Plano de Ampliações e
Reforços na Rede Básica
Período 2003 a 2005
VOLUME I
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Presidência
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ONS – 2.1-031/2002
Plano de Ampliações e
Reforços na Rede Básica
Período 2003 a 2005
VOLUME I
Aprovado pelo Conselho de Administração em
13 de junho de 2002
K:\2003-2005\#Documentos\Relatórios\Par2003-2005_Vol_I.doc
Sumário
APRESENTAÇÃO
8
1
INTRODUÇÃO
9
2
RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E
REFORÇOS PROPOSTOS PARA A
REDE BÁSICA – PERÍODO 2003 a 2005
14
Ampliações e Reforços na Rede Básica
Necessários até 2005, sem Definição de
Concessão pela ANEEL
17
Ampliações e Reforços na Rede Básica
Necessários no Período 2003 a 2005 –
Relação Completa
60
2.1
2.2
2.3
2.3.1
2.3.2
3
ONS
PAR 2003-2005
Resumo da Proposta de Ampliações e
Reforços na Rede Básica Necessários até
2005
130
Quantitativos de Linhas de Transmissão e
Transformadores Previstos no PAR 20032005 (relação completa)
130
Quantitativos de Linhas de Transmissão e
Transformadores Propostos no Par 20032005 com concessão a ser outorgada pela
ANEEL
135
SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE
ATENDIMENTO DO SISTEMA
INTERLIGADO NACIONAL –
HORIZONTE 2005
139
3.2
Região Sul
142
3.2.1
Rio Grande do Sul
142
3.2.2
Santa Catarina
155
3.2.3
Paraná
166
3.2.4
Mato Grosso do Sul
178
3.3
Região Sudeste
183
3.3.1
Rio de Janeiro
183
3.3.2
Espírito Santo
195
3.3.3
Minas Gerais
206
3.3.4
São Paulo
219
3.4
Região Centro-Oeste
238
3.4.1
Goiás e Distrito Federal
238
3.4.2
Mato Grosso
244
3 / 478
3.5
Região Norte
255
3.5.1
Pará
255
3.5.2
Tocantins
260
3.5.3
Maranhão
262
3.6
Região Nordeste
266
3.6.1
Piauí
266
3.6.2
Ceará
270
3.6.3
Rio Grande do Norte
276
3.6.4
Paraíba
280
3.6.5
Pernambuco
284
3.6.6
Alagoas
289
3.6.7
Sergipe
293
3.6.8
Bahia
296
4
SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE
DESEMPENHO DAS INTERLIGAÇÕES
REGIONAIS
4.2
Descrição das Interligações
4.2.1
Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste 304
4.2.2
Interligação entre as Regiões Norte,
Nordeste e Sudeste
306
Resumo dos Limites de Intercâmbio entre
Subsistemas
310
Limites de Intercâmbio entre as Regiões
Sul e Sudeste
310
Limites de Intercâmbio entre as Regiões
Norte, Nordeste e Sudeste
317
Evolução dos Limites de Intercâmbio das
Interligações Inter-regionais
327
Avaliação Preliminar de Restrições ao
Despacho da UHE Tucuruí
327
Desempenho das Interligações InterRegionais
330
4.3
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
4.4
ONS
PAR 2003-2005
303
303
4.4.1
Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste 330
4.4.2
Interligação entre as Regiões Norte,
Nordeste e Sudeste
342
5
CONFIABILIDADE DO SISTEMA
347
5.2
Introdução
347
5.3
Descrição das Análises
347
5.3.1
Definição do Escopo do Estudo
347
5.3.2
Caracterização de Modelos e Dados
348
4 / 478
5.3.3
Descrição dos Casos de Confiabilidade
349
5.4
Monitoração e Diagnose da Confiabilidade
da Rede Básica
349
Evolução da Confiabilidade do Ciclo 20022004
349
5.4.2
Influência dos Níveis de Tensão
353
5.4.3
Segmentação do Sistema de Transmissão
355
5.5
Considerações Finais
357
5.5.1
Conclusões
357
5.5.2
Recomendações
358
6
CONDICIONANTES DOS ESTUDOS
6.2
Mercado
359
6.2.1
Contexto
359
6.2.2
Dados
359
6.2.3
Processo
360
6.2.4
Resultados: Aspectos Gerais
361
6.2.5
Resultados para as Regiões Norte e
Nordeste
363
Resultados para as Regiões Sudeste e
Centro-Oeste
372
6.2.7
Resultados para a Região Sul
381
6.3
GERAÇÃO
385
6.4
CRITÉRIOS
385
6.4.1
Critérios com Relação aos Níveis de
Tensão
385
6.4.2
Critérios para Fator de Potência
386
6.4.3
Critérios de Carregamento de Linhas de
Transmissão
387
Critérios de Carregamento de
Transformadores
387
5.4.1
6.2.6
6.4.4
6.4.5
Critérios para os Estudos das Interligações
Regionais
387
6.4.6
Critérios para os Estudos de
Confiabilidade
7
ONS
PAR 2003-2005
359
ASPECTOS RELACIONADOS À
FRONTEIRA DA REDE BÁSICA COM A
REDE DE DISTRIBUIÇÃO
389
391
7.2
Região Sul
393
7.2.1
CEEE
393
7.2.2
AES-SUL
396
5 / 478
7.2.3
RGE
398
7.2.4
CELESC
401
7.2.5
COPEL
403
7.2.6
ENERSUL
407
7.3
Região Sudeste
408
7.3.1
ESCELSA
408
7.3.2
LIGHT
409
7.3.3
CEMIG
410
7.3.4
SP- ÁREA DE CONEXÃO 1
(BANDEIRANTE, CLFSC,
ELETROPAULO, CSPE e ELEKTRO)
413
SP-ÁREA DE CONEXÃO 2 (EEB,
BANDEIRANTE, ELEKTRO e CESP)
416
SP- ÁREA DE CONEXÃO 3 (CPEE, CJE,
EEB, CLFM, CPFL, ELEKTRO e CGEET)
418
SP-ÁREA DE CONEXÃO 4 (EEVP, CLFSC,
CAIUÁ, DUKE, C. CANOAS-DUKE e C.
CANOAS-CBA)
420
SP-ÁREA DE CONEXÃO 5 (EEVP,
ELEKTRO, CAIUÁ, CPFL, ENERSUL E
DUKE)
421
SP-ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL,
ELEKTRO, ENERSUL, CESP E CGEET)
423
7.3.10
ELETROPAULO
426
7.3.11
BANDEIRANTE
429
7.3.12
CPFL
430
7.4
Região Centro-Oeste
431
7.4.1
CELG
431
7.4.2
CEMAT
433
7.5
Região Norte
435
7.5.1
CELPA
435
7.5.2
CELTINS
437
7.5.3
CEMAR
438
7.6
Região Nordeste
442
7.6.1
CEPISA
442
7.6.2
COELCE
444
7.6.3
COSERN
446
7.6.4
SAELPA
447
7.6.5
CELB e SAELPA
448
7.6.6
CELPE
449
7.6.7
CEAL
451
7.3.5
7.3.6
7.3.7
7.3.8
7.3.9
ONS
PAR 2003-2005
6 / 478
7.6.8
ENERGIPE
452
7.6.9
SULGIPE
453
7.6.10
COELBA
454
8
INTEGRAÇÃO DE NOVOS AGENTES
458
9
REFERÊNCIAS
471
Lista de Figuras, Quadros e Tabelas
ONS
PAR 2003-2005
473
7 / 478
APRESENTAÇÃO
O Plano de Ampliações e Reforços (PAR) apresenta a visão do ONS sobre as
ampliações e os reforços da Rede Básica, necessários para preservar o adequado
desempenho da rede, garantir o funcionamento pleno do mercado de energia elétrica
e possibilitar o livre acesso aos interessados em atuar no MAE, dentro do horizonte
2003-2005.
Com este Plano, o ONS cumpre as suas responsabilidades legais, elaborando a
proposta anual de ampliações e reforços das instalações da Rede Básica de
transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, da qual resultarão acréscimos de
linhas de transmissão, totalizando 13.684 km e de 21.087 MVA na capacidade de
transformação, até o ano de 2005. Desse conjunto, cerca de 80% das linhas e 55%
dos empreendimentos em subestações já tiveram a concessão equacionada pela
ANEEL.
Para execução dessas obras, estima-se que será necessário executar um
investimento da ordem de 6,1 bilhões de reais, tendo por base os custos de referência
disponíveis no setor.
A magnitude desses números revela a dimensão do esforço requerido de todos que
atuam no setor elétrico brasileiro.
Para permitir o tratamento das particularidades do Sistema Interligado Nacional, os
estudos que resultaram na proposição deste PAR foram realizados de forma
descentralizada pelos diversos Grupos Especiais, abertos à participação de todos os
Agentes, abrangendo as Regiões Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste.
No contexto do novo modelo do setor elétrico brasileiro no qual os cenários de
geração são indicativos, realizar um trabalho desse porte, constitui-se um desafio.
O ONS agradece aos agentes, em especial aos seus nos Grupos Especiais Ampliações e Reforços, legítimos co-autores deste PAR, por tornarem possível a sua
realização.
Mário Fernando de Melo Santos
Diretor Presidente
ONS
PAR 2003-2005
Roberto Gomes
Diretor de Administração dos Serviços
da Transmissão
8 / 478
1
INTRODUÇÃO
O presente documento relaciona as ampliações e os reforços identificados para a
Rede Básica, no período 2003 a 2005.
No processo de elaboração do PAR, conforme estabelecido no módulo 4 dos
Procedimentos de Rede [1], foram realizados estudos de avaliação elétrica do
sistema. Essas análises tiveram por base os estudos de planejamento elaborados
pelo CCPE/MME, as solicitações de acesso e conexão, bem como as ampliações e
reforços propostos pelos Agentes. Buscou-se, além disso, eliminar restrições de
transmissão observadas no planejamento e na programação da operação,
particularmente aquelas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica do
Sistema Interligado Nacional - Período janeiro/2002 a abril/2003 [2].
No item 2 deste documento é apresentada a proposta de ampliações e reforços da
Rede Básica, relacionando as obras, identificadas como necessárias, de acordo com
os critérios adotados nos estudos desenvolvidos.
No item 3 são descritas sucintamente as condições gerais de desempenho da Rede
Básica, observadas nas análises realizadas por região geoelétrica, a partir das
premissas e critérios adotados. Destacam-se também determinados pontos do
sistema que carecem de realização de estudos específicos a serem desenvolvidos,
alguns deles em conjunto com o CCPE, com o objetivo de identificar soluções
estruturais para os problemas apontados.
A avaliação do desempenho das interligações regionais é apresentada no item 4.
Neste item, para a configuração prevista, estão indicados os limites de transmissão,
bem como os fatores que restringem a capacidade de intercâmbio entre Regiões,
sendo também apontadas medidas referentes à implantação de obras que se
destinam a minimizar as restrições existentes e futuras.
No item 5 são apresentados os resultados obtidos na avaliação da confiabilidade da
Rede Básica. São descritos o estado do desenvolvimento dos trabalhos conduzidos
para constituir uma base de dados e os procedimentos e critérios para a avaliação
preditiva da confiabilidade da Rede Básica.
O item 6 resume os condicionantes que dão suporte à proposta contida neste Plano
de Ampliações e Reforços. Apresenta uma descrição sucinta das análises efetuadas
no processo de consolidação das previsões de carga adotadas nos estudos, o
programa de geração considerado, além dos critérios utilizados.
Os aspectos das redes de distribuição que podem afetar o desempenho da Rede
Básica estão destacados no item 7. São relacionadas, para as subestações
localizadas na fronteira entre a Rede Básica e as redes de distribuição, as situações
nas quais os critérios adotados nas análises desenvolvidas não são observados, bem
como são indicadas as soluções já propostas pelas distribuidoras.
A conexão de novos agentes é objeto do item 8, no qual é feito um sumário da
situação dos estudos de integração em curso no ONS, no momento da emissão deste
PAR.
ONS
PAR 2003-2005
9 / 478
O Volume II engloba a proposta do ONS para implementação de reforços para
melhorar a observabilidade e segurança do SIN.
a) Unidades Terminais Remotas;
b) Implementação de Esquemas Especiais de Proteção e Proteção Sistêmicas;
c) Implementação de Oscilografia de Curta e Longa Duração.
No Volume III deste documento estão apresentados os pareceres técnicos para as
instalações sem a concessão equacionada pela ANEEL e que ainda não foram
encaminhados àquela Agência pelo ONS bem como o programa de geração utilizado.
O conjunto de propostas contidas na presente versão do documento será submetido a
um permanente acompanhamento e atualização visando incorporar mudanças dos
condicionantes adotados nos estudos, tais como: contexto de oferta (geração e
importação) e demanda (mercado e exportação) sinalizado pelos Agentes, novas
solicitações de acesso, proposições de expansão por parte dos Agentes, restrições
operativas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica e Energética,
informações do Mercado Atacadista de Energia - MAE, instrumentos contratuais
estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao uso e à conexão ao
sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção, à autorização
para importação e exportação de energia e aos padrões de desempenho
estabelecidos no Módulo 2 dos Procedimentos de Rede.
O desenvolvimento dos estudos que resultaram no Plano de Ampliações e Reforços
proposto teve como condicionantes os valores de previsão de carga estabelecidos
pelos Agentes no quarto trimestre do ano 2001. Essas previsões, portanto, foram
elaboradas em plena vigência do racionamento de energia elétrica recentemente
encerrado. Cada Agente, de forma individual, avaliou o impacto do racionamento
sobre as previsões de carga.
De maneira geral, nas regiões onde foi praticado o contingenciamento do consumo,
os valores de carga previstos no período deste PAR estão bem abaixo daqueles
considerados na elaboração do PAR 2002-2004, representando, em alguns casos, um
deslocamento de até quatro anos. Considerando o Sistema Interligado Nacional, o
deslocamento das previsões de carga foi de cerca de dois anos, sendo de dois anos
na Região Nordeste e de três anos nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste.
A data de necessidade de cada obra, bem como as conclusões concernentes às
condições de atendimento do Sistema Interligado Nacional, estão condicionadas a
esses valores de previsão do crescimento da carga.
Outro aspecto marcante neste PAR 2003-2005 é o significativo acréscimo na
capacidade instalada de usinas termelétricas, especialmente até o final de 2003. A
combinação da expectativa de menores valores de demanda com maior geração local
associada às novas UTEs, além do grande número de instalações de transmissão já
autorizadas ou licitadas, justifica a atenção dedicada ao desempenho do sistema em
condição de carga leve neste PAR.
ONS
PAR 2003-2005
10 / 478
As obras propostas pela primeira vez neste documento são, em sua maior parte,
decorrentes de estudos complementares, em especial os de planejamento de longo
prazo, da conexão de novos Agentes geradores ou distribuidores, da avaliação do
benefício da expansão de interligações inter-regionais e também da análise das
condições de atendimento ao mercado, todos eventos posteriores ao ciclo anterior
2002-2004 do PAR.
As obras necessárias à adequação das instalações existentes da Rede Básica aos
requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede serão tratadas no
Projeto “Definição dos Requisitos Mínimos para as Instalações da Rede Básica”. Esse
Projeto, que está sendo conduzido pelo ONS dentro do Plano de Ação 2002/2004
aprovado pelo Conselho de Administração, deverá estabelecer os marcos para
adequar as instalações existentes aos requisitos mínimos estabelecidos nos
Procedimentos de Rede. Os resultados deste trabalho serão incorporados às
próximas edições do PAR.
Com o objetivo de avaliar as condições de segurança operacional do SIN, o ONS, em
conjunto com os Agentes, vem desenvolvendo atividades abrangendo o sistema físico
de geração e transmissão, o sistema de supervisão e controle, os processos e
procedimentos do ONS e os recursos humanos do ONS e dos Agentes dentro do
processo de “Estudo para Melhoria das Condições de Segurança do SIN”. Estão
sendo avaliados, entre outras questões, os procedimentos de recomposição, os
esquemas de controle de emergência e as proteções sistêmicas, os recursos de
observabilidade e controlabilidade do SIN, os arranjos de barramento e a implantação
de reforços de transmissão. Este documento inclui os resultados disponíveis, no
momento, dessas atividades relativas especificamente à segurança operacional do
SIN. Possíveis complementos, à proposta de ampliações e os reforços na Rede
Básica associada à segurança do SIN, deverão ser contempladas nas próximas
edições do PAR.
Para facilitar o entendimento do texto e das tabelas, as siglas usadas, com seus
significados, estão listadas a seguir:
Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas
SIGLA
DESCRIÇÃO
LT
linha de transmissão
C1/ C2
circuito 1/ circuito 2 de linha de transmissão
SE
subestação
EAT
extra alta tensão
UHE
usina hidrelétrica
UTE
usina termelétrica
UNE
usina nuclear
ONS
PAR 2003-2005
11 / 478
SIGLA
DESCRIÇÃO
TR
transformador
AT
autotransformador
BC
banco de capacitores
CE
compensador estático
TC
transformador de corrente
FO
filtro de onda
EL
entrada de linha
CT
conexão de transformador/autotransformador
UF
unidade da federação
SIN
sistema interligado nacional
FRJ
fluxo área Rio de Janeiro
FMG
fluxo área Minas Gerais
FSE
fluxo região Sudeste
RSE
recebimento pelo Sudeste
SIL
potência característica da linha (“surge impedance load”)
ECE
esquema de controle de emergência
ERAC
esquema regional de alívio de carga
ECG
esquema de corte de geração
RAP
relatório de análise de perturbação
CLP
controlador lógico programável
PPS
proteção contra perda de sincronismo
CPST
contrato de prestação do serviço de transmissão
PDET
programa determinativo de expansão da transmissão
PPT
programa prioritário de termeletricidade
MAE
Mercado Atacadista de Energia
CAET
Comitê de Acompanhamento dos Empreendimentos Termelétricos
CCPE
Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas
Elétricos
GTP
Grupo de Trabalho de Proteção
GCOI
Grupo Coordenador da Operação Interligada
ONS
PAR 2003-2005
(extinto)
(“)
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SIGLA
DESCRIÇÃO
GTCP
GT para Estabelecimento de Critérios de Planejamento
(“)
CTST
Comitê Técnico de Sistemas de Transmissão
(“)
GCPS
Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico
(“)
Neste documento, as Regiões se compõem dos seguintes Estados, cujos sistemas
elétricos estão interligados:
Tabela 1.2 - Regiões Geoelétricas
REGIÃO
ESTADOS
Sul (S)
Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná e Mato Grosso do Sul
Sudeste (SE)
Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo
Centro-Oeste (CO)
Goiás, Distrito Federal e Mato Grosso
Norte (N)
Pará, Tocantins e Maranhão
Nordeste (NE)
Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco,
Alagoas, Sergipe e Bahia
ONS
PAR 2003-2005
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2
RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A
REDE BÁSICA – PERÍODO 2003 a 2005
Neste item são relacionados as ampliações e os reforços necessários para garantir
condições adequadas de operação até 2005, visualizados por região geoelétrica,
dentro das premissas e de acordo com os critérios adotados ao longo dos estudos
desenvolvidos.
Para efeito de apresentação, as ampliações e reforços foram organizados em dois
conjuntos.
O primeiro grupo, indicado no item 2.1, contempla as obras que ainda não foram
objeto de autorização ou de licitação pela ANEEL, e que, portanto, ainda não têm a
concessão equacionada.
O segundo grupo, apresentado no item 2.2, é composto pelo elenco completo das
ampliações e reforços necessários para o período 2003/2005, incluindo, desse modo,
aqueles relacionados no item 2.1.
No item 2.3 é apresentado um resumo, em termos de acréscimo de extensão (km) de
linhas e capacidade (MVA) de transformação, das ampliações e reforços contidos
neste PAR 2003/2005.
Dentre os reforços relacionados neste item, incluem-se aquelas instalações de
transmissão que não introduzem alterações topológicas, mas cuja ausência provoca
limitações à operação do sistema.
No que se refere aos sistemas de proteção, foram consideradas aquelas obras, cujos
desempenhos são considerados de natureza sistêmica, constituídos de dois conjuntos
(a), aquelas para atender a novos requisitos (b) e aquelas recomendadas pela
Comissão Mista ONS/ELETROBRÁS/CEPEL e nos RAP (c), relacionadas abaixo:
(a)
implantação de:
–
sistemas Especiais de Proteção – SEP, englobando os Esquemas de
Controle de Emergência – ECE, os Esquemas de Controle de Segurança
– ECS e os Esquemas Regionais de Alívio de Carga – ERAC;
–
proteções de caráter sistêmico, recomendadas em relatórios específicos
elaborados pelo ONS e Agentes envolvidos;
(b)
substituição de sistemas de proteção e teleproteção, devido à necessidade de
atendimento a novos requisitos, em função de alteração de topologia da Rede
Básica, de forma a garantir a confiabilidade do SIN; e
(c)
substituição ou instalação de sistemas de proteção recomendados pela
comissão mista ONS/ELETROBRÁS/CEPEL, para redução dos níveis de risco
das instalações, bem como aquelas recomendadas nos RAP, elaborados pelo
ONS e agentes envolvidos na perturbação, de maneira a reduzir a abrangência
dos distúrbios.
O detalhamento das obras referentes aos Sistemas de Proteção consta do Volume II
deste documento. Também no Volume II são apresentadas obras propostas pelo ONS
ONS
PAR 2003-2005
14 / 478
para assegurar adequadas condições de observabilidade e de controlabilidade ao
SIN.
Ressalta-se que a proposição das ampliações e reforços apresentada neste item tem
por base o conceito de Rede Básica estabelecido pela Resolução ANEEL 433/00.
Neste sentido, a necessidade de instalação de transformadores cuja tensão
secundária é inferior a 230 kV, bem como de equipamentos de compensação reativa
em tensão até 138 kV, não é abordada, exceto aqueles equipamentos já autorizados
pela ANEEL como integrantes da Rede Básica, até a conclusão deste PAR. O
tratamento relativo a estes equipamentos acha-se referenciado no item 7, onde
também estão incluídas as instalações de alta tensão associadas que, de acordo com
a Resolução 433/00, deverão integrar a Rede Básica.
Para as instalações da Rede Básica cuja concessão ainda não foi equacionada pela
ANEEL, através de autorização ou de licitação, estão indicadas nas tabelas as
DATAS DE NECESSIDADE, ou seja, as datas a partir das quais os critérios
estabelecidos nos Procedimentos de Rede não são atendidos, tanto para condições
normais quanto de emergência. As datas físicas são determinadas nos editais de
licitação e nos atos autorizativos, conforme processos conduzidos pela ANEEL.
As conexões associadas às instalações propostas nas tabelas deste item, entrada de
linha, conexão de transformadores, etc, não foram explicitadas por simplicidade de
apresentação, devendo ser entendidas como parte integrante dos empreendimentos.
As obras indicadas como tendo a “concessão em análise pela ANEEL” já foram
indicadas no PAR anterior (2002-2004).
Neste PAR 2003-2005 reitera-se a necessidade de que sejam agilizadas as ações
visando à incorporação no CPST, no item referente à capacidade operativa de cada
instalação, dos valores limites de carregamento noturno, de inverno, de verão e,
principalmente, o limite de curta duração a serem considerados nas simulações. A
incorporação desses limites de carregamento no CPST requer o desenvolvimento de
ações de natureza técnica e regulatória, por parte da ANEEL, transmissoras e do
ONS. Dessa forma será possível resgatar os valores tradicionalmente utilizados nos
estudos de planejamento da operação e da expansão, evitando perdas na operação e
a antecipação desnecessária de reforços na rede. A título de ilustração, são indicadas
na Tabela 2.1 os empreendimentos propostos neste PAR 2003-2005 que poderiam
ser postergados caso a capacidade de curta duração das linhas de
transmissão pudesse sem também formalizada nos Contratos de Prestação de
Serviço de Transmissão – CPST.
ONS
PAR 2003-2005
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Tabela 2.1 – Obras propostas neste PAR 2003-2005 que poderiam ser postergadas com
alteração dos Limites de Carregamento
EMPREENDIMENTO
LT 230 kV Londrina – Ibiporã
LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista C2
SE Ouro Preto – 3º banco de autotransformadores 500/345 kV
ONS
PAR 2003-2005
16 / 478
2.1
Ampliações e Reforços na Rede Básica Necessários até 2005, sem
Definição de Concessão pela ANEEL
A Tabela 2.2 a seguir resume as ampliações e os reforços na Rede Básica, ainda não
autorizados ou licitados pela ANEEL, necessários para serem implementados até
2005, contemplando:
−
as obras propostas no PAR 2002-2004 e que constam do Programa de
Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, mas que ainda
não tiveram o edital de licitação publicado;
−
as obras propostas no PAR 2002-2004 em análise pela ANEEL;
−
os reforços que não introduzem alterações na topologia da rede, mas cuja
ausência impõe restrições à operação do sistema; e
−
as novas obras identificadas neste PAR 2003-2005.
As instalações propostas estão agregadas por Região, sendo indicada para cada uma
delas a situação atual do empreendimento na época da emissão deste PAR.
Na parte referente às subestações, a coluna POT. (MVA) indica a capacidade
instalada total prevista para aquela obra.
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição
de concessão
ONS
PAR 2003-2005
17 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
LONDRINA – ASSIS – ARARAQUARA
circuito simples, com compensação série
de 50% no terminal de Araraquara
ONS
PAR 2003-2005
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PR/SP
500
400
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
18 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ASSIS
2º banco de autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
440/230
336
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
2 bancos de autotransformadores
500/440
2x750
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
(obra associada à LT 500 kV Londrina
– Assis – Araraquara)
Obra não indicada no PAR anterior
IVAIPORÃ
ONS
PR
instalação de sistema de transferência
para substituição da fase reserva dos
bancos de autotransformadores AT 01
e AT 02 – 1650 MVA
750/525/
69
---
3o banco de autotransformadores
750/525/
69
1.650
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: JUNHO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
19 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
DONA FRANCISCA – ITAÚBA C2
circuito simples
UF
SITUAÇÃO ATUAL
RS
230
23
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
SALTO SANTIAGO – IVAIPORÃ C2
circuito simples
PR
525
167
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
MACHADINHO – CAMPOS NOVOS C2
circuito simples
SC
525
50,6
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
BLUMENAU – JORGE LACERDA B
circuito duplo
SC
230
2x30
Data de necessidade: JUNHO/2003
Seccionamento na SE Palhoça
Obra não indicada no PAR anterior
CASCAVEL–CASCAVEL OESTE C3
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
PR
230
11,3
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
20 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
LONDRINA – IBIPORÃ C2
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PR
230
20,3
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
MARINGÁ - ASSIS
circuito duplo
PR/SP
230
2x23
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
Seccionamento na SE Londrina
(Eletrosul)
IVAIPORÃ – LONDRINA C2
circuito simples
PR
525
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
120
Obra não indicada no PAR anterior
RS
GRAVATAÍ 2 – PORTO ALEGRE 6
circuito duplo, lançamento do segundo
circuito (C4)
ONS
PAR 2003-2005
230
30
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
21 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SALTO SEGREDO - AREIA
substituição de equipamento terminal
(seccionadora) em Areia
525
---
PR
525
---
SC
525
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
PR
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
ALEGRETE 2 – SANTA MARIA 3
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete 2 e Santa
Maria 3
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
APUCARANA - LONDRINA
Ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Apucarana
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MACHADINHO – CAMPOS NOVOS C1
substituição de equipamento terminal
(TC) em Campos Novos
SITUAÇÃO ATUAL
PR
SALTO SANTIAGO - IVAIPORÃ
substituição de equipamento terminal
(seccionadora) em Ivaiporã e Salto
Santiago
UF
RS
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
22 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
REFORÇOS
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ALEGRETE
BAGÉ 2
2
–
LIVRAMENTO
–
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete2, Bagé 2 e
Livramento
230
---
RS
230
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
RS
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
PALHOÇA – JORGE LACERDA A
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Jorge Lacerda A
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
ALEGRETE 2 – URUGUAIANA 5
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete 2
SITUAÇÃO ATUAL
RS
ALEGRETE 2 - MAÇAMBARÁ
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete 2 e
Maçambará
UF
SC
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
23 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
AREIA
unidade reserva do banco de
autotransformadores existente
bancos de capacitores – 2x125 Mvar
SITUAÇÃO ATUAL
PR
525/ 230
224
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
BLUMENAU
complementação da configuração
disjuntor e meio, com instalação de
disjuntores para os TR 5 e TR 6
UF
SC
525/230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
230
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
CAXIAS
reator manobrável de barra – 150 Mvar
RS
525
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
CURITIBA
conexão para o reator 1 – 150 Mvar
PR
525
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
24 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
DOURADOS
conexão para o reator da LT Dourados
– Guairá – 27 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
MS
230
---
Data de necessidade:2002
Concessão em análise pela ANEEL
Obra não indicada no PAR anterior
ITÁ
conexão para reator de barra 150 Mvar
RS
525
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
reencabeçamento da LT Salto Santiago
para o vão do antigo reator 2 e
transformação do reator desta linha em
reator de barra
525
---
Concessão em análise pela ANEEL
LONDRINA
complementação da configuração
disjuntor e meio, com instalação de
disjuntores para o TR 525/230 kV
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade:2002
PR
525
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
25 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
MARINGÁ
substituição de disjuntor dos reatores A
eB
230
---
RS
230
---
Data de necessidade: 2002
Em licitação pela ANEEL
SC
230
---
Data de necessidade: FEVEREIRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
PALHOÇA
banco de capacitores – 50 Mvar
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
JORGE LACERDA B
relocação do terminal da LT 230 kV
Palhoça – Jorge Lacerda A e
implantação de trecho de linha de
230 kV circuito simples, 0,8 km
SITUAÇÃO ATUAL
PR
MAÇAMBARÁ
reator manobrável na LT 230 kV UTE
Uruguaiana - Maçambará – 30 Mvar
UF
SC
230
---
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
CASCAVEL OESTE
2o banco de autotransformadores
PR
525/230
600
Data de necessidade: JUNHO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
ONS
PAR 2003-2005
26 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BATEIAS
2o banco de autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PR
525/230
600
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
CIDADE INDUSTRIAL
substituição de 20 disjuntores de
230 kV e troca de relés de proteção
dos módulos de 230 kV (associada à
entrada da 2a etapa da UTE Canoas)
ONS
PAR 2003-2005
RS
230
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
27 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
COXIPÓ – RONDONÓPOLIS C3
circuito simples, com reator de linha de
30 Mvar em Coxipó e compensação
série de 50% em Rondonópolis
230
188
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra nova, proposta neste PAR
MG
230
20
Data de necessidade: NOVEMBRO/2003
(associada à conexão da
UHE Aimorés)
Concessão em análise pela ANEEL
CUIABÁ – BARRA DO PEIXE –
INTERMEDIÁRIA – ITUMBIARA
circuito simples
SITUAÇÃO ATUAL
MT
AIMORÉS – MASCARENHAS C2
circuito simples
UF
MT/GO
/MG
500
831
Data de necessidade: JANEIRO/2005
Obra não indicada no PAR anterior
TAUBATÉ – APARECIDA C2
circuito simples
SP
230
39
Data de necessidade: JUNHO/2005
Concessão em análise pela ANEEL
ONS
PAR 2003-2005
28 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CUIABÁ
SE nova, com dois bancos de
autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
MT
500/230
2x450
Data de necessidade: JANEIRO/2005
Obra nova, proposta neste PAR
(associada à LT 500 kV Cuiabá – Barra
do Peixe – Intermediária – Itumbiara)
INTERMEDIÁRIA
SE nova, para seccionamento da LT
500 kV Cuiabá - Itumbiara
ONS
PAR 2003-2005
GO
500/230
---
Data de necessidade: JANEIRO /2005
Obra nova, proposta neste PAR
29 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
EMBU GUAÇU – BAURU C1/C2
Seccionamento na SE Oeste
UF
SP
440
2x1,6
Data de necessidade: 2002
construção de dois circuitos (4x636
MCM) para, juntamente com os dois
circuitos em operação, efetuar o
seccionamento das duas LTs Bauru Embu na SE Oeste
Obra não indicada no PAR anterior
SÃO JOSÉ – MOGI C1
substituição de bobinas de bloqueio.
