maior detalhe a seguir.
•
Regionais Bom Jesus da Lapa e Barreiras
Estes regionais atendem às cargas das regiões Oeste e Médio São Francisco da Bahia e
operam interligados às duas usinas hidrelétricas da COELBA, Correntina (8 MW) e Alto
Fêmeas (10 MW), conectadas ao sistema de 69 kV. Ressalta-se, também, que o sistema
opera com o anel fechado através da LT 69 kV Correntina – Barreiras.
As subestações que os compõem são: 69 kV - Bom Jesus da Lapa (COELBA), Igaporã,
Guanambi, Caetité, Riacho de Santana, Malhada, Boquira, Oliveira dos Brejinhos,
Paratinga, Serra do Ramalho, Formoso, Fazenda Porto Alegre (consumidor), Rio
Corrente, Carranca, Correntina I, Correntina II, Rio das Éguas, Barreiras (COELBA),
Barreiras Norte, Angical, Riachão das Neves, Rio das Pedras, Rio Grande, Roda Velha e
Bunge (consumidor); 138 kV - Rio Branco e Centro Industrial do Cerrado.
•
Regional Camaçari
O sistema Camaçari atende basicamente às cargas industriais do Pólo Petroquímico de
Camaçari (COPEC) através da SE COPEC I e SE Camaçari III, nas tensões de 69 kV,
34,5 kV e 13,8kV, sendo supridos em 69kV dois consumidores especiais: Bahia Pulp e
White Martins.
Parte das cargas em 13,8 kV do COPEC é atendida pela SE Camaçari III e SE Camaçari
I (COELBA), derivada do sistema Cotegipe.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
84
•
Regional Catu
Este regional atende, em 69 kV, às subestações de Alagoinhas, Inhambupe, Entre Rios,
Esplanada, Conde, Itanagra, Amélia Rodrigues, Taquipe, Rio Fundo, Buracica e Porto
Sauípe.
As SEs Taquipe e Buracica atendem cargas da Petrobrás. A SE Esplanada atende a
parte do Litoral Norte do Estado, uma carga que apresenta forte sazonalidade devido à
vocação turística da região, com o aumento da carga no verão. A SE Porto Sauípe atende
também cargas do Litoral Norte e essencialmente ao complexo turístico Costa do Sauípe,
melhorando o nível de atendimento a cargas futuras dessa área.
•
Regional Cícero Dantas
Este regional é alimentado pelo barramento 69 kV da SE Cícero Dantas (CHESF), e é
composto pelas subestações: Euclides da Cunha, Ribeira do Pombal, Tucano e Cícero
Dantas.
•
Regional Cotegipe
O sistema Cotegipe atende, em 69 kV, às subestações de CIA I, Paripe, Periperi,
Camaçari, Lauro de Freitas, Guarajuba e Arembepe, sendo supridos em 69kV quatro
consumidores especiais: Millenium, Nadvic, Moinho Dias Branco e Base Naval.
A entrada em operação da SE Arembepe, 69-13,8 kV – 10/12,5 MVA, derivada de um dos
circuitos da LT 69kV Cotegipe - Millenium, absorveu cargas das SEs Guarajuba e Lauro
de Freitas, melhorando o suprimento às cargas da região do Litoral Norte.
Destaca-se, neste sistema, o atendimento ao Centro Industrial de Aratu, cujo único ponto
de suprimento é a SE CIA I, situação que deverá se manter até a entrada em operação da
SE CIA III, prevista para 2007.
•
Regional Eunápolis
O sistema Regional de Eunápolis atende ao Extremo Sul do Estado da Bahia e é
constituído pelos subsistemas: Eunápolis, Porto Seguro e Camacã, todos supridos a partir
da subestação Eunápolis (CHESF) 230/138 kV, com três transformadores de 100 MVA.
Esta subestação é alimentada através de um circuito duplo, em 230 kV, com cerca de 238
km de extensão, derivado da subestação Funil (CHESF).
O subsistema Eunápolis deriva do barramento de 138 kV da SE Eunápolis (CHESF) e se
estende até Posto da Mata, com 195,25 km de extensão, em circuito simples e
compreende as subestações de Eunápolis (COELBA), Itamaraju, Teixeira de Freitas,
Posto da Mata, e as subestações de Medeiros Neto, Prado, Alcobaça, supridas em 69 kV
a partir da SE Teixeira de Freitas, além dos consumidores BAHIA SUL CELULOSE e
TECFLOR, estes supridos a partir do barramento de 138 kV da subestação de Posto da
Mata.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
85
Já o subsistema Porto Seguro, deriva do barramento de 138 kV da Eunápolis (CHESF) e
se estende até Coroa Vermelha, com 65,65 km de extensão, em circuito simples e
compreende as subestações de Porto Seguro e Coroa Vermelha, por fim, o subsistema
Camacã que também deriva do barramento de 138 kV da SE Eunápolis (CHESF) e se
estende até Camacã, em circuito simples, com cerca de 108 km de extensão, formado
pelas subestações de Camacã, Itapebi e da subestação em 69 kV de Betânia suprida a
partir do barramento de 69 kV da subestação de Camacã.
•
Regional Funil
Este regional atende às cargas do sudoeste e sul do Estado da Bahia através da
subestação Funil 230/138/13,8 kV.
O atendimento à região sudoeste é feito por um ramal em 230 kV Funil - Brumado II, com
263 km de extensão e por três ramais operando em 138 kV: Funil - Patagônia, com cerca
de 194 km de extensão, dos quais 117,7 km estão isolados para 230 kV; Funil Itapetinga, com 172,4 km de extensão e Funil - Jequié II, com 88,4 km de extensão, mais
cerca de 51 km em 69 kV de Jequié I até Jaguaquara.
A região sul compreende o ramal Funil - Ilhéus, com 93 km de extensão, isolados para
138 kV.
•
Regional Governador Mangabeira
O sistema Governador Magabeira 230 kV é constituído a partir da SE Tomba 230/69 kV.
Desta SE partem LTs em 69 kV que suprem as SEs Feira de Santana I, Feira de Santana
II, Subaé, Santa Bárbara e Serrinha. Da SE Serrinha partem LTs que suprem as SEs
Conceição do Coité, Valente, Riachão do Jacuípe, Teofilândia e o consumidor Cia. Vale
do Rio Doce.
O sistema Governador Mangabeira 69 kV é composto pelas subestações de Serra, São
Gonçalo, Paraguaçu, Cruz das Almas, São Felipe, Castro Alves, São Roque do
Paraguaçu, Muritiba e Angélica.
•
Regional Irecê
Este regional atende às cargas do centro oeste do Estado da Bahia, através das
subestações de Irecê I (COELBA), Ibipeba, Mirorós, Rio Verde, Xique - Xique, Barra,
América Dourada, Morro do Chapéu, Miguel Calmon, Bonito (138 kV), Wagner, Itaberaba,
São Miguel, Iaçu e Lençóis.
•
Regional Jacaracanga
O sistema Jacaracanga atende basicamente às cargas do Recôncavo Baiano (parte de
Candeias, e região de Santo Amaro), através das subestações de CIA II, Porto de Aratu
(Caboto), Mataripe, Dom João e Santo Amaro, sendo suprido em 69kV nove
consumidores especiais: Petrobrás Ponta do Ferrolho, Petrobrás Rlam, Petrobrás Dimov
(Transpetro), Embasa ETA principal, Bacraft, Proquigel, Union Carbide, Brasken, Ucar.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
86
•
Regional Juazeiro
O regional de Juazeiro atende às cargas localizadas no município de Juazeiro e ao longo
do lago de Sobradinho, através das subestações Juazeiro I (COELBA), Sobradinho
(COELBA), Casa Nova, Sento Sé e Remanso e às cargas de irrigação através das
subestações de Tourão, Maniçoba, Curaçá, Distrito de Irrigação Nilo Coelho e
Massangano II.
•
Regional Matatu
Esse sistema, juntamente com o de Pituaçu, atende às cargas de grande parte da Região
Metropolitana de Salvador. Da SE Matatu derivam as subestações Lapinha, Central,
Graça, Federação, Candeal e Amaralina, o pátio de 11,9kV da SE Matatu da CHESF e o
consumidor EMBASA (Lucaia).
•
Regional Mulungu
Este sistema, derivado da SE Mulungu (CHESF), atende às subestações de Santa Brígida
e Jeremoabo.
•
Regional Pituaçu
Esse sistema compreende as subestações: Pituba, CAB, Cajazeiras II, São Cristóvão,
Itapagipe, Cajazeiras I, Pituaçu II, e o consumidor EMBASA (Bolandeira).
•
Regional Santo Antônio de Jesus
Esse sistema foi formado quando da energização da SE Santo Antônio de Jesus II
(CHESF), em 1997, 230/69 kV - 100 MVA, constituindo um segundo ponto de suprimento
para a região, que era atendida pela SE Governador Mangabeira 69 kV, alimentando as
SEs Nazaré, Matarandiba, Beribeira, Barra Grande, Valença, Santo Antônio de Jesus,
Amargosa, Mutuípe, Itaberoê e Milagres.
Devido à vocação turística desta região, a maioria de suas subestações apresenta
carregamento sazonal, particularmente aquelas que se situam na Ilha de Itaparica
(Beribeira, Barra Grande e Matarandiba), que já apresentaram carregamento elevado nos
meses de dezembro a fevereiro.
