GPL/020
21 a 26 de Outubro de 2001
Campinas - São Paulo - Brasil
GRUPO VII
GRUPO DE ESTUDO DE PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS
AVALIAÇÃO DA ATRATIVIDADE DA AMPLIAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES NORTE-SUL E NORTENORDESTE, VERSUS APLICAÇÃO DE UM PARQUE HIDROELÉTRICO OU TERMELÉTRICO
Jurandir A. Cavalcanti1 Carlos E. O. Coutinho
CHESF
RESUMO
Este trabalho apresenta a análise de viabilidade técnica
e econômica da implantação da interligação SudesteNordeste e duplicação da interligação Norte-Sul, aqui
denominada Norte-Sul II.
São apresentados além dos aspectos de avaliação
econômica das alternativas de rota visualizadas para a
interligação Sudeste-Nordeste, a evolução e as
avaliações dos benefícios energéticos numa visão
estrutural e conjuntural dos dois empreendimentos.
PALAVRAS CHAVE : Análise de Viabilidade,
Parque hidroelétrico, Parque termalétrico, Interligações
Regionais, Benefícios Energéticos.
1.0 INTRODUÇÃO
Em 1992, foi criado um grupo de trabalho conjunto
CTEE/CTST, dentro do GCPS, que realizou avaliações
energéticas que confirmaram um aumento significativo
da energia garantida no Sistema Interligado Brasileiro,
decorrente da implantação da interligação Norte/Sul
com capacidade de 1000 MW. Foram realizadas
análises do comportamento do fluxo nessa interligação,
constatando-se um alto grau de utilização (mais de
62 % do tempo carregada no seu limite máximo),
observando-se, também, uma característica sazonal do
fluxo de energia.
Esse empreendimento entrou em operação comercial
em março de 1999 e a partir do mês de julho assumiu
um papel de fundamental importância no atendimento
ao mercado da região Nordeste, devido a uma
1
Paulo F. R. V. Souto
Marcus S. Parentoni
ELETROBRÁS
conjuntura energética desfavorável por que passou essa
região.
Estudos posteriores realizados pela Eletrobrás em
1996, indicaram a atratividade de ampliar a capacidade
das interligações Norte-Sul para 2500 MW e NorteNordeste para 3000 MW.
O benefício energético advindo da interligação NorteSul II e Sudeste-Nordeste (ampliação da NorteNordeste), de natureza estrutural, traduzido pelo
acréscimo na energia garantida do Sistema Interligado
Brasileiro, é um dos indicadores da atratividade
econômica dessas interligações. O benefício
energético, ditos conjuntural, representados pela
redução na geração térmica e/ou déficit de energia na
ocorrência de determinadas situações hidrológicas,
caracteriza um outro tipo de indicador que, juntamente
com os benefício estrutural, possibilita uma visão mais
abrangente dos reais benefícios destas interligações e
suas ampliações.
As ampliações das interligações Norte-Nordeste para
3000 MW e Norte-Sul para 2500 MW, representam
uma alternativa atrativa para atendimento ao mercado
do Nordeste a partir de dezembro de 2002. Tal aspecto
vem sendo sinalizado por estudos já publicados pela
área energética da Eletrobrás. Os resultados obtidos
nesses estudos indicam um ganho incremental da
ordem de 1300 MWano para essa ampliações.
Os benefícios energéticos potenciais associados a essas
interligações, onde a rede de transmissão tem um papel
significativo, dependem fundamentalmente da sinergia
obtida com a operação integrada dos sistemas
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2
geradores
localizados
nas
diferentes
bacias
hidrográficas que formam o Sistema Interligado
Brasileiro.
Na figura 1 é apresentado o mapa do Sistema Elétrico
Brasileiro indicando as alternativas de rotas estudadas
para a interligação Sudeste-Nordeste.
Um ponto importante a ser lembrado, é que o ganho de
1300 MWano, associado a Interligação Norte–Sul II e
implantação da Interligação Sudeste-Nordeste, após o
comissionamento da UHE Tucurui II, se mantém
robusto mesmo depois da implantação do parque
gerador do médio Tocantins. Representa, portanto, uma
alternativa muito importante de integração das bacias
hidrográficas das regiões Norte, Nordeste e
Sul/Sudeste do Brasil. Assim sendo a implantação das
referidas interligações estão vinculadas a implantação
da segunda etapa da UHE Tucuruí.