SP
230
---
Data de necessidade: 2002
mudança da configuração operativa da
LT Mogi (Furnas) – Mogi – São José
Obra não indicada no PAR anterior
MOGI - NORDESTE
adequação de equipamento terminal
(bobina de bloqueio, TC e Chaves
seccionadoras) da LT e Vão de
interligação
ONS
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
SP
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
30 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
NORDESTE – GUARULHOS
adequação de equipamentos terminais
(bobina de bloqueio e TC)
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
RJ
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
CAMPINAS – IBIÚNA
reconversão para 500 kV - construção
de 2 vãos
SITUAÇÃO ATUAL
SP
ADRIANÓPOLIS – CAMPOS
troca de TC, filtro de ondas e chaves
seccionadoras na SE Adrianópolis e
filtro de ondas na SE Campos
UF
SP
500
---
Data de necessidade: MARÇO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
(associada à LT 500 kV Bateias –
Ibiúna)
AIMORÉS – GOVERNADOR
VALADARES
recapacitação – circuito simples
(associada à conexão da UHE
Aimorés)
ONS
PAR 2003-2005
MG
230
131
Data de necessidade: NOVEMBRO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
31 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ADRIANÓPOLIS
UF
SITUAÇÃO ATUAL
RJ
Instalação de disjuntores nos
barramentos de 500 kV para aumentar
a confiabilidade do arranjo em anel
500
reator manobrável na LT Cachoeira
Paulista – Grajaú – 136 Mvar
500
seccionar a barra A e instalar um novo
vão de disjuntor completo
345
seccionar a barra B através de
instalação de chave seccionadora e
proteção de barras adaptativas
345
substituição de 3 bays de 345 kV
(40kA)
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra na indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra na indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(associado à implantação da UTE Norte
Fluminense)
ONS
PAR 2003-2005
32 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ADRIANÓPOLIS (CONT.)
“bypass” em Adrianópolis de um dos
circuitos da LT Cachoeira Paulista –
Adrianópolis para engate na LT
Adrianópolis – Grajaú, formando a LT
Cachoeira Paulista – Grajaú
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(associado ao 3o circuito da LT 500 kV Cachoeira Paulista –
Adrianópolis. Esta obra deverá estar presente antes da
entrada em operação da 1a UTE no 500 kV entre as
subestações de Cachoeira Paulista e Adrianópolis. Estão
associados ainda dois novos bancos de reatores de
136 Mvar / 500 kV, sendo um na SE Cachoeira Paulista e o
outro na SE Adrianópolis no novo circuito formado pelo
“bypass”.)
SP
adequação de equipamentos terminais
(filtro de onda na saída da LT para
Guarulhos)
345
reator manobrável de linha – 136 Mvar
(em substituição ao reator de 73 Mvar
existente na LT Campinas – Cachoeira
Paulista)
500
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
RJ
CAMPINAS
ONS
UF
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
33 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CAMPINAS (CONT.)
2º banco de autotransformadores
UF
SP
500/345
560
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à LT Londrina – Assis –
Araraquara)
TIJUCO PRETO
ONS
SP
Instalação de sistema de transferência
para substituição da fase reserva dos
bancos de transformadores AT4, AT5 e
AT6 – 1.500 MVA, incluindo
enrolamento terciário (compensador
síncrono)
750/345/
20
---
Inclusão de alimentação para o
compensador síncrono da SE Tijuco
Preto através do terciário dos
autotransformadores AT5 e/ou AT6
750/345/
20
---
Inclusão de alimentação para os
750/500/
bancos de reatores shunt de terciário
69
2x180 Mvar – 69 kV através do terciário
do autotransformador AT2
---
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
34 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TIJUCO PRETO (CONT.)
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
Instalação de sistema de transferência
para substituição da fase reserva dos
bancos de transformadores AT2 e AT3
– 1.650 MVA, incluindo enrolamento
terciário (banco de reatores shunt)
750/500/
69
---
4o banco de autotransformadores
750/345
1.500
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
OURO PRETO 2
MG
conexão para reator da LT 500 kV Ouro
Preto 2 – São Gonçalo do Pará –
91 Mvar
500
reator manobrável na LT345 kV Ouro
Preto 2 – Vitória - 60 Mvar
345
---
Concessão em análise pela ANEEL
---
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
SERRA DA MESA
2º banco de autotransformadores
Data de necessidade: 2002
GO
500/230
400
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
35 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ARARAQUARA
conexão para o reator RE-2 – 180 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
440
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
reator manobrável de barra – 180 Mvar
440
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SINOP
compensador estático - (- 30, 70) Mvar
MT
230
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
JUPIÁ
SP
instalação de disjuntor na interligação
de barras 440 kV
440
troca de disjuntores nos bays para
Taquaruçu, Três Irmãos e paralelo
440
---
Obra não indicada no PAR anterior
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
BAURU
conexão para os reatores RE-2 –
90 Mvar e RE-3 – 180 Mvar
Data de necessidade: 2002
SP
440
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
36 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SÃO GOTARDO 2
reator manobrável de barra – 91 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
MG
500
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
EMBORCAÇÃO
conexão para reator da LT 500 kV
Emborcação – São Gotardo 2 –
91 Mvar
MG
500
---
Concessão em análise pela ANEEL
GOVERNADOR VALADARES 2
instalação de uma chave seccionadora
e um transformador de potencial
capacitivo
MG
230
---
MG
conexão para reator da LT 500 kV São
Gotardo 2 – Neves – 91 Mvar
500
transposição física de vão de linha e de
transformador
500
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
NEVES
ONS
Data de necessidade: 2002
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
37 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
JAGUARA
ONS
500
instalação de três disjuntores para
conexão dos trafos T11 e T12 –
500/345 kV às barras 1 e 2 (instalação
de uma seção – configuração disjuntor
e meio)
500
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de ondas) nas saídas
para Volta Grande, Luiz Carlos Barreto
e Pimenta
345
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
MG
conexões para os reatores das LTs
500 kV Jaguara – Neves e Jaguara –
São Gonçalo do Pará – 2x91 Mvar
Instalação de vão de disjuntor de barra
UF
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
38 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
VOLTA GRANDE
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de onda) nas saídas para
Jaguara, Luiz Carlos Barreto e Porto
Colômbia
Instalação de vão de disjuntor de barra
345
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MG
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
BARBACENA
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de onda) na saída para
Pimenta
SITUAÇÃO ATUAL
MG
PIMENTA
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de onda) nas saídas para
Barreiro, Barbacena e Furnas
UF
MG
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
39 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
PORTO COLÔMBIA
substituição de equipamentos terminais
(TCs, filtros de onda, chaves
seccionadoras e disjuntores) nas
saídas para Itumbiara e Volta Grande e
vão de interligação
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MG
substituição de equipamentos terminais
(TCs, filtros de onda, chaves
seccionadoras e disjuntores) na saída
para Volta Grande e vão de interligação
345
Instalação de chave seccionadora no
vão do disjuntor de interligação de
barras
345
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
MG
L. C. BARRETO
ONS
UF
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
40 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ANGRA
500
reator manobrável de barra de
136 Mvar
500
---
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SP
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
TAUBATÉ
(TC e filtro de onda das LTs para Tijuco
Preto e Cachoeira Paulista)
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
GUARULHOS
substituição de equipamentos terminais
SITUAÇÃO ATUAL
RJ
instalação de disjuntores nos
barramentos de 500 kV para aumentar
a confiabilidade do arranjo em anel
substituição de 5 chaves seccionadoras
na LT Guarulhos – Nordeste
UF
SP
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
41 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
IBIÚNA
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
instalação de dois filtros (3º/5º
harmônicos) para o elo de corrente
contínua
345
instalação de disjuntor e mais uma
chave seccionadora de 345 kV nos
vãos dos transformadores ZA900,
ZA901 e ZA902
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
BAIXADA SANTISTA
SP
Instalação de um disjuntor e 2 chaves
seccionadoras
345
substituição de disjuntores e
equipamentos de 1 bay
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada à 2ª fase da UTE
Piratininga)
ONS
PAR 2003-2005
42 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ILHA SOLTEIRA
440
substituição de disjuntores nos circuitos
1 e 2 da LT para Araraquara
440
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SUMARÉ
SP
440
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SP
CACHOEIRA PAULISTA
reator manobrável na linha para
Adrianópolis (Grajaú) e chaveável para
a linha para Angra – 136 Mvar
SITUAÇÃO ATUAL
SP
implantação de sistema de
comunicação óptica para permitir
“transfer trip” direto para alívio de carga
no transformador 500/440 kV da SE
Água Vermelha
reator manobrável de barra de 90 Mvar
UF
500
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(associada ao by-pass em Adrianópolis
para formar a LT Cachoeira Paulista –
Grajaú)
ONS
PAR 2003-2005
43 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
POÇOS DE CALDAS
instalação de transformador de
potencial capacitivo
500
---
MG
seccionamento do barramento de
345 kV e instalação de vão de disjuntor
completo
345
reator manobrável na LT 500 kV
Itumbiara - Samambaia – 136 Mvar
500
banco de compensação série de 50%
na LT 230 kV Rio Verde - Itumbiara C2
(100 Mvar)
230
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: ABRIL/2003
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
VITÓRIA
ONS
SITUAÇÃO ATUAL
MG
ITUMBIARA
reator manobrável na LT 345 kV Ouro
Preto 2 - Vitória – 60 Mvar
UF
ES
345
---
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
44 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
VITÓRIA (CONT.)
transferência do compensador estático
de Campos para a SE Vitória
UF
SITUAÇÃO ATUAL
ES
345
---
Data de necessidade: JUNHO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à instalação da UTE Norte
Fluminense e da LT 345 kV Ouro Preto
2 -Vitória)
ITUTINGA
reator manobrável de barra – 60 Mvar
MG
345
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
RIO VERDE
banco de compensação série de 50%
na LT 230 kV Barra do Peixe – Rio
Verde C2 (100 Mvar)
MT
230
---
Obra não indicada no PAR anterior
BARRA DO PEIXE
banco de compensação série de 50%
na LT 230 kV Rondonópolis – Barra do
Peixe C2 (100 Mvar)
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: JUNHO/2003
MT
230
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
45 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BARRA DO PEIXE (CONT.)
Ampliação de dois vãos de linha
adicionais para a conexão da LT
230 kV Rondonópolis – Rio Verde C1 a
ser seccionada em Barra do Peixe
1º banco de autotransformadores
UF
MT
230
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
500/230
450
Data de necessidade: JANEIRO/2005
(associada à LT 500 kV Cuiabá – Barra
do Peixe – Intermediária - Itumbiara)
Concessão em análise pela ANEEL
CABREÚVA
instalação de bay de interligação de
barra
SITUAÇÃO ATUAL
SP
440
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada à instalação do 2º
banco de autotransformadores
440/138 kV)
3º banco de autotransformadores
(Obra associada a expansão do
consumidor CBA)
ONS
PAR 2003-2005
440/230
750
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
46 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CABREÚVA (CONT.)
substituição de disjuntores e
equipamentos de 9 bays
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
440
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada ao 3º banco de
autotransformadores 440/230 kV)
MASCARENHAS
construção de pátio
ES
230
---
Data de necessidade: NOVEMBRO/2003
(associada à conexão da UHE Aimorés)
Concessão em análise pela ANEEL
MG
MARIMBONDO
reator manobrável na LT 500 kV
Itumbiara - Marimbondo – 100 Mvar
500
reator manobrável de barra – 100 Mvar
500
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Em licitação pela ANEEL
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
47 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
EDGARD DE SOUZA
substituição de disjuntores e
equipamentos de 14 bays
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada ao 3º banco de
autotransformadores 440/230 kV da SE
Cabreúva)
INTERLAGOS
substituição de disjuntores e
equipamentos de 2 bays
SP
230
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada à 2ª fase da UTE
Piratininga)
ONS
PAR 2003-2005
48 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
TERESINA – PERITORÓ
78
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
seccionamento na SE Coelho Neto
(construção de 78 km de LT 230 kV)
SOBRAL II – SOBRAL III
circuito duplo
CE
230
2x15
Data de necessidade: 2002
o
(associada ao 1 banco de
autotransformadores 500/230 kV da SE
Sobral III)
Concessão em análise pela ANEEL
SAPEAÇU – CAMAÇARI II
circuito simples
BA
500
85
Data de necessidade: ABRIL/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(Substitui a LT 230 kV Governador
Mangabeira – Camaçari II C3 indicada
no PAR anterior)
MILAGRES - TAUÁ
circuito simples
(associada à SE Tauá)
ONS
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
MA
230
circuito simples
UF
CE
230
200
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
49 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TERESINA II – SOBRAL III –
FORTALEZA II C2
circuito simples
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PI/CE
500
581
Data de necessidade: JUNHO/2005
Obra não indicada no PAR anterior
BRUMADO II
reator manobrável na LT 230 kV Funil –
Brumado II - 10 Mvar
BA
230
---
Obra não indicada no PAR anterior
PARAÍSO (antiga Santa Cruz)
SE nova seccionando a LT 230 kV
Campina Grande II – Natal II C1 ou C2
Data de necessidade: 2002
RN
230
---
Data de necessidade: MARÇO/2003
Concessão em análise pela ANEEL.
(associada à nova conexão da
COSERN)
ANGELIM II
PE
conexão para um dos reatores de linha
– 150 Mvar
500
reator manobrável de barra - 150 Mvar
500
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
50 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TAUÁ
SE nova
(associada à nova conexão da
COELCE e à LT 230 kV Milagres Tauá)
ONS
PAR 2003-2005
UF
SITUAÇÃO ATUAL
CE
230
--
Data da necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
51 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
GOV. MANGABEIRA - FUNIL C1
recapacitação (aumento do limite
térmico para 60º)
SITUAÇÃO ATUAL
BA
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
JUAZEIRO – JAGUARARI – SENHOR
DO BONFIM
substituição de bobina de bloqueio nos
terminais de Juazeiro, Jaguarari e Sr
do Bonfim e de TC em Jaguarari
UF
BA
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à UTE Jaguarari)
MOSSORÓ II – AÇU II
recapacitação (de 235 MVA para
300 MVA)
RN
230
75
Data de necessidade: AGOSTO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à UTE Termoaçu)
ONS
PAR 2003-2005
52 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BOA ESPERANÇA
3o transformador
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PI
230/69
39
Autorizado à CHESF apenas o transformador sem as
conexões (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000 (apenas o
transformador)
Previsão para entrar em operação: Depende de autorização
da ANEEL para as conexões
Instalação de uma interligação de barra
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
reencabeçamento da LT Presidente
Dutra para o vão do reator de barra
500
---
Obra não indicada no PAR anterior
CAMPINA GRANDE II
ONS
PB
substituição de 1 disjuntor de
transferência (posição 14D1)
230
substituição dos pára-raios das linhas
04V1, 04V2, 04L3, 04F6 e 04F7
230
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
53 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CAMPINA GRANDE II (CONT.)
reator manobrável de barra - 30 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PB
230
---
Data de necessidade:JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
SOBRAL III
1o banco de autotransformadores
CE
500/230
600
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
(associada à LT 230 kV Sobral II –
Sobral III)
FORTALEZA I
ONS
CE
substituição de um disjuntor na posição
14H1 de manobra de banco ce
capacitores de 50 Mvar
230
substituição de bobina de bloqueio da
linha para Banabuiú (C2)
230
seccionamento da barra principal em
duas semi-barras
230
PAR 2003-2005
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
54 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BOM NOME
substituição da bobina de bloqueio nos
terminais das linhas para Paulo Afonso
(C1, C2 e C3) e Milagres (C3)
230
---
BA
230
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
BA
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MIRUEIRA
Instalação de uma entrada de linha na
saída para Goianinha
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
PAULO AFONSO IV
reencabeçamento da LT Luiz Gonzaga
para o vão do gerador 2, conectando o
autotransformador T8 à saída do vão
do gerador 1
SITUAÇÃO ATUAL
PE
PAULO AFONSO
Instalação de disjuntor de transferência
das barras de 230 kV
UF
PE
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
55 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TUCURUÍ
interligação de barra
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PA
500
---
Data de necessidade: 2002
reatores limitadores de corrente
20 Ω/fase
Concessão em análise pela ANEEL
(obra associada à UHE Tucuruí II)
BA
OLINDINA
conexões para os reatores das LT Luiz
Gonzaga – Olindina e Paulo Afonso –
Olindina – 2x150 Mvar
500
---
Concessão em análise pela ANEEL
PI
TERESINA
substituição de 2 chaves seccionadoras
por disjuntores
230
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
MESSIAS
fechamento do “delta” do banco de
autotransformadores 05t3
Data de necessidade:2002
AL
500/230/
13,8
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
56 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
MILAGRES
seccionamento da barra principal em
duas semi-barras
SITUAÇÃO ATUAL
CE
230
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
BANABUIÚ
CE
substituição de bobina de bloqueio nas
linhas para Fortaleza e Delmiro
Gouveia
230
seccionamento da barra principal em
duas semi-barras
230
---
Data de necessidade:2002
Obra não indica'da no PAR anterior
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
MARABÁ
2o banco de autotransformadores
UF
PA
500/230
450
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
substituição do autotransformador
existente de 300 MVA
ONS
PAR 2003-2005
500/230
450
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
57 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
NATAL II
UF
SITUAÇÃO ATUAL
RN
relocação do reator de barra para uma
das linhas para Campina Grande (C1
ou C2)
230
substituição dos pára-raios dos
transformadores 04T1, 04T2 e 04T3 e
das LTs 04V2 e 04V3
230
reator manobrável de barra - 30 Mvar
230
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade:JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
SÃO LUÍS II
compensador estático (-70,150) Mvar
MA
230
--
Data de necessidade: MARÇO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
SÃO JOÃO DO PIAUÍ
bancos de compensação série –
480 Mvar (Boa Esperança) e
435 Mvar (Sobradinho)
ONS
PAR 2003-2005
PI
500
--
Data de necessidade: ABRIL/2003
Concessão em análise pela ANEEL
58 / 478
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 sem definição de concessão
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SANTO ANTÔNIO DE JESUS
complemento de dois vãos para
seccionamento do circuito Funil –
Governador Mangabeira, formando as
LT 230 kV Funil – Santo Antônio de
Jesus e Santo Antônio de Jesus –
Governador Mangabeira
ONS
PAR 2003-2005
UF
SITUAÇÃO ATUAL
BA
230
--
Data de necessidade: ABRIL/2003
Obra não indicada no PAR anterior
59 / 478
2.2
Ampliações e Reforços na Rede Básica Necessários no Período 2003 a
2005 – Relação Completa
A Tabela 2.3 a seguir resume a proposta de ampliações e reforços na Rede Básica
resultante das análises realizadas para o período 2003 a 2005, incluindo as
instalações da Rede Básica:
−
já autorizadas ou licitadas;
−
cuja necessidade foi identificada no PAR 2002-2004 e que na presente edição
(2003-2005) estão sendo ratificadas como necessárias até 2005. Nesta
situação se incluem aquelas já contempladas no Programa de Licitação de
Concessão de Linhas Transmissão da ANEEL, bem como as que se
encontram em análise pela Agência;
−
que não introduzem alterações na topologia da rede, mas cuja ausência impõe
restrições à operação do sistema; e
−
indicadas pela primeira vez neste PAR 2003-2005.
Na Tabela 2.3, portanto, é apresentada a relação completa das ampliações e dos
reforços na Rede Básica necessários até o ano de 2005, incluindo aquelas
relacionadas na Tabela 2.2 (obras sem a concessão equacionada pela ANEEL).
Como no item anterior, as obras estão apresentadas por Região, sendo indicada para
cada uma delas, a situação atual do empreendimento.
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação
completa)
ONS
PAR 2003-2005
60 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SITUAÇÃO ATUAL
‘
BATEIAS – IBIÚNA
circuito duplo com compensação série
UF
500
2x328
Concessionária: FURNAS (licitada)
Prazo contratual: MARÇO/2003
(interligação Sul/Sudeste)
Previsão para entrar em operação: MARÇO/2003
PA/MA
TUCURUÍ – MARABÁ C3 E MARABÁ –
AÇAILÂNDIA – PRESIDENTE DUTRA
C1
circuito simples, com compensação série
500
867
Concessionária: EATE (licitada)
Prazo contratual: ABRIL/2003
(interligação Norte/Nordeste)
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
MA
AÇAILÂNDIA – IMPERATRIZ
circuito simples
500
57
Concessionária: EATE (licitada)
Prazo contratual: ABRIL/2003
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
ONS
PAR 2003-2005
61 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SITUAÇÃO ATUAL
GO/BA
SERRA DA MESA – RIO DAS ÉGUAS –
BOM JESUS DA LAPA II - IBICOARA –
SAPEAÇU
circuito simples
UF
500
1.054
Concessionária: TSN (licitada)
(Interligação Sudeste/Nordeste)
Prazo contratual: ABRIL/2003
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
MA/TO
/GO
IMPERATRIZ – COLINAS – MIRACEMA
– GURUPI – SERRA DA MESA C2 E
SERRA DA MESA – SAMAMBAIA C3
circuito simples, com compensação série
(Interligação Norte/Sul II)
500
1.278
Concessionária:NOVATRANS (licitada)
Prazo contratual: ABRIL/2003 (para o trecho entre
Samambaia e Serra da Mesa), AGOSTO/2003 (para o trecho
entre Serra da Mesa e Miracema) e DEZEMBRO/2003 (para
o trecho entre Miracema e Imperatriz)
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003 (para o
trecho entre Samambaia e Serra da Mesa), OUTUBRO/2003
(para o trecho entre Serra da Mesa e Miracema) e
FEVEREIRO/2004 (para o trecho entre Miracema e
Imperatriz)
ONS
PAR 2003-2005
62 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
500
400
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
PA/MA
TUCURUÍ – MARABÁ C4 E MARABÁ –
AÇAILÂNDIA C2
circuito simples, com compensação série
em Marabá e Açailândia
SITUAÇÃO ATUAL
PR/SP
LONDRINA – ASSIS – ARARAQUARA
circuito simples, com compensação série
de 50% no terminal de Araraquara
UF
500
464
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Em licitação pela ANEEL
(interligação Norte/Nordeste)
ONS
PAR 2003-2005
63 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
500/345
2x750
Concessionária: FURNAS (licitada)
Prazo contratual: MARÇO/2003
(associada à LT 500 kV Bateias –
Ibiúna)
Previsão para entrar em operação: MARÇO/2003
MA
AÇAILÂNDIA
SE nova de chaveamento
SITUAÇÃO ATUAL
SP
IBIÚNA
2 bancos de autotransformadores
UF
500
---
Concessionária: EATE (licitada)
Prazo contratual: ABRIL/2003
(interligação Norte/Nordeste)
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
BA
RIO DAS ÉGUAS E IBICOARA
SEs novas de chaveamento
500
---
Concessionária: TSN (licitada)
(Interligação Sudeste/Nordeste)
Prazo contratual: ABRIL/2003
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
BA
BOM JESUS DA LAPA II
SE nova com 2 bancos de
autotransformadores
500/230
2x300
Prazo contratual: ABRIL/2003
(interligação Sudeste/Nordeste)
compensador estático (-250, 250) Mvar
ONS
PAR 2003-2005
Concessionária: TSN (licitada)
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
500
---
64 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
(interligação Sudeste/Nordeste)
ONS
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
BA
SAPEAÇU
SE nova com 2 bancos de
autotransformadores
UF
500/230
2x600
Concessionária: TSN (licitada)
Prazo contratual: ABRIL/2003
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
65 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SITUAÇÃO ATUAL
SP
ASSIS
2º banco de autotransformadores
UF
440/230
336
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
2 bancos de autotransformadores
500/440
2x750
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
(obra associada à LT 500 kV Londrina
– Assis – Araraquara)
Obra não indicada no PAR anterior
PR
IVAIPORÃ
ONS
instalação de sistema de transferência
para substituição da fase reserva dos
bancos de autotransformadores AT 01
e AT 02 – 1650 MVA
750/525/
69
---
3o banco de autotransformadores
750/525/
69
1.650
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: JUNHO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
66 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SITUAÇÃO ATUAL
RS
CAMAQUÃ – CIDADE INDUSTRIAL
circuito simples
UF
230
8
Autorizada à CEEE (Resolução ANEEL 400/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
seccionamento para SE Porto Alegre 9
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
RS
GRAVATAÍ 2 – PORTO ALEGRE 6
circuito duplo, lançamento do primeiro
circuito (C3)
230
30
Autorizada à CEEE (Resolução ANEEL 300/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
circuito duplo, lançamento do segundo
circuito (C4)
230
30
Obra não indicada no PAR anterior
PR
CAMPO COMPRIDO - UMBARÁ
circuito duplo
seccionamento para SE Cidade
Industrial de Curitiba
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: JUNHO/2003
230
2x0,8
Autorizada à COPEL (Resolução ANEEL 550/00)
Prazo contratual: NOVEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2003
67 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SITUAÇÃO ATUAL
RS
GRAVATAÍ 2 – PORTO ALEGRE 8
circuito simples
UF
230
17,2
Autorizada à CEEE (Resolução ANEEL 497/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
PR
BATEIAS – JAGUARIAÍVA
circuito simples
230
137
Concessionária: COPEL (licitada)
Prazo contratual: FEVEREIRO/2003
Previsão para entrar em operação: ABRIL/2003
RS
DONA FRANCISCA – ITAÚBA C2
circuito simples
230
23
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
RS
MAÇAMBARÁ – SANTO ÂNGELO
circuito simples
230
205
Data de necessidade: 2002
Em licitação pela ANEEL
RS
PRESIDENTE MÉDICI - PELOTAS 3
circuito simples
230
130
Data de necessidade: 2002
Em licitação pela ANEEL
ONS
PAR 2003-2005
68 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SITUAÇÃO ATUAL
RS
SANTO ÂNGELO – SANTA ROSA C2
circuito simples
UF
230
54
Data de necessidade: 2002
Em licitação pela ANEEL
RS
UTE URUGUAIANA – MAÇAMBARÁ
circuito simples
230
130
Data de necessidade: 2002
Em licitação pela ANEEL
PR
SALTO SANTIAGO – IVAIPORÃ C2
circuito simples
525
167
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
SC
MACHADINHO – CAMPOS NOVOS C2
circuito simples
525
50,6
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
SC
BLUMENAU – JORGE LACERDA B
circuito duplo
Seccionamento na SE Palhoça
ONS
PAR 2003-2005
230
2x30
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
69 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SITUAÇÃO ATUAL
PR
CASCAVEL–CASCAVEL OESTE C3
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
UF
230
11,3
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
PR
LONDRINA – IBIPORÃ C2
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
230
20,3
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
PR/SP
MARINGÁ - ASSIS
circuito duplo
230
2x23
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
Seccionamento na SE Londrina
(Eletrosul)
SC/RS
CAMPOS NOVOS–LAGOA
VERMELHA
circuito simples
230
84
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
(associada à SE Lagoa Vermelha)
Em licitação pela ANEEL
RS
LAGOA VERMELHA – SANTA
MARTA
circuito simples
(associada à SE Lagoa Vermelha)
ONS
PAR 2003-2005
230
96
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Em licitação pela ANEEL
70 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SITUAÇÃO ATUAL
PR
IVAIPORÃ – LONDRINA C2
circuito simples
UF
525
120
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
71 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
AMPLIAÇÕES
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SUBESTAÇÃO
GRALHA AZUL
230
---
Autorizadas à COPEL (Resolução ANEEL 086/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
UTE
CIDADE INDUSTRIAL DE CURITIBA
SE nova
PR
230
---
Autorizada à COPEL (Resolução ANEEL 550/00)
Prazo contratual: JANEIRO/2002
(associada ao seccionamento da LT
230 kV Campo Comprido – Umbará)
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2003
LAGOA VERMELHA
SE nova (setor de 230 kV)
(associada à nova conexão da RGE e
às LTs 230 kV Campos Novos – Lagoa
Vermelha e Lagoa Vermelha – Santa
Marta)
ONS
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
PR
SE nova e ramal de linha de circuito
duplo para conexão às SEs Campo
Comprido e Umbará
(associadas à integração da
Araucária e consumidor CISA)
UF
RS
230
--
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Em licitação pela ANEEL
72 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SALTO SEGREDO - AREIA
substituição de equipamento terminal
(seccionadora) em Areia
525
---
PR
525
---
SC
525
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
PR
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
ALEGRETE 2 – SANTA MARIA 3
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete 2 e Santa
Maria 3
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
APUCARANA - LONDRINA
Ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Apucarana
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MACHADINHO – CAMPOS NOVOS C1
substituição de equipamento terminal
(TC) em Campos Novos
SITUAÇÃO ATUAL
PR
SALTO SANTIAGO - IVAIPORÃ
substituição de equipamento terminal
(seccionadora) em Ivaiporã e Salto
Santiago
UF
RS
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
73 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
ALEGRETE
BAGÉ 2
2
–
LIVRAMENTO
–
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete2, Bagé 2 e
Livramento
230
---
RS
230
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
RS
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SC
PALHOÇA – JORGE LACERDA A
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Jorge Lacerda A
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
ALEGRETE 2 – URUGUAIANA 5
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete 2
SITUAÇÃO ATUAL
RS
ALEGRETE 2 - MAÇAMBARÁ
ajuste ou substituição de equipamento
terminal (TC) em Alegrete 2 e
Maçambará
UF
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
74 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
PORTO ALEGRE 10
1o transformador
UF
SITUAÇÃO ATUAL
RS
230/69
83
Autorizado à CEEE (Resolução ANEEL 400/00)
Prazo contratual: NOVEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação JUNHO/2002
CAMPO BOM
adequação do arranjo
RS
230
---
Autorizado à CEEE (Resolução ANEEL 083/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
LIVRAMENTO 2
adequação do arranjo
RS
230
---
Autorizado à CEEE (Resolução ANEEL 016/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
GRAVATAÍ
conexão para reator de barra 150 Mvar
RS
525
---
Autorizado à ELETROSUL (Resolução ANEEL 532/01)
Prazo contratual: JUNHO/2002
Previsão para entrar em operação: NOVEMBRO/2002
ONS
PAR 2003-2005
75 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SANTO ÂNGELO
2o banco de autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
RS
525/ 230
672
Autorizado à ELETROSUL (Resolução ANEEL 277/01)
Prazo contratual: JUNHO/2002
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
AREIA
reencabeçamento da LT para Salto
Segredo
PR
525
---
Autorizado à ELETROSUL (Resolução ANEEL 532/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: OUTUBRO/2002
unidade reserva do banco de
autotransformadores existente
525/ 230
224
Concessão em análise pela ANEEL
BLUMENAU
complementação da configuração
disjuntor e meio, com instalação de
disjuntores para os TR 5 e TR 6
bancos de capacitores – 2x125 Mvar
Data de necessidade: 2002
SC
525/230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
230
SC
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
76 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CAMPOS NOVOS
conexão para reator de barra 100 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SC
525
---
Autorizado à ELETROSUL (Resolução ANEEL 532/01)
Prazo contratual: MARÇO/2003
Previsão para entrar em operação: MARÇO/2003
complementação da configuração
disjuntor e meio, com instalação de
disjuntores para o TR 5
525/230
2o banco de autotransformadores e
unidade reserva
525/230
---
Autorizado à ELETROSUL (Resolução ANEEL 427/01)
Prazo contratual: MAIO/2003
Previsão para entrar em operação: JUN/2003
672
Autorizado à ELETROSUL (Resolução ANEEL 427/01)
Prazo contratual: MAIO/2003
Previsão para entrar em operação: JUN/2003
CAXIAS
reator manobrável de barra – 150 Mvar
RS
525
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
77 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ITÁ
Reencabeçamento da LT Salto
Santiago para o vão do antigo reator 2
e transformação do reator desta linha
em reator de barra
SITUAÇÃO ATUAL
RS
525
---
Data de necessidade:2002
Concessão em análise pela ANEEL
CURITIBA
conexão para o reator 1 – 150 Mvar
UF
PR
525
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
DOURADOS
conexão para o reator da LT Dourados
– Guairá – 27 Mvar
MS
230
---
Data de necessidade:2002
Concessão em análise pela ANEEL
Obra não indicada no PAR anterior
LONDRINA
complementação da configuração
disjuntor e meio, com instalação de
disjuntores para o TR 525/230 kV
ONS
PAR 2003-2005
PR
525
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
78 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
MARINGÁ
substituição de disjuntor dos reatores A
eB
230
---
RS
230
---
Data de necessidade: 2002
Em licitação pela ANEEL
SC
230
---
Data de necessidade: FEVEREIRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
PALHOÇA
banco de capacitores – 50 Mvar
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
JORGE LACERDA B
relocação do terminal da LT 230 kV
Palhoça – Jorge Lacerda A e
implantação de trecho de linha de
230 kV circuito simples, 0,8 km
SITUAÇÃO ATUAL
PR
MAÇAMBARÁ
reator manobrável na LT 230 kV UTE
Uruguaiana - Maçambará – 30 Mvar
UF
SC
230
---
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
CASCAVEL OESTE
2o banco de autotransformadores
PR
525/230
600
Data de necessidade: JUNHO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
ONS
PAR 2003-2005
79 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÃO SUL
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BATEIAS
2o banco de autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PR
525/230
600
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
CIDADE INDUSTRIAL
substituição de 20 disjuntores de
230 kV e troca de relés de proteção
dos módulos de 230 kV (associada à
entrada da 2a etapa da UTE Canoas)
ONS
PAR 2003-2005
RS
230
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
80 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
TIJUCO PRETO – BAIXADA C3
circuito duplo, lançamento do 2º circuito
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
345
26
Autorizada à CTEEP (Resolução ANEEL 319/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: OUTUBRO/2002
JAURU – COXIPÓ
circuito duplo
MT
230
2x360
Autorizada à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: JANEIRO/2003
CACHOEIRA PAULISTA –
ADRIANÓPOLIS C3
circuito simples
(trecho entre a torre 214 e a SE
Adrianópolis)
ONS
PAR 2003-2005
SP/RJ
500
148
Autorizada a FURNAS (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: JANEIRO/2003
Previsão para entrar em operação: JANEIRO/2003
81 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SAMAMBAIA – ITUMBIARA
circuito simples
UF
SITUAÇÃO ATUAL
DF/MG
500
295
Concessionária: Expansion (licitada)
Prazo contratual: ABRIL/2003
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
SAMAMBAIA – EMBORCAÇÃO
circuito simples
DF/MG
500
280
Concessionária: Expansion (licitada)
Prazo contratual: ABRIL/2003
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
OURO PRETO 2 – VITÓRIA
circuito simples
MG/ES
345
370
Autorizada a FURNAS (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: MAIO/2003
Previsão para entrar em operação: JULHO/2003
CHAVANTES – BOTUCATU C2
circuito simples
SP
230
137
Concessionária: CTEEP (licitada)
Prazo contratual: JUNHO/2003
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2003
ONS
PAR 2003-2005
82 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
GUARULHOS – ANHANGUERA
circuito duplo
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
345
2x25
Autorizada à CTEEP (Resolução ANEEL 542/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2003
(associada à SE Anhanguera)
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2003
COXIPÓ – RONDONÓPOLIS C3
circuito simples, com reator de linha de
30 Mvar em Coxipó e compensação
série de 50% em Rondonópolis
MT
230
188
Obra nova, proposta neste PAR
AIMORÉS – MASCARENHAS C2
circuito simples
Data de necessidade: JUNHO/2003
MG
230
20
Data de necessidade: NOVEMBRO/2003
(associada à conexão da
UHE Aimorés)
Concessão em análise pela ANEEL
ITUMBIARA – MARIMBONDO
circuito simples
(associada à interligação Norte/Sul II)
ONS
PAR 2003-2005
MG
500
212
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Em licitação pela ANEEL
83 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
TIJUCO PRETO – CACHOEIRA
PAULISTA C2
circuito simples
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
500
180
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Em licitação pela ANEEL.