•
Regional Senhor do Bonfim
Esse regional é composto das subestações de Senhor do Bonfim I (COELBA), Jacobina,
Itiúba, Pedrinhas, Ponto Novo e os consumidores Cisafra e Jacobina Mineração,
atendidos em 69 kV.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
87
•
Regional Zebu
Este sistema, composto pelas SEs Barro Vermelho, Macururé e Rodelas, é alimentado
através do barramento 69 kV da Delmiro Gouveia (Antiga SE Zebu (CHESF)), onde não
existe controle de tensão. As subestações desse regional operam com uma variação em
torno de 7% entre carga máxima e mínima. Para minimizar esse problema foi instalado
mais um banco de capacitores na SE Rodelas, perfazendo um total de 2,4Mvar, 13,8kV.
Mercado Previsto
A previsão de cargas para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada no Gráfico
6.8.1 onde, em média, o mercado apresenta um crescimento da ordem de 3,3 % nos
patamares ao longo de todo o período.
Evolução da Carga COELBA - ciclo 2006/2015
3.000
MW
2.500
2.000
1.500
1.000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Pesada
1.946 2.019 2.106 2.225 2.315 2.387 2.460 2.547 2.626 2.705
Média
1.805 1.873 1.956 2.061 2.149 2.216 2.282 2.364 2.437 2.509
Leve
1.226 1.271 1.324 1.395 1.449 1.494 1.540 1.593 1.641 1.690
Gráfico 6.8.1 - Evolução do Mercado da ENERGIPE – ciclo 2006/2015
Análise de Desempenho
A seguir apresenta-se a análise de desempenho para cada um dos regionais do Sistema
COELBA.
Ressalta-se que dos 19 regionais que compreendem o sistema elétrico da COELBA,
apenas 6 dos regionais, Camaçari, Cotegipe, Jacaracanga, Matatu, Pituaçu e futuramente
o regional de Narandiba, que suprem cargas industriais e à Região Metropolitana de
Salvador, atendem ao critério de contingência simples.
•
Regionais Bom Jesus da Lapa e Barreiras
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
88
O Sistema Regional de Barreiras possui uma demanda peculiar em função da elevada
participação de cargas de irrigação, ocorrendo valores bastante diferenciados de acordo
com o período do ano. No período seco são verificados patamares elevados (carga
máxima), passando para patamares muito baixos no período chuvoso (carga mínima),
além de apresentar taxas de crescimento superiores à média da COELBA. Desta forma
foi realizado um estudo para definição da configuração mais adequada para o
atendimento à região suprida pelas subestações Rio Branco, Rio das Pedras, Rio Grande
e Roda Velha, considerando-se a tensão de 138 kV como o nível mais adequado para a
expansão do sistema na região, dado os montantes das cargas e as distâncias
envolvidas.
Fases de evolução:
i) introdução da tensão 138 kV na SE Barreiras (CHESF) e nas SE´s Rio das Pedras e Rio
Branco (já em operação, com uma modificação: foi construída a LT 138 kV Rio das
Pedras – Centro Industrial do Cerrado e a SE Centro Industrial do Cerrado, com a SE
Rio das Pedras permanecendo em 69 kV);
ii) introdução da tensão 138 kV nas subestações Rio Grande e Roda Velha.
A segunda fase da introdução da tensão de 138 kV — eixo Barreiras (CHESF) - Rio
Grande - Roda Velha — está prevista para o mês de maio de 2006, tendo em vista que
este eixo atingiu sua capacidade limite de atendimento em 69 kV no período seco deste
ano, quando se verificou (dia primeiro de agosto) o atendimento a uma demanda máxima
coincidente de 22,9 MW, com uma perda ativa estimada de 2,9 MW.
Outro aspecto importante a ser ressaltado é que a passagem por este período seco,
somente foi possível pelo fato de ter sido construída a LT 138 kV Barreiras (CHESF) - Alto
Fêmeas (energizada em dezembro de 2004 e operando em 69 kV), obra esta que era prérequisito para a introdução da tensão de 138 kV, pois as linhas que originalmente
interligavam Barreiras (CHESF), Barreiras (COELBA) e PCH Alto Fêmeas foram
construídas com isolamento para 69 kV.
Como já está ocorrendo limitação na capacidade de atendimento às novas cargas na
região do rio Formoso, torna-se necessária a introdução da tensão de 138 kV nesta
região, dependente da construção das LTs 138 kV Rio Grande – Rio do Meio (conclusão
prevista para o final deste ano) e Rio do Meio - Rio das Éguas e da subestação Rio
Formoso, 138-34,5 kV, 20/26,6 MVA, e obviamente da introdução da tensão 138 kV nas
subestações Rio Grande e Roda Velha, citada anteriormente. Com isto, torna-se possível
a construção das subestações de Rio do Meio e Pratudão, regiões que apresentam
demanda reprimida.
Na região de Formosa do Rio Preto foi negociado um suprimento, via sistema 34,5 kV da
CELTINS, às cargas na região da fronteira com o estado de Tocantins, limitado pela
capacidade do referido sistema. Para atendimento a maiores valores de demanda, será
necessária a construção da LT 138 kV Rio Branco – São Marcelo e da subestação de São
Marcelo, 138-34,5 kV, 20/26,6 MVA.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
89
Devido ao crescimento da demanda na região de Igaporã / Guanambi / Caetité é indicada
a instalação de um regulador de tensão 69 kV, 30/40 MVA, na subestação de Igaporã,
que possibilitará um controle eficaz da tensão em todo eixo.
Para o atendimento às cargas de irrigação situadas na margem esquerda do rio São
Francisco está prevista, para o ano de 2013, a introdução da tensão 69 kV na SE
Ibotirama, com a instalação de um transformador 69/34,5 kV - 5/6,25 MVA, e da
construção da LT 138 kV Paratinga – Ibotirama, com operação inicial em 69 kV.
•
Regional Camaçari
Esse sistema vem operando em condições aceitáveis no que se refere à regulação, níveis
de tensão, perdas e carregamento de transformadores.
Em 2006 está previsto o suprimento em 230kV, a partir do barramento da Ford, ao
consumidor Continental, e em 69 kV ao consumidor Firestone a partir da SE Camaçari III,
com demanda de 5MW.
Em 2010 será construída uma entrada de linha de 69 kV na SE COPEC I, para conexão
da LT 69 kV COPEC I - Guarajuba, que permitirá duplo suprimento à SE Guarajuba,
atualmente pertencente ao regional Cotegipe, proporcionando melhor confiabilidade às
cargas da região do Litoral Norte.
•
Regional Catu
Este regional opera com condições aceitáveis de regulação, níveis de tensão e perdas.
Com a instalação de bancos de capacitores de 2,4 Mvar na SE Buracica, em 2005, a
tensão no barramento 13,8 kV apresenta níveis satisfatórios. Em 2010, deverá ser
construído o segundo circuito da LT 69 kV Catu - Derivação Itanagra e em 2011 o
segundo circuito da LT 69 kV Alagoinhas - Inhambupe, visando melhoria dos níveis de
tensão.
•
Regional Cícero Dantas
Este regional opera com condições aceitáveis de regulação, níveis de tensão e perdas.
Para manter níveis de tensão adequados, está prevista, para 2006, a SE Euclides da
Cunha - Introdução 34,5 kV.
•
Regional Cotegipe
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
90
Em 2006 está previsto o suprimento em 69kV, a partir da derivação da LT 69kV CIA III Lauro de Freitas, ao consumidor Brallco, e a partir do barramento da SE CIA I o
consumidor SICBRAS, respectivamente com demanda aproximada de 2,2MW e 7,5MW.
Em 2006 está prevista a construção da SE Águas Claras 69/11,9 kV - 15/20/25 MVA, que
absorverá cargas das SEs Cajazeiras I e II, São Cristóvão.
No ano 2007 será construída a SE CIA III 69/13,8 kV - 15/20/25 MVA, que absorverá
cargas da SE CIA I e adequará esta subestação ao critério de reserva de potência por
grupo de subestação.
Em 2014 está prevista a instalação do quarto transformador de 15/20/25 MVA na SE
Lauro de Freitas.
•
Regional Eunápolis
O subsistema Eunápolis encontra-se esgotado para empreendimentos de maior porte e,
nesta condição, não permite o atendimento a projetos de expansão da BAHIA SUL
CELULOSE e demandas da BAHIA PESCA.
Visando reduzir o carregamento, já em torno de 100 %, da LT 138 kV Eunápolis (CHESF)
– Eunápolis (COELBA), foi fechado o anel Eunápolis (CHESF) – Eunápolis (COELBA) –
Entr. Porto Seguro - Eunápolis (CHESF) utilizando-se o antigo bay de 138 kV da
subestação Eunápolis (COELBA) para Porto Seguro, até que seja comissionado o
segundo bay de 138 kV para Porto Seguro, na subestação Eunápolis (CHESF).
A capacidade residual atual do subsistema Eunápolis permite atender ao crescimento
vegetativo estimado da demanda, até 2006. Esta capacidade residual resulta de medidas
de sobrecompensação capacitiva, com a ampliação da capacidade dos bancos de
capacitores, em 34,5 kV, da subestação de Posto da Mata, para um total de 14,4 MVAr, e
ainda reflete a redução da demanda imposta pelo racionamento ocorrido em 2001 e que
vem sendo recomposta, segundo indica o acompanhamento de sua evolução.