2.0 OBJETIVO
Os estudos para caracterização desta sinergia foram
baseados em modelos de pré-despacho de geração
processados de modo integrado e interativo com
modelos de simulação de rede. No detalhamento de tais
estudos foi feita uma interação muito significativa entre
as áreas de planejamento da geração e transmissão na
caracterização dos fluxos de energia entre as áreas
Norte, Nordeste, Sudeste e Sul; despachos de geração;
concepção de alternativas de transmissão; cenários de
fluxo de potência; etc.
Além desses aspectos destaca-se os desenvolvimentos
metodológico e de ferramental com uma participação
muito importante do CEPEL. Nesse sentido foram
feitas ações de melhorias nos tempos de respostas do
planejamento
da
transmissão,
introduzindo-se
modificações no programa de planejamento automático
de redes ANASIN.
As análises de síntese de rede para concepção/seleção
de alternativas foram realizadas utilizando o
ferramental anteriormente citado e pautadas, portanto,
no desempenho em regime permanente. Estudos
posteriores de desempenho a 60 Hz e de transitórios
eletromagnéticos foram realizados pelo consórcio
Hidroservice-Enerconsulte-Marte-PTI.
Os estudos desenvolvidos pelo consórcio foram
realizados apenas para a alternativa selecionada nas
análises de síntese de rede e recomendada para constar
do Plano Decenal 1999/2008 pelo GCPS, na reunião
do Comitê Diretor realizada em Salvador em 15 de
outubro de 1998.
Este relatório descreve o processo de análise de
viabilidade técnica das alternativas de transmissão para
as interligações Norte-Sul II e Sudeste-Nordeste, assim
como os aspectos econômicos decorrentes dos ganhos
energéticos esperados.
O objetivo desse estudo foi analisar as alternativas de
transmissão para escoar as energias associadas as
capacidades de 2500 MW na interligação Norte-Sul e
3000 MW na interligação Norte-Nordeste. Foram
abordados os seguintes aspectos:
! as rotas: Miracema-Sobradinho e S. da MesaGovernador Mangabeira, para a interligação
Sudeste-Nordeste;
! a definição dos reforços nas regiões Norte,
Nordeste e Sudeste;
! o custeamento das alternativas;
! a seleção da alternativa técnica e economicamente
mais atrativa;
! comparação com aplicação de um parque
hidrolétrico no Norte ou termelétrico no Nordeste.
3.0 EVOLUÇÃO E CUSTO DA ALTERNATIVA
3.1 Miracema-Sobradinho
Ano 2002
Reforços no sistema oeste da Bahia
LT 230 kV Sobradinho-Irecê D1
AT 500/230/13.8 kV- 300 MVA em Sobradinho
CE 100MVAr em B.J.Lapa 230 kV
Custo – R$ 78.633.400,00
Ano 2003
LT 500 kV Miracema/Sobradinho (inclui
equipamentos)
Custo – R$ 435.760.700,00
Reforços no sistema oeste da Bahia
LT 230 kV Sobradinho-Irecê D2
Custo – R$ 14.972.900,00
Reforços na área sul da CHESF
LT 230 kV Camaçari-G. Mangabeira
Custo – R$ 16.306.000,00
Reforços na Interligação Norte - Nordeste
BCS na LT 500 kV Pres. Dutra - Sobradinho
Custo – R$ 50.203.920,00
Ano 2010
Reforços na área sul da CHESF
LT 500 kV Camaçari-G. Mangabeira
SE G. Mangabeira 500 kV (inclui equipamentos)
Custo – R$ 103.115.730,00
3
Ano 2013
Reforços na área sul da CHESF
LT 500 kV Xingó/Jardim/G. Mangabeira (inclui
equipamentos)
Custo – R$ 181.471.010,00
Valor Presente dos Investimentos
R$ 660.661.000,00 (referido a 2002)
3.2 Serra da Mesa-G. Mangabeira
Ano 2002
Reforços no sistema oeste da Bahia
BCS 230 kV em Irecê e B.J.Lapa
Custo – R$ 9.880.000,00
Ano 2003
LT 500 kV Serra da Mesa/G. Mangabeira (inclui
equipamentos)
Custo – RS$ 650.107.460,00
Reforços na área sul da CHESF
LT 230 kV Camaçari - G. Mangabeira
Custo – R$ 16.306.000,00
Reforços na Interligação Norte - Nordeste
BCS na LT 500 kV Presidente Dutra Sobradinho
Custo – R$ 50.203.920,00
Valor Presente dos Investimentos
R$ 658.874.000,00 (referido a 2002)
5.0 CARACTERIZAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO
SUDESTE-NORDESTE E NORTE-SUL II
Estudos energéticos mostraram que a ampliação da
Interligação Norte-Sul para 2.500 MW, em dezembro
de 2002, e o aumento da capacidade do sistema de
transmissão para o Nordeste, de forma que possa
importar 3.000 MW, representariam um acréscimo de
energia garantida da ordem de 1300 MWano na oferta
do Sistema Interligado Brasileiro. Assim, está
programado, para 2002, o circuito 500 kV, ligando
Serra da Mesa, do sistema de FURNAS, a G.