CUIABÁ – BARRA DO PEIXE –
INTERMEDIÁRIA – ITUMBIARA
circuito simples
MT/GO
/MG
500
831
Data de necessidade: JANEIRO/2005
Obra não indicada no PAR anterior
TAUBATÉ – APARECIDA C2
circuito simples
SP
230
39
Data de necessidade: JUNHO/2005
Concessão em análise pela ANEEL
ONS
PAR 2003-2005
84 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
JAURU
230
reatores de linha 2 x 30 Mvar
230
---
230/138
300
--
500
Autorizada à CEMIG (Resolução ANEEL 429/01).
Prazo contratual: MARÇO/2003
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2003
MG
SE nova para seccionamento das LTs
500 kV Jaguara – Neves, Jaguara São Gonçalo do Pará e São Gotardo 2
– Neves.
500
reator manobrável de barra – 91 Mvar
500
PAR 2003-2005
Previsão para entrar em operação: JANEIRO/2003
MG
BOM DESPACHO 3
ONS
Autorizadas à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
VESPASIANO 2
SE nova (setor de 500 kV e
seccionamento da LT 500 kV NevesMesquita)
SITUAÇÃO ATUAL
MT
SE nova (associada às LT 230 kV
Jauru – Coxipó)
banco de transformadores e unidade
reserva
UF
---
Autorizadas à CEMIG (Resolução ANEEL 068/02)
Prazo contratual: MAIO/2003
Previsão para entrar em operação: MAIO/2003
---
85 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SITUAÇÃO ATUAL
SP
ANHANGUERA
SE nova (setor de 345 kV)
UF
345
---
Autorizada à CTEEP (Resolução ANEEL 542/00, modificada
pela Resolução ANEEL 230/01)
(associada à LT 345 kV Guarulhos –
Anhanguera)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2003
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2003
AVARÉ NOVA
SE nova (setor de 230 kV)
SP
230
---
Autorizado à CTEEP (Resolução ANEEL 312/02)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2003
(associada à nova conexão da CFL
Santa Cruz)
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2003
CUIABÁ
SE nova, com dois bancos de
autotransformadores
MT
500/230
2x450
Data de necessidade: JANEIRO/2005
Obra nova, proposta neste PAR
(associada à LT 500 kV Cuiabá – Barra
do Peixe – Intermediária – Itumbiara)
INTERMEDIÁRIA
SE nova, para seccionamento da LT
500 kV Cuiabá - Itumbiara
ONS
PAR 2003-2005
GO
500/230
---
Data de necessidade: JANEIRO/2005
Obra nova, proposta neste PAR
86 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
EMBU GUAÇU – BAURU C1/C2
(SECCIONAMENTO SE OESTE)
construção de dois circuitos (4x636
MCM) para, juntamente com os dois
circuitos em operação, efetuar o
seccionamento das duas LTs Bauru Embu na SE Oeste
440
2x1,6
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SP
230
---
Data de necessidade: 2002
mudança da configuração operativa da
LT Mogi (Furnas) – Mogi – São José
Obra não indicada no PAR anterior
MOGI - NORDESTE
adequação de equipamento terminal
(bobina de bloqueio, TC e Chaves
seccionadoras) da LT e Vão de
interligação
SP
345
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
NORDESTE – GUARULHOS
adequação de equipamentos terminais
(bobina de bloqueio e TC)
SITUAÇÃO ATUAL
SP
SÃO JOSÉ – MOGI C1
substituição de bobinas de bloqueio.
UF
SP
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
87 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
ADRIANÓPOLIS – CAMPOS
troca de TC, filtro de ondas e chaves
seccionadoras na SE Adrianópolis e
filtro de ondas na SE Campos
SITUAÇÃO ATUAL
RJ
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
CAMPINAS – IBIÚNA
reconversão para 500 kV - construção
de 2 vãos
UF
SP
500
---
Data de necessidade: MARÇO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
(associada à LT 500 kV Bateias –
Ibiúna)
MG
AIMORÉS – GOVERNADOR
VALADARES
recapacitação – circuito simples
(associada à conexão da UHE
Aimorés)
ONS
PAR 2003-2005
230
131
Data de necessidade: NOVEMBRO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
88 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ITABERÁ
banco de compensação série 1.242 Mvar (Tijuco Preto C3)
SITUAÇÃO ATUAL
SP
750
---
Autorizado a FURNAS
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
INTERLAGOS
2o banco de autotransformadores
(remanejado da SE Itapeti)
UF
SP
345/230
500
Autorizado à CTEEP (Resolução ANEEL 540/00)
Prazo contratual: JULHO/2001
Previsão para entrar em operação: NOVEMBRO/2002
substituição de disjuntores e
equipamentos de 2 bays
230
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada à 2ª fase da UTE
Piratininga)
ADRIANÓPOLIS
3o banco de autotransformadores
RJ
500/345
560
Autorizado à FURNAS (Resolução ANEEL 050/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
Instalação de disjuntores nos
barramentos de 500 kV para aumentar
a confiabilidade do arranjo em anel
ONS
PAR 2003-2005
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
89 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ADRIANÓPOLIS (CONT.)
ONS
SITUAÇÃO ATUAL
RJ
reator manobrável na LT Cachoeira
Paulista – Grajaú – 136 Mvar
500
seccionar a barra A e instalar um novo
vão de disjuntor completo
345
seccionar a barra B através de
instalação de chave seccionadora e
proteção de barras adaptativas
345
“bypass” em Adrianópolis de um dos
circuitos da LT Cachoeira Paulista –
Adrianópolis para engate na LT
Adrianópolis – Grajaú, formando a LT
Cachoeira Paulista – Grajaú
500
PAR 2003-2005
UF
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra na indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra na indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(associado ao 3o circuito da LT 500 kV Cachoeira Paulista –
Adrianópolis. Esta obra deverá estar presente antes da
entrada em operação da 1a UTE no 500 kV entre as
subestações de Cachoeira Paulista e Adrianópolis. Estão
associados ainda dois novos bancos de reatores de
136 Mvar / 500 kV, sendo um na SE Cachoeira Paulista e o
outro na SE Adrianópolis no novo circuito formado pelo
“bypass”.)
90 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ADRIANÓPOLIS (CONT.)
substituição de 3 bays de 345 kV
(40kA)
UF
SITUAÇÃO ATUAL
RJ
345
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(associado à implantação da UTE Norte
Fluminense)
TIJUCO PRETO
7o banco de capacitores – 200Mvar
SP
345
---
Autorizado à FURNAS (Resolução ANEEL 193/01)
Prazo contratual: JUNHO/2002
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
8o e 9o bancos de capacitores - 2 x
200 Mvar
345
---
Autorizado à FURNAS (Resolução ANEEL 193/01)
Prazo contratual: JULHO/2002
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
3o banco de autotransformadores
750/500
1.650
Autorizado à FURNAS (Resolução ANEEL 193/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: OUTUBRO/2002
4o banco de autotransformadores
750/345
1.500
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
91 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TIJUCO PRETO (CONT.)
ONS
SITUAÇÃO ATUAL
SP
Instalação de sistema de transferência
para substituição da fase reserva dos
bancos de transformadores AT4, AT5 e
AT6 – 1.500 MVA, incluindo
enrolamento terciário (compensador
síncrono)
750/345/
20
---
Inclusão de alimentação para o
compensador síncrono da SE Tijuco
Preto através do terciário dos
autotransformadores AT5 e/ou AT6
750/345/
20
---
Instalação de sistema de transferência
para substituição da fase reserva dos
bancos de transformadores AT2 e AT3
– 1.650 MVA, incluindo enrolamento
terciário (banco de reatores shunt)
750/500/
69
---
750/500/
Inclusão de alimentação para os
69
bancos de reatores shunt de terciário
2x180 Mvar – 69 kV através do terciário
do autotransformador AT2
---
PAR 2003-2005
UF
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
92 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BANDEIRANTES
4o banco de autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
GO
345/230
225
Autorizado a FURNAS (Resolução ANEEL 184/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: OUTUBRO/2002
COXIPÓ
reatores de linha – 2x30 Mvar
MT
230
---
Autorizado à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 335/01)
(associado à LT 230 kV Jauru –
Coxipó)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: JANEIRO/2003
SAMAMBAIA
banco de compensação série –
270 Mvar
DF
500
(na LT para Serra da Mesa – um banco
no circuito compacto existente e outro
no 3º circuito compacto)
ONS
PAR 2003-2005
Autorizado a FURNAS (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2002
(na LT para Serra da Mesa – circuito
convencional existente)
banco de compensação série – 2 x
252 Mvar
---
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
500
Autorizado a FURNAS (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2002 (no circuito existente) e
ABRIL/2003 (no circuito em construção)
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002 e
ABRIL/2003
93 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CABREÚVA
conexão para o reator RE-3 – 90 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
440
---
Autorizado à CTEEP (Resolução ANEEL 272/01)
Prazo contratual: JANEIRO/2003
Previsão para entrar em operação: JANEIRO/2003
instalação de bay de interligação de
barra
440
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada à instalação do 2º
banco de autotransformadores
440/138 kV)
3º banco de autotransformadores
440/230
750
(Obra associada a expansão do
consumidor CBA)
substituição de disjuntores e
equipamentos de 9 bays
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
440
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada ao 3º banco de
autotransformadores 440/230 kV)
ONS
PAR 2003-2005
94 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
OURO PRETO 2
3º banco de autotransformadores
UF
MG
500/345
400
Autorizado à FURNAS (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: MAIO/2003
(associado à LT 345 kV Ouro Preto 2Vitória)
Previsão para entrar em operação: JULHO/2003
conexão para reator da LT 500 kV Ouro
Preto 2 – São Gonçalo do Pará –
91 Mvar
500
reator manobrável na LT345 kV Ouro
Preto 2 – Vitória - 60 Mvar
345
---
---
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
SP
adequação de equipamentos terminais
(filtro de onda na saída da LT para
Guarulhos)
345
reator manobrável de linha – 136 Mvar
(em substituição ao reator de 73 Mvar
existente na LT Campinas – Cachoeira
Paulista)
500
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
CAMPINAS
ONS
SITUAÇÃO ATUAL
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
95 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CAMPINAS (CONT.)
2º banco de autotransformadores
UF
SP
500/345
560
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à LT Londrina – Assis –
Araraquara)
ARARAQUARA
conexão para o reator RE-2 – 180 Mvar
SITUAÇÃO ATUAL
SP
440
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
reator manobrável de barra – 180 Mvar
440
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SERRA DA MESA
2º banco de autotransformadores
GO
500/230
400
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SINOP
compensador estático - (- 30, 70) Mvar
MT
230
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
ONS
PAR 2003-2005
96 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
JUPIÁ
440
troca de disjuntores nos bays para
Taquaruçu, Três Irmãos e paralelo
440
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
BAURU
SP
440
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
SÃO GOTARDO 2
reator manobrável de barra – 91 Mvar
SITUAÇÃO ATUAL
SP
instalação de disjuntor na interligação
de barras 440 kV
conexão para os reatores RE-2 –
90 Mvar e RE-3 – 180 Mvar
UF
MG
500
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
MG
EMBORCAÇÃO
conexão para reator da LT 500 kV
Emborcação – São Gotardo 2 –
91 Mvar
ONS
PAR 2003-2005
500
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
97 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
NEVES
500
transposição física de vão de linha e de
transformador
500
---
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MG
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MG
JAGUARA
conexões para os reatores das LTs
500 kV Jaguara – Neves e Jaguara –
São Gonçalo do Pará – 2x91 Mvar
500
instalação de três disjuntores para
conexão dos trafos T11 e T12 –
500/345 kV às barras 1 e 2 (instalação
de uma seção – configuração disjuntor
e meio)
500
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
GOVERNADOR VALADARES 2
ONS
SITUAÇÃO ATUAL
MG
conexão para reator da LT 500 kV São
Gotardo 2 – Neves – 91 Mvar
instalação de uma chave seccionadora
e um transformador de potencial
capacitivo
UF
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
98 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
JAGUARA (CONT.)
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de ondas) nas saídas
para Volta Grande, Luiz Carlos Barreto
e Pimenta
UF
MG
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
345
---
Data de necessidade: 2002
Instalação de vão de disjuntor de barra
Obra não indicada no PAR anterior
PIMENTA
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de onda) nas saídas para
Barreiro, Barbacena e Furnas
MG
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
345
---
Data de necessidade: 2002
Instalação de vão de disjuntor de barra
Obra não indicada no PAR anterior
VOLTA GRANDE
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de onda) nas saídas para
Jaguara, Luiz Carlos Barreto e Porto
Colômbia
ONS
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
MG
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
99 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BARBACENA
substituição de equipamentos terminais
(TCs e filtros de onda) na saída para
Pimenta
345
---
MG
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
MG
substituição de equipamentos terminais
(TCs, filtros de onda, chaves
seccionadoras e disjuntores) na saída
para Volta Grande e vão de interligação
345
Instalação de chave seccionadora no
vão do disjuntor de interligação de
barras
345
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
L. C. BARRETO
ONS
SITUAÇÃO ATUAL
MG
PORTO COLÔMBIA
substituição de equipamentos terminais
(TCs, filtros de onda, chaves
seccionadoras e disjuntores) nas
saídas para Itumbiara e Volta Grande e
vão de interligação
UF
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
100 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ANGRA
500
reator manobrável de barra de
136 Mvar
500
---
---
ONS
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
SP
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
IBIÚNA
instalação de disjuntor e mais uma
chave seccionadora de 345 kV nos
vãos dos transformadores ZA900,
ZA901 e ZA902
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
GUARULHOS
instalação dois filtros (3º/5º
harmônicos) para o elo de corrente
contínua
SITUAÇÃO ATUAL
RJ
instalação de disjuntores nos
barramentos de 500 kV para aumentar
a confiabilidade do arranjo em anel
substituição de 5 chaves seccionadoras
na LT Guarulhos – Nordeste
UF
SP
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
345
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
101 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TAUBATÉ
substituição de equipamentos terminais
UF
SITUAÇÃO ATUAL
SP
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(TC e filtro de onda das LTs para Tijuco
Preto e Cachoeira Paulista)
BAIXADA SANTISTA
SP
Instalação de um disjuntor e 2 chaves
seccionadoras
345
substituição de disjuntores e
equipamentos de 1 bay
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada à 2ª fase da UTE
Piratininga)
ILHA SOLTEIRA
ONS
SP
implantação de sistema de
comunicação óptica para permitir
“transfer trip” direto para alívio de carga
no transformador 500/440 kV da SE
Água Vermelha
440
substituição de disjuntores nos circuitos
1 e 2 da LT para Araraquara
440
PAR 2003-2005
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
102 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SUMARÉ
UF
SP
440
---
Data de necessidade: 2002
reator manobrável de barra de 90 Mvar
Obra não indicada no PAR anterior
CACHOEIRA PAULISTA
reator manobrável na linha para
Adrianópolis (Grajaú) e chaveável para
a linha para Angra – 136 Mvar
SITUAÇÃO ATUAL
SP
500
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(associada ao by-pass em Adrianópolis
para formar a LT Cachoeira Paulista –
Grajaú)
POÇOS DE CALDAS
instalação de transformador de
potencial capacitivo
ONS
PAR 2003-2005
MG
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
103 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ITUMBIARA
UF
SITUAÇÃO ATUAL
MG
seccionamento do barramento de
345 kV e instalação de vão de disjuntor
completo
345
reator manobrável na LT 500 kV
Itumbiara - Samambaia – 136 Mvar
500
banco de compensação série de 50%
na LT 230 kV Rio Verde - Itumbiara C2
(100 Mvar)
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: ABRIL/2003
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
VITÓRIA
ES
reator manobrável na LT 345 kV Ouro
Preto 2 - Vitória – 60 Mvar
345
transferência do compensador estático
de Campos para a SE Vitória
345
---
Data de necessidade: MAIO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: JUNHO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à instalação da UTE Norte
Fluminense e da LT 345 kV Ouro Preto
2 -Vitória)
ONS
PAR 2003-2005
104 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ITUTINGA
reator manobrável de barra – 60 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
MG
345
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
RIO VERDE
banco de compensação série de 50%
na LT 230 kV Barra do Peixe – Rio
Verde C2 (100 Mvar)
MT
230
---
Obra não indicada no PAR anterior
BARRA DO PEIXE
230
ampliação de dois vãos de linha
adicionais para a conexão da LT
230 kV Rondonópolis – Rio Verde C1 a
ser seccionada em Barra do Peixe
230
(associada à LT 500 kV Cuiabá – Barra
do Peixe – Intermediária - Itumbiara)
ONS
MT
banco de compensação série de 50%
na LT 230 kV Rondonópolis – Barra do
Peixe C2 (100 Mvar)
1º banco de autotransformadores
PAR 2003-2005
Data de necessidade: JUNHO/2003
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
500/230
450
Data de necessidade: JANEIRO/2005
Concessão em análise pela ANEEL
105 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
MASCARENHAS
construção de pátio
UF
SITUAÇÃO ATUAL
ES
230
Data de necessidade: NOVEMBRO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
(associada à conexão da UHE Aimorés)
MARIMBONDO
MG
reator manobrável na LT 500 kV
Itumbiara - Marimbondo – 100 Mvar
500
reator manobrável de barra – 100 Mvar
500
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Em licitação pela ANEEL
---
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
EDGARD DE SOUZA
substituição de disjuntores e
equipamentos de 14 bays
SP
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(Obra associada ao 3º banco de
autotransformadores 440/230 kV da SE
Cabreúva)
ONS
PAR 2003-2005
106 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
TERESINA – TERESINA II C1/C2
circuito duplo
UF
PI
230
2x25
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
(associada à transformação 500/230 kV
em Teresina II)
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
FORTALEZA II – PICI C1/C2
circuito duplo
SITUAÇÃO ATUAL
CE
230
2x25
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
(associada à implantação da SE Pici)
Previsão para entrar em operação: obra embargada
judicialmente
CAMPINA GRANDE II – NATAL II C4
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
PB/RN
230
187
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
ONS
PAR 2003-2005
107 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
PAU FERRO – CAMPINA GRANDE II
C2
circuito duplo, lançamento do 2o circuito
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PE/PB
230
127
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: OUTUBRO/2002
RECIFE II – PAU FERRO C1/C2
circuito duplo
PE
230
2x32
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JANEIRO/2003
MESSIAS – MACEIÓ C1/C2
circuito duplo
(associada à implantação da SE
Maceió, o trecho entre Rio Largo e
Maceió existe e opera em 69 kV)
ONS
PAR 2003-2005
AL
230
2x15
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
108 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
MILAGRES – FORTALEZA II
Complementação da conversão das
LTs 230 kV transformáveis Milagres –
Banabuiú – Fortaleza II
SITUAÇÃO ATUAL
CE
500
401
Autorizada à CHESF(Resolução ANEEL 336/00)
Prazo contratual: MARÇO/2002
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
BANABUIÚ – MOSSORÓ II
circuito simples
UF
CE/ RN
230
175
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: 2001
Previsão para entrar em operação: obra embargada
judicialmente
TUCURUÍ – VILA DO CONDE C2
circuito simples
PA
500
323
Concessionária: ETEP (licitada)
Prazo contratual: AGOSTO/2002
Previsão para entrar em operação: AGOSTO/2002
ONS
PAR 2003-2005
109 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
PRESIDENTE DUTRA – TERESINA II
C2
circuito simples
UF
SITUAÇÃO ATUAL
MA/PI
500
200
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
PRESIDENTE DUTRA – PERITORÓ
circuito simples
MA
230
120
Autorizada à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: OUTUBRO/2002
FUNIL – BRUMADO II
circuito simples
BA
230
145
Autorizada à COELBA (Resolução ANEEL 181/01)
Prazo contratual: JUNHO/2002
(o trecho entre as SEs Funil e Poções
existe e opera em 138 kV)
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
ANGELIM – CAMPINA GRANDE II
circuito simples
PE/PB
230
186
Concessionária: Instalaciones Inabensa (licitada)
Prazo contratual: JULHO/2003
Previsão para entrar em operação: JULHO/2003
ONS
PAR 2003-2005
110 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
GOIANINHA – MUSSURÉ II C3
circuito simples
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PE/PB
230
51
Concessionária: GTESA (licitada)
Prazo contratual: JULHO/2003
Previsão para entrar em operação: JULHO/2003
CAUÍPE – FORTALEZA II C1/C2
circuito duplo
CE
230
2x56
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 233/02)
(obra associada às UTE
TERMOCEARÁ e FORTALEZA)
Prazo contratual: AGOSTO/2003
Previsão para entrar em operação: AGOSTO/2003
XINGÓ - ANGELIM II
circuito simples
AL/PE
500
200
Concessionária: Instalaciones Inabensa (licitada)
Prazo contratual: JANEIRO/2004
Previsão para entrar em operação: JANEIRO/2004
TERESINA – PERITORÓ
circuito simples
seccionamento na SE Coelho Neto
(construção de 78 km de LT 230 kV)
ONS
PAR 2003-2005
MA
230
78
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
111 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
SOBRAL II – SOBRAL III
circuito duplo
UF
CE
230
2x15
Data de necessidade: 2002
o
(associada ao 1 banco de
autotransformadores 500/230 kV da SE
Sobral III)
Concessão em análise pela ANEEL
SAPEAÇU – CAMAÇARI II
circuito simples
BA
500
85
Data de necessidade: ABRIL/2003
(Substitui a LT 230 kV Governador
Mangabeira – Camaçari II C3 indicada
no PAR anterior)
Obra não indicada no PAR anterior
VILA DO CONDE – SANTA MARIA
circuito simples
SITUAÇÃO ATUAL
PA
230
179
Data de necessidade: 2002
Em licitação pela ANEEL
PARAÍSO – AÇU II
circuito simples
(antiga Santa Cruz – Açu II)
ONS
PAR 2003-2005
RN
230
135
Data de necessidade: AGOSTO/2003
Em licitação pela ANEEL
112 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
MILAGRES - TAUÁ
circuito simples
UF
CE
230
200
Data de necessidade: DEZEMBRO/2003
(associada à SE Tauá)
Obra não indicada no PAR anterior
TERESINA II – SOBRAL III –
FORTALEZA II C2
circuito simples
SITUAÇÃO ATUAL
PI/CE
500
581
Data de necessidade: JUNHO/2005
Obra não indicada no PAR anterior
ONS
PAR 2003-2005
113 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
PICI
SE nova com 2 transformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
CE
230/69
2X100
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: LT Fortaleza II – Pici
embargada judicialmente
MACEIÓ
SE nova com 2 transformadores
AL
230/69
2x100
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
3o transformador (remanejado do
sistema)
230/69
100
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2001
Previsão para entrar em operação: NOVEMBRO/2002
PAU FERRO
SE nova com 2 transformadores
(associada a LT Recife II – Pau Ferro)
PE
230/69
2x100
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 397/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: AGOSTO/2002
ONS
PAR 2003-2005
114 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
QUIXADÁ
SE nova de chaveamento
UF
CE
500
---
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 079/01)
(associada à conversão de LTs de
230 kV para 500 kV no eixo Paulo
Afonso – Fortaleza)
Prazo contratual: MARÇO/2002
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
BRUMADO II
SE nova
SITUAÇÃO ATUAL
BA
230
---
Autorizada à COELBA (Resolução ANEEL 181/01)
(associada a LT Funil – Brumado II)
Prazo contratual: JUNHO/2002
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
reator manobrável na LT 230 kV Funil –
Brumado II - 10 Mvar
230
---
Obra não indicada no PAR anterior
PARAÍSO (antiga Santa Cruz)
SE nova seccionando a LT 230 kV
Campina Grande II – Natal II C1 ou C2
Data de necessidade: 2002
RN
230
---
Data de necessidade: MARÇO/2003
Concessão em análise pela ANEEL.
(associada à nova conexão da
COSERN)
ONS
PAR 2003-2005
115 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
AMPLIAÇÕES
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
ANGELIM II
2 bancos de autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PE
500/230
2x600
Concessionária: Instalaciones INABENSA (licitada)
Prazo contratual: JULHO/2003
Previsão para entrar em operação: JULHO/2003
conexão para um dos reatores de linha
– 150 Mvar
500
reator manobrável de barra - 150 Mvar
500
---
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
---
Data de necessidade: JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
TAUÁ
SE nova
(associada à nova conexão da
COELCE e à LT 230 kV Milagres Tauá)
ONS
PAR 2003-2005
CE
230
--
Data da necessidade: DEZEMBRO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
116 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
LINHAS DE TRANSMISSÃO
TENSÃO COMP.