Para superar a limitação desse subsistema e assegurar o suprimento ao Extremo Sul da
Bahia a partir de 2007, está sendo desenvolvido, no âmbito CHESF/COELBA para ser
submetido à aprovação da EPE, um Estudo de Expansão do Extremo Sul da Bahia. Este
estudo analisa duas hipóteses básicas: a expansão do sistema em 138 kV e a expansão
da Rede Básica para dotar o sistema de maior flexibilidade, característica importante para
o atendimento a uma região em mudança de paradigma de desenvolvimento, e onde a
presença de remanescentes de Mata Atlântica torna cada vez mais difícil a construção de
novas linhas.
•
Regional Funil
As longas distâncias envolvidas neste sistema resultam em elevadas perdas, má
regulação e baixos níveis de tensão, principalmente nas barras mais extremas.
Atualmente, para manter as tensões dentro de valores aceitáveis é necessário operar com
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
91
tensão de 143 kV (103,6%) no barramento primário de interligação da SE Funil, na
condição de carga máxima.
Para manutenção dos níveis de tensão dentro dos critérios mínimos, estão sendo
propostos bancos de capacitores, ao longo do período, em algumas subestações do eixo:
Funil-Brumado II, Funil - Patagônia, Funil - Itapetinga, Funil - Jequié II e Funil - Ilhéus,
assim como também estão sendo propostas ampliações em algumas subestações dos
mesmos eixos para atendimento ao mercado local.
Visando atender às cargas do município de Mucugê, localizadas próximas da SE Ibicoara
500 kV e da Indústria de Cimentos Itaguarana que se encontra em implantação no
município de Ituaçu, a 66 km da SE Brumado, a COELBA desenvolveu o estudo
“Atendimento à Região de Mucugê e ao Cliente Itaguarana – novembro de 2004”. Este
estudo indicou a necessidade da construção de uma linha de transmissão de 138 kV, com
165 km, Brumado – Itaguarana - Mucugê e da SE Mucugê 138/34,5 kV, em 2006, e de
uma transformação 230/138 kV em 2008.
O estudo realizado no âmbito CCPE/CHESF/COELBA – “Estudo de Suprimento às
Cargas do Sul da Bahia Considerando o Atendimento a Brumado” - aprovado pela EPE,
indicou a melhor alternativa para atendimento ao critério N-1 do regional de Brumado, a
implantação da transformação de 500/230 kV na SE Ibicoara e a melhor alternativa para
atendimento à Região de Mucugê e ao Cliente Itaguarana, considerando a proximidade
dessas cargas da SE Ibicoara, a implantação da transformação de 230/138 kV na SE
Ibicoara.
•
Regional Governador Mangabeira
Este regional opera com condições aceitáveis de regulação e níveis de tensão.
Dentre as obras previstas para o atendimento do crescimento do mercado da região,
destaca-se a ampliação da SE Serrinha em 2007. Para manter os níveis de tensão dentro
de limites satisfatórios serão necessárias as obras : LT 69 kV Conceição do Coité Retirolândia, em 2008, LT 69 kV Serrinha - Teofilândia, em 2010 e a LT 69 kV Tomba Serrinha em 2011.
Para o atendimento do crescimento do mercado da região, estão previstas as obras de
ampliação das SEs : Cruz das Almas e São Felipe, em 2007 e São Gonçalo, em 2009.
•
Regional Irecê
Com a instalação de banco de reguladores de tensão nas subestações de Morro do
Chapéu, Miguel Calmon e Bonito, que vinham apresentando regulação deficiente, este
sistema opera atualmente em condições satisfatórias.
Em decorrência das limitações do sistema de distribuição em 34,5 kV e do elevado
carregamento do transformador 69/34,5 kV - 12/16,3 MVA da SE Lençóis, está prevista a
entrada em operação, em 2006, do segundo transformador 69-34,5 kV, 10/12,5 MVA, e
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
92
da terceira saída de linha em 34,5 kV, que conectará o novo alimentador que atenderá a
região de Iraquara.
•
Regional Jacaracanga
Esse sistema vem operando em condições satisfatórias e todas as subestações atendem
ao critério (N-1) de transformação.
•
Regional Juazeiro
Esse sistema vem operando em condições satisfatórias.
Na região do rio Salitre está previsto o suprimento à área CHESF do Projeto Salitre da
CODEVASF, cujo atendimento será efetuado a partir da subestação Juazeiro II (CHESF),
com a construção de aproximadamente 29 km de linha de transmissão em 69 kV e duas
subestações abaixadoras 69/13,8 kV: SEs Salitre I e II, que suprirão as estações de
bombeamento, enquanto as demais cargas (EPs, PPEs e lotes) serão supridas através de
dois alimentadores oriundos da SEs Sobradinho e Juazeiro.
A ampliação da subestação Remanso está prevista para 2007 e a construção da
subestação Distrito Industrial de Juazeirom para 2011, de modo a atender ao crescimento
de carga da região, dotando a cidade de Juazeiro de um novo ponto de suprimento.
•
Regional Matatu
Este sistema vem operando em condições satisfatórias e dispõe de recursos que
asseguram a continuidade do serviço no caso de contingências simples de linhas e
transformadores, com exceção do consumidor EMBASA (Lucaia), que é suprido
radialmente.
Em 2009 está previsto o suprimento em 69 kV ao consumidor Metrô I 69/3 kV - 3 x 5
MVA, apresentando demanda de 9,3 MW.
Em 2012, está previsto o comissionamento da SE Nazaré 69/11,9 kV - 15/20/25 MVA, que
absorverá cargas das subestações Federação, Matatu (CHESF) e Central, que estarão
com seus carregamentos próximos dos seus limites nominais.
Ainda em 2012 está previsto o comissionamento da SE Lucaia 69/11,9 kV - 15/20/25
MVA, que absorverá cargas das subestações Candeal, e Amaralina, que estarão com
seus carregamentos próximos dos seus limites nominais.
•
Regional Mulungu
As condições operativas dessa regional, no horizonte deste plano, são satisfatórias.
•
Regional Narandiba
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
93
Em 2007, com o comissionamento do pátio de 230/69 kV da SE Narandiba (CHESF) com
dois transformadores de 100 MVA, será constituído o Sistema Narandiba com as
subestações existentes SE Federação e o consumidor Embasa (Lucaia), que serão
transferidos do Sistema Matatu para este subsistema. A SE CAB e o consumidor Embasa
(Bolandeira) serão transferidos do Sistema Pituaçu.
No ano 2008 será construída a SE Imbuí 69/11,9 kV – 1 x 15/20/25 MVA, que absorverá
cargas das SEs CAB , Pituba e Pituaçu e adequará esta SE ao critério de reserva de
potência por grupo de subestação.
Em 2009 a SE Retiro 69/11,9 kV - 15/20/25 MVA absorverá cargas das subestações
Matatu (CHESF), CAB e Itapagipe, que estarão com seus carregamentos próximos dos
seus limites nominais e o consumidor Metrô II, 69/3 kV - 3 x 5 MVA, com demanda de 7,3
MW.
Em 2009 está previsto o suprimento em 69 kV ao consumidor ao Metrô III 69/3 kV - 3 x 5
MVA, com demanda de 7,9 MW.
Ainda em 2009 será transferida a SE Amaralina do sistema Matatu para o sistema
Narandiba utilizando as LTs 69 kV Narandiba - Imbui e Amaralina - Imbui.
•
Regional Pituaçu
Este sistema vem operando em condições satisfatórias e dispõe de recursos que
asseguram a continuidade do serviço no caso de contingências simples de linhas e
transformadores, com exceção do consumidor EMBASA (Bolandeira), que é suprido
radialmente.
No ano 2006 deverá ser instalado o terceiro transformador de 15/20/25 MVA na SE
Pituaçu, em decorrência da carga prevista superar a potência nominal, respectivamente
40 MVA .
Em 2008 será comissionada a SE Periperi II 69/13,8 kV - 15/20/25 MVA, que absorverá
carga das subestações Cajazeiras II, Paripe e Periperi.
No ano 2011, está previsto o comissionamento da SE Itapuã 69/11,9 kV - 15/20/25 MVA,
que absorverá carga da subestação São Cristóvão, que estará com seu carregamento
próximo do seu limite nominal.
•
Regional Santo Antônio de Jesus
Esse sistema vem operando em condições satisfatórias.
Em 2005, com a obra LT 69 kV Interligação Santo Antônio de Jesus II, as subestações de
Nazaré, Amargosa e Santo Antonio de Jesus I, passaram a ser interligadas através de
duas linhas de 69 kV com a SE Santo Antonio de Jesus II, oferecendo melhor
confiabilidade ao sistema. Estão previstas as obras de ampliação das SEs : Mutuipe em
2006 e Nazaré em 2011, para o atendimento do crescimento do mercado da região.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
94
•
Regional Senhor do Bonfim
Atualmente opera de forma satisfatória.
Para o suprimento ao consumidor Jacobina Mineração em um patamar de demanda
superior a 12 MW será necessária a introdução da tensão 138 kV na região, com a
construção da SE Jacobina II 138/69 kV.