Mangabeira, do sistema CHESF, no Estado da Bahia,
com três subestações intermediárias, localizadas em
Correntina, Bom Jesus da Lapa II e Ibicoara. Este
acréscimo de 1300 MWano de energia garantida se fará
a um custo da ordem de 15 R$/MWh.
Ressalta-se que na subestação de Bom Jesus da Lapa II
deverá ser implantado dois autotransformadores
500/230kV-300MVA, e um compensador estático de (200,200) MVAr – 230 kV,
que,
além
de
proporcionarem uma melhora nas possibilidades de
intercâmbio energético com as outras regiões do país,
possibilitarão um adequado suprimento às cargas do
oeste da Bahia.
Ressalta-se ainda que, na SE G. Mangabeira, deverão
ser implantados, também em dezembro de 2002, dois
autotransformadores 500/230kV - 600MVA, para
atendimento do mercado do sul da Bahia.
As Tabela 1 e 2 apresentam as principais obras de
transmissão previstas após o ano 2002.
3.3 Norte-Sul II
Ano 2003
LT 500 kV Imperatriz-S. da Mesa (inclui
equipamentos)
Custo – RS$ 711.830.790,00
Reforços na área Sudeste (inclui equipamentos)
LT 500 kV S. da Mesa-Samambaia
LT 500 kV Samambaia-Itumbiara
LT 500 kV Samambaia-Emborcação
Custo – R$ 257.334.000,00
Valor Presente dos Investimentos
R$ 881.058.000,00 (referido a 2002)
4.0 COMPARAÇÃO ECONÔMICA DAS
ALTERNATIVAS
Constatou-se que a alternativa Miracema-Sobradinho é
14 % mais cara que a alternativa S. da Mesa-G.
Mangabeira, para o valor presente dos investimentos e
perdas, a uma taxa de desconto de 10 % a.a.. Para uma
taxa anual de 15 % a diferença cai para 6%.
6.0 AVALIAÇÃO DOS BENEFÍCIOS
ENERGÉTICOS
Os benefícios energéticos advindos da interligação
Norte-Sul II e da implantação da interligação SudesteNordeste, são de natureza estrutural, ou seja, tais
benefícios podem ser traduzidos pelo acréscimo na
energia garantida do Sistema Interligado Brasileiro,
evitando-se ou adiando-se a construção de novos
projetos de geração.
Estes benefícios estruturais são um dos indicadores da
atratividade econômica das ampliações de interligações
regionais. No entanto, outros benefícios energéticos,
ditos conjunturais, representados pela expectativa de
redução da geração térmica e/ou déficit de energia na
ocorrência de determinadas situações hidrológicas,
caracterizam um outro tipo de indicador que,
juntamente com os benefícios estruturais, possibilitam
uma visão mais abrangente da atratividade destas
interligações e suas ampliações.
4
A Tabela 3 apresenta os resultados das avaliações
recentes realizadas. Para cada uma dessa configurações
foram consideradas quatro hipóteses: 1) Hipótese I, que
é hipótese básica, sem considerar os reforços das
interligações e sobre a qual foram avaliados os
benefícios energéticos advindos; 2) Hipótese II, que
considera somente o reforço da Interligação Norte-Sul
(Norte-Sul II); 3) Hipótese III, que considera somente a
implementação da interligação Sudeste-Nordeste, sem
o reforço da Norte-Sul; e 4) Hipótese IV, que considera
os dois reforços de transmissão.
Considerando os custos de investimento e perdas a
alternativa Miracema-Sobradinho é 14 % mais cara que
a alternativa S. Mesa-G. Mangabeira.