(kV)
(km)
RECIFE II – PIRAPAMA II C1/C2
recapacitação (de 232 MVA para
360 MVA)
UF
PE
230
2x28,5
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 233/02)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2003
(associada à UTE Termopernambuco)
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO /2003
GOV. MANGABEIRA - FUNIL C1
recapacitação (aumento do limite
térmico para 60º)
BA
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
JUAZEIRO – JAGUARARI – SENHOR
DO BONFIM
substituição de bobina de bloqueio nos
terminais de Juazeiro, Jaguarari e
Senhor do Bonfim e de TC em
Jaguarari
SITUAÇÃO ATUAL
BA
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à UTE Jaguarari)
MOSSORÓ II – AÇU II
recapacitação (de 235 MVA para
300 MVA)
RN
230
75
Data de necessidade: AGOSTO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
(associada à UTE Termoaçu)
ONS
PAR 2003-2005
117 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
BOA ESPERANÇA
3o transformador
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PI
230/69
39
Autorizado à CHESF apenas o transformador sem as
conexões (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000 (apenas o
transformador)
Previsão para entrar em operação: Depende de autorização
da ANEEL para as conexões
Instalação de uma interligação de barra
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
reencabeçamento da LT Presidente
Dutra para o vão do reator de barra
500
---
Obra não indicada no PAR anterior
AÇU II
3o transformador
Data de necessidade: 2002
RN
230/69
50
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
ONS
PAR 2003-2005
118 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
RECIFE II
1o e 2o bancos de capacitores – 2 x
50 Mvar
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PE
230
--
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
RIBEIRÃO
2o transformador
PE
230 / 69
100
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
JARDIM
1o banco de autotransformadores com
unidade reserva
SE
500/230
600
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
CÍCERO DANTAS
2o transformador (remanejado do
sistema)
BA
230/69
16,7
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 166/00)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2000
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
ONS
PAR 2003-2005
119 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
CAMPINA GRANDE II
3o transformador
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PB
230/69
100
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 001/01)
Prazo contratual: MAIO/2001
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
substituição de 1 disjuntor de
transferência (posição 14D1)
230
substituição dos para-raios das linhas
04V1, 04V2, 04L3, 04F6 e 04F7
230
reator manobrável de barra - 30 Mvar
230
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade:JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
ITABAIANINHA
2o transformador (remanejado do
sistema)
SE
230/69
33
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: SETEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
ONS
PAR 2003-2005
120 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
VILA DO CONDE
3o transformador
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PA
230/69
33
Autorizado à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 233/01)
(remanejado da SE Marabá)
Prazo contratual: OUTUBRO/2001
Previsão para entrar em operação: OUTUBRO/2002
BOM JESUS DA LAPA
3o transformador (remanejado do
sistema)
BA
230/69
39,9
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: NOVEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
PENEDO
2o transformador
AL
230/69
100
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: AGOSTO/2002
ALTAMIRA
2o transformador
PA
230/69/
13,8
60
Autorizado à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 233/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: AGOSTO/2002
ONS
PAR 2003-2005
121 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TRANSAMAZÔNICA
2o transformador
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PA
230/34,5
30
Autorizado à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 233/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: AGOSTO/2002
SOBRAL II
3o transformador
CE
230/69
100
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
MUSSURÉ II
4o transformador
PB
230/69
100
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 001/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
ONS
PAR 2003-2005
122 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
EUNÁPOLIS
3o transformador
UF
SITUAÇÃO ATUAL
BA
230/138
100
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
IRECÊ
3o transformador (remanejado do
sistema)
BA
230/69
39,9
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JULHO/2002
SENHOR DO BONFIM II
3o transformador
BA
230/69
50
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 112/01)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2001
Previsão para entrar em operação: JUNHO/2002
TERESINA II
2o banco de autotransformadores
(associado à LT 500 kV Pres. Dutra –
Teresina II C2)
ONS
PAR 2003-2005
PI
500/230
300
Autorizado à CHESF (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
123 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
PRESIDENTE DUTRA
Reator de linha – 150 Mvar
UF
MA
500
---
Autorizado à ELETRONORTE (Resolução ANEEL 335/01)
Prazo contratual: OUTUBRO/2002
(associado à LT 500 kV Pres. Dutra –
Teresina II C2)
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO/2002
PIRAPAMA II
substituição de 2 disjuntores das
conexões dos transformadores
(associada à UTE Termopernambuco)
PE
230
---
Previsão para entrar em operação: DEZEMBRO /2003
CE
230
---
(associada à LT 230 kV Sobral II –
Sobral III)
ONS
PAR 2003-2005
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 233/02)
Prazo contratual: AGOSTO/2003
Previsão para entrar em operação: AGOSTO /2003
SOBRAL III
1o banco de autotransformadores
Autorizada à CHESF (Resolução ANEEL 233/02)
Prazo contratual: DEZEMBRO/2003
CAUÍPE
recapacitação do barramento
(associada às UTEs Termoceará e
Fortaleza)
SITUAÇÃO ATUAL
CE
500/230
600
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
124 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
FORTALEZA I
230
substituição da bobina de bloqueio nos
terminais da linha para Banabuiú (C2)
230
seccionamento da barra principal em
duas semi-barras
230
---
---
PAR 2003-2005
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
PE
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
PAULO AFONSO
ONS
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
BOM NOME
instalação de disjuntor de transferência
das barras de 230 kV
SITUAÇÃO ATUAL
CE
substituição de um disjuntor na posição
14H1 de manobra de banco ce
capacitores de 50 Mvar
substituição da bobina de bloqueio nos
terminais das linhas para Paulo Afonso
(C1, C2 e C3) e Milagres (C3)
UF
BA
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
125 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
PAULO AFONSO IV
reencabeçamento da LT Luiz Gonzaga
para o vão do gerador 2, conectando o
autotransformador T8 à saída do vão
do gerador 1
500
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
PE
230
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
TUCURUÍ
interligação de barra
SITUAÇÃO ATUAL
BA
MIRUEIRA
instalação de uma entrada de linha na
saída para Goianinha
UF
PA
500
---
Data de necessidade: 2002
reatores limitadores de corrente
20 Ω/fase
Concessão em análise pela ANEEL
(obra associada à UHE Tucuruí II)
BA
OLINDINA
conexões para os reatores das LT Luiz
Gonzaga – Olindina e Paulo Afonso –
Olindina – 2x150 Mvar
ONS
PAR 2003-2005
500
---
Data de necessidade:2002
Concessão em análise pela ANEEL
126 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
TERESINA
substituição de 2 chaves seccionadoras
por disjuntores
230
---
AL
500/230/
13,8
---
CE
substituição de bobina de bloqueio nas
linhas para Fortaleza e Delmiro
Gouveia
230
seccionamento da barra principal em
duas semi-barras
230
PAR 2003-2005
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade:2002
Obra não indica'da no PAR anterior
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
MILAGRES
ONS
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
BANABUIÚ
seccionamento da barra principal em
duas semi-barras
SITUAÇÃO ATUAL
PI
MESSIAS
fechamento do “delta” do banco de
autotransformadores 05t3
UF
CE
230
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
127 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
MARABÁ
2o banco de autotransformadores
UF
SITUAÇÃO ATUAL
PA
500/230
450
Data de necessidade: 2002
Concessão em análise pela ANEEL
substituição do autotransformador
existente de 300 MVA
500/230
450
Data de necessidade: DEZEMBRO/2004
Obra não indicada no PAR anterior
NATAL II
RN
relocação do reator de barra para uma
das linhas para Campina Grande (C1
ou C2)
230
substituição dos para-raios dos
transformadores 04T1, 04T2 e 04T3 e
das LTs 04V2 e 04V3
230
reator manobrável de barra - 30 Mvar
230
---
Data de necessidade:2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade: 2002
Obra não indicada no PAR anterior
---
Data de necessidade:JUNHO/2003
Obra não indicada no PAR anterior
SÃO LUÍS II
compensador estático (-70,150) Mvar
MA
230
--
Data de necessidade: MARÇO/2003
Concessão em análise pela ANEEL
ONS
PAR 2003-2005
128 / 478
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2005 (relação completa)
REGIÕES NORTE / NORDESTE
REFORÇOS
SUBESTAÇÃO
TENSÃO POT.
(kV)
(MVA)
SÃO JOÃO DO PIAUÍ
bancos de compensação série –
480 Mvar (Boa Esperança) e
435 Mvar (Sobradinho)
ONS
PAR 2003-2005
SITUAÇÃO ATUAL
PI
500
--
Data de necessidade: ABRIL/2003
Concessão em análise pela ANEEL
SANTO ANTÔNIO DE JESUS
complemento de dois vãos para
seccionamento do circuito Funil –
Governador Mangabeira, formando as
LT 230 kV Funil – Santo Antônio de
Jesus e Santo Antônio de Jesus –
Governador Mangabeira
UF
BA
230
--
Data de necessidade: ABRIL/2003
Obra não indicada no PAR anterior
129 / 478
2.3
Resumo da Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica
Necessários até 2005
As tabelas deste item resumem os acréscimos de linhas de transmissão e de capacidade
de transformação resultante da proposta de ampliações e reforços apresentada neste
PAR 2003/2005, conforme descrito nos itens 2.1 e 2.2.
Em função de seu objetivo, as tabelas aqui apresentadas distinguem-se daquelas dos
itens anteriores por considerarem como referência de data não mais a “data de
necessidade”, mas a data limite de entrada em operação constante do ato
autorizativo, do CPST, dos editais de licitação ou, no caso de nenhum destes existir, a
data considerada como passível da obra ser concluída. Para os empreendimentos
relacionados no Programa de Licitação da Concessão de Linhas de Transmissão da
ANEEL, o prazo para implantação de uma linha de transmissão foi estimado em 28
meses, para instalações em 500 kV, e 24 meses, nos casos de 230 kV, a partir
da publicação do edital de licitação. Esses prazos são derivados da experiência obtida
com os processos licitatórios já realizados pela ANEEL.
Para as instalações ainda não contempladas no Programa de Licitação da Concessão de
Linhas de Transmissão da ANEEL, na avaliação da data provável de entrada em
operação, além desses prazos, foi acrescentado ainda o intervalo correspondente à
preparação do edital de licitação, aqui estimado em 6 meses.
No caso de reforços em transformação ainda não autorizados, supôs-se um prazo de 18
meses para a entrada em operação.
2.3.1 Quantitativos de Linhas de Transmissão e Transformadores Previstos no
PAR 2003-2005 (relação completa)
As tabelas a seguir resumem as ampliações e reforços propostos para o período 2003 a
2005, bem como as obras previstas para entrarem em operação no ano de 2002, na
forma de acréscimos de quilômetros de linha de transmissão e de MVA de
transformadores.
ONS
PAR 2003-2005
130 / 478
Tabela 2.4 – Acréscimo de Linhas de Transmissão em km
Acréscimo em km na Rede Básica
Tensão k
SUL
V
2002 2003 2004
500
SE/CO
2005
2002
2003
337,6
575
148
26
420
345
230
54,5
145
889,6
TOTAL
54,5
145
889,6 337,6
601
2004
N/NE
INTERL.
TOTAL
2005
2002
2003 2004 2005
2003
2005
1.230
924
200
3.912
1.267
666
9.259,6
446
857
20
39
834
526
613
1.425
20
1.269
1.758
526
813
3.978,1
666
3.912
1.267
13.683,7
Tabela 2.5 – Acréscimo de Linhas de Transmissão em unidades
Acréscimo do Número de Linhas na Rede Básica
Tensão
SUL
SE/CO
N/NE
INTERLIGAÇÕES TOTAL
kV
2002 2003 2004 2005 2002 2003 2004 2005 2002 2003 2004 2005 2003
2005
500
3
345
ONS
230
3
3
14
TOTAL
3
3
14
PAR 2003-2005
3
2
1
1
3
3
3
3
1
2
6
2
23
4
3
1
1
9
8
6
7
1
4
12
8
7
48
2
6
2
75
131 / 478
Tabela 2.6 – Aumento da Capacidade de Transformação
Acréscimo em MVA na Rede Básica
Tensão
kV (*)
SUL
2002
750
500
672
SE/CO
2003
2002
2003
1.650 1.650
1.500
1.872
2.300
560
440
N/NE
2004
2005
2002
2003
TOTAL
2004
4.800
560
1.500
1.200
4.050
450
1.086
345
1.086
225
230
83
TOTAL
755
225
300
3.522 2.435
13.164
5.186
1.429
560
1.500
2.629
1.812
4.050
450
21.087
(*) Refere-se à tensão do lado de alta do transformador
Tabela 2.7 – Acréscimo do Número de Transformadores
Acréscimo do Número de Transformadores na Rede Básica
Tensão
kV
SUL
2002
750
500
1
SE/CO
2003
2002
2003
1
1
1
3
1
4
440
2005
2002
2003
TOTAL
2004
3
1
2
3
8
1
2
345
1
TOTAL
2
PAR 2003-2005
1
1
4
3
24
2
1
230
ONS
2004
N/NE
8
17
1
2
20
19
8
1
49
132 / 478
Tabela 2.8 – Aumento da Capacidade de Transformação de Reserva
Acréscimo em MVA de Reserva na Rede Básica
Tensão
SUL
SE/CO
N/NE
kV
2003
2003
2002
500
448
230
TOTAL
300
100
448
100
TOTAL
748
100
300
848
Tabela 2.9 – Acréscimo do Número de Transformadores de Reserva
Acréscimo do Número de Transformadores de Reserva na Rede Básica
Tensão
SUL
SE/CO
N/NE
kV
2003
2003
2002
500
2
230
TOTAL
ONS
PAR 2003-2005
2
1
2
1
TOTAL
4
1
2
5
133 / 478
Tabela 2.10 – Estimativa de investimentos associados ao PAR 2003-2005
Estimativa de Investimentos – Milhões R$
Tensão
kV
750
LT /
SE
SUL
2002
2003
2004
440
345
230
2002
2003
2004
2005
2002
2003
2004
INTERL.
2005
2003
2005
TOTAL
35,8
35,8
31,7
103,3
Total
35,8
35,8
31,7
103,3
303,6
61,1
15,4
66,4
319,0
127,5
SE
146,0
20,7
69,0
Total 20,7
69,0
146,0
460,1
293,9
79,4
15,4
38,7
57,5
141,8
15,7
15,4
498,8
351,4
141,8
95,1
252,5
2.065,5
669
4.331,1
440,6
252,5
2.065,5
669
4.771,7
SE
39,0
39,0
Total
39,0
39,0
111,8
123,0
LT
11,2
SE
13,6
Total
24,8
LT
21,3
SE
4,3
Total 25,6
TOTAL
2005
N/NE
SE
LT
500
SE/CO
35,2
215,1
13,6
111,8
173,1
136,6
22,7
11,1
9,6
35,2
215,1
215,1 146,0
LT
21,3
35,2
SE
25,0
104,8
Total 46,3
140,0
215,1 146,0
193,6
126,0
167,9
966,0
90,6
104,5
182,7
22,7
11,1
284,2
126,0
167,9
314,8
346,0
22,7
471,2
487,5
126,0
247,3
64,8
146,7
15,4
38,7
148,1
141,8
15,7
379,6
492,7
38,1
509,9
635,6
267,8
263,0
1.070,5
252,5
2.065,5
669
5.420,1
701,0
252,5
2.065,5
669
6.121,1
INTERL. – Interligações inter-regionais
Valores de custo referidos a junho/99 – Taxa de câmbio 1US$=1,76 R$
ONS
PAR 2003-2005
134 / 478
2.3.2 Quantitativos de Linhas de Transmissão e Transformadores Propostos
no Par 2003-2005 com concessão a ser outorgada pela ANEEL
Tabela 2.11 – Acréscimo em km de Linhas de
Acréscimo em km na Rede Básica
Tensão k
V
SUL
2004
500
SE/CO
2005
2004
337,6
230
TOTAL
2005
N/NE
2004
840
190,6
20
39
308
190,6 337,6
20
879
308
INT.
2005
2005
666
400
TOTAL
2.243,6
557,6
666
400
2.801,2
INT. - Interligações inter-regionais
Tabela 2.12 – Acréscimo do Número de Linhas de Transmissão
Acréscimo do Número de Linhas na Rede Básica
Tensão
kV
SUL
3
230
8
TOTAL
8
PAR 2003-2005
N/NE
INT.
TOTAL
2004 2005 2004 2005 2004 2005 2005
500
ONS
SE/CO
3
1
2
1
1
4
1
2
4
1
7
14
2
1
21
135 / 478
Tabela 2.13 – Aumento da Capacidade de Transformação
Acréscimo em MVA na Rede Básica
Tensão
kV (*)
SUL
SE/CO
2003
2003
750
1.650
1.500
500
1.200
400
440
TOTAL
2004
TOTAL
N/NE
2005
2003
2004
3.150
560
1.500
1.050
450
1.086
2.850
2.986
5.160
1.086
560
1.500
1.050
450
9.396,0
(*) Refere-se à tensão do lado de alta do transformador
Tabela 2.14 – Acréscimo do Número de Transformadores
Acréscimo do Número de Transformadores na Rede Básica
Tensão
kV
SUL
2003
2003
750
1
1
500
2
1
440
TOTAL
ONS
SE/CO
PAR 2003-2005
2004
TOTAL
N/NE
2005
2003
2004
2
1
2
2
1
2
3
4
9
2
1
2
2
1
13
136 / 478
Tabela 2.15 –
Aumento da Capacidade de Transformação de Reserva
Acréscimo em MVA de
Reserva na Rede Básica
Tensão
kV
SUL
TOTAL
2003
500
224
224
TOTAL
224
224
Tabela 2.16 – Acréscimo do Número de Transformadores de Reserva
Acréscimo do Número
de Transformadores de
Reserva na Rede Básica
ONS
PAR 2003-2005
Tensão
SUL
TOTAL
kV
2003
500
1
1
TOTAL
1
1
137 / 478
Tabela 2.17 – Estimativa de Investimentos para Linhas de Transmissão e Transformadores
Previstos no PAR 2003-2005 – A ser outorgado pela ANEEL
Estimativa de Investimentos – Milhões de R$
Tensão
kV
LT
/SE
SUL
2003
750
SE
35,8
31,7
67,5
Total 35,8
31,7
67,5
SE
230
TOTAL
2005
2003
2004
146
43,2
Total 43,2
440
N/NE
INT.
TOTAL
2004
LT
500
SE/CO
146
2005
2003
2004
304,7
2005
252,5
18,6
15,4
38,7
34,8
15,7
18,6
15,4
343,4
34,8
15,7
2005
211,2
914,4
166,4
252,5
211,2
1.080,8
SE
39,0
39,0
Total
39,0
39,0
LT
58,3
22,7
11,1
101,7
193,8
Total
58,3
22,7
11,1
101,7
193,8
LT
58,3
22,7
315,8
101,7
89,3
15,4
38,7
34,8
15,7
89,3
38,1
354,5
34,8
117,4
SE
146
79,0
Total 79,0
58,3
146
252,5
211,2
1.108,2
272,9
252,5
211,2
1.381,1
INT. – Interligações inter-regionais
Valores de custo referidos a junho/99 – Taxa de câmbio 1US$=1,76 R$
ONS
PAR 2003-2005
138 / 478
3
SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
INTERLIGADO NACIONAL – HORIZONTE 2005
DO
SISTEMA
Neste item são apresentadas, de maneira sucinta, as condições operativas do Sistema
Interligado Nacional, em regime normal e de emergência, visualizadas no período 2003 a
2005. Compondo o painel sobre o desempenho esperado do sistema, são explicitadas as
possíveis restrições de transmissão antevistas, o que dá fundamentação ao programa de
obras proposto no item 2 deste documento.
Além da implementação das ampliações e reforços propostos neste PAR 2003-2005, as
análises desenvolvidas identificaram a necessidade de que sejam empreendidas ações
complementares, de modo a que as condições desejadas de desempenho da Rede
Básica sejam alcançadas no período até 2005. Estas ações envolvem, principalmente, a
definição da outorga de concessão para novas instalações da Rede Básica e a execução
de estudos complementares para a definição de soluções de natureza conjuntural e/ou
estrutural, que na visão do ONS, devem ser conduzidas por diversos Agentes. Neste
item, as ações complementares estão relacionadas na descrição de cada Estado.
Ressalta-se que o foco das análises desenvolvidas neste item é a Rede Básica, sendo
os aspectos relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição abordados no
item 7.
Reitera-se a necessidade de se proceder a uma revisão do conceito de capacidade
operativa para a instalação de transmissão, considerando os valores informados pelas
empresas de transmissão e constantes no Contrato de Prestação de Serviços de
Transmissão - CPST. Como já acontecera no PAR 2002-2004, em vários locais do
sistema, a consideração direta dos limites de carregamento, informados pelas empresas,
implica na instalação de novas obras na Rede Básica. Para esses casos, a consideração
do limite noturno de carregamento ou da capacidade de curta duração, como
tradicionalmente tem sido adotado nos estudos desenvolvidos no setor, pode eliminar a
necessidade de novas obras.
O submódulo 4.6 dos Procedimentos de Rede – “Critérios para a Determinação de
Ampliações e Reforços na Rede Básica” – nos seus itens 4.21 e 4.2.2, estabelece que:
“4.2.1 O conjunto de linhas de transmissão da Rede Básica deverá ser
dimensionado de tal forma que haja transmissão suficiente para que as unidades
geradoras supram as cargas, para o caso base (sem contingências) e para as
situações de contingência simples de quaisquer elementos da rede de simulação,
à exceção de linhas de transmissão radiais, para todo o período de estudo,
observados os critérios de desempenho elétrico estabelecidos em módulo
específico dos Procedimentos de Rede.”
“4.2.2 A definição de ampliações em linhas de transmissão radiais será orientada
por uma avaliação econômica de novos elementos, frente ao custo da energia
não suprida, conforme critérios e procedimentos de avaliação econômica
apresentados em anexo do Submódulo 4.3.”
ONS
PAR 2003-2005
139 / 478
Nas simulações para a elaboração deste PAR 2003-2005, foram caracterizadas
situações com linha de transmissão radial, para as quais não estão consolidadas
soluções estruturais que possam ser avaliadas como preconizado nos Procedimentos de
Rede. Na tabela 3.1-1 são relacionados os casos encontrados, destacando-se as
subestações atendidas por circuitos singelos nas quais é observado corte de carga no
caso de indisponibilidade da linha de transmissão.
Neste contexto, o ONS e o CCPE devem desenvolver estudos complementares com o
objetivo de caracterizar a melhor solução para que o critério (N-1) passe a ser atendido
nesses locais, levando em consideração também os Padrões de Qualidade definidos no
Módulo 2 dos Procedimentos de Rede, Padrões de Desempenho da Rede Básica e
Requisitos Mínimos para suas Instalações, bem como a Resolução da ANEEL 024 de
27/01/2000.
Tabela 3.1-1 – Subestações Atendidas por meio de Circuitos Radiais Singelos
SUBESTAÇÕES
LINHA DE TRANSMISSÃO
UF
Altamira,
Transamazônica e
Rurópolis
LT 230 kV Tucuruí – Altamira – Transamazônica – Rurópolis
(Sistema Tramoeste)
PA
Porto Franco
LT 230 kV Imperatriz – Porto Franco
MA
Picos
LT 230 kV São João do Piauí – Picos
PI
Tauá (SE nova)
LT 230 kV Milagres – Tauá
CE
Coremas
LT 230 kV Milagres – Coremas
PB
Penedo
LT 230 kV Rio Largo II – Penedo
AL
LT 230 kV Funil – Brumado II
BA
Barreiras
LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Barreiras
BA
Sinop,
Sorriso,
Lucas do Rio Verde
e Nova Mutum.
LT 230 kV Nobres – Nova Mutum – Lucas do Rio Verde –
Sorriso – Sinop
MT
Montes Claros
LT 345 kV Três Marias – Montes Claros
MG
Brumado
nova)
ONS
II
(SE
PAR 2003-2005
140 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
RIO GRANDE DO SUL
ONS
PAR 2003-2005
141 / 478
3.2
Região Sul
3.2.1 Rio Grande do Sul
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
A rede de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul é composta por três linhas, das
quais duas chegam às subestações de 525/230 kV de Gravataí (3x672 MVA) e Caxias
(2x672 MVA), provenientes da SE Itá, e uma terceira que, partindo da SE Campos
Novos, é secionada na SE Caxias, terminando na SE Gravataí. Completa este sistema a
subestação de Santo Ângelo (672 MVA, 525/230 kV), atendida pelo seccionamento da
linha de 525 kV que serve à conexão do primeiro módulo da conversora de Garabi com a
SE Itá.
O sistema de 230 kV estadual interliga-se com a Rede Básica por duas linhas de 230 kV
oriundas da SE Xanxerê, em Santa Catarina, que se conectam à UHE Passo Fundo e
por uma linha de 230 kV, que partindo da SE Siderópolis, em Santa Catarina, chega à
SE Farroupilha, passando pela SE Caxias 5.
Das hidrelétricas do Rio Jacuí parte um feixe de cinco linhas de 230 kV, interligando
estas usinas e a UTE Charqueadas com as subestações de Cidade Industrial e Gravataí
2. Estas duas subestações concentram o atendimento ao principal centro de carga, na
área leste, em que se situa a região metropolitana de Porto Alegre e cidades próximas,
incluindo a região de Caxias, que sediam a maior parte do consumo industrial do Rio
Grande do Sul. As demais áreas do Estado são constituídas de centro de cargas de
menor porte, atendidas por subestações de 230 kV.
As usinas do Rio Jacuí interligam-se com a área oeste do Rio Grande do Sul, por meio
de uma linha de 230 kV que chega à subestação de Alegrete 2. Desta subestação saem
duas linhas de 230 kV, para a SE Uruguaiana 5 e para a UTE Uruguaiana,
respectivamente, que constituem o atual esquema de integração desta termelétrica. Da
SE Alegrete 2 partem ainda mais duas linhas de 230 kV, uma para Maçambará e São
Borja e outra para Livramento e Bagé, ao sul.
A Rede Básica da área norte do Rio Grande do Sul é constituída por linhas de
transmissão de 230 kV que derivam da SE Santo Ângelo 525/230 kV, para as
subestações distribuidoras de Santo Ângelo 2, Santa Rosa e Guarita, e para a usina de
Passo Real. O mais importante ponto da Rede Básica com transformação para a
distribuição na área norte é a subestação de Santa Marta, atendida pelo seccionamento
de uma linha de 230 kV entre as usinas de Passo Fundo e Passo Real. As subestações
distribuidoras de 138 kV da área norte do Rio Grande do Sul são atendidas a partir da
SE Santa Marta e da subestação da UHE Passo Fundo.
A área sul do Estado é atendida por três subestações de 230 kV: a SE Presidente Médici
230/138 kV, a SE Quinta 230/69 kV e a SE Pelotas 3 – 230/138 kV, interligadas à área
de Porto Alegre por meio de duas linhas de 230 kV, que também servem ao escoamento
da geração da UTE Presidente Médici.
ONS
PAR 2003-2005
142 / 478
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Depois da entrada em operação da LT 525 kV Itá - Caxias e da SE Caxias 525/230 kV
em 2002, o sistema de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul apresenta desempenho
satisfatório em condição normal, até o final de 2005. A implantação da UTE Canoas
(480 MW), em 2002, contribui para melhorar as condições operativas, na área
metropolitana de Porto Alegre, que se mantêm adequadas mesmo na perda de uma das
linhas de 525 kV que atendem as subestações de Gravataí ou de Caxias.
O foco central da expansão do sistema para a área norte do Rio Grande do Sul é a
construção de uma nova subestação de 230 kV em Lagoa Vermelha, a partir da qual
será reformulada a expansão do sistema de 138 kV da concessionária RGE. Para
viabilizar este novo ponto de conexão à Rede Básica será necessário construir uma linha
de 230 kV, interligando a nova subestação com a SE Santa Marta e com a SE Campos
Novos (SC). Também é prevista a duplicação da LT 230 kV Santo Ângelo - Santa Rosa.
A configuração resultante propiciará condições operativas adequadas em condição
normal e em contingência em toda a área norte do Estado. Até a entrada destas novas
instalações, previstas pela programação de licitações da ANEEL para 2004, as
condições operativas degradam-se progressivamente, principalmente em contingência
nas linhas de 230 kV que atendem as subestações de Santa Marta e Tapera 2,
resultando em cortes de carga na distribuição. Agravam este problema as restrições
físicas para a instalação de compensação capacitiva em Santa Marta.
O escoamento pleno das gerações e importações da área oeste do Rio Grande do Sul só
será viabilizado com a construção de três novas linhas de transmissão em 230 kV: LT
UTE Uruguaiana – Maçambará, LT Maçambará – Santo Ângelo e LT Dona Francisca –
Itaúba. A concessão destas obras está em licitação pela ANEEL, devendo entrar em
operação até dezembro de 2003. Em curto prazo deverão ser implementados esquemas
de alívio de geração na UTE Uruguaiana, Dona Francisca e Presidente Médici, além da
adequação da estabilização suplementar da UTE Uruguaiana. Após a implantação das
novas linhas de transmissão embora a questão de limitação de despacho das unidades
geradoras seja resolvida, observa-se que o sistema pode se mostrar descarregado em
situações de geração reduzida na fronteira, requerendo a implantação de compensação
indutiva na SE Maçambará para controle de tensão.
Até a entrada em operação, no primeiro semestre de 2004, da LT 230 kV Presidente
Médici - Pelotas 3, ora em processo de licitação ANEEL, o sistema de transmissão do
Sul do Estado assegura condições de desempenho adequadas em condição normal,
mas não suporta contingências na rede de 230 kV. Há carência de suporte de tensão na
SE Quinta, que persiste residualmente após a entrada da nova linha, contribuindo para
tanto o baixo fator de potência observado no sistema de distribuição.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as principais ampliações e os reforços na Rede Básica
previstas para o Estado do Rio Grande do Sul.
ONS
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Tabela 3.1 – Obras na Rede Básica no Estado do Rio Grande do Sul
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Camaquã – Cidade Industrial, 230 kV,
circuito simples, 8km
(seccionamento para SE Porto Alegre 9)
Autorizada à CEEE
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUN/2002
LT Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C3, 230 kV,
30 km, circuito duplo, lançamento do primeiro
circuito
Autorizada à CEEE.
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUN/2002
LT Gravataí 2 – Porto Alegre 8, 230 kV,
circuito simples, 17,2 km
Autorizada à CEEE
Prazo contratual: OUT/2002
Previsão para operação: DEZ/2002
LT Pelotas 3 – Presidente Médici, 230 kV,
circuito simples, 130 km
Em licitação pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
LT Santo Ângelo – Santa Rosa C2, 230 kV,
circuito simples, 54 km
Em licitação pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
LT UTE Uruguaiana – Maçambará, 230 kV,
circuito simples, 130 km
reator manobrável na SE Maçambará,
230 kV, 30 Mvar
Em licitação pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
LT Maçambará – Santo Ângelo, 230 kV,
circuito simples, 205 km
Em licitação pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
LT Dona Francisca – Itaúba C2, 230 kV,
circuito simples, 23 km
Concessão em análise pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
LT Alegrete 2 – Santa Maria 3, 230 kV, ajuste
ou troca de TC em Alegrete 2 e Santa Maria
3
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
LT Alegrete 2 – Livramento – Bagé 2, 230 kV,
ajuste ou troca de TC em Alegrete 2,
Livramento e Bagé 2
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
LT Alegrete 2 – Maçambará, 230 kV, ajuste
ou troca de TC em Alegrete 2 e Maçambará
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
LT Alegrete 2 – Uruguaiana 5, 230 kV, ajuste
ou troca de TC em Alegrete 2
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
LT Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C4, 230 kV,
circuito duplo, 30 km, lançamento do segundo
circuito
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: JUN/ 2003
LT Campos Novos – Lagoa Vermelha,
230 kV, circuito simples, 84 km
Em licitação pela ANEEL
Data de necessidade: DEZ/2003
ONS
PAR 2003-2005
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Lagoa Vermelha – Santa Marta, 230 kV,
circuito simples, 96 km
SE Lagoa Vermelha (setor de 230 kV)
Em licitação pela ANEEL
Data de necessidade: DEZ/2003
SE Porto Alegre 10
1ª transformador 230/69 kV, 83 MVA
Autorizada à CEEE.
Prazo contratual: NOV/2001
Previsão para operação: JUN/2002
SE Campo Bom
adequação de arranjo 230 kV
Autorizada à CEEE.
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUL/2002
SE Livramento 2
adequação de arranjo 230 kV
Autorizada à CEEE.
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUN/2002
SE Santo Ângelo
2° banco de autotransformadores,
525/230 kV, 672 MVA
Autorizada à Eletrosul
Prazo contratual: JUN/2002
Previsão para operação: JUN/2002
SE Gravataí
Conexão para reator de barra, 525 kV,
150 Mvar
Autorizada à Eletrosul.