Está prevista para o início de 2006 a passagem do suprimento ao consumidor FERBASA,
hoje atendido pelo 34,5 kV da SE Itiúba, para 69 kV, com a construção de 52 km de linha
de transmissão em 69 kV, circuito duplo (lançamento apenas do primeiro), e previsão de
lançamento do segundo circuito a partir de 2012.
Está prevista a execução da LT 69 kV Ponto Novo – São José do Jacuípe e da
subestação de São José do Jacuípe, para atendimento aos futuros projetos de irrigação
Pedras Altas e Jacuípe, cuja implementação depende de ações do Governo do Estado.
•
Regional Zebu
Este regional operará satisfatoriamente, no horizonte deste plano, sendo necessário
apenas ampliar a SE Rodelas de 5/6,2 para 10/12,5 MVA.
Programa de Obras
As obras mais importantes para o ciclo 2006/2015 são descritas na tabela 6.8.1, abaixo:
Tabela 6.8.1 – Principais subestações previstas – ciclo 2006/2015
Subestação
Tensão
Data Prevista
Rio Grande
138
2006
Roda Velha
138
2006
230/69
2007
500/230/138
2008
Narandiba
Ibicoara
Recomendações
A definição da solução para assegurar o suprimento à região do extremo sul da Bahia,
suprida por redes radiais, a partir da SE Eunápolis, através de circuitos com limitada
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
95
capacidade que impedem a
desenvolvimento desta região.
expansão
da
oferta
de
energia,
dificultando
o
A realização de um estudo para avaliar o comportamento do sistema de transmissão da
COELBA e as transformações de fronteira, frente a contingências na Rede Básica.
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
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7. Sistema de Transmissão Existente
7.1 Sistema de Transmissão Existente – Rede Básica
COMPENSADORES EXISTENTES (Mvar)
EMPRESA
CHESF
SUBESTAÇÃO
BOM JESUS DA LAPA
CAMAÇARI II
CAMPINA GRANDE
CAMPINA GRANDE
FORTALEZA
FUNIL
GOIANINHA
IRECÊ
MILAGRES
MOSSORÓ
NATAL II
RECIFE II
TERESINA II
TENSÃO
(kV)
13,8
230
230
13,8
230
230
13,8
13,8
230
69
69
230
230
LOCALIZAÇÃO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
BARRAMENTO
TIPO
S
S
E
S
E
E
S
S
E
E
E
S
S
MÍN.
(Mvar)
-15
-210
0
-10
-140
-100
-9
-15
-70
0
0
-210
-105
TOTAL
30
300
200
20
200
200
20
30
116
20
40
300
150
1626
TIPO
S – Síncrono
E – Estático
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
MÁX.
(Mvar)
97
REATORES EXISTENTES
EMPRESA
SUBESTAÇÃO
CHESF
ANGELIM II
BOA ESPERANÇA
MILAGRES
TERESINA II
BANABUIU
BOM JESUS DA
LAPA
CAMPINA GRANDE
II
CAMPINA GRANDE
II
EUNÁPOLIS
FUNIL
FUNIL
GOIANINHA
MILAGRES
NATAL II
ANGELIM II
ANGELIM II
ANGELIM II
BOA ESPERANÇA
BOA ESPERANÇA
CAMAÇARI II
CAMAÇARI II
FORTALEZA II
FORTALEZA II
JARDIM
LUIZ GONZAGA
LUIZ GONZAGA
LUIZ GONZAGA
MESSIAS
MILAGRES
MILAGRES
OLINDINA
OLINDINA
QUIXADÁ
RECIFE II
RECIFE II
SÃO JOÃO DO
PIAUI
SÃO JOÃO DO
PIAUI
SOBRADINHO
SOBRADINHO
SOBRADINHO
(Mvar)
TENSÃO
(kV)
LOCALIZAÇÃO
TIPO
CAPACIDADE
(Mvar)
500
500
500
500
230
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
F
F
F
F
M
150
100
120
100
20
230
Barramento
M
10
230
Barramento
M
30
M
M
M
M
M
M
M
F
F
M
F
F
M
M
F
F
F
F
F
F
F
F
F
F
F
F
M
M
10
22,2
20
22,2
10
20
30
150
150
150
100
100
180
100
180
180
120
2 x 100
150
150
150
120
180
150
150
180
100
100
500
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
LT LUIZ GONZAGA - ANGELIM
LT PAULO AFONSO 4 - ANGELIM
LT XINGO - ANGELIM
LT P. DUTRA - BOA ESPERANÇA
LT S. JOÃO PIAUI - BOA ESPERANÇA
LT JARDIM - CAMAÇARI
LT OLINDINA - CAMAÇARI II C1
LT QUIXADÁ - FORTALEZA II
LT SOBRAL III - FORTALEZA II
LT XINGO - JARDIM
LT MILAGRES - LUIZ GONZAGA
LT SOBRADINHO - LUIZ GONZAGA C1
LT SOBRADINHO - LUIZ GONZAGA C2
LT XINGÓ - MESSIAS
LT LUIZ GONZAGA - MILAGRES
LT QUIXADÁ - MILAGRES
LT LUIZ GONZAGA - OLINDINA
LT PAULO AFONSO 4 - OLINDINA
LT MILAGRES - QUIXADÁ
LT ANGELIM - RECIFE II
LT MESSIAS - RECIFE II
LT BOA ESPERANÇA - SÃO JOÃO DO
PIAUI
F
100
500
500
500
500
LT SOBRADINHO - SÃO JOÃO DO PIAUI
LT LUIZ GONZAGA - SOBRADINHO C1
LT LUIZ GONZAGA - SOBRADINHO C2
LT SÃO JOÃO DO PIAUI - SOBRADINHO
M
F
F
F
100
100
100
2 x 100
230
230
230
230
230
230
230
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
98
SOBRAL III
SOBRAL III
TERESINA II
TERESINA II
TERESINA II
TERESINA II
BANABUIU
BANABUIU
BANABUIU
BARREIRAS
BARREIRAS
BOM JESUS DA
LAPA
EUNÁPOLIS
EUNÁPOLIS
FORTALEZA
FORTALEZA
FORTALEZA
FORTALEZA
FORTALEZA
IRECÊ
MILAGRES
MILAGRES
MILAGRES
NATAL II
NATAL II
PIRIPIRI
SOBRAL II
SOBRAL II
TERESINA
REATORES EXISTENTES (CONTINUAÇÃO)
500
LT FORTALEZA II - SOBRAL III
500
LT TERESINA II - SOBRAL III
500
LT P. DUTRA - TERESINA II C1
500
LT P. DUTRA - TERESINA II C2
500
LT SOBRAL III - TERESINA II
500
LT SOBRAL III - TERESINA II
230
LT MILAGRES - BANABUIU C1
230
LT MILAGRES - BANABUIU C2
230
LT MILAGRES - BANABUIU C3
230
LT BOM JESUS DA LAPA - BARREIRAS
230
LT BOM JESUS DA LAPA - BARREIRAS
F
F
F
F
M
F
F
F
F
F
M
180
180
100
100
150
150
10
10
10
10
10
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
LT IRECÊ - BOM JESUS DA LAPA
LT ITAPEBI - EUNÁPOLIS C1
LT ITAPEBI - EUNÁPOLIS C2
LT BANABUIU - FORTALEZA C1
LT DELMIRO GOUVEIA - FORTALEZA
LT FORTALEZA II - FORTALEZA C1
LT FORTALEZA II - FORTALEZA C2
LT FORTALEZA II - FORTALEZA C3
LT SENHOR DO BOMFIM - IRECÊ
LT BOM NOME - MILAGRES C1
LT BOM NOME - MILAGRES C2
LT BOM NOME - MILAGRES C3
LT CAMPINA GRANDE - NATAL
LT PARAÍSO - NATAL II
LT TERESINA - PIRIPIRI
LT CAUÍPE - SOBRAL II
LT PIRIPIRI - SOBRAL II
LT BOA ESPERANÇA - TERESINA C1
M
F
F
F
F
F
F
F
M
F
F
F
M
M
F
F
F
F
2 x 15
11,1
11,1
10
10
10
10
10
15
10
10
10
10
10
10
10
10
10
TERESINA
230
LT BOA ESPERANÇA - TERESINA C2
F
10
TOTAL
5431,6
TIPO
F - Fixo
M - Manobrável
D - Desligado
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
99
CAPACITORES "SHUNT" EXISTENTES
EMPRESA
CHESF
SUBESTAÇÃO
BANABUIU
CAMPINA GRANDE II
DELMIRO GOUVEIA
FORTALEZA
FUNIL
MILAGRES
RECIFE II
TERESINA
TENSÃO
(kV)
LOCALIZAÇÃO
CAPACIDADE
(Mvar)
230
230
230
230
230
230
230
230
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
Barramento
2 x 50.5
50,5
50,5
50,5
2 x 50.5
2 x 50.5
2 x 50.5
2 x 50.5
TOTAL
404
TIPO
F - Fixo
M - Manobrável
D - Desligado
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
100
8. Evolução do Sistema de Transmissão por Empresa no
Período 2006/2015
CHESF/REDE BÁSICA
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
500,0
2749,0
544
942
0
200
0
0
1063
0
0
0
230,0
1253,0
457
382
118
177
0
0
0
0
0
119
TOTAL
4002,0
1001
1324
118
377
0
0
1063
0
0
119
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
230,0
7184,0
3409
300
1105
400
255
194
50
783
500
188
138,0
33,0
33
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7217,0
3442
300
1105
400
255
194
50
783
500
188
TOTAL
AUTOTRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
500,0
2100,0
600
0
900
0
0
600
0
0
0
0
TOTAL
2100,0
600
0
900
0
0
600
0
0
0
0
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
500,0
825,0
150
450
0
0
0
0
225
0
0
0
TOTAL
825,0
150
450
0
0
0
0
225