Em ambas as alternativas visualiza-se a necessidade de
implementação de compensação série nos circuitos de
500 kV Pres. Dutra-Sobradinho para uma melhor
equalização dos fluxos nos três circuitos direcionados
para a CHESF, estimados em cerca de
R$ 50.000.000,00.
Índice de mérito das alternativas:
7.0 CONCLUSÕES
As duas alternativas estudadas garantiram nas análises
de regime permanente a transferências de energias
associadas aos intercâmbios considerados nesse estudo.
Pelas resultados obtidos nas análises de desempenho
durante emergência de elementos de rede e transitórios
eletromecânicos, se faz necessário diminuir os
intercâmbio máximo na interligações Norte-Nordeste,
dos 3000 MW, considerado como hipótese inicial, para
2500 MW.
Contemplando a redução supracitada no intercâmbio,
foram feitos novos estudos energéticos para avaliação
do benefício da implantação da interligações Norte-Sul
II e Sudeste Nordeste. Para tais situações foi verificado
um benefício da ordem de 1300 MWano associado a
Para cálculo dos índices de mérito das alternativas,
foram incluídos os custos associados a
Interligação Norte – Sul II, aos reforços da
Interligação Norte–Nordeste e no sistema sudeste,
explicitados no item 3.
"Alternativa Miracema-Sobradinho
15,7 R$/MWh
"Alternativa Serra da Mesa-G. Mangabeira
15,6 R$/MWh
A ampliação da Interligação Norte–Sul e a implantação
da Interligação Sudeste–Nordeste tiveram sua
viabilidade associada a UHE Tucuruí II. Foram
consideradas mais atrativas que a implantação de um
parque hidroelétrico no Norte ou térmico no Nordeste.
8.0 REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
esses empreendimentos.
Uma capacidade superior a 2500 MW nas interligações
Norte-Sul e Norte-Nordeste, implicará em sobrecusto
de transmissão elevado, com benefícios energéticos de
pouco significado.
“Análise de Viabilidade Técnica e Econômica da
Implantação da Interligação Sudeste-Nordeste e
Duplicação da Norte-Sul” ELETROBRÁS dezembro
de 1999.
5
TABELA 1
PROGRAMA DECENAL DE TRANSMISSÃO APÓS 2002
INTERLIGAÇÃO SUDESTE/NORDESTE
PRINCIPAIS OBRAS DE TRANSMISSÃO
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ORIGEM
DESTINO
Serra da Mesa
Correntina
B. J. da Lapa II
Ibicoara
kV
Correntina
B. J. da Lapa II
Ibicoara
Gov. Mangabeira
km
500
500
500
500
294
250
255
251
ANO
2002
2002
2002
2002
SUBESTAÇÕES
kV
EQUIPAMENTOS
ANO
Serra da Mesa
500
1 entrada de linha em 500 kV
3 Reatores de linha (monof.) 50 MVAr
2002
Correntina
500
1 pátio em 500kV
2 entradas de linhas em 500 kV
4 Reatores de barra (monof.) 33 MVAr
7 Reatores de linha (monof.) 50 MVAr
2002
B. Jesus Lapa
500
1 Pátio em 500 kV e 230 kV
Duas entradas de linhas em 500 kV
2 conexões com o pátio de 230 kV existente
7 Reatores de Linha(monof.) 50 MVAr
Compensador estático (-140,200) MVAr
7 Autotrafos. (monof.) 100 MVAr
500
500
500/230/13,8
Ibicoara
500
2002
2002
2002
1 pátio em 500kV
2 entradas de linhas em 500 kV
4 Reatores de barra (monof.) 33 MVAr