Prazo contratual: JUN/2002
Previsão para operação: NOV/2002
SE Itá
relocação do terminal da linha para Salto
Santiago e conversão do atual reator dessa
linha para reator de barra, 525 kV, 150 Mvar
Concessão em análise pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
SE Caxias
reator manobrável de barra, 525 kV,
150 Mvar
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
SE Cidade Industrial
substituição de 20 disjuntores e troca dos
relés de proteção dos módulos de 230 kV
(associado à 2ª etapa da UTE Canoas)
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: DEZ/2003
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Sistema de 525 kV
Depois da entrada em operação da LT 525 kV Itá - Caxias e da SE Caxias 525/230 kV,
que se conecta também por seccionamento à LT 525 kV Campos Novos – Gravataí, o
sistema de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul apresenta desempenho satisfatório
em condição normal, até o final de 2005.
Para evitar a abertura da LT Itá – Caxias como medida operativa para controle de tensão
em carga leve e mínima, é necessária a instalação de um reator manobrável de
ONS
PAR 2003-2005
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150 Mvar na SE Caxias. Facilitará também o controle de tensão para este sistema a
implantação da conexão de reator de barra na SE Gravataí, já autorizada à Eletrosul.
Melhorará ainda o controle de tensão em 525 kV a conversão do atual reator da LT Itá –
Salto Santiago em reator de barra, que resultará da relocação do terminal da LT Itá Salto Santiago na SE Itá. Nesta nova configuração as linhas que saem da SE Itá para
Gravataí e para Salto Santiago, que atualmente são conectadas no mesmo módulo,
passarão a operar em terminais independentes, reduzindo o risco de perda dupla das
linhas Itá - Gravataí e Itá - Salto Santiago.
A segunda etapa da Conversora de Garabi (1.100 MW, no primeiro semestre de 2002)
será conectada à Rede Básica na SE Itá, através de uma linha de 525 kV com 359 km
de extensão. Nas simulações foi considerada a operação segregada dos dois módulos
da conversora. Esta configuração influencia tanto a repartição do fluxo entre as duas
linhas de conexão, como seu perfil de tensão, devido ao porte diferenciado dos reatores
nos dois terminais de 525 kV da conversora, resultando em tensão mais elevada na
barra de 525 kV da SE Itá. Devido ao porte diferenciado da compensação reativa nas
duas linhas de conexão, resultará mais elevada a tensão na barra de 525 kV da segunda
etapa da conversora, que ficará ligada diretamente à SE Itá. Entretanto podem ocorrer
situações operativas na Rede Básica em que a tensão na SE Itá atinja valores próximos
ao limite superior da faixa aceitável (105%). Neste caso será necessária a atuação do
controle dos conversores, notadamente em Garabi II, de modo a manter as tensões
nesta conversora dentro da faixa admissível.
Na perda de uma das linhas de 525 kV que atendem as subestações de Gravataí ou de
Caxias, principalmente na perda da LT Itá – Caxias, aumenta o carregamento na LT Itá Machadinho - Campos Novos, sobretudo para intercâmbio Sul - Sudeste, havendo
inclusive ultrapassagem da capacidade operativa no trecho entre Machadinho e Campos
Novos. Daí resulta o abaixamento da tensão no sistema de 525 kV, em Campos Novos e
Blumenau e, por conseqüência, em Caxias e Gravataí. Contribui para melhorar as
condições de desempenho nestas contingências a entrada em operação da UTE
Canoas, usina relacionada no Programa Prioritário de Termelétricas do MME, que será
conectada à Rede Básica mediante o seccionamento de dois circuitos de 230 kV
existentes entre as subestações de Cidade Industrial e Gravataí 2. A primeira etapa
(160 MW) desta térmica entra em operação no primeiro semestre de 2002 e a previsão
de sua segunda etapa (340 MW) foi recentemente antecipada, de julho de 2004 para
dezembro de 2003.
Com esta antecipação as condições operativas mantêm-se
adequadas nas contingências citadas, até o final do período analisado, mesmo com
despacho mínimo na UTE Presidente Médici. Simulando o atraso do cronograma desta
etapa da térmica, na carga intermediária do verão de 2004 há um requisito capacitivo de
50 Mvar na SE Caxias, complementar aos capacitores da SE Gravataí, para suportar a
perda da LT Itá – Gravataí sem redespacho das usinas térmicas do Estado. Tal resultado
é confirmado no verão de 2005, quando simulada a indisponibilidade citada em
coincidência com despacho reduzido na UTE Canoas, apontando a futura necessidade
de compensação reativa para evitar excessiva dependência das térmicas a gás no
ONS
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146 / 478
controle de tensão. Este aspecto deverá ser posteriormente detalhado em análise
específica.
A redução de despacho na UTE Uruguaiana tem pouca influência nas indisponibilidades
das linhas de 525 kV que atendem a área de Porto Alegre e Caxias. Mesmo a parada
total desta usina, nos casos de carga pesada de inverno de 2004 e 2005, não chega a
impor restrições relevantes ao desempenho da rede de 525 kV. Na condição de
intercâmbio do Sul para o Sudeste, na qual o sistema tronco está muito carregado, há
elevação do perfil de tensão na rede de 525 kV quando diminui a geração nesta térmica,
ou em outras fontes do Rio Grande do Sul, à exceção da UTE Canoas.
Área Leste
(a)
Com a expansão da transformação 525/230 kV propiciada pela SE Caxias e pela
instalação do segundo transformador da SE Santo Ângelo, não se verificam
problemas de carregamento em condição normal de operação nas três
subestações de EAT do Rio Grande do Sul, em todo o período analisado, mesmo
considerando a indisponibilidade total de uma das térmicas a gás, seja Canoas ou
Uruguaiana. Entretanto na indisponibilidade de um dos transformadores da SE
Caxias, constatam-se carregamentos superiores a 90% da capacidade da
unidade remanescente desde 2003. Nos casos de carga média de verão verificase carregamento pouco acima (102%) da capacidade nominal em 2004, que
chega a 108% no ano seguinte. O carregamento atinge 107% em 2004, ao ser
simulado o eventual atraso na entrada da segunda etapa da UTE Canoas.
(b)
A nova repartição de carga entre as transformações de 525/230 kV do Rio
Grande do Sul causa redistribuição de fluxos na rede de 230 kV, principalmente
na área de influência da SE Caxias 525/230 kV. Aumenta o carregamento nas
linhas que saem da SE Farroupilha, havendo inversão de fluxo na LT Farroupilha
- Caxias 5 – Siderópolis, que passa a atender ao sul de Santa Catarina na
condição de despacho mínimo na UTE Jorge Lacerda. Estes carregamentos se
acentuam para despacho elevado nas usinas do Rio Grande do Sul e para
contingências no sistema de 525 kV que aumentem o carregamento na
transformação da SE Caxias, como a perda da LT Caxias – Gravataí e a perda da
LT Itá – Machadinho. Nesta contingência as linhas de 230 kV Farroupilha –
Caxias e Farroupilha – Caxias 5 apresentam sobrecarga de 20% em 2004 e 2005
na carga pesada de inverno, para intercâmbio Sul – Sudeste de 3.000 MW. Para
intercâmbio de 3.500 MW no mesmo sentido há ultrapassagem da capacidade
operativa da LT Farroupilha – Caxias 5 em condição normal, com 12% de
sobrecarga no caso de carga média do verão de 2005.
(c)
A entrada em operação das novas subestações de Porto Alegre 8 e Porto Alegre
7, em dezembro de 2003, atendidas pelas linhas de 230 kV Gravataí - Porto
Alegre 8 e Porto Alegre 9 - Porto Alegre 7, possibilitarão a relocação de carga ao
nível de distribuição na área urbana de Porto Alegre. A SE Porto Alegre 8
também assumirá parte da carga atendida em 69 kV pela SE Gravataí 2, cuja
capacidade apresenta-se praticamente esgotada em junho de 2003. Mesmo com
ONS
PAR 2003-2005
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essa redução de carga a SE Gravataí 2 mantém-se bastante solicitada em
condições normais de operação, e na perda de um transformador apresenta
sobrecargas crescentes na unidade remanescente, que ficam entre 56% a 65%
nos casos de carga pesada de inverno de 2004 e 2005. Situação semelhante
ocorre no caso da SE Cidade Industrial, na qual a perda de um transformador
poderá levar a sobrecargas acima de 60% na unidade restante, na carga
intermediária de verão.
(d)
Em condição normal de operação o carregamento na linha de circuito duplo
existente entre a SE Gravataí 2 e a SE Porto Alegre 6 não passa de 160 MVA por
circuito, até 2005. Na perda de um destes circuitos ocorre ultrapassagem da
capacidade operativa do remanescente, que cresce de 10% em 2003 a 23% em
2005. Este problema é sanado com a antecipação do lançamento do segundo
circuito da nova linha de circuito duplo entre estas subestações, que
anteriormente só se mostrava necessário depois de 2004, conforme o parecer
técnico do ONS que recomendou a implantação desta nova linha.
Área Norte
(a)
Está prevista para o início de 2003 a instalação do segundo transformador de
84 MVA, 230/138 kV, na subestação da UHE Passo Fundo, cuja unidade atual
tem apresentado sobrecarga na ponta anual por dois anos consecutivos, sendo
necessário recorrer ao remanejamento de carga na distribuição para atenuar o
problema.
(b)
A carga atualmente atendida em 69 kV pela SE Santa Marta será transferida
progressivamente para SE Tapera 2, 230/69 kV, que será conectada à Rede
Básica pelo seccionamento da LT 230 kV Passo Real - Santa Marta. A entrada
em operação desta nova subestação, inicialmente prevista para 2000, deverá
ocorrer em junho de 2003, de acordo com a última previsão da distribuidora.
(c)
É constatado baixo perfil de tensão em condição normal de operação na SE
Santa Marta e na SE Tapera 2, na carga pesada de inverno de 2003, bem como
carregamentos elevados nas linhas de 230 kV que atendem estas subestações.
Na perda da LT Passo Real - Tapera 2 ou da LT Passo Fundo - Santa Marta
verifica-se tensão abaixo de 85% na SE Santa Marta e na SE Tapera 2. Para
manter a tensão acima de 90% nesta contingência é requisitado suporte
capacitivo de 25 Mvar no secundário (138 kV) da SE Santa Marta. A perda da
linha entre Passo Real e Tapera 2 força o atendimento a toda a carga da
subestação de Santa Marta a partir da SE Passo Fundo, aumentando o fluxo no
eixo Santo Ângelo - Santa Rosa - Guarita - Passo Fundo. Em junho de 2003 o
carregamento da LT 230 kV Passo Fundo - Santa Marta nesta contingência atinge
213 MVA, havendo superação da capacidade operativa.
(d)
Na LT 230 kV Santo Ângelo - Santa Rosa o carregamento ultrapassa o limite do
CPST em junho de 2003, em condições normais de operação. Na perda da LT
230 kV Santo Ângelo – Santa Rosa há superação da capacidade da LT 230 kV
Passo Fundo – Guarita, constatando-se um déficit capacitivo de 20 Mvar,
ONS
PAR 2003-2005
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distribuído entre a SE Santa Rosa e a SE Guarita, para manter a tensão em
níveis mínimos de operação. As condições de desempenho melhoram com a
duplicação da LT Santo Ângelo - Santa Rosa, que está em processo de licitação
pela ANEEL, com entrada em operação prevista para dezembro de 2003,
tornando esta compensação dispensável.
Considerando a duplicação da LT 230 kV Santo Ângelo - Santa Rosa, a perda de
um circuito entre Santo Ângelo e Santa Rosa não apresenta problemas de tensão
ou de carregamento no horizonte de simulação. O fluxo em cada circuito entre
Santo Ângelo e Santa Rosa, em condição normal de operação, fica em torno de
110 MW na carga média de verão e em 140 MW na carga pesada de inverno, em
2005. Na indisponibilidade de um dos circuitos o remanescente é submetido a
carregamentos que variam entre 200 a 260 MW.
(e)
A duplicação da LT 230 kV Santo Ângelo - Santa Rosa melhora a tensão em
Santa Rosa e Guarita em condições normais de operação, mas não garante
tensão mínima nesta subestação na indisponibilidade da LT 230 kV Santa Rosa Guarita. Isto se mostra possível com o fechamento de um anel de 138 kV entre as
subestações de Guarita, Sarandi e Passo Fundo, conforme previsto pela
concessionária RGE. Com essa mudança de configuração em 138 kV há
redistribuição de fluxos na contingência citada, o que alivia o carregamento na LT
230 kV Passo Fundo - Guarita, mantendo o perfil de tensão. Já a perda da LT
230 kV Guarita - Passo Fundo não resulta em problemas de tensão ou de
carregamento no horizonte considerado na simulação.
(f)
A RGE solicitou acesso à Rede Básica para conexão de uma nova subestação
distribuidora, em dezembro de 2003, a ser construída no município de Lagoa
Vermelha, com capacidade inicial de 150 MVA. Esta subestação será implantada
num local do sistema elétrico onde não há atualmente nenhuma instalação em
tensão igual ou superior a 230 kV. Para viabilizar esta conexão será necessário
construir duas linha de 230 kV, interligando a nova subestação com a SE Santa
Marta e com a SE Campos Novos (SC). A programação de novas licitações da
ANEEL sinaliza a entrada em operação desta linha para agosto de 2004,
havendo, portanto uma diferença de meio ano entre seu cronograma e a data que
a RGE informou para conexão de Lagoa Vermelha, em sua solicitação de acesso
ao ONS.
(g)
As condições operativas degradam-se progressivamente, na medida em que se
alonga o período que antecede a entrada da nova linha de 230 kV, da SE Lagoa
Vermelha e obras vinculadas na distribuição, principalmente em contingências
nas linhas da Rede Básica que atendem as subestações de Santa Marta e
Tapera 2. Considerando que as novas instalações não estejam disponíveis até o
segundo semestre de 2004, na perda da LT Passo Real - Tapera 2 ou da LT
Passo Fundo - Santa Marta aumenta o déficit capacitivo para manter a tensão
em 90% no 230 kV. Mesmo que a compensação na rede de distribuição seja
suficiente para manter fator de potência de 0,95 no secundário destas
ONS
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subestações, o requisito capacitivo chega a 60 Mvar em 2004, dos quais 40 Mvar
na Santa Marta e 20Mvar na SE Tapera 2, descendo a 50 Mvar, quando se
considera a possibilidade de remanejamento de carga na distribuição durante a
indisponibilidade na rede de 230 kV, que é limitada a 11 MW. Sem apoio
capacitivo em 230 kV, o corte de carga resultante desta contingência poderá
atingir 27 MW em 2004, já levando em conta o remanejamento de carga na
distribuição. O ponto mais adequado para instalação de um banco de capacitores
seria a SE Santa Marta, considerando-se que a maior parcela de compensação é
requisitada nesta subestação e que ainda não há certeza quanto à data de
efetiva implantação da SE Tapera. Entretanto uma avaliação preliminar mostra
que o baixo nível de curto-circuito na barra de 230 kV de Santa Marta limita em
30 Mvar o porte deste banco de capacitores, devido à variação de tensão
provocada pelo seu chaveamento. Adicionalmente a avaliação da viabilidade
física da instalação deste banco, realizada pela CEEE, apontou a necessidade
de extensão do barramento de 230 kV da SE Santa Marta, com tempo de
execução estimado próximo ao necessário para construção da LT 230 kV
Campos Novos – Lagoa Vermelha – Santa Marta, o que restringiria bastante o
período em que poderá ser requerida a efetiva utilização deste equipamento.
Assim sendo, deverá se conviver com o risco de corte de carga em contingência
até a entrada em operação da linha de transmissão Campos Novos – Lagoa
Vermelha – Santa Marta, 230 kV, em licitação pela ANEEL. Nesse período
deverão ser adotadas medidas operativas para minimizar o problema. Caso o
cronograma de entrada em operação da linha venha a sofrer atraso, este assunto
deverá ser reavaliado.
(h)
A implantação das duas novas linhas de 230 kV, da SE Lagoa Vermelha e das
obras associadas na rede de 138 kV propiciará divisão de carga mais equilibrada
entre as transformações de 230/138 kV da área norte do Rio Grande do Sul,
melhorando tanto o controle de tensão na Rede Básica como a confiabilidade na
distribuição. O transformador de Lagoa Vermelha carrega entre 70 a 90 MW na
carga pesada em condição normal, de 2004 a 2005, aliviando consideravelmente
o carregamento da SE Santa Marta. O atendimento da SE Lagoa Vermelha em
condição normal depende quase inteiramente da LT 230 kV Campos Novos Lagoa Vermelha. A LT 230 kV Santa Marta - Lagoa Vermelha tem como principal
função o suporte de tensão em contingência, ficando praticamente descarregada
em condição normal até o horizonte do PAR. Foi possível manter um perfil de
tensão adequado na carga leve e mínima de 2004 e 2005, considerando que já
estariam disponíveis para operação um novo reator de 150 Mvar na SE Caxias e
um reator de 30 Mvar na SE Maçambará.
Área Oeste
(a)
ONS
Atualmente a capacidade da Rede Básica do oeste do Rio Grande do Sul mostrase inadequada para o escoamento pleno da potência disponibilizada pelas fontes
locais, entre as quais prepondera a UTE Uruguaiana (600 MW). As condições de
PAR 2003-2005
150 / 478
desempenho operativo dependem diretamente do excedente de potência em
relação à carga local, e indiretamente da geração despachada na UHE Dona
Francisca (125MW) e na UTE Presidente Médici (446 MW). Há problemas de
estabilidade transitória em contingências na transmissão e baixo amortecimento
de oscilações locais, tanto em contingências como em condição normal.
Para contornar estes problemas é requerido um esquema de alívio automático de
geração na UTE Uruguaiana, bem como a adequação do sistema de estabilização
suplementar desta térmica. Também estão sendo implementados esquemas de
corte de geração na UTE Presidente Médici e na UHE Dona Francisca. Com a
concretização destas medidas, será possível despachar a UTE Uruguaiana em
580 MW na ponta e 550 MW fora da ponta. Caso não se mostre viável manter o
esquema de alívio de geração nesta usina, devido às características do seu ciclo
térmico, o despacho ficará restrito a 500 MW.
(b)
As limitações mencionadas restringem a possibilidade de importação de energia
pelas conversoras de freqüência de Rivera e de Uruguaiana. Esta conversora
compartilha diretamente com a UTE Uruguaiana a mesma rede de integração, de
modo que a transferência de potência da Argentina para o Brasil só se torna
possível quando for reduzido de igual montante o despacho máximo permissível
na térmica. Já no caso de exportação de energia as restrições são atenuadas,
porque diminui o excedente de potência que sai da fronteira oeste.
(c)
Com despacho de 580 MW na UTE Uruguaiana, há superação dos limites
operativos da LT Alegrete 2 - Livramento e no transformador 138/69 kV de
Alegrete na perda da LT Alegrete 2 - Santa Maria 3, na carga pesada de junho de
2003. O mesmo ocorre nesta contingência com despacho de 550 MW em carga
média e leve, havendo também na carga leve a superação do limite operativo da
LT Alegrete 2 - Maçambará. Na perda da LT Alegrete 2 - Livramento, há
superação do limite operativo da LT Alegrete 2 - Santa Maria 3, para as mesmas
condições de despacho e patamares de carga. Já na perda da linha de Alegrete 2
para a UTE Uruguaiana, verifica-se superação do limite operativo da LT Alegrete
2 - Uruguaiana 5 em todos os patamares de carga, mesmo considerando a
geração da usina reduzida para 350 MW.
Em todos os casos relatados a limitação é dos equipamentos terminais
(transformadores de corrente), sem que haja violação da capacidade de
condutores das linhas de transmissão. Portanto será necessária a adequação
destes equipamentos, conforme já recomendado nos pareceres técnicos do ONS.
(d)
ONS
Embora as providências de curto prazo já descritas sejam indispensáveis, as
mesmas não bastam para garantir o escoamento pleno das fontes da área oeste
do Rio Grande do Sul sem restrições operativas, o que só se tornará possível
com a construção de três novas linhas de transmissão em 230 kV: LT UTE
Uruguaiana – Maçambará e LT Maçambará – Santo Ângelo, em licitação pela
ANEEL, além da LT UHE Dona Francisca – UHE Itaúba, cuja concessão está em
análise por aquela Agência, devendo entrar em operação até dezembro de 2003.
PAR 2003-2005
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Além destas ampliações, é necessária a adequação do arranjo da SE São
Vicente, que atualmente é atendida em derivação simples (tape) da LT 230 kV
Alegrete 2 – Santa Maria 3, o que implica na interrupção do atendimento da carga
desta subestação em caso de indisponibilidade de qualquer trecho da LT Alegrete
2 - Santa Maria 3.
(e)
Considerando a implantação das novas linhas de transmissão e das adequações,
não haverá restrições de capacidade na Rede Básica da fronteira oeste. Além
disso, observa-se que estas linhas podem se mostrar descarregadas em
situações de geração reduzida, resultando em dificuldades no controle de tensão
fora da ponta. Com despacho de 350 MW na UTE Uruguaiana, a térmica de
Alegrete parada e intercâmbio nulo em Rivera e Uruguaiana verificam-se
carregamentos abaixo do SIL nas linhas de 230 kV de Santo Ângelo para
Maçambará e São Borja, e elevado perfil de tensão em São Borja, Maçambará e
Alegrete. Para manter a tensão em nível adequado em condição normal de
operação é necessário o acionamento de dois dos três reatores de 25 Mvar
existentes na SE Alegrete, na carga leve de junho de 2004. Entretanto esta
situação pode se agravar com a exportação de energia pelas conversoras de
Uruguaiana e Rivera. Contribuirá para melhorar as condições de controle de
tensão a instalação de um reator manobrável de 30 Mvar na SE Maçambará. Este
reator mostra-se indispensável para possibilitar a energização das novas linhas
de transmissão entre UTE Uruguaiana e Maçambará e entre esta subestação e a
SE Santo Ângelo, 525/230 kV.
Área Sul
(a)
A implantação de dois transformadores de 83 MVA, 230/138 kV, na SE Pelotas 3,
em janeiro de 2002, acrescentou um segundo ponto de conexão do sistema de
138 kV à Rede Básica na área sul do Estado, até então inteiramente dependente
da transformação 230/138 kV da UTE Presidente Médici. A nova subestação
permitirá melhorar o controle de tensão na rede de 138 kV em condições normais
de operação e a confiabilidade no atendimento em caso de indisponibilidade do
transformador 230/138 kV da SE Presidente Médici.
(b)
Até a entrada da LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3, em licitação pela
ANEEL, com operação prevista para o primeiro semestre de 2004, o desempenho
operativo da Rede Básica e do próprio sistema da distribuição continuará
vulnerável à perda da linha de 230 kV entre Presidente Médici e Quinta, ou de
qualquer das duas linhas de 230 kV que interligam esta área com a SE Cidade
Industrial. Simulando a perda da LT Presidente Médici - Quinta, na carga pesada
e na carga média de junho de 2003, verifica-se carência de suporte capacitivo de
40 a 45 Mvar, para que se obtenha tensão de 90% em Quinta. Os requisitos
sobem a 70 Mvar, nesta mesma contingência, com despacho pleno da UTE
Presidente Médici. Nesta condição de despacho registra-se carregamento de
190 MVA na LT Presidente Médici - Quinta em condição normal, valor que
ultrapassa a capacidade operativa declarada no CPST.
ONS
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Persiste déficit capacitivo residual em Quinta, na perda uma das duas linhas de
230 kV que atendem esta subestação, mesmo depois da entrada em operação,
em dezembro de 2003, da LT 230 kV Presidente Médici - Pelotas 3, ora em
processo de licitação ANEEL. O requisito fica em torno de 15 Mvar, entre 2004 e
2005, para o que contribui o baixo fator de potência observado na distribuição.
Este problema já foi detectado no ciclo anterior do PAR, indicando a carência de
compensação capacitiva distribuída na rede de 138 kV daquela área do sistema.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
Definir um programa de compensação reativa na distribuição, para correção do fator
de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira com a Rede
Básica, no sul e no oeste do Rio Grande do Sul (CEEE, AES-Sul).
Realizar detalhamento da necessidade de compensação reativa na SE Caxias em
caso de deslocamento do cronograma da segunda etapa da UTE Canoas
(ONS/CEEE/RGE/AES-Sul).
Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar sobrecargas
observadas nas LT 230 kV Farroupilha – Caxias 5 e Farroupilha – Caxias (CCPE).
2.
3.
ONS
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DE
SANTA CATARINA
ONS
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3.2.2 Santa Catarina
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O mercado de Santa Catarina é atendido por geração local de pequeno porte conectada
ao sistema de distribuição, pela UTE Jorge Lacerda, térmica a carvão com capacidade
instalada de 857 MW, e por instalações da Rede Básica nas tensões de 525 kV e
230 kV. O Estado conta com duas subestações de 525/230 kV: a SE Blumenau,
3x672 MVA, atendida por duas linhas de 525 kV, provenientes de Campos Novos e
Curitiba, e a SE Campos Novos, 336 MVA. Nesta subestação, que é ponto de
confluência das usinas do Rio Uruguai e da importação de energia da Argentina, incidem
quatro linhas de 525 kV.
A SE Blumenau serve ao atendimento da área leste de Santa Catarina, na qual se
concentra a maior parte do consumo industrial, representativo de 60% do mercado de
energia elétrica estadual. Esta área é atendida por cinco subestações de 230 kV:
Canoinhas, Joinville, Blumenau, Itajaí e Palhoça, interligadas por duas linhas de 230 kV
que correm próximas ao litoral do Estado em quase toda sua extensão.
A SE Palhoça é um dos principais pontos de atendimento à área leste de Santa Catarina,
responsável pelo atendimento da região metropolitana de Florianópolis, e está
interligada à malha de distribuição em 138 kV e em 230 kV à subestação de Blumenau e
à UTE Jorge Lacerda.
A área sul do Estado é atendida por duas linhas de 230 kV que partem da UTE Jorge
Lacerda e pela linha Caxias 5 – Siderópolis também em 230 kV. Das subestações de
230 kV de Siderópolis e Jorge Lacerda derivam linhas de 138 kV e 69 kV para
atendimento das subestações distribuidoras da CELESC.
O oeste do Estado é atendido pela rede de 525 kV por meio da SE Campos Novos
525/230/138 kV, pela SE Xanxerê 230/138 kV e parte pela UTE Jorge Lacerda, através
de uma linha de circuito duplo de 138 kV, que interliga esta térmica com Campos Novos
e Xanxerê. A SE Xanxerê está conectada às usinas hidrelétricas de Salto Osório e
Passo Fundo, por meio de quatro linhas de transmissão em 230 kV.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
A expansão da oferta de energia na Região Sul em 2002, seguida da implantação da
nova interligação com o Sudeste em 2003, determinam a concentração de fluxos nas
linhas de 525 kV que interligam as usinas do Rio Uruguai e do Rio Iguaçu à área leste do
sistema regional. Agravam esta tendência o pronunciado crescimento do mercado na
área leste de Santa Catarina e o consumo de potência reativa no sistema de distribuição,
que determinam a degradação das condições de desempenho em contingência. Este
problema é bastante dependente da condição de intercâmbio praticado, podendo
implicar em elevados cortes de carga na área leste do Estado, conforme o ponto de
operação.
Intercâmbios até 3.500 MW para o Sudeste só poderão ser praticados com ampliações
da rede de 525 kV nas áreas do Rio Iguaçu e do Rio Uruguai, entre as quais a
duplicação da LT Machadinho – Campos Novos, associados à implantação de
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equipamento de compensação reativa na Rede Básica, além daquela necessária para
correção do fator de potência nas subestações de fronteira com a distribuição. O local
que se mostra mais eficaz para instalação deste equipamento é a subestação de
Blumenau, cujo porte estimado de 400 Mvar possibilita a exportação para o Sudeste de
3.000 MW sem restrições operativas em contingência, no período que antecede a
entrada das novas linhas de transmissão.
Para a prática de intercâmbios superiores a 3.500 MW são necessários novos reforços
estruturais no sistema de 525 kV, como a duplicação da LT Campos Novos – Blumenau.
No horizonte do estudo esta obra dispensaria a compensação capacitiva em condição
normal ou em contingência para cenários de exportação de até 4.000 MW. Portanto o
ganho efetivo a ser proporcionado pela expansão da interligação Sul – Sudeste, com a
LT Bateias – Ibiúna, fica condicionado à implantação dos reforços de transmissão e da
compensação reativa em Blumenau e Curitiba. Este assunto deve ser objeto de estudo
específicos envolvendo o CCPE.
Além das obras recomendadas para o sistema da rede de 525 kV, são indicados mais
dois reforços na Rede Básica em Santa Catarina: o seccionamento da LT Blumenau –
Jorge Lacerda na SE Palhoça, para melhorar as condições de atendimento à capital do
Estado, e o reencabeçamento da LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A para Jorge
Lacerda B, para evitar restrições ao despacho máximo da UTE Jorge Lacerda. É
necessária a implementação de um programa de compensação reativa para correção do
fator de potência no sistema de distribuição.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as principais ampliações e os reforços na Rede Básica
previstas para o Estado de Santa Catarina.
Tabela 3.2 – Obras na Rede Básica no Estado de Santa Catarina
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT 525 kV Machadinho – Campos Novos C2,
circuito simples, 50,6 km
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: JUN/2003
LT 230 kV Blumenau – Jorge Lacerda B,
seccionamento para a SE Palhoça, circuito
duplo, 2x30 km
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: JUN/2003
LT 525 kV Machadinho – Campos Novos C1
substituição de TC em Campos Novos
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A
ajuste ou substituição de TC em Jorge
Lacerda A
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
ONS
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE Campos Novos
conexão para reator de barra de 100 Mvar,
525 kV
Autorizada à Eletrosul.
Prazo contratual: MAR/2003
Previsão para operação: MAR/2003
SE Campos Novos
2° banco de autotransformadores e unidade
reserva, 525/230 kV, 672 MVA
Autorizada à Eletrosul.
Prazo contratual: MAI/2003
Previsão para operação:JUN/2003
SE Campos Novos
instalação de disjuntores para o
autotransformador TR5, 525/230 kV
(esquema disjuntor e meio)
Autorizada à Eletrosul.
Prazo contratual: MAI/2003
Previsão para operação: JUN/2003
SE Blumenau
instalação de disjuntores para os
autotransformadores TR5 e TR6, 525/230 kV
(esquema disjuntor e meio)
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: 2002
SE Jorge Lacerda B
relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça –
Jorge Lacerda A e implantação de trecho de
linha de 230 kV, circuito simples, 0,8 km
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: FEV/2003
SE Blumenau
2 bancos de capacitores, 230 kV, 2x125 Mvar
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: MAI/2003
SE Palhoça
Banco de capacitores, 230 kV, 50 Mvar
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: MAI/2003
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Sistema de 525 kV
(a)
ONS
Quase toda a expansão da oferta de energia na Região Sul nos próximos quatro
anos concentra-se em 2002, com a conexão da UHE Machadinho (1.040 MW), do
segundo módulo da conversora de Garabi (1.100 MW), e das térmicas de Canoas
(160 MW) e Araucária (480 MW). Quando a este acréscimo da disponibilidade de
geração é associada a ampliação da capacidade da interligação Sul – Sudeste,
agregada pela LT 500 kV Bateias - Ibiúna, circuito duplo, no primeiro semestre de
2003, modifica - se consideravelmente a distribuição de fluxos da malha de
525 kV, principalmente nos cenários de geração em que o Sul exporta energia
para o Sudeste. Há o direcionamento da geração das usinas do Rio Uruguai e da
energia importada da Argentina para o Rio Grande do Sul e para Santa Catarina,
ao passo que a geração das usinas do Rio Iguaçu fica dedicada aos centros de
carga do Paraná e o excedente às transferências para o Sudeste. Daí resultam
carregamentos elevados nas linhas de 525 kV entre Itá, Campos Novos e
PAR 2003-2005
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Blumenau, e entre Salto Santiago, Areia e Curitiba, ficando praticamente
descarregadas as linhas entre o Rio Iguaçu e o Rio Uruguai (Salto Santiago - Itá,
Areia - Campos Novos), e entre Curitiba e Blumenau, em condição normal de
operação. Para intercâmbio de 3.000 MW do Sul para o Sudeste, o fluxo na LT
Bateias - Ibiúna fica em torno de 1.500 MW. O escoamento das usinas do Iguaçu
e do Uruguai em direção ao leste da Região Sul resulta em carregamentos acima
de 1.100 MW nas duas linhas de 525 kV que saem da SE Areia para Curitiba e
Bateias, sendo ainda mais acentuados na LT 525 kV Campos Novos – Blumenau.