0
0
0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
101
CEPISA
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
138,0
141
0
0
40
101
0
0
0
0
0
0
69,0
2499
370
358
549
335
375
259
143
110
0
0
34,5
46
46
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2686
416
358
589
436
375
259
143
110
0
0
TOTAL
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
466,5
175,0
59,0
37,5
54,0
25,0
35,0
33,0
23,0
25,0
0
34,5
6,0
6,0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
472,5
181,0
59,0
37,5
54,0
25,0
35,0
33,0
23,0
25,0
0
TOTAL
CAPACITORES SHUNT (Mvar)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
34,5
6,0
0
0
6,0
0
0
0
0
0
0
0
13,8
70,2
20,4
13,8
0
4,8
4,8
7,2
8,4
4,8
6,0
0
TOTAL
76,2
20,4
13,8
6,0
4,8
4,8
7,2
8,4
4,8
6,0
0
TENSÃO (KV)
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
102
COELCE
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
1534,93
73,93
126,0
272,0
134,0
184,0
105,0
148,0
169,0
180,0
143,0
TOTAL
1534,93
73,93
126,0
272,0
134,0
184,0
105,0
148,0
169,0
180,0
143,0
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
AUTOTRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
1789,55
97,05
284,9
266,05
335,15
97,05
118,3
81,6
42,5
81,6
85,35
TOTAL
1489,55
97,05
284,9
266,05
335,15
97,05
118,3
81,6
42,5
81,6
85,35
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2015
13,8
153
14,4
18,0
19,8
27,0
12,6
12,6
16,2
12,6
10,8
9,0
TOTAL
153
14,4
18,0
19,8
27,0
12,6
12,6
16,2
12,6
10,8
9,0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
103
COSERN
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
506,4
26,9
123,4
99,7
57,0
37,0
38,0
20,4
32,0
48,0
24,0
TOTAL
506,4
26,9
123,4
99,7
57,0
37,0
38,0
20,4
32,0
48,0
24,0
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2011
2012
2013
69,0
502,6
39,10
78,2
43,75 79,80 94,45 51,60
6,25
45,35 32,85 31,25
TOTAL
502,6
39,10
78,2
43,75 79,80 94,45 51,60
6,25
45,35 32,85 31,25
2009
2010
2014
2015
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Adicionado
13,8
56,40
3,6
9,6
4,8
10,8
9,6
6
0
3,6
4,8
3,6
TOTAL
56,40
3,6
9,6
4,8
10,8
9,6
6
0
3,6
4,8
3,6
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
104
SAELPA
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
630,0
94,0
40,0
10,0
73,0
73,0
80,0
83,0
89,0
46,0
42,0
TOTAL
630,0
94,0
40,0
10,0
73,0
73,0
80,0
83,0
89,0
46,0
42,0
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
277,5
37,5
17,5
62,5
35,0
62,5
10,0
10,0
0
30,0
12,5
TOTAL
277,5
37,5
17,5
62,5
35,0
62,5
10,0
10,0
0
30,0
12,5
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
13,8
39,6
3,6
7,2
3,6
10,8
7,2
3,6
3,6
0
0
0
TOTAL
39,6
3,6
7,2
3,6
10,8
7,2
3,6
3,6
0
0
0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
105
CELB
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
69,0
TOTAL
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
37,5
0
12,5
0
0
12,5
12,5
0
0
0
0
37,5
0
12,5
0
0
12,5
12,5
0
0
0
0
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
13,8
TOTAL
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
7,2
0
3,6
0
0
3,6
0
0
0
0
0
7,2
0
3,6
0
0
3,6
0
0
0
0
0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
106
CELPE
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
138,0
96,0
0
0
96,0
0
0
0
0
0
0
0
69,0
964,9
28,0
157,0
262,5
137,9
143,0
117,0
31,8
29,5
46,2
12,0
TOTAL
1060,9
28,0
157,0
358,5
137,9
143,0
117,0
31,8
29,5
46,2
12,0
2012
2013
2014
2015
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
138,0
50,0
0
69,0
444,2
TOTAL
494,2
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
30,0
20,0
0
0
0
0
0
0
0
32,5
164,7
53,5
68,5
70,0
12,5
17,5
0
25,0
0
32,5
194,7
73,5
68,5
70,0
12,5
17,5
0
25,0
0
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
13,8
75,6
7,2
14,4
5,4
5,4
9,0
14,4
7,2
9,0
3,6
0,0
TOTAL
75,6
7,2
14,4
5,4
5,4
9,0
14,4
7,2
9,0
3,6
0,0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
107
CEAL
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
751
133
62
126
115
12
27
64
37
94
81
TOTAL
751
133
62
126
115
12
27
64
37
94
81
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
266,25
143,75
18,75
25,00
20,00
18,75
20,00
7,50
6,25
6,25
0
TOTAL
266,25
143,75
18,75
25,00
20,00
18,75
20,00
7,50
6,25
6,25
0
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
13,8
55,80
5,40
16,2
3,6
9,0
7,2
3,6
3,6
3,6
3,6
0
TOTAL
55,80
5,40
16,2
3,6
9,0
7,2
3,6
3,6
3,6
3,6
0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
108
ENERGIPE
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
65,3
12,5
52,0
15,8
37,0
0
0
0
0
0
0
TOTAL
65,3
12,5
52,0
15,8
37,0
0
0
0
0
0
0
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
69,0
96,3
11,0
10,0
35,3
5,0
0
17,5
15,0
2,5
0
0
TOTAL
96,3
11,0
10,0
35,3
5,0
0
17,5
15,0
2,5
0
0
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
13,8
20,4
1,2
2,4
7,2
1,2
0
6,0
1,2
0
1,2
0
TOTAL
20,4
1,2
2,4
7,2
1,2
0
6,0
1,2
0
1,2
0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
109
COELBA
Evolução do Sistema de Transmissão
Linhas de Transmissão ─ Período 2006/2015 (km)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
138,0
858,1
229,6
0
0
0
0
245,5
145,0
173,0
0
65,0
69,0
593,4
72,0
6,0
27,2
17,2
83,0
352,0
33,0
0
3,0
0
TOTAL
1451,5
301,6
6,0
27,2
17,2
83,0
597,5
178,0
173,0
3,0
65,0
2011
2012
2013
2014
2015
Evolução do Sistema de Transmissão
Subestações – Período 2006/2015
TRANSFORMADORES (MVA)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
138,0
509,0
81,4
43,8
17,2
0
0
159,6
106,4
47,4
26,6
26,6
69,0
660,6
81,3
102,3
68,8
90,6
19,0
109,4
78,8
52,5
57,9
0
1169,6
162,7
146,1
86,0
90,6
19,0
269,0
185,2
99,9
84,5
26,6
TOTAL
CAPACITORES SHUNT (MVAR)
TENSÃO
(KV)
Total
Adicionado
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
34,5
65,4
8,4
0
0
0
7,2
14,4
5,4
7,2
22,8
0
13,8
109,8
3,6
14,4
18,0
15,6
9,0
31,2
14,4
3,6
0
0
TOTAL
175,2
12,0
14,4
18,0
15,6
16,2
45,6
19,8
10,8
22,8
0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
110
9. Sistema de Transmissão Previsto para o Período 2006-2015
TOTAL DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ADICIONADAS AO SISTEMA
Período 2006/2015 (Km)
EMPRESA
CHESF/REDE BÁSICA
500 KV
230 KV
138 KV
69 KV
34,5 KV
2749,0
1253,0
0
0
0
CEPISA
0
0
141,00
2499,00
46,00
COELCE
0
0
0
1534,93
0
COSERN
0
0
0
506,40
0
SAELPA
0
0
0
630,00
0
CELB
0
0
0
0
0
CELPE
0
0
96,00
964,90
0
CEAL
0
0
0
751,00
0
ENERGIPE
0
0
0
65,30
0
COELBA
0
0
858,10
593,4
0
2749,00
1253,00
1095,10
7544,93
46,00
TOTAL
TOTAL DA CAPACIDADE EM SUBESTAÇÕES ADICIONADAS AO SISTEMA
Período 2006/2015 (MVA)
EMPRESA
CHESF/REDE BÁSICA
500 KV
230 KV
138 KV
69 KV
34,5 KV
2100,00
7184,00
33,00
0
0
CEPISA
0
0
0
466,50
6,00
COELCE
0
0
0
1789,55
0
COSERN
0
0
0
502,60
0
SAELPA
0
0
0
277,50
0
CELB
0
0
0
37,50
0
CELPE
0
0
50,00
444,20
0
CEAL
0
0
0
266,25
0
ENERGIPE
0
0
0
96,30
0
COELBA
0
0
509,00
660,60
0
2100,00
7184,00
592,00
4541,00
6,00
TOTAL
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
111
10.