7 Reatores de linha (monof.) 50 MVAr
500
Gov. Mangabeira
2002
500
2002
2002
1 pátio em 500 kV e 230 kV
1 entrada de linha em 500 kV
Secionamento de três linhas em 230 kV existentes (ou duas conexões com o
pátio de 230 kV existente)
4 Reatores de linha (monof.) 50MVAr
7 Autotrafos (monof.) 200 MVA
500
500/230/13,8
2002
2002
TABELA 2
PROGRAMA DECENAL DE TRANSMISSÃO 2000/2009
INTERLIGAÇÃO NORTE-SUL
PRINCIPAIS OBRAS DE TRANSMISSÃO
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ORIGEM
DESTINO
Imperatriz
Colinas
Miracema
Gurupi
Serra da Mesa
Samambaia
Samambaia
Colinas C2
Miracema C2
Gurupi C2
Serra da Mesa C2
Samambaia C3
Itumbiara C1
Emborcação
kV
km
ANO
500
500
500
500
500
500
500
343
173
255
257
248
300
280
2002
2002
2002
2002
2002
2002
2002
SUBESTAÇÕES
kV
EQUIPAMENTOS
ANO
Imperatriz
500
4 Reatores de linha (monof.) 45.3 MVAr
1 Capacitor série de 161 MVAr
1 TCSC de 107.5 MVAr
2002
Colinas
500
4 Reatores de linha (monof.) 45.3 MVAr
2 Capacitores série de 161 MVAr
2002
Miracema
500
7 Reatores de Linha(monof.) 45.3 MVAr
1 Capacitor série de 161 MVAr
2002
Gurupi
500
7 Reatores de Linha(monof.) 45.3 MVAr
2 Capacitores série de 161 MVAr
2002
Serra da Mesa
500
2002
Samambaia
500
Emborcação
500
7 Reatores de Linha(monof.) 45.3 MVAr
1 TCSC de 107.5 MVAr
4 Reatores de linha (monof.) 45.3 MVAr
7 Reatores de Linha(monof.) 24.5 MVAr
4 Reatores de linha (monof.) 30.3 MVAr
2002
2002
6
TABELA 3
GANHOS ENERGÉTICOS DAS INTERLIGAÇÕES – MWano (benefícios estruturais)
Config. julho de 2001
(antes de Tucurui II)
Hip. I – Sem Reforços
Hip. II – Somente N/S II
Hip. III – Somente SE/NE
Hip. IV – N/S II + SE/NE
Config. dezembro de 2004
(após Tucurui II)
118
154
371
790
398
1.297
STA ELENA
BOA VISTA
COARACY NUNES
SANTANA
MIRAMAR
UTINGA
S.MARIA
SANTARÉM
BALBINA
SÃO LUÍS
V. CONDE
ALTAMIRA
MANAUS
FORTALEZA
TUCURUÍ
RURÓPOLIS
ITAITUBA
MARABÁ
REDENÇÃO
RECIFE
SOBRADINHO
ALTA
FLORESTA
JIPARANÁ
J.PESSOA
S.J.PIAUÍ
COLINAS
ARIQUEMES
ABUNÃ
5
MACEIÓ
MIRACEMA
XINGÓ
IRECÊ
P.BUENO
GUAJARÁMIRIN
SINOP
ARACAJU
BARREIRAS
GOV.
MANG.
GURUPI
SORRISO
VILHENA
NATAL
B.ESPERANÇA
SAMUEL
PORTO VELHO
AÇU
TERESINA
XINGUARA
RIO BRANCO
MOSSORÓ
IMPERATRIZ P.DUTRA
SALVADOR
NOVA MUTUM
SERRA
DA MESA
B.J.LAPA
FUNIL
MANSO
CUIABÁ
BARRA DO PEIXE
BRASÍLIA
GOIANIA
RONDONÓPOLIS
MONTES CLAROS
RIO VERDE
4
EUNÁPOLIS
T.MARIAS
MASCARENHAS
CORUMBÁ
3
C.GRANDE
BELO
HORIZONTE
1
VITÓRIA
J. FORA
CAMPOS
DOURADOS
2
RIO DE JANEIRO
C.PAULISTA
IVAIPORÃ
F.AREIA
ITAIPU
S.OSÓRIO/S.CAXIAS
S.SANTIAGO
P.FUNDO
CURITIBA
ITÁ
GARABI
SÃO BORJA
URUGUAIANA
50 MW
SÃO PAULO
BLUMENAU
C.NOVOS
STO. ANGELO
ALEGRETE
PORTO ALEGRE
LIVRAMENTO
70 MW
CANDIOTA
1
COMPLEXO RIO PARANÁ
2
COMPLEXO RIO PARANAPANEMA
3
COMPLEXO RIO GRANDE
4
COMPLEXO RIO PARANAÍBA
5
COMPLEXO PAULO AFONSO
Eletrobrás
+-
DIRETORIA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ESTUDOS ELÉTRICOS
Principais Linhas de Transmissão
Configuração 2008
BR-9908
Figura 1: Mapa Eletrogeográfico do Sistema Elétrico Brasileiro e rotas da Interligação SE-NE