Para o mesmo nível de intercâmbio a LT 525 kV Itá – Machadinho apresenta
carregamentos em condição normal em torno de 1.000 MW. Já o carregamento
da LT 525 kV Machadinho - Campos Novos é de 1.900 MVA em 2003 e
2.040 MVA em 2004, atingindo 2.170 MVA em 2005, no limiar da capacidade
operativa declarada no CPST.
(b)
Além dos carregamentos elevados em condição normal, a LT Machadinho –
Campos Novos é bastante solicitada em contingências em outras linhas do
sistema de 525 kV. Para intercâmbio Sul – Sudeste de 3.000 MW, é ultrapassada
a capacidade operativa (2.182 MVA) desta linha na perda da LT Itá - Caxias na
carga intermediária de verão de 2004, com despacho de 900 MW na UHE
Machadinho. O mesmo ocorre na perda da LT Itá - Gravataí para despacho de
1.000 MW em Machadinho. Para este nível de geração na hidrelétrica, o
carregamento da LT Machadinho - Campos Novos é de 2.360 MVA na perda da
LT Itá – Caxias, na carga pesada de junho de 2004. Na carga intermediária do
verão de 2005 o carregamento atinge 2.270 MVA na mesma contingência.
Resultados semelhantes aos de junho de 2004 são obtidos na carga pesada de
inverno de 2005 nesta contingência.
O fluxo na LT Machadinho – Campos Novos também supera sua capacidade
operativa na perda da LT Salto Segredo – Areia, em todos os casos de carga
pesada de inverno e carga intermediária de verão, desde junho de 2003, com
carregamento de 2.370 MVA na carga pesada, que cresce a 2.620 MVA em junho
de 2005 no mesmo patamar de carga. Também ocorre sobrecarga nesta linha na
perda da LT Salto Santiago – Ivaiporã, na carga pesada de inverno de 2004 e na
carga média e pesada de 2005. Por sua vez, a perda da própria LT Machadinho –
Campos Novos leva à superação da capacidade operativa da LT 525 kV Segredo
– Areia nos patamares de carga pesada e média em todo o período analisado. A
sobrecarga vai de 13% em 2003 a 15% em 2005, na carga pesada do inverno.
Esta contingência também provoca sobrecarga no transformador 525/230 kV de
Cascavel, com ultrapassagem de 5% em 2003, 7% em 2004 e 9% em 2005. Já a
indisponibilidade da LT 525 kV Itá – Machadinho implica em sobrecarga residual
na LT 525 kV Segredo – Areia (inferior a 3%), a partir de 2004.
Considerando a duplicação da LT 525 kV Machadinho – Campos Novos são
eliminadas as sobrecargas provocadas pela indisponibilidade da linha atual, bem
como as sobrecargas na linha atual frente a contingências na LT Caxias – Itá, na
ONS
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LT Salto Segredo – Areia e na LT Salto Santiago – Ivaiporã. Se esta ampliação
for associada à duplicação da LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã, também são
solucionadas as sobrecargas provocadas na LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã
e na transformação 525/230 kV de Cascavel pela perda da LT 525 kV Segredo –
Areia.
(c)
Intercâmbios até 3.500 MW para o Sudeste só poderão ser praticados com
ampliações da rede de 525 kV nas áreas do Rio Iguaçu e do Rio Uruguai, entre
as quais a duplicação da LT Machadinho – Campos Novos, associados à
implantação de equipamento de compensação reativa na Rede Básica, além
daquela necessária para correção do fator de potência nas subestações de
fronteira com a distribuição. O local que se mostra mais eficaz para instalação
deste equipamento é a área leste de Santa Catarina. A instalação de dois bancos
de capacitores de 125 Mvar no barramento de 230 kV da SE Blumenau e um
banco de 50 Mvar na SE Palhoça representa o requisito mínimo para possibilitar
a exportação para o Sudeste de 3.000 MW sem restrições operativas em
contingência, no período que antecede a entrada das novas linhas de
transmissão.
Os carregamentos elevados nas linhas que chegam a Curitiba e a Blumenau,
depois da implantação da interligação Bateias - Ibiúna, resultam em degradação
do perfil de tensão na região leste do Paraná e de Santa Catarina. Ainda assim as
tensões nas barras de 525 kV ficam acima de 95% em condição normal de
operação, nos anos de 2003 e 2004, não demandando compensação adicional
àquela necessária para correção do fator de potência no secundário das
subestações de fronteira da Rede Básica para 0,95. Esta correção requer até
2005 um total de 125 Mvar nas subestações do leste de Santa Catarina e
220 Mvar nas subestações da área metropolitana de Curitiba, dos quais 150 Mvar
já constam do programa de compensação informado pela Copel. Em 2005 é
necessário acrescentar 40 Mvar de capacitores na barra de 230 kV da SE
Blumenau, para manter o valor mínimo de tensão em 525 kV na carga média de
verão, para intercâmbio Sul-Sudeste de 3.000 MW.
Nas simulações de contingências nas linhas de 525 kV que chegam a Curitiba e a
Blumenau, a tensão se reduz a níveis abaixo de 90%, evidenciando a carência de
suporte de tensão na Rede Básica. Na condição de intercâmbio Sul – Sudeste, a
perda da LT 525 Campos Novos – Blumenau representa a contingência mais
severa. Para transferência de 3.000 MW do Sul para o Sudeste, o déficit
capacitivo na Rede Básica é de 300 Mvar na carga pesada de 2003 e 390 Mvar
em 2004, chegando a 580 Mvar em 2005, já admitida à correção do fator de
potência nas subestações de fronteira da Rede Básica. Considerando o despacho
máximo da UTE Jorge Lacerda, estes requisitos diminuem cerca de 30%.
A LT 525 kV Curitiba - Blumenau apresenta redução de carregamento na hipótese
de intercâmbio do Sul para o Sudeste, e sua indisponibilidade traduz-se em um
déficit capacitivo de cerca de um terço daquele quantificado para a perda de
ONS
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Campos Novos – Blumenau. Já contingências nas linhas que atendem Curitiba
revelam-se mais críticas. Na perda da LT 525 kV Areia – Curitiba a compensação
adicional requerida é de 310 Mvar, na carga pesada de inverno de 2005. Para a
indisponibilidade da LT 525 kV Bateias - Curitiba não se mostra necessário
nenhum suporte reativo adicional. Salienta-se que mesmo nestas contingências
mostra-se mais eficaz a alocação do suporte capacitivo em Blumenau.
No cenário de importação de 3.000 MW pelo Sul, a repartição de fluxos entre as
linhas de Curitiba - Blumenau e Campos Novos – Blumenau é bem equilibrada,
resultando que até 2005 não há carência capacitiva na Rede Básica para
condição normal de operação. Nesta condição de intercâmbio também não há
problemas de tensão para a perda da LT 525 kV Curitiba – Blumenau. Já na
perda de Campos Novos – Blumenau o suporte total requisitado é de 130 Mvar
em 2003, 150 Mvar em 2004 e 250 Mvar em 2005.
As simulações mostram que os requisitos de compensação aumentam
expressivamente na medida em que se eleva a transferência de energia do Sul
para o Sudeste. Para um nível de exportação de 3.500 MW, o fluxo na LT Bateias
- Ibiúna fica entre 1.820 MW em 2003 a 1.700 MW em 2005. Nesta situação o
déficit capacitivo na perda da LT Campos Novos – Blumenau é de 410 Mvar em
2003 e 450 Mvar em 2004, subindo bruscamente a 800 Mvar em 2005, dos quais
250 Mvar são necessários em Bateias. Estes requisitos decrescem quando
consideradas a partir de 2004 as ampliações indicadas neste PAR para o sistema
de 525 kV. Com a duplicação da LT Salto Santiago - Ivaiporã e da LT Machadinho
- Campos Novos, para condição normal de operação é suficiente a compensação
de 40 Mvar na Rede Básica, admitida a correção do fator de potência nas
subestações de fronteira. Na perda da LT Campos Novos – Blumenau o déficit
capacitivo fica em 340 Mvar em 2004, subindo a 480 Mvar no ano seguinte. Para
despacho pleno da UTE Jorge Lacerda há uma redução de 130 Mvar nestes
montantes.
Considerando o tempo necessário para implantação de uma linha de 525 kV,
deverá ser instalada compensação da ordem de 400 Mvar em Blumenau para
possibilitar intercâmbios de 3.000 MW sem restrições operativas em contingência,
no período que antecederá a entrada das novas linhas de transmissão, sendo
também indispensável a correção do fator de potência nos transformadores de
conexão com a Rede Básica, conforme preconizado nos Procedimentos de Rede.
Foram realizadas simulações adicionais para exportação Sul - Sudeste de
4.000 MW, com geração em Itaipu de 5.500 MW, para os casos de carga pesada
de inverno. Os elevados requisitos de compensação capacitiva em contingência
indicam um ponto inaceitável de operação para este nível de intercâmbio, que
não poderá ser praticado sem novos reforços estruturais no sistema receptor da
Região Sul, para possibilitar o aproveitamento pleno da capacidade da
interligação. Avaliações iniciais, simulando a duplicação da LT 525 kV Campos
Novos – Blumenau, indicam que esta obra dispensaria a compensação capacitiva
ONS
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em condição normal e na contingência analisada, para cenários de exportação de
até 4.000 MW, no horizonte do PAR.
Portanto o ganho efetivo a ser proporcionado pela expansão da interligação Sul –
Sudeste, com a LT Bateias – Ibiúna, fica condicionado à implantação dos reforços
de transmissão e da compensação reativa em Blumenau e Curitiba. Considerando
a iminente entrada em operação da LT Bateias – Ibiúna, há urgência de uma
solução que permita pelo menos minorar as restrições identificadas no curto
prazo. Neste sentido a instalação de dois bancos de capacitores de 125 Mvar no
barramento de 230 kV da SE Blumenau e um banco de 50 Mvar na SE Palhoça
representa o requisito mínimo indispensável para atender o período anterior à
implantação dos novos reforços na rede de 525 kV, recomendados neste PAR.
Mostra-se também indispensável uma análise de longo prazo, visando uma
solução estrutural para o problema, que contemple a expansão da geração da
Região Sul posterior a 2005. Este assunto deverá ser objeto de estudo específico
do CCPE.
Área Leste
(a)
O carregamento na transformação 525/230 kV de Blumenau, 3x672 MVA, passa
de 1.100 MVA em 2003 para 1.300 MVA em 2005, na carga pesada de inverno. A
indisponibilidade de um transformador 525/230 kV de Blumenau não acarreta
problemas até 2005. No verão do último ano ocorre o carregamento mais elevado
nesta contingência, para o cenário de exportação de 3.000 MW, chegando a
660 MVA (98%) em uma das unidades remanescentes.
A perda de um dos quatro transformadores 230/138 kV da subestação de
Blumenau provoca sobrecarga nas unidades remanescentes. Esta sobrecarga é
da ordem de 17% em 2003 e 2004, atingindo 24% na carga pesada de inverno de
2005.
(b)
O atendimento da SE Itajaí, 230/138 kV, não apresenta problemas em condições
normais de operação até 2005. Entretanto a perda de um dos circuitos da LT 230 kV
Blumenau - Itajaí, submete o circuito restante a carregamentos elevados, que na
carga média de 2005 chegam a 333 MVA, ultrapassando em 2% o limite de
curta duração, de acordo com os limites praticados pela operação do
sistema.
Na perda de um dos transformadores desta subestação na carga pesada de
junho de 2003, a sobrecarga na unidade remanescente é de 37%. A
CELESC prevê a instalação do terceiro transformador de 150 MVA para
dezembro de 2003.
(c)
ONS
Tomando como referência o verão de 2004, a atual previsão de mercado mostra um
acréscimo de 34%, em relação ao ciclo anterior do PAR, no carregamento da SE
Palhoça, 230/138 kV, que tem hoje instalados três transformadores de 75 MVA. Por
este motivo está sendo prevista pela CELESC a implantação de um quarto
transformador, com capacidade de 150 MVA, em fevereiro de 2004, e para dezembro
do mesmo ano a substituição do terceiro transformador de 75 MVA por uma unidade
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de 150 MVA. Esta subestação é atendida por duas linhas de 230 kV, provenientes da
UTE Jorge Lacerda e da SE Blumenau. Para condição de despacho mínimo na UTE
Jorge Lacerda, cerca de um terço do carregamento total da subestação, que atinge
280 MW em 2005, é proveniente de Blumenau.
O expressivo crescimento na carga atendida por esta subestação, associado ao
baixo fator de potência da transformação, resulta em degradação progressiva da
tensão na barra de 230 kV, para garantir tensão de 100% no secundário.
Observa-se tensão inferior a 93%, em condição normal de operação na carga
pesada do inverno de 2003, que decresce para 89% em 2004 e 85% em 2005,
respectivamente. O déficit capacitivo para se atender aos critérios de
desempenho em condição normal e na emergência da LT 230 kV Palhoça Blumenau cresce de 70 Mvar em 2003, a 90 Mvar em 2004 e 220 Mvar em 2005.
O seccionamento da LT 230 kV Blumenau - Jorge Lacerda na SE Palhoça resulta
num ganho na tensão em torno de 6%, com atendimento pleno dos critérios para
condição normal e emergência em 2003 e 2004, e reduzindo a 85 Mvar o déficit
capacitivo em 2005. Este requisito é coberto pela compensação requerida neste
ano para correção do fator de potência no secundário da SE Palhoça para de
0,95. Desta compensação 40 Mvar são necessários já em 2003, e o restante em
2004.
Área Sul
(a)
As linhas da Rede Básica que atendem à área sul de Santa Catarina não
apresentam problemas de carregamento em condição normal ou em contingência até
2005. Verifica-se que cresce a participação da LT Farroupilha – Siderópolis no
atendimento a esta área, depois da entrada da SE Caxias, 525/230 kV. Para a
condição de despacho mínimo da UTE Jorge Lacerda esta linha apresenta
carregamento em torno de 120 MW no horizonte de análise.
(b)
Na condição de despacho pleno em Jorge Lacerda (857 MW), constata-se
sobrecarga na LT 230 kV Jorge Lacerda A - Jorge Lacerda B. Esta sobrecarga é da
ordem de 30% em 2003, admitindo-se que até esta data ainda não tenha se
efetivado o seccionamento da LT 230 kV Blumenau - Jorge Lacerda em Palhoça, e
de 12% em 2004 e 2005, já considerando este seccionamento.
A solução proposta pela Eletrosul é a relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça
- Jorge Lacerda A para a subestação de Jorge Lacerda B, em substituição à
recapacitação da LT 230 kV Jorge Lacerda – Jorge Lacerda B, já indicada no
PAR/PDET 2002-2004. Uma vez confirmada sua viabilidade técnica, este reforço
possibilitará reduzir o carregamento na LT Jorge Lacerda A - Jorge Lacerda B
para cerca de 100 MVA, ou 45% da capacidade operativa do CPST, até o
horizonte da análise.
(c)
ONS
Para melhor aproveitamento do limite do condutor da LT 230 kV Palhoça - Jorge
Lacerda (223 MVA), também é recomendado que seja ajustado ou substituído o
transformador de corrente que limita em 191 MVA a capacidade operativa desta linha
que, nas simulações, é ultrapassada na carga pesada de inverno de 2003.
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Área Oeste
(a)
O banco de autotransformadores 525/230 kV, 336 MVA, da SE Campos Novos
vem operando com carregamentos elevados em condição normal de operação,
devendo atingir 300 MVA na carga pesada do inverno de 2003. A perda deste
transformador provocaria subtensão generalizada no sistema de 138 kV da área
oeste de Santa Catarina, acarretando também sobrecarga acima de 50% na
transformação 230/138 kV da SE Xanxerê. Para restabelecer o perfil de tensão no
mínimo aceitável e manter o carregamento no transformador de Xanxerê no limite
de 20% de sobrecarga em contingência, seria necessário proceder a um corte de
carga de 190 MW em junho de 2003, mesmo contando com a entrada em
operação da primeira unidade da UHE Quebra Queixo, com 40 MW.
(b)
A expansão da SE Campos Novos está autorizada pela ANEEL para junho de
2003, com a implantação de um banco de autotransformadores 525/230 kV,
672 MVA, juntamente com uma unidade reserva de 224 MVA, e a adequação do
setor de 230 kV desta subestação. Com este reforço não haverá superação da
capacidade da subestação em condição normal até 2005. Já na perda da maior
unidade há sobrecarga de 7% no atual transformador, que passa a 9% no ano
seguinte, até a operação comercial da UHE Barra Grande, que será conectada na
barra de 230 kV da SE Campos Novos. Esta situação temporária foi prevista no
parecer técnico que recomendou a expansão, devendo ser amenizada com a
utilização da fase reserva do novo banco, cuja instalação deve contar com
facilidades para a rápida substituição da unidade defeituosa. Para a perda do
transformador de menor capacidade, não há problemas de carregamento no
horizonte de estudo.
(c)
Para possibilitar melhor aproveitamento da expansão da transformação
525/230 kV da SE Campos Novos no atendimento ao oeste de Santa Catarina, é
recomendável a adequação do arranjo no setor 230/138 kV desta subestação,
com a individualização da proteção e disjuntores dos transformadores no
barramento de 138 kV, conforme indicado no item 7. Na configuração atual a
perda de dois transformadores que estão em paralelo no mesmo disjuntor de
138 kV, resultará em sobrecarga de 55% na unidade remanescente, na carga
pesada de inverno de 2003, chegando a 66% em 2005 na mesma condição.
Também é importante a complementação das saídas de linha de 138 kV e do
esquema de conexão das linhas de 138 kV de circuito que chegam na
subestação, hoje em derivação simples (tape).
(d)
Em setembro de 2003 entrará em operação a terceira unidade da UHE Quebra
Queixo, totalizando a capacidade instalada de 120 MW. Por sua localização esta
hidrelétrica contribuirá na melhoria das condições operativas do oeste de Santa
Catarina, tanto no controle de tensão no nível de 138 kV, como no alívio do
carregamento da transformação 230/138 kV da SE Xanxerê, que será expandida
com a substituição de um transformador de 84 MVA por uma unidade de
150 MVA. Para melhorar a confiabilidade, é recomendado que esta expansão seja
ONS
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acompanhada da individualização do comando e proteção das unidades 3 e 4,
que atualmente estão em paralelo no mesmo disjuntor. Na perda da unidade de
150 MVA em 2005 volta a ocorrer sobrecarga de 14% no transformador de menor
capacidade.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
Desenvolver estudos para detalhamento da compensação reativa a ser instalada na
Rede Básica área da área leste de Santa Catarina e do Paraná (ONS/
Copel/Celesc/Eletrosul).
Definir um programa de compensação reativa na distribuição, para correção do fator
de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira com a Rede
Básica, no leste e no oeste de Santa Catarina (CELESC).
2.
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
PARANÁ
ONS
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3.2.3 Paraná
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema de 525 kV que atende ao Estado do Paraná interliga-se ao tronco de 750 kV
de Itaipu na subestação de Ivaiporã. Desta subestação partem três linhas de 525 kV,
para as hidrelétricas de Salto Santiago e Gov. Bento Munhoz, no Rio Iguaçu, e para a
subestação de Londrina (Eletrosul), 525/230 kV,que constitui o principal ponto de
atendimento ao norte do Paraná.
Da SE Londrina (Eletrosul) 525/230 kV saem linhas em 230 kV para as subestações de
Ibiporã, Figueira, Apucarana e Maringá, por meio de uma extensa malha de distribuição
de 138 kV. Uma parcela menor do intercâmbio de energia com a Região Sudeste é
realizada por meio de linhas de 230 kV que interligam três subestações da área norte do
Estado (Maringá, Londrina (Copel) e Figueira) às subestações de Assis e Chavantes, na
fronteira de São Paulo.
A LT 230 kV Salto Osório – Campo Mourão, interliga a área norte do Paraná com a UHE
Salto Osório. Desta usina saem mais quatro linhas de 230 kV, para as subestações de
Areia, Pato Branco e Cascavel. Esta subestação conecta-se à SE Cascavel Oeste,
525/230 kV – 600 MVA, que é ponto de recepção da geração da UHE Salto Caxias e
principal pólo de atendimento à área oeste do Paraná, juntamente com a UHE Salto
Osório.
Da UHE Gov. Bento Munhoz saem duas linhas de 525 kV para as subestações de
Bateias (672 MVA) e Curitiba (2x 672 MVA), que atendem a área metropolitana de
Curitiba, onde se concentra a maior parte do consumo industrial do Paraná.O principal
centro de carga do Estado é atendido em 230 kV pela UHE Gov. Parigot de Souza e por
seis subestações de 230/69 kV, que se interligam, formando um anel de 230 kV em torno
da área metropolitana.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Depois da expansão da interligação com o Sudeste, a partir do primeiro semestre de
2003, há risco de se impor restrições ao intercâmbio de energia com o Sudeste por
deficiências no próprio sistema de transmissão da região Sul, face à severidade das
condições operativas em contingências nas linhas de 525 kV e as limitações dos
recursos operativos disponíveis para contorná-las. Os elementos mais solicitados em
condição normal de operação e em contingências nas linhas que integram as usinas do
Rio Iguaçu, são a LT Segredo – Areia, a LT Salto Santiago – Ivaiporã, o transformador
da SE Cascavel Oeste e a LT Machadinho – Campos Novos. Estes problemas são
suprimidos quando a duplicação da LT Salto Santiago - Ivaiporã é implantada juntamente
com a duplicação da LT Machadinho – Campos Novos. O reforço isolado de um dos
elementos afetados não é suficiente para proporcionar o atendimento ao critério de
primeira contingência em toda a malha de 525 kV.
A duplicação do transformador da SE Cascavel Oeste suprimirá sobrecargas no atual
transformador em face de contingências na rede de 525 kV, bem como sobrecargas na
rede de 230 kV do oeste do Paraná decorrentes da perda da unidade existente. Com o
ONS
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mesmo objetivo é necessário o lançamento do segundo circuito do circuito duplo da
LT230 kV Cascavel Oeste – Cascavel, bem como o reforço da LT 230 kV Salto Osório –
Campo Mourão, cuja viabilidade técnica ainda depende de confirmação. A implantação
destas obras não elimina a necessidade de alívio de geração na UHE Caxias para a
perda da LT 525 kV Salto Santiago – Salto Caxias, mas permite atenuar a restrição de
despacho.
A perda da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina (Eletrosul) resulta em degradação da tensão e
sobrecargas na rede de 230 kV do norte do Paraná, para qualquer condição de
intercâmbio com o Sudeste, ratificando-se a necessidade de uma solução estrutural para
o atendimento ao norte do Paraná, em face desta contingência, já apontada no PAR
2002 -2004. Este assunto deverá ser objeto de estudo específico em conjunto com o
CCPE.
O seccionamento da LT 230 kV Maringá – Assis na SE Londrina (Eletrosul) 525/230 kV,
melhora o controle de tensão em condição normal e contingências na Rede Básica do
norte do Paraná, principalmente na área de influência da SE Maringá. Este reforço
possibilita ainda eliminar sobrecargas em contingências nas linhas de 230 kV desta área,
juntamente com o lançamento do segundo circuito da LT 230 kV Londrina (Eletrosul) –
Ibiporã, circuito duplo. Entretanto, a implantação dos reforços no sistema de 230 kV não
suprime a necessidade de um programa de compensação reativa na área norte do
Paraná, visando melhorar as condições de desempenho na rede de distribuição.
RELAÇÃO DAS OBRAS
!
A tabela a seguir resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica previstas
para o Estado do Paraná.
Tabela 3.3 – Obras na Rede Básica no Estado do Paraná
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Campo Comprido – Umbará
seccionamento para SE Cidade Industrial de
Curitiba – circuito duplo, 230 kV
Autorizada à COPEL
Prazo contratual: NOV/2001
Previsão para operação: DEZ/2003
LT 230 kV Jaguariaíva-Bateias, circuito
simples, 137 km
Obra licitada, em construção pela
COPEL
Prazo contratual: FEV/2003
Previsão para operação: ABR/2003
LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã
substituição de seccionadora em Salto
Santiago e Ivaiporã
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: 2002
LT 525 kV Salto Segredo - Areia
substituição de seccionadora em Areia
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: 2002
LT 230 kV Apucarana – Londrina (Eletrosul)
ajuste ou troca de TC em Apucarana
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: 2002
ONS
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã C2,
circuito simples, 167 km
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: JUN/2003
LT 230 kV Maringá – Assis, seccionamento
em Londrina (Eletrosul), circuito duplo,
2x23 km
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: JUN/2003
LT 230 kV Londrina (Eletrosul)– Ibiporã C2,
circuito duplo, lançamento do 2º circuito,
20,3 km
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: JUN/2003
LT 230 kV Cascavel – Cascavel Oeste C3,
circuito duplo, lançamento do 2º circuito,
11,3 km
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: JUN/2003
LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara,
circuito simples, 400 km, com compensação
série de 50% em Araraquara
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: DEZ/2004
LT 525 kV Ivaiporã – Londrina C2, circuito
simples, 120 km
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: DEZ/2004
SE Areia
reencabeçamento da linha 525 kV para Salto
Segredo
Autorizado à ELETROSUL
Prazo contratual: OUT/2002
Previsão para operação: OUT/2002
SE Gralha Azul
nova subestação 230 kV e conexões às SEs
Campo Comprido e Umbará
Autorizada à COPEL
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUN/2002
SE Cidade Industrial de Curitiba
nova SE, 230 kV
Autorizada à COPEL
Prazo contratual: JAN/2002
Previsão para operação: DEZ/2003
SE Areia
unidade reserva do banco de
autotransformadores existente, 525/230 kV,
224 MVA
Concessão em análise pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
SE Curitiba
conexão para reator 1-150 Mvar, 525 kV
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: 2002
SE Londrina (Eletrosul)
instalação de disjuntores para o TR
525/230 kV (esquema disjuntor e meio)
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: 2002
SE Ivaiporã
instalação de sistema de transferência para
substituição de fase reserva dos bancos de
autotransformadores AT01 e AT02 –
750/500/69 kV - 1.650 MVA
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: 2002
ONS
PAR 2003-2005
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE Ivaiporã
3º banco de autotransformadores
750/500/69 kV, 1.650 MVA
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: JUN/2003
SE Cascavel Oeste
2º banco de autotransformadores 525/230 kV,
600 MVA
Concessão em análise pela ANEEL
Data de necessidade: JUN/2003
SE Bateias
2º banco de autotransformadores 525/230 kV,
600 MVA
Obra nova, proposta neste PAR.
Data de necessidade: JUN/2003
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Sistema de 525 kV
!
(a)
As condições operativas da malha de 525 kV da Região Sul mostram influência
direta dos níveis de intercâmbio praticados com a Região Sudeste. Os atuais
níveis de fornecimento do Sul para o Sudeste, de 2.600 MW em carga pesada e
média, somente são factíveis devido aos esquemas de corte de geração
implantados nas usinas do Rio Iguaçu, para fazer frente a contingências nas
linhas de 525 kV. Há programação para corte de quatro máquinas na UHE Salto
Santiago no caso da perda da LT Ivaiporã – Salto Santiago, quatro máquinas na
UHE Salto Segredo na perda da LT Areia – Segredo, e corte de duas ou quatro
máquinas na UHE Gov. Bento Munhoz na perda da LT Ivaiporã – Areia.
Considerando a evolução das condições operativas visualizadas para o horizonte
deste PAR, torna-se difícil antecipar a efetividade destes esquemas de corte de
geração face à severidade das emergências na rede de 525 kV, havendo risco de
se impor uma limitação do intercâmbio com o Sudeste por deficiências no sistema
da região Sul.
Depois da expansão da interligação com o Sudeste, a partir do primeiro semestre
de 2003, as linhas que se mostram mais carregadas em condição normal de
operação são a LT Segredo – Areia (capacidade operativa de 2.400 A, no CPST)
e a LT Salto Santiago – Ivaiporã (capacidade operativa de 2.182 A). Para
intercâmbio Sul – Sudeste de 3.000 MW, a perda da LT Salto Santiago - Ivaiporã
provoca sobrecarga na LT Segredo – Areia, na carga pesada e média, em todo os
casos analisados. Esta sobrecarga fica entre 28% em junho de 2003 e 34% em
junho de 2005. Nesta contingência o transformador da SE Cascavel Oeste,
600 MVA, 525/230 kV, também apresenta sobrecarga, que é mais pronunciada na
carga pesada de inverno, passando de 24% em 2003, a 34% em 2004 e 33% em
2005, ocorrendo ainda superação da capacidade operativa da LT Machadinho Campos Novos nos dois anos finais do período.
Os estudos em andamento no planejamento setorial apontam Londrina como o
ponto a partir do qual se dará a expansão da interligação com a Região Sudeste,
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PAR 2003-2005
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bem como a duplicação da LT Salto Santiago – Ivaiporã, para reforço do sistema
de 525 kV que integra as usinas do Rio Iguaçu. Ao simular a duplicação desta
linha observa-se que persistem situações de sobrecarga na LT Machadinho Campos Novos, quando da indisponibilidade da LT Segredo - Areia. Estes
problemas são suprimidos quando esta ampliação é implantada juntamente com a
duplicação da LT Machadinho – Campos Novos. A duplicação isolada de um dos
elementos afetados não é suficiente para proporcionar o atendimento ao critério
de primeira contingência em toda a malha de 525 kV.
(b)
Em situações de intercâmbio Sul-Sudeste em torno de 3.000 MW, a
indisponibilidade da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina resulta em tensões da ordem
de 85% na rede de 230 kV do norte do Paraná, notadamente em Londrina,
Apucarana, Maringá e Campo Mourão, e causa sobrecargas na LT 230 kV Salto
Osório – Campo Mourão (limite do CPST de 218 MVA), na carga pesada e média,
crescendo de 32% na carga pesada de junho de 2003 a 48% em junho de 2004 e
55% em 2005. Esta contingência também provoca sobrecarga na LT 230 kV Areia
– Ponta Grossa Norte, depois do seccionamento desta linha para conexão da SE
Irati, 230/138 kV, subestação que a Copel tenciona implantar para resolver
problemas de suporte de tensão na rede de 138 kV local. Na carga pesada de
junho de 2004 há superação da capacidade da LT Areia – Irati em 32% nesta
contingência, chegando a 42% em 2005.