Equipe de Trabalho
PARTICIPANTE
EMPRESA
Aníbal Queiroz Braga
COELCE
Ademálio de Assis Cordeiro
SAELPA/CELB
Alberto de Carvalho Machado
CHESF
Aldenisa Santos
CELPE
Aldo Formiga
CELPE
Ariosto Dantas da Luz
COELBA
Arrhenius V. da Costa Oliveira
COSERN
Carlos Leôncio Gonzaga Costa
CELPE
Cassiano de C. Rocha Neto
COELCE
Geraldo Dias de Araújo
CEAL
Gerdson Sampaio
CEAL
Giacomo Perrotta
COELBA
Joelson Guedes da Silva
SAELPA
José Ernestino Maciel Souza
ENERGIPE
José Nicolau de Almeida Filho
CHESF
Laura Silvia Bahiense da S. Leite
EPE
Luiz de Moraes Guerra
SAELPA/CELB
Maria de Fátima de C. Gama
EPE
Raimundo N. R. de Moura
CEPISA
Roberto Luis Rocha
EPE
Valdson Simões de Jesus
CHESF
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
112
ANEXO I : PLANO DE GERAÇÃO DE REFERÊNCIA
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
113
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
BALBINA
SAMUEL
SAO MIGUEL
CORUMBA III
OLHOS DAGU
ESPORA
SERRA FACAO
BAR COQUEI
C. BRANCO 1
C. BRANCO 2
CORUMBA IV
MARABA
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
jan/12
jan/12
jan/12
jan/12
jan/12
jan/08
jan/08
jan/08
jan/08
jan/08
mar/12
jun/12
set/12
mar/08
abr/08
ago/08
nov/08
fev/06
mar/06
abr/06
nov/08
jan/09
out/08
nov/08
dez/08
fev/06
abr/06
jun/06
jan/07
fev/07
abr/07
jan/06
abr/06
jan/12
abr/12
jul/12
out/12
jan/13
abr/13
jul/13
out/13
jan/14
50.0
50.0
50.0
50.0
50.0
43.2
43.2
43.2
43.2
43.2
20.3
20.3
20.4
46.8
46.8
16.5
16.5
10.7
10.7
10.6
106.3
106.3
30.0
30.0
30.0
80.0
80.0
80.0
70.0
70.0
70.0
63.5
63.5
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
114
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
MARABÁ (cont.)
CEBOLAO
P. GALEANO
NOVO ACORDO
CACU
MARANHAO.BAI
TELEM BORB
MAUA
JATAIZINHO
FOZ RCLARO
ITAIPU.BINAC
ITAGUACU
RETIRO BAIXO
SALTO
S.R.VERDINHO
TUCANO
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
abr/14
jul/14
out/14
jan/15
abr/15
jul/15
out/15
jun/11
set/11
set/12
dez/12
ago/12
nov/12
fev/13
mai/13
out/08
nov/08
dez/08
jan/12
abr/12
jul/12
ago/10
nov/10
set/10
dez/10
mar/11
jun/12
set/12
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
76.0
76.0
69.5
69.5
40.0
40.0
40.0
40.0
21.7
21.7
21.6
41.6
41.7
41.7
60.0
60.0
129.3
129.3
129.3
77.5
77.5
ago/11
nov/11
jan/06
jan/06
ago/10
nov/10
ago/09
nov/09
dez/08
mar/09
dez/08
mar/09
abr/13
jul/13
33.5
33.5
700.0
700.0
65.0
65.0
41.0
41.0
54.0
54.0
46.5
46.5
78.5
78.5
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
115
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
PAULISTAS
PEIXE ANGICA
S.SALVADOR
MIRADOR
STA CLARA JO
FUNDAO
BARRA GRANDE
PASSO S.JOAO
SAO JOSE
CAMPOS NOVOS
MONJOLINHO
TORIXOREU
CASTRO ALVES
MONTE CLARO
14 DE JULHO
AGUA LIMPA
FOZCHAPECO
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
out/09
mar/10
jun/06
ago/06
nov/06
out/10
nov/10
dez/10
out/11
jan/12
set/05
out/05
jul/06
out/06
nov/05
fev/06
mai/06
out/11
jan/12
abr/12
jul/11
out/11
jan/12
fev/06
mai/06
ago/06
ago/08
out/08
jan/13
abr/13
jul/13
out/13
set/07
nov/07
jan/08
jan/06
mar/08
mai/08
fev/13
mai/13
jan/10
abr/10
jul/10
40.5
40.5
150.7
150.7
150.6
80.3
80.3
80.4
40.0
40.0
60.0
60.0
60.0
60.0
230.0
230.0
230.0
25.7
25.7
25.6
15.0
15.0
15.0
293.3
293.3
293.4
33.5
33.5
102.0
102.0
102.0
102.0
43.3
43.3
43.4
65.0
50.0
50.0
160.0
160.0
213.7
213.7
213.8
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
116
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
FOZCHAPECÓ (cont.)
TORICOEJO...
PICADA
SIMPLICIO
BAU I
BARRA BRAUNA
BAGUARI
AIMORES
IRAPE.......
MURTA
TRAIRA II
SALTO PILAO.
OURINHOS....
S.QUEBRADA
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
out/10
mai/12
ago/12
set/05
out/05
out/11
jan/12
abr/12
mar/10
mai/10
jul/10
mar/08
abr/08
mai/08
ago/10
nov/10
fev/11
mai/11
ago/05
ago/05
ago/05
mar/06
mai/06
jul/06
mar/09
mai/09
jul/09
mar/12
jun/12
set/12
jul/08
set/08
set/05
set/05
set/06
ago/12
nov/12
fev/13
mai/13
ago/13
nov/13
fev/14
mai/14
213.8
38.0
38.0
25.0
25.0
101.9
101.9
101.9
36.6
36.7
36.7
13.0
13.0
13.0
35.0
35.0
35.0
35.0
110.0
110.0
110.0
120.0
120.0
120.0
40.0
40.0
40.0
20.0
20.0
20.0
91.1
91.2
14.6
14.7
14.7
166.0
166.0
166.0
166.0
166.0
166.0
166.0
166.0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
117
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
ESTREITO.TOC
TUCURUI 1/2.
PONTE PEDRA.
BELO MONTE
DARDANELOS
B.MONTE COMP
SAO JOAO
CACHOEIRINHA
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
ago/09
nov/09
fev/10
mai/10
ago/10
nov/10
fev/11
mai/11
ago/11
jun/05
set/05
fev/06
jun/06
set/06
set/05
set/05
out/05
jan/13
abr/13
jul/13
out/13
jan/14
abr/14
jul/14
out/14
jan/15
abr/15
120.8
120.8
120.8
120.8
120.8
120.8
120.8
120.7
120.7
375.0
375.0
375.0
375.0
375.0
58.7
58.7
58.6
550.0
550.0
550.0
550.0
550.0
550.0
550.0
550.0
550.0
550.0
set/10
dez/10
mar/11
jun/11
set/11
jan/11
mar/11
mai/11
jul/11
set/11
nov/11
jan/12
mar/09
jun/09
mar/09
jun/09
58.0
58.0
58.0
58.0
29.0
25.9
25.9
25.9
25.9
25.9
25.9
25.9
30.0
30.0
22.5
22.5
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
118
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
S.GDE CHOPIM
V.GDE CHOPIM
PARANHOS
IPUEIRAS
TUPIRATINS
JIRAU
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
ago/09
nov/09
fev/10
mar/12
mai/12
jul/12
mar/12
jun/12
ago/11
nov/11
fev/12
mai/12
mar/13
jun/13
set/13
dez/13
mar/14
jun/14
jan/11
jan/11
abr/11
abr/11
abr/11
abr/11
jul/11
jul/11
jul/11
jul/11
out/11
out/11
out/11
out/11
jan/12
jan/12
jan/12
jan/12
abr/12
abr/12
abr/12
abr/12
jul/12
jul/12
jul/12
17.8
17.8
17.8
18.2
18.2
18.3
31.3
31.3
120.0
120.0
120.0
120.0
103.3
103.3
103.3
103.3
103.3
103.4
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
119
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
JIRAU (cont.)
STO ANTONIO
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
jul/12
out/12
out/12
out/12
out/12
jan/13
jan/13
jan/13
jan/13
abr/13
abr/13
abr/13
abr/13
jul/13
jul/13
jul/13
jul/13
out/13
out/13
jan/12
jan/12
abr/12
abr/12
abr/12
abr/12
jul/12
jul/12
jul/12
jul/12
out/12
out/12
out/12
out/12
jan/13
jan/13
jan/13
jan/13
abr/13
abr/13
abr/13
abr/13
jul/13
jul/13
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
75.0
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
120
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
STO ANTONIO (cont.)
CACHOEIRAO
BURITI QUEIM
RIBEIRO GONC
URUCUI
CASTELHANO
RIACHO SECO
PEDRA BRANCA
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
jul/13
jul/13
out/13
out/13
out/13
out/13
jan/14
jan/14
jan/14
jan/14
abr/14
abr/14
abr/14
abr/14
jul/14
jul/14
jul/14
jul/14
out/14
out/14
jun/12
set/12
dez/12
mar/13
jan/12
abr/12
jul/12
out/12
mai/12
ago/12
mai/12
ago/12
jun/11
set/11
nov/11
fev/12
mai/12
ago/12
nov/12
fev/13
mai/13
ago/13
jan/11
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
71.6
16.0
16.0
16.0
16.0
35.5
35.5
35.5
35.5
36.5
36.5
82.0
82.0
48.0
48.0
30.0
30.0
30.0
30.0
30.0
30.0
30.0
30.0
40.0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
121
Ciclo 2006/2015
Referência: Reunião DMSE de 14/07/2005
NOME
PEDRA BRANCA (cont.)
BARRA POMBA
CAMBUCI
BAIXO IGUACU
SAO ROQUE
GARIBALDI
JURUENA
PORTEIRAS
CACHOEIRA
ESTR. PARN.
ITAPIRANGA
DATA DE ENTRADA
POTÊNCIA (MW)
abr/11
jul/11
out/11
jan/12
abr/12
jul/12
out/12
set/09
dez/09
ago/09
nov/09
jan/11
abr/11
jul/11
out/12
mar/11
jun/11
set/11
jan/11
abr/11
jul/11
jul/12
out/12
jan/13
abr/13
jan/11
abr/11
jul/11
out/11
jun/11
set/11
jun/12
set/12
abr/11
jul/11
out/11
jan/12
40.0
40.0
40.0
40.0
40.0
40.0
40.0
40.0
40.0
25.0
25.0
85.0
85.0
85.0
85.0
71.3
71.3
71.4
50.0
50.0
50.0
11.5
11.5
11.5
11.5
21.5
21.5
21.5
21.5
46.5
46.5
43.0
43.0
145.0
145.0
145.0
145.0
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
122
ANEXO II : MAPAS ELETROGEOGRÁFICOS
II.1 - SISTEMA CHESF
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
123
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
124
II.2 - SISTEMA CEPISA
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
125
O OC CE EA AN NO O
I CO O
A AT TL LÂ ÃN NT TI C
ILHA GRANDE
DE STA. ISABEL
PARNAÍBA II
2x12,5MVA
(2005)
Z
LUI
PARNAÍBA
20,0+8,0MVA
CAMURUPIM
5,0MVA
BOM PRINCÍPIO
6,25MVA
(2004)
SÃO BERNARDO
CAXINGÓ
JOCA MARQUES
LUZILÂNDIA
8 ) 5,0MVA
(2
/0
COCAL
SOBRAL
SÃO JOÃO DO ARRAIAL
(2
DO D
S. J.
00
7/
0 8)
5,0MVA
BATALHA
NOSSA SENHORA
DOS REMÉDIOS
(2
0 06
/0 7
BARRAS
NOVO NILO
2,0MVA
6,25MVA
(2007)
BO A
/06 )
6/07
)
(2
(20 08)
(2 00 6/07)
PARNARAMA
PAS
(20
SANTA CRUZ DOS MILAGRES
N
PIMENTEIRAS
10 MVA
6,5 MVA
(2 008
)
SANTA ROSA
DO PIAUÍ
2,0MVA
CAJAZEIRAS
DO PIAUÍ
(2008)
M
S. J. DA
VARJOTA
12,5 MVA
5,0MVA
(2003)
SÃO MIGUEL
DO FIDALGO
1,5 MVA
(2004)
3 MVA
(2002)
6,25MVA
5,0MVA
( 20 05
/06)
JAICÓS
ITAPISSUMA
69 KV
FRONTEIRAS
1,5 MVA
VILA NOVA
6,5 MVA
CAMPO
GRANDE
PADRE
MARCOS
ALEGRETE
CALDEIRÃO GRANDE
FCO. M ACEDO
MARCOLÂNDIA
BELÉM DO PIAUÍ
MASSAPÊ
DO PIAUÍ
PATOS DO
PIAUÍ
CARIDADE
VERA MENDES
CONCEIÇÃO
DO CANINDÉ
BELA VISTA
DO PIAUI
SIMÕES
JACOBINA
CURRAL NOVO
BETÂNIA DO PIAUÍ
PAULISTANA
2x1,5MVA
POV. PIPOCAS
S. FRANCISCO DE
ASSIS DO PIAUI
6,5
2,5 MVA
ACAUÃ
EUCATEX
10/12,5MVA
5 MVA
1,5 MVA
P
E
R
(20
09)
(2 00
2,5 MVA
12,5 MVA
(2007)
7)
PIO IX
S.JULIÃO
2)
SE CERRADOS
2x12,5MVA
(2007)
(20 03)
C OLÔN IA
D O GUR G U ÉI A
HA
ISAIAS COELHO
00
5/0
6)
5,0 MVA
2,0
O IN
AG
5 MVA
SOCORRO
DO PIAUÍ
PAJEÚ
DO PIAUÍ
(2
MANO EL
EM Í DI O
PAES
LANDIM
FLORES
DO PIAUÍ
(200 4)
PAVUSSÚ
AL
O
LIT
A
RIO GRANDE
DO PIAUÍ
CANAVIEIRA
Ó
IP
MVA
ITAINÓPOLIS
CAMPINAS
DO PIAUÍ
6,5 MVA
2,5
1,5 MVA
2x6,5
GEMINIANO
WALL
STA. CRUZ
FERRAZ
DO PIAUI
FLORESTA
DO PIAUI
N
O
SU
SS
UA
PA 3MVA
RA
JUNCO
SANTO INÁCIO
DO PIAUÍ
ITAUEIRA
Pov. COVA DONGA
H
S.
I. C.S.A
4MVA
(2004)
COLÔNIA
DO PIAUÍ
1,5 MVA
00
20M VA
PAQUETÁ
(2004)
12,5MVA
(2
B.GRANDE
6,25MVA
(2004/05)
2x2,5MVA
1,0MVA
2x1,5 MVA
VALENÇA
INHUMA
O
E
LAGOA DO SÍTIO
C
NT
VÁRZEA
GRANDE
ARRAIAL
TANQUE
DO PIAUÍ
AROAZES
5,0MVA
U
GO
AP
OL
JA
E.VELOSO
EÃ
R
O
M D IM
UL
A T DO
RE
6,25MVA
O
GE
(200 2)
NE
RA
FRANCIÇÃ
NÓPOLIS
O
FRANCISCO
AIRES
1,5 MVA
ASSUNÇÃO
DO PIAUÍ
B
RA
M
A NC
FR
EM S. MIGUEL DA BAIXA GRANDE
SAG
M
OP.
EM
ANGICAL
A
AM
P. DUTRA
0,5 MVA
A
SÃO FÉLIX
HU
6,25MVA
(2005)
S. FRANCISCO
DO MARANHÃO
O
UR
BA
D ’ALCÂR RA
NTARA
13.8
KV
OP. EM
B
PALMEIRAIS
STO. A. DOS MILAGRES
R
Pov. COQU EIRO
PRATA DO PIAUÍ
D
RO
AR
6,25MVA
(2005)
S. GONÇALO DO PIAUÍ
S.MIGUEL DO TAPUIO
1,5MVA
SÃO JOÃO
DA SERRA
MONSENHOR GIL
12 E
,5 D R
M O
VA
BURITI DOS MONTES
2X 1, 5M VA
S .P
13.8K
V
A
JUAZEIRO DO PIAUÍ
CASTELO
6,25MVA
(2007)
BENEDITINOS
MIGUE L LEÃO
LAGOINHA DO PIAUI
OLHO D’ÁGUA
0,5 MVA
7)
NOVO STO.
ANTÔNIO
ALTO LONGÁ
L
LAGOA
DO PIAUÍ
AGRICOLÂNDIA
A
RR
.S E
S .J M VA
S/E 0,5
SIG.PACHECO
6/0
ARAS
COIV
(2002)
A
ERV
DEM BÃO
LO
H
A
HA
IN V A
GO 5 M (2
LA 0 ,
00
P q. Ind. SUL
12,5 MVA
N
JATOBÁ
SIGEFREDO PACHECO
0
NAZÁRI A
P. DUTRA
6,5MVA
MILTON BRANDÃO
M
BO A
M V
BE ,5 M
2x6,5MVA
1x12,5MVA
2x25 ,5MVA
(2 007/08)
AGESPISA
PEDRO II
CAPITÃO DE CAMPOS
COCAL DE TELHA
N
Ã
)
ALTOS
1x12,5 MVA
TERESINA
RENASCENÇA
2x25MVA
(2007/08)
6,5 MVA
CAMPO MAIOR
( 200
MACAÚBA
50,0MVA
O
SUPRIDA OUTRA
CONCESSIONÁRIA
0 02
LAGOA DE SÃO FRANCISCO
RA
(200 7/08)
JOSE DE
FREITAS
4)
00
(2
SÃO JOÃO DA FRONTEIRA
DOMINGOS MOURÃO
N. S. DE
NAZARÉ
6, 25MVA
(2004)
( 2005
SUPRIDA CEPISA
EIR
IP IR
ANG
DOM
A
EX
LOPEPEDITO
S
SANT
ANA
DO P
IA
SÃO
JOS UÍ
É DO
PIAU
S. J
Í
. DA
CA
BO
NA BR
CA
AVA
IN
SÃ
ST
A
OL
O.
UIS
AN
D
TÔ
O
PIA
N IO
FC
UÍ
DE
O.