(c)
Com intercâmbio Sudeste-Sul de 3.000 MW, a perda da LT 525 kV Ivaiporã –
Londrina também afeta as tensões da malha de 230 kV do norte do Paraná e
causa elevadas sobrecargas no transformador 440/230 kV – 336 MVA da SE
Assis. Cabe ressaltar que neste cenário de intercâmbio ocorre ultrapassagem da
capacidade nominal do transformador de Assis em condição normal de operação,
ao longo do período analisado, ficando em alguns casos próximo a 120%. Já na
indisponibilidade da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina o carregamento neste
transformador chega a ultrapassar em 60% a sua capacidade nominal na carga
pesada de junho de 2003, atingindo 66% de sobrecarga em junho de 2004 e 80%
em 2005. As interligações em 138 kV com o Sudeste, em Andirá e Loanda,
também ficam sobrecarregadas nesta contingência.
Os valores expressam a gravidade desta contingência. Ainda que, como medida
corretiva, seja recomendada a redução do recebimento pelo Sul, no pós-falta
haverá risco de atuação indevida da proteção devido à degradação do perfil de
tensões na rede de 230 kV.
Persiste, portanto, a necessidade de uma solução estrutural para o atendimento
ao norte do Paraná, considerando a contingência da LT 525 kV Ivaiporã –
Londrina, já apontada no PAR 2002 –2004.
A instalação da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina C2, além da LT 500 kV Londrina –
Assis – Araraquara, com transformação 500/440 kV na SE Assis, eliminam os
problemas citados. Observa-se, no entanto, que para o transformador 440/230 kV
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PAR 2003-2005
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de Assis persistem sobrecargas quando da contingência do trecho em 500 kV
entre Londrina – Assis na condição de fluxo elevado do Sudeste para o Sul.
Cabe ressaltar que a instalação do segundo circuito entre Ivaiporã e Londrina
ainda está sendo analisada pelo CCPE, sob uma perspectiva de longo prazo.
Área Norte
(a)
Com o crescimento da carga atendida pela SE Maringá, 230/138 kV, que atinge
370 MW em 2005, a tensão na barra de 230 kV desta subestação decresce de
96% em 2003, para 93% em 2004 e 2005, em condição normal de operação. Na
perda da LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Apucarana, a tensão nas subestações
de Maringá, Apucarana e Campo Mourão fica abaixo de 89% em 2003 e 2004.
Ao se considerar nas simulações o seccionamento da LT 230 kV Maringá – Assis
na SE Londrina (Eletrosul) 525/230 kV, em circuito duplo, 23 km, verifica-se um
ganho em torno de 2% na tensão em condição normal de operação e de 5% na
perda da Londrina (Eletrosul) – Apucarana, possibilitando atender ao critério de
tensão mínima de 2003 a 2005, em condição normal e contingência.
Adicionalmente, este seccionamento elimina a sobrecarga residual em condição
normal de operação na LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Ibiporã (limite CPST de
227MVA) em 2004 e 2005 na carga pesada de inverno. Na perda da LT 230 kV
Londrina (Eletrosul) – Apucarana, o seccionamento reduz em cerca de 60 MVA o
carregamento da LT 230 kV Londrina (Copel) – Londrina (Eletrosul), cuja
capacidade operativa é 319 MVA. Esta redução é suficiente para suprimir a
sobrecarga constatada nesta linha em 2003, para o cenário de exportação de
3.000 MW.
(b)
A condição esperada para as linhas de 230 kV que interligam as duas subestações
da área de Londrina e estas às subestações de Ibiporã, Apucarana e Assis é de
carregamento elevado para cenários que explorem os limites de exportação ou de
importação de energia.
A LT 230 kV Londrina – Ibiporã atinge carregamento em torno de 95% de sua
capacidade operativa (227 MVA), na condição normal de operação, em 2005. Há
superação da capacidade operativa desta linha na perda da LT 230 kV Londrina
(Eletrosul) – Londrina (Copel), que cresce de 25% em 2003 a 27% em 2004 e
31% em 2005. Esta linha também apresenta sobrecarga de 20% na perda da LT
230 kV Londrina (Eletrosul) – Apucarana em 2005. Já a perda da própria LT
Londrina (Eletrosul) – Ibiporã provoca sobrecarga da ordem de 15%, de 2003 a
2005, na LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Londrina (Copel). Cabe observar que
estas emergências também implicam em sobrecargas na rede de 138 kV.
Estes resultados referem-se à simulação do patamar de carga pesada de inverno,
considerando o cenário de exportação de 3.000 MW para a região Sudeste.
Também foi feita análise de sensibilidade para importação de 3.000 MW, em 2005
em que se confirma a validade destas constatações. Em todas as simulações foi
considerado o seccionamento da LT 230 kV Assis – Maringá na SE Londrina
(Eletrosul), conforme já citado.
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A solução indicada pelo planejamento da expansão é o lançamento do segundo
circuito da LT 230 kV Londrina (Eletrosul) - Ibiporã, que foi construída em torre de
circuito duplo. Esta obra elimina todas as sobrecargas nas linhas de 230 kV nas
contingências anteriormente simuladas. Entretanto com a duplicação aumenta o
carregamento nos transformadores 230/138 kV da SE Ibiporã (2x150 MVA),
chegando a sobrecarga até 37% na perda da LT 230 kV Londrina (Eletrosul) –
Londrina (Copel), na carga pesada de inverno de 2004 e 2005. Nesta
contingência também são observados carregamentos elevados na rede de 138 kV
que interliga Ibiporã a Londrina (Eletrosul) e a Apucarana, formando um caminho
paralelo com as linhas de 230 kV.
(c)
A implantação dos reforços no sistema de 230 kV não suprime a necessidade de
um programa de compensação reativa na área norte do Paraná, visando melhorar
as condições de desempenho na rede de distribuição, cujas deficiências se
refletem nos pontos de conexão com a Rede Básica. Observa-se que o fator de
potência no secundário da SE Maringá mantém-se abaixo de 90%, na carga
pesada de inverno, em todo o período de análise. Para correção do fator de
potência para 95%, estima-se compensação de 25 Mvar em 2003, acrescidos de
20 Mvar em 2004. Ressalte-se que devido à topologia em anel da rede de 138 kV,
o fator de potência é bastante dependente do intercâmbio praticado, cabendo um
estudo detalhado para a adequada localização e dimensionamento da
compensação na distribuição.
Área Oeste
(a)
As duas fontes que influenciam mais diretamente a área oeste do Paraná, Salto
Caxias e Salto Osório, são despachadas em 95% de sua capacidade instalada,
no cenário de exportação de 3.000 MW do Sul para o Sudeste. Nesta condição a
LT 525 kV Salto Santiago – Salto Caxias apresenta, em média, carregamento de
600 MVA, em condição normal de operação no horizonte de estudo. A mesma
linha apresenta carregamento reduzido, em torno de 150 MVA, para importação
pela região Sul de 3.000 MW. Na perda da LT 525 kV Salto Santiago – Salto
Caxias, a UHE Salto Caxias ficará conectada radialmente à SE Cascavel Oeste,
525/230 kV, e toda a geração da hidrelétrica é direcionada pelo transformador de
600 MVA da subestação, para a rede de 230 kV da área oeste do Paraná.
Para eliminar as sobrecargas no transformador da SE Cascavel Oeste, nesta
indisponibilidade, é preciso reduzir o despacho da UHE Salto Caxias de cerca de
620 MW entre 2003 e 2005.
Também há superação da capacidade operativa do transformador da SE
Cascavel Oeste na perda da LT 525 kV Segredo – Areia, que é de 5% em junho
de 2003 a 6% em junho de 2004. Em 2005 a sobrecarga é de 9% nesta
contingência, já considerando a duplicação das linhas Ivaiporã – Salto Santiago e
Machadinho – Campos Novos. Já a perda do próprio transformador causa
sobrecarga nas linhas de 230 kV entre Salto Osório e Cascavel, que na carga
pesada de junho de 2003 atinge 16%, chegando a 22% em 2004 e 24% em 2005.
ONS
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Considerando a duplicação do transformador da SE Cascavel Oeste, persiste a
necessidade de reduzir Salto Caxias de 450 MW em 2003 e de 600 MW em 2004
e 2005, para suprimir as sobrecargas nos circuitos de 230 kV, resultantes da
perda da LT Salto Santiago – Salto Caxias.
O trecho de 230 kV que fica mais carregado são as duas linhas de 230 kV entre
Cascavel Oeste e Cascavel, que nesta contingência apresentam sobrecarga de
71%, 72% e 66% sobre o limite de CPST (245 MVA e 286 MVA, para cada um
dos dois circuitos).
Na situação de exportação de 3.000 MW do Sul para o Sudeste, na carga pesada
de inverno, a perda de uma destas linhas provoca no circuito restante
sobrecargas de 39% em 2003, 56% em 2004, e 42% em 2005. Para intercâmbios
Sudeste-Sul a mesma contingência provoca na linha remanescente sobrecargas
de 48% em 2003, 62% em 2004 e 50% em 2005. Uma destas linhas é de circuito
simples e a outra de circuito duplo, na qual foi implantado inicialmente apenas um
dos circuitos. Com o lançamento do segundo circuito desta linha são eliminadas
as sobrecargas.
(b)
Com três circuitos entre a SE Cascavel Oeste e a SE Cascavel, o corte de
geração na UHE Salto Caxias na perda da LT Salto Caxias – Salto Santiago
reduz-se para 300 MW em 2003, e 500 MW em 2004 e 2005. O novo ponto de
estrangulamento passa para as duas linhas de 230 kV entre Salto Osório e
Campo Mourão, que apresentam sobrecarga de 20% (capacidade operativa de
218 MVA em cada circuito).
A LT Salto Osório – Campo Mourão mostra-se bastante solicitada também em
outras situações operativas. Na mesma condição de intercâmbio, os dois circuitos
apresentam em condição normal de operação carregamentos próximos à sua
capacidade operativa (218 MVA, limite do condutor para a condição verão/dia). O
carregamento por circuito na carga pesada de junho é de 193 MVA em 2003,
215 MVA em 2004 e 218 MVA em 2005. Quando da saída de um dos circuitos
desta linha o restante é submetido a carregamentos crescentes: 260 MVA em
2003, 285 MVA em 2004 e 288 MVA em 2005. A solução para este problema não
está consolidada, dependendo ainda da confirmação da viabilidade técnica de
recapacitação desta linha.
(c)
Mesmo admitindo resolvido este problema, observa-se que o gargalo voltaria aos
três circuitos entre Cascavel Oeste e Cascavel, mas neste caso o corte de
geração em Caxias poderia ser reduzido para 200 MW em 2003, 300 MW em
2004 e 250 MW em 2005. Portanto a duplicação do transformador da SE
Cascavel Oeste e os reforços na rede de 230 kV não eliminam a necessidade de
alívio de geração na UHE Caxias para a perda da LT 525 kV Salto Santiago –
Salto Caxias, mas permitem atenuar a restrição de despacho.
Área Metropolitana de Curitiba
(a)
ONS
Depois da entrada em operação da LT 500 kV Ibiúna - Bateias, no primeiro
semestre de 2003, acentua-se o carregamento nas linhas de 525 kV entre as
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usinas do Rio Iguaçu e a área de Curitiba, com tendência de abaixamento do
perfil de tensão na Rede Básica, para cenários de geração que impliquem em
exportação de 3.000 MW pela Região Sul. Compromete ainda mais esta condição
a presença de dois reatores fixos de 150 Mvar no terminal da nova interligação na
SE Bateias, bem como o elevado consumo de potência reativa no sistema de
distribuição da área metropolitana de Curitiba, que se reflete no baixo fator de
potência nas subestações de 230/69 kV.
A Copel tem prevista para 2005 a instalação de 150 Mvar de capacitores,
distribuídos em bancos de 30 Mvar no secundário das subestações de Umbará,
Pilarzinho, Uberaba, Cidade Industrial de Curitiba e Santa Mônica. Entretanto as
simulações indicam a necessidade de 50 Mvar em 2003, 60 Mvar em 2004 e
110 Mvar em 2005. Isto representa uma antecipação parcial do programado pela
Copel, bem como a complementação de 70 Mvar ao montante previsto para o
final do período. Estes requisitos de compensação foram dimensionados de
maneira a corrigir o fator de potência no secundário das subestações de fronteira
com a Rede Básica para 0,95, mantendo a tensão nestes barramentos em 100%.
(b)
ONS
O carregamento do autotransformador de 600 MVA, 525/230 kV da SE Bateias
apresenta-se dentro da capacidade nominal em condição normal de operação, em
todo o período analisado, tanto para fornecimento de 3.000 MW do Sul para o
Sudeste, como para recebimentos da mesma ordem, pelo Sul. Nesta última
condição de intercâmbio, a indisponibilidade total da UTE Araucária ou até
mesmo baixos despachos nesta usina provocam sobrecarga acima de 15% no
autotransformador de Bateias e ultrapassagem residual da capacidade operativa
do circuito de menor impedância das três linhas de 230 kV entre Bateias e Campo
Comprido, em todo o período. Além disso, se o reduzido despacho na UTE
Araucária estiver combinado com situações hidrológicas desfavoráveis na UHE
Governador Parigot de Souza, essa sobrecarga poderá ser observada para
intercâmbios inferiores a 3.000 MW. A perda da LT 525 kV Bateias – Curitiba,
também na condição de intercâmbio Sudeste – Sul de 3.000 MW, resulta em
carregamento superior a 150% no autotransformador de 600 MVA da SE Bateias.
Esta sobrecarga provocaria abertura instantânea do transformador, resultando em
afundamento de tensão na região metropolitana de Curitiba, com tensões abaixo
de 70% na rede de 230 kV, e subseqüente corte de carga na distribuição. Quando
simulada a duplicação do autotransformador, verifica-se que a mesma
contingência causa carregamentos elevados nos dois circuitos de maior
capacidade que interligam as subestações de Bateias e Campo Comprido,
chegando acima de 53% da capacidade operativa do terceiro circuito, de menor
capacidade, durante todo o período analisado. Portanto a duplicação do
transformador de Bateias deve ser acompanhada de uma solução para as
restrições constatadas na rede de 230 kV, para o que a Copel propõe a
recapacitação dos três circuitos entre Bateias e Campo Comprido.
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(c)
A operação comercial da UTE Araucária (480 MW) está prevista para o segundo
semestre de 2002. De acordo com o parecer de acesso, esta usina será
conectada à Rede Básica na SE Gralha Azul, na qual também é prevista a
conexão do consumidor CISA. A SE Gralha Azul ficará ligada diretamente à SE
Campo Comprido e à SE Campo Assobio por meio de um novo trecho de linha de
230 kV em circuito duplo, entre a SE Gralha Azul e a SE Umbará. Desta linha um
dos circuitos será ligado à LT Umbará - Campo Comprido e o outro à SE Campo
do Assobio, que será desconectada da SE Umbará. Com a entrada em operação
da SE Cidade Industrial de Curitiba, reprogramada pela COPEL de dezembro de
2001 para julho de 2003, a LT Campo Comprido – Gralha Azul será seccionada
para entrada da nova subestação.
Com a UTE Araucária despachando 470 MW e o consumidor CISA com 21 MW, o
fluxo entre Gralha Azul e Campo do Assobio fica entre 200 e 220 MW em
condição normal de operação, na carga média e pesada de junho de 2003.
Depois da entrada da SE Cidade Industrial e do aumento da carga do consumidor
CISA para 32 MW, o carregamento entre Gralha Azul e Campo do Assobio fica
entre 180 e 210 MW em junho de 2004, nos mesmos patamares de carga. Estes
níveis de carregamento são compatíveis com a capacidade da LT 230 kV Umbará
– Uberaba, circuito duplo, cuja recapacitação está sendo concluída, conforme
informado pela COPEL. Todavia a indisponibilidade da LT 230 kV Gralha Azul –
Campo Comprido resulta em carregamento de 452 MVA no trecho Gralha Azul –
Campo do Assobio, na carga pesada de junho de 2003. Nesta situação a
sobrecarga nesta linha só poderá ser evitada reduzindo a geração na UTE
Araucária. A solução proposta originalmente pela COPEL, que previa um
esquema de chaveamento do circuito Gralha Azul - Campo do Assobio na SE
Umbará, mostrou-se ineficaz nas avaliações recentes pois, além dos esforços
sobre os eixos das unidades geradoras provocados pela manobra, depois do
chaveamento ocorre elevada concentração de fluxo no circuito Umbará-Uberaba.
A iminente entrada da térmica torna urgente o equacionamento deste problema. A
revisão do parecer de acesso, já está em andamento, juntamente com os estudos
pré-operacionais. Os resultados das análises já disponíveis mostram que seria
adequada a substituição do esquema de chaveamento pela implantação de uma
nova entrada de linha na SE Umbará, para conexão permanente da linha
proveniente da SE Gralha Azul nesta subestação, bem como o aumento da
capacidade da LT 230 kV Umbará – Uberaba. Com estas medidas haverá um
ganho importante na redução de eventuais restrições de despacho da UTE
Araucária em contingência, até que seja concretizada a expansão da Rede Básica
na área de Curitiba, ainda a ser definida pelo CCPE.
(d)
ONS
Efetivada a recapacitação da LT 230 kV Pilarzinho – Campo Comprido, no
primeiro semestre de 2002, sua capacidade operativa passa para 276 MVA. Nas
simulações para o período 2003-2004 o carregamento nesta linha em condição
normal de operação mantém – se elevado na carga pesada e intermediária,
aumentando com o despacho reduzido da UHE Gov. Parigot de Souza, do qual
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depende diretamente. Esta tendência se agrava na perda da LT Pilarzinho – Gov.
Parigot de Souza, com sobrecargas residuais (1% a 3%) na carga pesada de
junho de 2003, na condição de intercâmbio Sul – Sudeste de 3.000 MW. Em
2004 acentua-se o carregamento em condição normal na LT Pilarzinho – Campo
Comprido, devido a mudanças de configuração e redistribuição de cargas na área
de Curitiba, entre as quais a entrada da SE Santa Mônica, que se conectará à
Rede Básica seccionando a LT Pilarzinho - Parigot de Souza, conforme previsão
da Copel. O problema persiste mesmo quando se considera uma nova linha de
230 kV entre esta subestação e a SE Distrito São José dos Pinhais, conforme
proposto pela Copel, indicando a necessidade de reavaliação da expansão do
anel de 230 kV da área metropolitana de Curitiba sob uma ótica de longo prazo.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
Definir um programa de compensação reativa na distribuição, para correção do fator
de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira com a Rede
Básica, na área metropolitana de Curitiba, norte e oeste do Paraná (COPEL).
Realizar estudo específico para verificar a solução para atendimento ao norte do
Paraná (CCPE/ONS).
Analisar a viabilidade de recapacitação da linha de transmissão Salto Osório –
Campo Mourão 230 kV (ELETROSUL).
Analisar a viabilidade de recapacitação das linhas de transmissão de 230 kV entre
Bateias e Campo Comprido (COPEL).
Realizar estudo específico para verificar a solução para atendimento à área
metropolitana de Curitiba, incluindo a revisão das condições de acesso da UTE
Araucária (COPEL/ONS).
2.
3.
4.
5.
ONS
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
MATO GROSSO DO SUL
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3.2.4 Mato Grosso do Sul
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
A Rede Básica que atende ao Mato Grosso do Sul é constituída por duas linhas de
230 kV. A primeira conecta a SE Guaíra, na fronteira do Paraná, com a SE Dourados
230/138 kV, 2x75 MVA, no sul do Estado. A segunda interliga esta subestação com a SE
Anastácio, 230/138 kV, 75 MVA, que se conecta à rede de 138 kV na SE Aquidauana, no
oeste do Mato Grosso do Sul. O restante do sistema é constituído por linhas de 138 kV e
subestações distribuidoras nesta tensão. Duas linhas de circuito duplo de 138 kV
chegam a Campo Grande provenientes da UHE Jupiá, na fronteira com São Paulo, e
uma linha nesta tensão provém da UHE Rosana, em São Paulo, chegando até a
subestação de Dourados. A SE Imbirussu, em Campo Grande, interliga-se em 138 kV
com a subestação de Aquidauana. O oeste do Mato Grosso é atendido por uma linha
radial em circuito duplo de 138 kV que, partindo da SE Aquidauana se conecta a Miranda
e daí a Corumbá.
Os principais centros de carga do Estado estão localizados na capital do Estado, Campo
Grande, em Dourados, na área sul e Corumbá, no oeste. Pequena parte do mercado é
atendida por geração local, em que se destacam a UHE Mimoso (30 MW) e a UTE
William Arjona (3 X 35 MW), que é integrada em 138 kV à SE Imbirussu, junto à cidade
de Campo Grande. O restante da demanda é atendido por geração externa ao Estado.
Como a transmissão do Mato Grosso do Sul fecha um elo fraco de interligação entre o
oeste do Paraná e São Paulo, o carregamento nas linhas 230 kV, nos transformadores
de 230/138 kV das subestações de Dourados e Anastácio e nas linhas de 138 kV entre
Dourados, Campo Grande e Jupiá depende não apenas das solicitações do mercado
local, mas também das condições de intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste e do
nível de geração local, conectada à rede de 138 kV.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Com a geração agregada pelas duas novas unidades da UTE William Arjona,
adicionando 72 MW em 2002, a entrada de 176 MW de geração em Corumbá em 2002 e
a operação da UTE Campo Grande, 240 MW, no início de 2004, as condições de
atendimento ao Mato Grosso do Sul ficam equacionadas até 2005.
Como todas as novas fontes serão conectadas à rede de 138 kV da Enersul, as
expansões necessárias para sua integração ocorrerão em instalações de
responsabilidade da distribuidora. Destas mostra-se mais urgente a implantação do
segundo transformador de 75 MVA da SE Anastácio 230/138 kV, por não existirem
alternativas de curto prazo que permitam contornar sobrecargas na unidade existente, a
não ser a restrição de despacho nas térmicas que serão integradas ao sistema de
138 kV.
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!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as ampliações e os reforços na Rede Básica previstas para o
Estado do Mato Grosso do Sul.
Tabela 3.4 – Obras na Rede Básica no Estado do Mato Grosso do Sul
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Dourados
Conexão para reator da LT 230 kV para
Guaíra
SITUAÇÃO ATUAL
Concessão em análise pela ANEEL
Data de necessidade: 2002
!
CONDIÇÕES DE DESEMPENHO
(a)
A quarta e quinta unidade da UTE William Arjona entram em operação no
primeiro semestre de 2002, acrescendo 72 MW aos 108 MW já instalados nesta
térmica. No segundo semestre está prevista a conexão da UTE Termocorumbá,
de 88 MW e a importação de 88 MW da Bolívia, proveniente da UTE San Marcos.
As duas novas térmicas serão conectadas em 138 kV à SE Corumbá.
Para a entrada das duas máquinas adicionais da UTE William Arjona não há
necessidade de expansão do sistema de 138 kV. Mas quando esta geração se
soma à entrada da UTE Termocorumbá, é necessário o fechamento de uma linha
de 138 kV entre a SE José Abrão e a SE Centro, no norte da área urbana da
cidade de Campo Grande.
(b)
O atual sistema de transmissão de 138 kV da área de Corumbá comporta o
escoamento de 176 MW de geração em condição normal de operação, sendo
necessária a atuação de um esquema de corte automático de geração para
reduzir o carregamento a 120 MW, no caso de perda de um dos circuitos de
138 kV da LT Corumbá – Aquidauana. Para transportar o mesmo montante de
geração sem restrições operativas em contingência, de acordo com o estudo das
térmicas do PPT seria necessária a construção de uma nova linha entre Corumbá
e Aquidauana. Devido às dificuldades físicas e ambientais associadas à execução
desta obra, a Enersul estima que levará três anos para entrar em operação, dos
quais um ano para obtenção do licenciamento ambiental. Portanto até 2005 será
preciso manter o esquema de corte de geração das térmicas conectadas à SE
Corumbá, em contingência.
(c)
Com a geração agregada ao sistema de 138 kV pelas duas novas unidades da
UTE William Arjona o carregamento no transformador 230/138 kV da SE
Anastácio mantém-se abaixo da capacidade nominal, 75 MVA, tanto para
intercâmbio Sul-Sudeste (de 2.000 MW) como para intercâmbio do Sudeste para
o Sul (3.000 MW). Considerando a redução do despacho da UTE Arjona, este
transformador poderá ficar submetido a carregamentos da ordem de 90 MVA em
carga pesada e média, na condição de intercâmbio do Sul para o Sudeste. Depois
ONS
PAR 2003-2005
179 / 478
da entrada das novas térmicas na área de Corumbá ocorre inversão de fluxo
neste transformador, chegando à sobrecarga em condição normal de operação a
partir da entrada da UTE San Marcos. Para evitar sobrecarga de 25% em
dezembro de 2002, na carga média, para intercâmbio Sudeste - Sul de 3.000 MW,
será necessário limitar a geração em Corumbá a 140 MW, ou a 80 MW na UTE
William Arjona.
Os resultados acima são muito dependentes do cronograma de entrada das
novas térmicas previstas para o Mato Grosso do Sul e das condições de
intercâmbio. Qualquer reprogramação destas usinas tende a descarregar o
transformador da SE Anastácio quando o intercâmbio for do Sudeste para o Sul e
a carregá-lo quando for no sentido oposto, situação em que aumenta a
participação da transformação 230/138 kV no atendimento da carga mercado
local. Fica bem caracterizada a necessidade sistêmica de reforço desta
transformação, para prevenir incertezas futuras quanto ao despacho das térmicas
a gás existentes ou que venham a ser efetivamente implantadas e à variabilidade
das condições de intercâmbio, bem como as restrições operativas que seriam
impostas por uma indisponibilidade de longa duração da única unidade existente
na SE Anastácio, que não tem reserva local.
(d)
ONS
A instalação de um segundo transformador na SE Anastácio não estava prevista
no programa de investimentos de 2002 da Enersul, até a recente confirmação da
solicitação de acesso das novas térmicas. Para viabilizar a implantação deste
equipamento no início de 2003, foi avaliada a hipótese de sua implantação no
lugar do terceiro transformador da SE Dourados, que seria reprogramado para
2004, já que sua necessidade é determinada pelo atendimento da eventual
indisponibilidade de um dos dois transformadores existentes nesta subestação.
Com dois transformadores em cada subestação, nos casos de junho e agosto de
2003, verifica-se desempenho adequado em condições normais para qualquer
condição de intercâmbio. Entretanto na indisponibilidade de um dos
transformadores de Dourados, na condição de intercâmbio Sul-Sudeste, há
sobrecarga na unidade remanescente na carga pesada, que fica entre 30% e 60%
para transferências do Sul entre 1.000 e 3.800 MW. Isto implica numa restrição de
atendimento à carga na área de influência de Dourados de 50 a 100 MW em
contingência, dependendo do nível de intercâmbio. Na indisponibilidade de um
dos transformadores da SE Anastácio, para a condição de intercâmbio Sudeste Sul, será necessário limitar a geração de Corumbá em 80 MW. Com a entrada do
terceiro transformador de Dourados, em 2004, não se verificam mais sobrecargas
nesta subestação na perda de uma das unidades. O mesmo não ocorre na SE
Anastácio, na qual a indisponibilidade de um dos transformadores leva a 37% de
sobrecarga no remanescente, limitando em 95 MW o despacho das usinas da
área de Corumbá. Como a partir da entrada da nova linha entre Corumbá e
Aquidauana, em 2005, não será mais requerido corte de geração nestas térmicas
em contingência, para possibilitar confiabilidade compatível na SE Anastácio é
indicada a instalação do terceiro transformador desta subestação.
PAR 2003-2005
180 / 478
(e)
Para a entrada em operação da UTE Campo Grande, 240 MW, em dezembro de
2003, que será conectada em 138 kV diretamente na SE Imbirussú, serão
necessárias obras complementares no sistema de 138 kV da cidade de Campo
Grande. Deverá ser construída uma linha de 138 kV em circuito duplo entre a SE
José Abrão e a SE Campo Grande (Eletrosul). Serão recapacitados os dois
circuitos do elo central em toda sua extensão, entre a SE Imbirussú e a SE
Campo Grande (Eletrosul), e será lançada uma nova linha de 138 kV em circuito
duplo, entre a SE Imbirussú e o seccionamento da LT Campo Grande (Eletrosul) Sidrolândia.
(f)
Mesmo com estas expansões, há sobrecarga na LT 138 kV Imbirussú Sidrolândia - Maracajú, que chegará a 16% em condição normal, para intercâmbio
Sudeste - Sul de 4.300 MW na carga pesada, com despacho pleno das usinas do
Mato Grosso do Sul. Para eliminar esta sobrecarga é necessário reduzir a
geração das usinas de Campo Grande em 96 MW. A mesma linha mostra-se
sobrecarregada para intercâmbio Sul - Sudeste, em carga pesada e leve, na
perda da LT 230 kV Dourados - Anastácio. Este problema é resolvido com a
implantação de uma linha de 138 kV entre as subestações de Imbirussú e Rio
Brilhante, que estava programada pela Enersul para 2006, devendo ser
antecipada para 2004.
(g)
Na situação atual a perda da LT 230 kV Guaíra - Dourados reduz a capacidade
de atendimento ao Estado, levando a sobrecargas na linha de 138 kV entre
Rosana e Dourados e tensões abaixo de 90% na rede de 138 kV, ainda que se
considere a atuação de todos os recursos disponíveis de compensação. Já a
saída de operação da LT 230 kV Dourados - Anastácio ou do transformador da
SE Anastácio 230/138 kV reduzem a capacidade de atendimento ao oeste do
Mato Grosso do Sul. Estes problemas não se verificam depois da entrada em
operação das unidades 4 e 5 da UTE William Arjona e das térmicas da área de
Corumbá. Este resultado é confirmado mesmo quando considerada
simultaneamente a redução da geração em Corumbá a 88 MW em 2003 e a
indisponibilidade total da UTE Campo Grande em 2004 e 2005.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Avaliar a implantação da LT Corumbá – Aquidauana em 230 kV operando inicialmente
em 138 kV (ENERSUL).
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
RIO DE JANEIRO
ONS
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3.3
Região Sudeste
3.3.1 Rio de Janeiro
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema de transmissão que atende ao Estado do Rio de Janeiro é constituído por dois
troncos principais, um formado por dois circuitos de 345 kV e outro com tensão nominal
de 500 kV com quatro circuitos. Essas linhas de transmissão cortam ou têm sua origem
nos Estados vizinhos de Minas Gerais e São Paulo.
O sistema de 345 kV chega à subestação de Adrianópolis por onde segue para
Jacarepaguá e Campos. O sistema de 500 kV passa pela subestação de Cachoeira
Paulista, próxima à divisa do Estado, sendo que um dos três circuitos parte para Angra
dos Reis no litoral sul. Do complexo nuclear saem dois circuitos de 500 kV que se
dirigem às subestações terminais de Grajaú e São José. A partir de Cachoeira Paulista
seguem dois circuitos de 500 kV para a subestação de Adrianópolis localizada na
baixada fluminense, que se interliga por outros dois circuitos à São José e Grajaú. A
partir dessas subestações se realiza a distribuição de energia aos centros de carga do
Estado.