LIS
SA
B
NT
OA
OS
2x6,5 MVA
JÓQUEI
66,0MVA
P OTY
2x25MVA
(200 5/06)
MARQUÊS
52,5MVA
IL
AS
C
MARAMBAI A
SEDE MUNICIPAL
HO
CABECEIRAS
Po
v.S
.JO
BOQUEIRÃO
0,5 AQU
S ATÉL ITE (2003)
MV IM
A
2x 20/2 5MVA
UNIÃO
BR
)
3,0 MVA PIRIPIRI
LAGOA
ALEGRE
SEDE GERÊNCIA
TÉCNICA
O
07)
M. ALVES
4,0MVA
IVIN
A
R UC
ACU
PIR
12,5MVA
A
ESPERANTINA
CAMPO
LARGO
PORTO
PERITORÓ
COCAL DOS ALVES
5,0MVA
Á
M.OLÍMPIO
007
CARAÚBAS
DO PIAUÍ
R
STA. QUITÉRIA
JOAQUIM
PIRES
O
A
E IR
E
M AD
CAJUEIRO DA
PRAIA
TABULEIROS
2X60,0MVA
10,0MVA
LO
PES
MURICI DOS PORTELAS
MORRO DO CHAPEU DO PIAUÍ
R
CO
(2006)
Tabuleiros
Litorâneos
B UR
ITI D
OS
A
REI
1,5 MVA
2x5,0
SOBRADINHO
(2004/05)
6,25MVA
6,5 MVA(2001)
0,5 MVA
(200
8)
6/0
1,5 MVA
0
(20
8)
6,5 MVA
1,5
3,0MVA
(2 0
07)
12,5 MVA
(2005)
3,0 MVA
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
126
II.3 – SISTEMA COELCE
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
127
Mapa eletrogeográfico do Ceará considerando as obras previstas no Plano 2006 – 2015
JIJOCA
DE
JERICOACOARA
CAMOCIM
CRUZ
BAIXO
ACARAU DIST.
ITAREMA
BAIXO
ACARAU CAP.
MARCO
MARTINÓPOLE
TRAIRI
MORRINHOS
URUOCA
SENADOR SÁ
AMONTADA
MASSAPÊ
SOBRAL
CARACARÁ
(C2)
TEREZINA
FRECHEIRINHA
CARIRÉ
APUIARÉS
ARARAS
NORTE
GUARACIABA
DO NORTE
SANTA QUITÉRIA
BERMAS
PATEX
BEBERIBE
PACAJUS
BARREIRA
GUARAMIRANGA
PINDORETAMA
COLUNA
CASCAVEL
FITESA
ACARAPE
(C2)
CANINDÉ
CHOROZINHO
BATURITE
ARATUBA
CAPISTRANO
(C2)
ITATIRA
NOVA
RUSSAS
ARARENDÁ
(C2)
INHUPORANGA
PARAMOTÍ
HIDROLÂNDIA
CROATÁ
AQUIRAZ
CAGECE
GUAIÚBA
GENERAL
SAMPAIO
IPÚ
IPUEIRAS
PORTO
DAS DUNAS
JABUTI
PACATUBA
TEJUÇUOCA
(C2)
RERIUTABA
INHUÇU
(C3)
MARACANAU
MARANGUAPE
PACUJA
GRAÇA
SÃO
BENEDITO
PECÉM
~ CGTF
MPX
~
CAUCAIA
PENTECOSTE
IRAUÇUBA
FORQUILHA
(C3)
UBAJARA
IBIAPINA
PORTO
ITAPAGÉ
PEDREIRA
TIANGUÁ
PARAIPABA
SÃO LUIS
DO CURU UMARITUBA
UMIRIM
CATUNDA
ICAPUI
FAZ. BELÉM
IBARETAMA
QUIXADÁ
JAGUARUANA
IBICUITINGA
RUSSAS
MORADA TBR
DIST
NOVA
JUATAMA
BOA VIAGEM
CRATEUS
ARACATI
ITAIÇABA
PALHANO
CHORÓ
MADALENA
IPAPORANGA
B. DO
CESÁRIO
(C3)
MACAOCA
MONSENHOR TABOSA
TAMBORIL
FORTIM
OCARA
ITAPIUNA
(C2)
BARRA DO
FIGUEIREDO
QUIXERAMOBIM
(C2)
TOMÉ
LIMOEIRO
DO NORTE
TAB. DE
RUSSAS CAP.
APODI
AP
O
D
N
R
A
C
(C3)
IRACEMAI
JAGUARIBE
DEP. IRAPUAN
PINHEIRO
CATOLÉ
G
P
H
SOLONÓPOLE
IO
A
JAGUARIBARA
PIQUET
CARNEIRO
D
CURUPATI
MILHÃ
A
A
JAGUARETAMA
SENADOR
POMPEU
MOMBAÇA
QUITERIANOPOLES
D
ALTO SANTO
CASTANHÃO
R
ALTAMIRA
O
CHAPADÕES
DO CASTANHÃO
PEDRA BRANCA
NOVO
ORIENTE
DI
S. J. JAGUARIBE
INDEPENDÊNCIA
R T
E
COREAÚ CCCP
ITAPIPOCA
NO
SANTANA
DO ACARAÚ
O
VIÇOSA
DO
CEARÁ
D
GRANJA
E
CHAVAL
ACARAU
ERERÊ
TAUÁ
PEREIRO
ACOPIARA
Í
PIAU
CATARINA
ORÓS
QUIXELÔ
PARAMBÚ
ARNEIROZ
IGUATU
ICÓ
JUCÁS
SABOEIRO
CARIÚS
AIUABA
CEDRO
LAVRAS DA
MANGABEIRA
TARRAFAS
VÁRZEA
ALEGRE
GRANJEIRO
FARIAS BRITO
CARIRIAÇU
POTENGI
(C2)
BARBALHA
CHAPADA DO
P
ARARIPE
N A M B U C
O
E R
BALANÇOS
BARRO
(C3)
A
ARARIPE
JUAZEIRO
DO NORTE
MISSÃO
VELHA
P
NOVA
OLINDA
CRATO
SALITRE
(C3)
AURORA
CAMPOS SALES
B A
A I
ASSARÉ
R
ANTONINA
DO
NORTE
ABAIARA
IBACIP
PORTEIRAS
JARDIM
MAURITI
BREJO
SANTO
(C3)
JATÍ
PENAFORTE
Estudos do Plano Decenal da Expansão do Setor Elétrico - Subsistema Nordeste – ciclo 2006/2015
128
Mapa eletrogeográfico de Fortaleza considerando as obras previstas no Plano 2006 – 2015
CRISTO
REDENTOR
VILA VELHA
PIRAM
BU
FLORESTA
JARDIM
IRACEMA
QUINTINO
CUNHA
ÁLVARO
WEYNE
CARLITO
PAMPLONA
VILA
ELLERY
JARDIM
GUANABARA
MOURA BRASIL
PRAIA DE
IRACEMA
MONTE
JACARECANGA
CASTELO
CENTRO
SÃO
GERARDO
ANTÔNIO
BEZERRA
ALAGADIÇO
PADRE
ANDRADE
FARIAS
PQE.
BRITO
ARAXÁ
PARQUELÂNDIA
AMADEU
FURTADO
BENFICA
GENIBAÚ
CONJ.
CEARÁ I
CONJ.
CEARÁ II
HENRIQUE
JORGE
JOÃO XXIII
AM
A
S
BELA
VISTA
PANAMERICANO
JOSE
BONIFÁCIO
RODOLFO
TEÓFILO
JARDIM
AMERICA
PRAIA DO
FUTURO I
JOAQUIM
TÁVORA
DIONISIO
TORRES
D
SERRINHA
GRANJA LISBOA
SALINAS
PRAIA DO
FUTURO II
DUNAS
GUARARAPES
ALTO DA
BALANÇA
ENG. LUCIANO
CAVALCANTE
EDSON QUEIROZ
AEROPORTO
JARDIM
DAS
OLIVEIRAS
DIAS MACEDO
PARQUE
MANIBURA
MARAPONGA
DENDÊ
SÃO
JOSE
MANOEL
SÁTIRO
S IQ
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C.2000
S. J. TAUAPE
AEROLÂNDIA
ITAOCA
ITAPERI
COCÓ
FÁTIMA
BOM
DE
FUTURO
R O MO
COUTO
CH CR
PARRERÃO
A ITO FERNANDES
JOQUEY
MONTESE
CLUBE
VILA UNIÃO
GRANJA
PORTUGAL
MEIRELES
CIDADE DOS
FUNCIONÁRIOS
CASTELÃO
JARDIM
CEARENSE
MATA
GALINHA
PARQUE
DOIS IRMÃOS
SAPIRANGA / COITÉ
SABIAGUABA
CAMBEBA
PASSARÉ
CAJAZEIRAS
PARQUE
IRACEMA
ALAGADIÇO
NOVO
ÇA
MONDUBIM
BARROSO
CURIÓ
LAGOA REDONDA
GUAJERÚ
COAÇU
LEGENDA
JANGURUSSU
PAUPINA
ANCURI
PEDRAS
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129
II.4 – SISTEMA COSERN
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130
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131
II.5 – SISTEMA SAELPA
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132
Regional Leste
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133
Regional Centro
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134
Regional Oeste
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135
II.6 – SISTEMA CELB
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136
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137
II.7 – SISTEMA CELPE
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139
II.8 – SISTEMA CEAL
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II.9 – Sistema ENERGIPE
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II.10 – SISTEMA COELBA
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Região de Salvador
Região Oeste
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145
Região Nordeste
Regiões Sul e Sudoeste
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