O sistema de 345 kV interliga esta área com as usinas do rio Grande, enquanto o de
500 kV, por onde transita cerca de 75% da potência transmitida à área, interliga-se com
o sistema de escoamento da usina de Itaipu 60 Hz e com o sistema em 500 kV oriundo
das usinas do rio Grande. Existe ainda uma linha de transmissão de 230 kV, circuito
simples, que interliga os Estados do Rio de Janeiro e São Paulo, que atravessa o vale
do Paraíba do Sul e se conecta à subestação de Nilo Peçanha.
A importação de energia elétrica pelo Estado do Rio de Janeiro por meio dos troncos de
transmissão mencionados atinge cerca de 35% do mercado desse Estado. A maior
parcela do mercado, cerca de 65%, é atendida pela geração localizada no próprio
Estado que é constituída por usinas hidrelétricas com cerca de 1.135 MW de capacidade
e por usinas térmicas a óleo, gás e nuclear da ordem de 3.356 MW instalados.
Em termos de desempenho elétrico, o Estado pode ser dividido em seis áreas:
metropolitana, zona oeste, baixada fluminense, Niterói, norte fluminense e sul do Estado.
A área metropolitana da cidade do Rio de Janeiro é atendida por dois circuitos de 500 kV
que partem das subestações de Adrianópolis e Angra e que chegam à SE Grajaú. A
zona oeste é atendida principalmente por duas linhas de 345 kV que chegam à
Jacarepaguá derivadas da subestação Adrianópolis, onde é transformada para 138 kV e
distribuída para suprimento às cargas industriais ali localizadas. Essa área conta
também com duas usinas termelétricas: Santa Cruz e Eletrobolt.
Por sua vez, a baixada fluminense é atendida por duas linhas de transmissão de 500 kV
que partem das subestações Adrianópolis e Angra e chegam à subestação São José,
onde existe transformação para 138 kV, sendo a energia distribuída para suprimento às
cargas. Essa área interliga-se também à usina Ilha dos Pombos localizada no norte do
Estado. As cargas da área Niterói são atendidas basicamente pelas subestações de
ONS
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Adrianópolis e S.José em 345 kV e 500 kV respectivamente, onde existe transformação
para 138 kV, sendo a energia distribuída para essa e outras áreas do Estado.
No norte fluminense localiza-se a cidade de Campos, principal centro de carga dessa
área que é atendida por duas linhas de 345 kV que derivam da subestação Adrianópolis
e chegam à subestação Campos.
A área sul compreende o litoral e as cidades do sul do Estado. O litoral é atendido por
uma linha de 500 kV que parte de Cachoeira Paulista e chega à subestação Angra onde
existe transformação para 138 kV e cujo sistema de distribuição interliga-se à área da
zona oeste. As cidades são atendidas em 500 kV pela transformação de Cachoeira
Paulista, onde é rebaixada para 138 kV e se interliga ao sistema da usina de Funil, e
principalmente, pelos sistemas de distribuição e complexo das usinas de Lages.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O atendimento à carga do Estado do Rio de Janeiro era crítico devido ao carregamento
elevado no sistema de transmissão de 500 kV e esgotamento dos recursos de controle
de tensão dessa área, principalmente no verão. Essas condições se alteraram a partir da
instalação da usina de Angra II e mais recentemente com a implantação das usinas
térmicas Eletrobolt e Macaé Merchant, além dos reforços, já em operação, nas
transformações de Adrianópolis 500/345 kV e 345/138 kV e São José 500/138 kV.
Contribuirão também para melhorar significativamente as condições de atendimento os
futuros reforços de transmissão o 3º circuito da LT 500 kV Cachoeira Paulista –
Adrianópolis (2002) e o 2º circuito da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista
(2004), obras já propostas no PAR 2002-2004. Com essas obras em operação, o
atendimento do sistema é satisfatório em condições normais de operação e em
contingência simples.
Quanto às condições de atendimento a cada área, ressalta-se que a área metropolitana
passa a ter um desempenho satisfatório em contingência simples de circuitos de 500 kV
com a implantação dos reforços já citados. A área Oeste tem desempenho satisfatório na
perda simples de circuitos de 345 kV que chegam à SE Jacarepaguá oriundos da SE
Adrianópolis, podendo, entretanto, apresentar carregamento superior a 766 MVA no
circuito remanescente da LT 345 kV Adrianópolis-Jacarepaguá, superior ao limite de
condição normal de 717 MVA, após a entrada da usina térmica Norte Fluminense e para
uma combinação de despachos de geração de usinas. O desempenho do sistema que
atende a Niterói melhora consideravelmente com a implantação do 4º banco de
transformadores 345/138 kV de Adrianópolis, já em operação provisória, e com a
integração da usina térmica Termorio, que irá se conectar ao barramento de 138 kV da
SE São José. No Norte Fluminense, o desempenho do sistema em contingência não é
satisfatório devido a problemas de carregamento elevado na linha remanescente,
superiores aos valores de CPST, que são agravados pela operação simultânea das
usinas térmicas Macaé Merchant e Norte Fluminense conectadas ao sistema de 345 kV.
Se por um lado a implantação das usinas térmicas melhora consideravelmente o
atendimento à carga, por outro acarreta problemas quanto ao aumento do nível de
curto–circuito em alguns barramentos, principalmente de 138 kV e 345 kV. Para
ONS
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contornar este problema, alterações em linhas de transmissão e em barramentos do
sistema estão previstas, além da troca de alguns disjuntores/bays por outros de maior
capacidade.
Em algumas linhas do sistema de transmissão em 500 kV observam-se carregamentos
reduzidos bem abaixo do SIL e elevado perfil de tensão em diferentes condições de
carga. Na carga leve acentua-se a elevação de tensão, indicando a necessidade de
aporte de compensação reativa no sistema de 500 kV de atendimento à área Rio de
Janeiro, sem o qual não será possível evitar a utilização do recurso de desligamento de
linhas de transmissão. Essa situação se agrava ainda mais após a entrada em operação
da LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo que será licitada proximamente, com previsão de
entrada em operação para 2004. Com essa linha em operação, verifica-se uma elevada
absorção de potência reativa pela usina de Marimbondo que passa a depender de um
número grande de máquinas em operação para propiciar o controle de tensão desejado.
Portanto, verifica-se que os atuais recursos disponíveis de controle de tensão no sistema
de 500 kV são insuficientes para a operação normal do sistema, devendo-se adicionar
reatores que permitam o efetivo controle, evitando-se o desligamento de linhas de
transmissão. Adicionalmente, observa-se, para qualquer condição de carga, elevadas
tensões que podem superar os limites máximos também no barramento de Itutinga
345 kV, devido aos baixos fluxos na LT 345 kV Itutinga – Adrianópolis. Neste contexto,
está sendo proposta neste PAR a instalação de reatores nos troncos em 345 kV e
500 kV que atendem à área Rio de Janeiro, num total de 940 Mvar, dos quais 136 Mvar
na SE Adrianópolis e 136 Mvar na SE Angra. Esta proposta de implantação de reatores
também contempla as análises realizadas para a revisão dos procedimentos de
recomposição da área Rio, conduzidas pelo ONS em conjunto com os Agentes.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as ampliações e os reforços na Rede Básica previstas para o
Estado do Rio de Janeiro.
Tabela 3.5 – Obras no Estado do Rio de Janeiro
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis C3,
circuito simples, 148 km (trecho existente entre a
torre 214 e a SE Adrianópolis)
Autorizada à FURNAS
LT 345 kV Adrianópolis – Campos
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de TC, filtro de ondas e chaves
seccionadoras na SE Adrianópolis e de filtro de
onda na SE Campos
Data de necessidade: 2002
ONS
PAR 2003-2005
Prazo contratual: JAN/2003
Previsão para operação:JAN/2003
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE Adrianópolis
Autorizada à FURNAS
3º banco de autotransformadores 500/345 kV,
560 MVA
Prazo contratual: DEZ/2001
SE Adrianópolis
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de três bays 345 kV – 40 kA
Data de necessidade: DEZ/2003
Previsão para operação:JUN/2002
(associada à implantação da usina térmica Norte
Fluminense com todas as máquinas)
SE Adrianópolis
Obra nova, proposta neste PAR
Obra para desconexão (“bypass”) de um dos
Data de necessidade: 2002
circuitos da LT 500 kV Cachoeira Paulista –
Adrianópolis para engate na LT 500 kV
Adrianópolis – Grajaú, formando a nova LT 500 kV
Cachoeira Paulista – Grajaú.
(associada à implantação do 3º circuito da LT
500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis ou à
instalação de UTE no tronco de 500 kV para o Rio;
associada ainda aos reatores de Adrianópolis, na
linha que se forma com o by-pass, e de Cachoeira
Paulista)
SE Adrianópolis
Obra nova, proposta neste PAR
instalação de disjuntores nos barramentos de
500 kV, para aumentar a confiabilidade do arranjo
em anel
Data de necessidade: 2002
SE Adrianópolis
Obra nova, proposta neste PAR
reator manobrável na LT Cachoeira Paulista –
Grajaú – 136 Mvar (obra associada ao bypass na
SE Adrianópolis)
Data de necessidade: 2002
SE Angra
Obra nova, proposta neste PAR
instalação de disjuntores nos barramentos de
500 kV, para aumentar a confiabilidade do arranjo
em anel
Data de necessidade: 2002
SE Angra
Obra nova, proposta neste PAR
reator manobrável de barra de 136 Mvar – 500 kV
Data de necessidade: 2002
ONS
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!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
O sistema de transmissão de atendimento ao Estado do Rio de Janeiro vem
sendo alterado de forma significativa nos últimos anos a partir da instalação da
usina Angra II e sistema associado, e, mais recentemente, após a implantação
das usinas térmicas a gás Eletrobolt (350 MW) e Macaé Merchant (862 MW), em
fase de motorização. Estas usinas contribuem para a redução do carregamento
das linhas de transmissão de 500 kV e 345 kV de atendimento às cargas desse
Estado, as quais apresentavam condições críticas de operação principalmente
nos períodos de verão. No período anterior à entrada dessas usinas houve
necessidade de medidas operativas de forma a evitar sobrecarga em regime
normal de operação nos equipamentos do sistema de transmissão. Essa situação
determinou a ampliação e os reforços propostos no PAR 2001-2003 e 2002-2004,
que em parte já entraram em operação, restando entre essas obras o 2º circuito
da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista que será licitado ainda em 2002 e
o 3º circuito da LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis que se encontra em
construção. Entre as que entraram em operação destacam-se os reforços que
tinham por finalidade o aumento da capacidade transformadora de subestações,
tais como o 3º banco de Adrianópolis 500/345 kV, o 4º banco de São José
500/138 kV e o 4º banco de Adrianópolis 345/138 kV. Concomitantemente, a
instalação de novas usinas termelétricas localizadas no Estado e integrantes do
Programa Prioritário de Termoeletricidade (PPT) do Ministério de Minas e Energia
vem sendo concretizada, dentre elas Termorio – 1.022,8 MW, Norte Fluminense –
861 MW e Paracambi – 500 MW que acrescentam cerca de 2.383 MW ao parque
gerador do Estado.
Este panorama de obras realizadas e previstas bem como de novas usinas
térmicas localizadas no Estado do Rio de Janeiro, altera de forma substancial o
desempenho do sistema de transmissão, possibilitando atender à totalidade das
cargas em condições normais de operação e em contingência simples de linhas
de transmissão, observando-se, todavia, restrições quanto à superação de limites.
Um dos problemas identificados com a entrada de novas usinas térmicas foi o
aumento do nível de curto–circuito em barramentos de 138 kV e 345 kV. Para
contornar este problema, estão previstas alterações em linhas de transmissão e
em barramentos do sistema, além da troca de disjuntores por outros de maior
capacidade. Como solução para reduzir e/ou restringir os efeitos da elevação dos
níveis de curto-circuito na rede de 138 kV e particularmente na subestação
Grajaú, verificou-se que alterações na topologia da rede e a substituição de
equipamentos são necessárias para resolver esse problema. Dentre as principais
medidas destaca-se o “by-pass” em um dos circuitos da LT 500 kV Cachoeira
Paulista – Adrianópolis para engate na LT 500 kV Adrianópolis – Grajaú em
Adrianópolis, formando a nova LT 500 kV Cachoeira Paulista – Grajaú, evento
associado à implantação do 3º circuito da LT Cachoeira Paulista – Adrianópolis,
previsto para dezembro de 2002, com data limite de entrada em operação
vinculada à entrada da 1ª UTE no 500 kV entre Cachoeira Paulista e Adrianópolis
ONS
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(UTE Paracambi, prevista para outubro de 2003). Associada a essa obra faz-se
necessária à instalação de dois bancos de reatores shunt manobráveis de LT,
sendo um na SE Adrianópolis e outro na se Cachoeira Paulista. Deverão ser
seccionados, além do barramento de Cascadura (já seccionado com a entrada da
usina Eletrobolt), os barramentos de 138 kV das subestações de São José (a
partir da 7ª máquina da Termorio) e posteriormente, com a expansão da usina
térmica de Santa Cruz, o barramento de Jacarepaguá, além da troca de alguns
disjuntores de 138 kV devido à superação de equipamentos em Jacarepaguá e
Santa Cruz. Com a entrada em operação de todas as máquinas da usina térmica
Norte Fluminense, prevista para início de 2004, poderá ser necessária a troca de
pelo menos três bays de 345 kV da SE Adrianópolis de 24 kA para 40 kA, uma
vez que atingem cerca de 96% de sua capacidade, bem como de equipamentos
associados, além de outros reforços na estrutura de barramento, malha de terra
etc. A lista completa dessas obras encontra-se no relatório PPT – Área Rio de
Janeiro de 2002 [33], que identificou essas necessidades por superação de
corrente de curto-circuito, bem como nos pareceres de acesso das termelétricas.
(b)
ONS
A análise de atendimento ao Estado do Rio de Janeiro considerou a presença das
usinas previstas no PPT que possuem Pareceres de Acesso à Rede Básica
expedido pelo ONS (exceto a 2ª fase da usina Termorio). Outras usinas térmicas
foram cogitadas para entrar nessa área, mas como ainda não formalizaram a
solicitação de acesso ou estão com pendências ainda por resolver, foram tratadas
em análise de sensibilidade quanto a seus impactos. A listagem das usinas e o
correspondente tratamento no PAR acha-se indicado na Tabela 3.6, bem como a
Figura 3.1mostra a localização no sistema das principais usinas.
PAR 2003-2005
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Tabela 3.6 – Usinas Térmicas previstas e cogitadas no PAR 2003-2005
PAR
2003-2005
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
138 kV
R. Básica
138 kV
R. Básica
R. Básica
Não
Não
Não
Não
Não
138 kV
138 kV
R. Básica
R. Básica
R. Básica
350
860
1.022
861
500
3.593
320
190
1067
624
624
Campos
Não
345 kV
80
El Paso Paracambi
Sub-Total 2
Não
138 kV
225
3.130
Usina
Eletrobolt
Macaé Merchant
Termorio
Norte Fluminense
Paracambi
Sub-Total 1
Santa Cruz
São Gonçalo
Santa Branca
Sepetiba A
Sepetiba B
Potência
(MW)
Local
Total
Observações
em operação
em operação parcial
em construção
em construção
em construção
análise de sensibilidade
análise de sensibilidade
análise de sensibilidade
análise de sensibilidade
análise de sensibilidade
foi solicitada acesso ao
ONS em maio/2002
análise de sensibilidade
6.723
Figura 3.1 - Localização das principais usinas térmicas na área RJ
Adrianópolis 500
Taubaté 500
Adrianópolis 345
Campos 345
Vitória 345
C.Paulista 500
T
(02)
T
Eletrobolt
(01)
Cabiúnas
(03)
T
M.Merchant
(01)
N.Fluminense
(03)
Termorio
(02)
T
(04)
T
Eletrobolt 138
Sepetiba G 1
(04)
T
T
S.José 500
G rajau 500
S.B ranca
(04)
T.Preto 500
Angra 500
T
Sepetiba G 2
(04)
T
T
G eradores considerados no PAR
G eradores considerados como
sensibilidade no PAR
N
Angra 1 e 2
ONS
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(c)
Um dado importante nesta análise é a previsão de carga pelos Agentes para o
período 2003-2005. A demanda esperada apresenta um crescimento médio de
2,5% ao ano, mas em relação às previsões anteriores elaboradas para o PAR
2002-2004, observa-se uma redução média de 10%, devido ao reflexo do
racionamento de energia de 2001, conforme detalhado no item 6 deste relatório.
(d)
Até o ano 2004, quando esses empreendimentos de geração estarão concluídos,
está previsto o acréscimo ao sistema de cerca de 5.843 MW (além das usinas em
operação) dos quais 3.631 MW (Termorio, Norte Fluminense, Paracambi e
Sepetiba) já possuem Pareceres de Acesso. O desempenho do sistema de
transmissão é influenciado diretamente pelo despacho de geração dessas usinas
que poderão variar consideravelmente e com isso proporcionar diferentes
condições de operação dos sistemas de transmissão.
Como exemplo do efeito da geração sobre o desempenho da transmissão, podese citar o carregamento na LT 500 kV Taubaté – Tijuco Preto. Mesmo com
despacho nas usinas térmicas, verifica-se que a contingência da LT 500 kV Tijuco
Preto - Cachoeira Paulista poderá acarretar carregamentos de até 1.850 MVA na
linha de 500 kV Tijuco Preto – Taubaté, valor acima do limite de 1.732 MVA do
CPST, até a entrada do 2º circuito Tijuco Preto –Cachoeira Paulista, obra ainda
não licitada e com previsão de entrada em operação estimada para o 3° trimestre
de 2004. O limite de 1.732 MVA é motivado por equipamentos terminais na SE
Taubaté que deverão ser adequados e com isso elevar esse limite para o patamar
das demais LTs de 500 kV, que é de 2.165 MVA. Com esse novo limite seria
possível suportar contingência na LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista
para várias situações de despacho e carregamento dessa área. Entretanto, em
2005, no caso de despacho mínimo nas usinas térmicas da área Rio de Janeiro,
inclusive na usina de Angra II, pode-se atingir carregamento na faixa de 2.260 a
2.330 MVA nas LTs 500 kV Taubaté - Cachoeira Paulista e Tijuco Preto Taubaté. Portanto, é importante reiterar a necessidade de efetuar a troca dos
equipamentos terminais limitantes instalados em Taubaté 500 kV, o que
possibilitaria suportar contingência simples da atual LT 500 kV Tijuco Preto Cachoeira Paulista sem corte de carga até um determinado nível de
carregamento (FRJ=5.700 MW) na rede de 500 kV de atendimento à essa área.
Note-se também que no caso de implantação da usina térmica de Santa Branca,
o atraso do 2º circuito 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista acarretaria
impacto significativo nessa usina, causando restrição de geração.
(e)
O aumento da capacidade instalada de geração no Estado do Rio de Janeiro tem
reflexo em algumas transformações de atendimento ao Estado de São Paulo,
como Tijuco Preto 750/345 kV, Taubaté 500/440 kV e Campinas 500/345 kV,
Vitória 345/138 kV no espírito Santo e ainda Itutinga 345/138 kV, esta no Estado
de Minas Gerais. Este impacto é detalhado na análise das respectivas áreas.
(f)
As usinas térmicas de Macaé Merchant e Norte Fluminense poderão gerar um
total de até 1.721 MW. Essas usinas seccionam, no mesmo ponto, os dois
ONS
PAR 2003-2005
190 / 478
circuitos da LT 345 kV Adrianópolis - Campos, no município de Macaé. Para
despachos de geração elevados nessas usinas e com a LT 345 kV Ouro Preto 2 Vitória em operação, verificam-se elevados carregamentos quando de
contingência em um dos circuitos da LT 345 kV entre Macaé e Campos, que
podem atingir até 1.270 MVA no ano de 2005. Esse carregamento é bem superior
ao limite informado no CPST de 639 MVA, limite este de longa duração. O limite
de curta duração utilizado para essa linha de transmissão (cabo 2x954 MCM) é
de 1.132 MVA. Para contornar essa situação verifica-se que a redução do
despacho global de geração térmica para o patamar de 800 MW permite o efetivo
controle do carregamento dessa LT, reduzindo-o para 1.100 MVA. Portanto, esse
problema operativo pode ser resolvido com o corte de geração na UTE Macaé
Merchant, evitando a ampliação ou reforço do sistema, tendo em conta a
modalidade operativa dessa usina. Para tanto, o limite de curta duração
mencionado deve passar a vigorar, removendo-se eventuais limitações de
equipamentos terminais e restrições nessa linha de transmissão. No caso de
impedimento dessa proposta quanto ao limite a ser praticado, estão sendo
estudadas, na esfera de planejamento de longo prazo, soluções para esse
problema que, dessa forma, acarretaria cortes elevados de carga. Nessa
hipótese, até a concretização de reforços ou ampliação do sistema, será
necessário implantar esquema local de corte de geração. A operação dessas
usinas com despacho elevado também pode acarretar problemas na
transformação 345/138 kV da SE Jacarepaguá, como pode ser visto no item
7.3.2.
(g)
ONS
A instalação da UTE Norte Fluminense assegura melhores condições de controle
de tensão no sistema de 345 kV, em face de contingências simples no sistema de
atendimento a Campos e Vitória. A condição crítica de tensão durante
contingência nesse sistema de 345 kV, anterior à instalação da usina de Macaé
Merchant, determinou a instalação do compensador estático de Campos (+100 60 Mvar). Com a entrada em operação dessas usinas, o desempenho em
contingência é satisfatório mesmo na ausência desse equipamento de controle de
tensão. Por outro lado, o inverso ocorre para contingência no trecho de CamposVitória, com níveis de tensão próximos ao mínimo na subestação de Vitória. O
deslocamento deste CE para Vitória não traria problemas de controle de tensão
na SE Campos, devendo, no entanto ser mantidos nessa subestação os bancos
de capacitores de 120 Mvar que foram instalados juntamente com o CE. A
transferência do compensador estático de Campos para Vitória poderá ser
realizada a partir de 2004, após o início de operação da usina térmica Norte
Fluminense com todas as suas unidades. Ressalta-se que os estudos que
determinaram a necessidade desse equipamento já previam a possibilidade
dessa transferência.
PAR 2003-2005
191 / 478
!
CONTROLE DE TENSÃO
(a)
Com a implantação de novas usinas térmicas no Estado do Rio de Janeiro, o
sistema de transmissão em 500 kV e 345 kV tende a operar com carregamentos
mais baixos, acarretando aumento do perfil de tensão nesses sistemas, inclusive
na condição de carga pesada, podendo levar à superação dos valores máximos
admissíveis e ao esgotamento da capacidade de absorção de potência reativa
das usinas da área. O impacto das usinas térmicas na área Rio de Janeiro é mais
acentuado que nas demais áreas do sistema em razão de sua localização,
havendo, contudo, reflexos nas áreas Minas Gerais e São Paulo. Contribui
também para essa condição a implantação das obras – 3º circuito da LT 500 kV
Cachoeira Paulista - Adrianópolis, 2º circuito da LT 500 kV Tijuco Preto Cachoeira Paulista e LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo. Essas duas últimas
obras serão licitadas em breve e deverão entrar em operação por volta do 3º
trimestre de 2004. Outros fatores que influenciam o controle de tensão é a
redução de carga prevista para o horizonte 2003-2005 e os intercâmbios entre as
regiões Sul e Sudeste e na interligação Norte-Sul. A análise do controle de tensão
do sistema de transmissão de 500 kV e 345 kV que passa por Minas Gerais e São
Paulo e chega à área Rio de Janeiro encontra-se detalhada naquelas áreas.
Neste contexto, está sendo proposta neste PAR a instalação de reatores nos
troncos em 345 kV e 500 kV que atendem à área Rio de Janeiro, num total de
940 Mvar, dos quais 136 Mvar na SE Adrianópolis e 136 Mvar na SE Angra. Esta
proposta de implantação de reatores também contempla as análises realizadas
para a revisão dos procedimentos de recomposição da área Rio, conduzidas pelo
ONS em conjunto com os Agentes.
(b)
Tendo em vista o objetivo de controle de tensão, é importante ressaltar a
necessidade de avaliação por parte das concessionárias distribuidoras LIGHT
(337 Mvar), CERJ (378 Mvar) e ESCELSA (318 Mvar), quanto à permanência de
capacitores de subtransmissão ligados nos patamares de carga leve e mínima,
pois a diminuição dos montantes em operação contribuiria para a solução desse
problema.
(c)
Com a presença das usinas térmicas, parte da compensação reativa capacitiva
existente na área Rio de janeiro torna-se pouco utilizada em condições de carga
pesada e média, como é o caso do banco de capacitor de 200 Mvar/345 kV da SE
Itutinga.
!
CONEXÃO REDE BÁSICA - DISTRIBUIÇÃO
As transformações de conexão à rede básica e linhas de transmissão não integrantes da
rede básica que apresentam problemas de superação de carregamento estão
mencionadas nas tabelas do item 7. Uma delas é a transformação de Grajaú 500/138 kV
– 4x600 MVA, a partir da entrada em operação da UTE Sepetiba, se cogita a
possibilidade de abertura da ligação para o 138 kV de um dos transformadores, em cujo
terciário está conectado um dos compensadores síncronos desta subestação, com o
intuito de diminuir a contribuição desses equipamentos para a potência de curto-circuito
ONS
PAR 2003-2005
192 / 478
no caso de integração de outras usinas térmicas ao sistema. Nesta hipótese de
configuração, com três transformadores na subestação de Grajaú poderá ocorrer
carregamento de até 106% nos demais transformadores quando de contingência em um
de seus transformadores, a partir do ano de 2005. Este carregamento se agravaria na
indisponibilidade da UTE Eletrobolt atingindo valores de 116%.
Para mitigar as condições adversas citadas acima, uma alternativa importante seria
garantir uma quantidade mínima de geração no sistema 138 kV através das UTEs Santa
Cruz e Eletrobolt, o que reduziria o fluxo na transformação de Grajaú.
Entretanto, considerando a disponibilidade de grande montante de geração térmica na
área Rio, deve-se considerar a possibilidade de desligamento de um dos compensadores
síncronos, mantendo-se em condição operação normal os 4 transformadores da
subestação Grajaú.
Observa-se que a operação simultânea das usinas térmicas Macaé Merchant e Norte
Fluminense podem acarretar problemas na transformação de Jacarepaguá 345/138 kV,
conforme item 7.3.2.
A integração da UHE Itaocara - 3 x 65 MW ao sistema de 138 kV prevista para 2005
requer a realização de estudos complementares para definição do elenco de obras
necessário, tendo em conta as sobrecargas verificadas, em regime normal de operação,
nos circuitos de 138 kV Ilha dos Pombos – Alvorada – Macabu já quando da entrada em
operação de 1ª unidade geradora (novembro de 2005).
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
Os Agentes de
possibilidade de
transmissão nos
necessidade de
reativos.
2.
Realização de estudos de planejamento de longo prazo visando estabelecer a
integração da UHE Itaocara, eliminando as sobrecargas observadas em
condições normais na rede de 138 kV (CCPE).
3.
Realização de estudos de planejamento de longo prazo visando estabelecer a
alternativa de referência para a expansão do tronco em 345 kV Adrianópolis –
Macaé – Campos, de modo a eliminar as sobrecargas observadas em caso de
contingências simples (CCPE)
4.
Implantar Esquema de Alívio de Geração na UTE Macaé Merchant para reduzir
carregamento na LT 345 kV Macaé – Campos em caso de contingências simples
(ONS/UTE Macaé Merchant)
ONS
PAR 2003-2005
distribuição do Estado do Rio de Janeiro devem avaliar a
desligar uma parcela dos capacitores instalados na sub
períodos de carga leve e mínima de forma a minimizar a
desligamentos de linhas de transmissão para controle de
193 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
ESPÍRITO SANTO
ONS
PAR 2003-2005
194 / 478
3.3.2 Espírito Santo
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema de transmissão que atende ao Estado do Espírito Santo é constituído por um
tronco principal em 345 kV, com dois circuitos paralelos, e por outro em 230 kV formado
por uma linha de transmissão, circuito simples.
O sistema de 345 kV, por onde transita cerca de 65% da potência destinada à área, tem
origem na subestação de Adrianópolis no Estado do Rio de Janeiro, passa pela
subestação de Campos e, mais recentemente, também na UTE Macaé Merchant, que
secciona os dois circuitos (provisoriamente apenas um está seccionado), chegando à
capital Vitória na subestação de mesmo nome, onde há transformação para 138 kV.
Os Estados do Espírito Santo e Minas Gerais são interligados por uma linha de
transmissão de 230 kV entre as subestações de Mascarenhas (no centro-norte do
Estado do Espírito Santo) e Governador Valadares, passando por Conselheiro Pena,
localizadas no leste de Minas Gerais.
A importação de energia elétrica pelos sistemas de transmissão de 345 kV e 230 kV
atinge cerca de 70% do mercado desse Estado. O mercado restante de 30% é atendido
por usinas hidrelétricas locais com cerca de 244 MW instalados e por um sistema de
distribuição em 138 kV, que passa por Campos e chega à Cachoeiro de Itapemirim no
sul do Estado.
Em termos de desempenho elétrico, o Estado pode ser dividido em 3 áreas:
metropolitana de Vitória, centro-norte e sul.
A área metropolitana de Vitória concentra grande parte da demanda do Estado e é
atendida por dois circuitos do sistema de transmissão de 345 kV Adrianópolis – UTE
Macaé - Campos que chegam à subestação Vitória.
A área centro-norte do Estado é atendida principalmente pelas usinas locais e pela LT
230 kV Mascarenhas – Gov. Valadares que interliga as áreas Minas Gerais e Espírito
Santo. Em fins de 2003 essa interligação servirá para escoamento da usina hidrelétrica
de Aimorés, que contribuirá para a melhora de desempenho do sistema.
A área sul é atendida principalmente por um sistema de distribuição de 138 kV, circuito
duplo, que parte da subestação Campos e chega à Cachoeiro de Itapemirim.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O atendimento ao Estado do Espírito Santo no horizonte 2003-2005 será beneficiado
com a instalação de duas obras: a UHE Aimorés, com previsão de entrada em operação
da 1ª unidade geradora em novembro de 2003, e principalmente a LT 345 kV Ouro Preto
2 – Vitória em julho de 2003. Essas obras propiciam um desempenho satisfatório do
sistema de transmissão, havendo, contudo, já em 2003 problemas na transformação de
Vitória 345/138 kV – 4x225 MVA, que a partir da entrada em operação desta linha de
transmissão esgota a capacidade nominal do transformador de menor impedância,
acarretando sobrecarga em regime normal da ordem de 3%. A obra planejada que
elimina esse problema é a nova SE Areinha 345/138 kV – 300 MVA, prevista
anteriormente para a mesma data de 2003. Entretanto, a ESCELSA não confirmou a
ONS
PAR 2003-2005
195 / 478
construção dessa obra, optando por adiá-la para 2005. Em substituição, a ESCELSA
propôs alterar a defasagem da transformação 230/138 kV da SE Mascarenhas dos
atuais –30º elétricos para 0º, com o intuito de minimizar o problema no período de 10
meses entre a entrada em operação da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, prevista para
Jul/2003, e a implantação total da UHE Aimorés (3x110 MW), prevista para abril de
2004. A alteração na defasagem da transformação de Mascarenhas eleva o fluxo no
sentido MG->ES, através da interligação em 230 kV, acarretando diminuição significativa
do fluxo na transformação de Vitória. Para tanto, a ESCELSA se compromete a substituir
o atual transformador 230/138 kV de Mascarenhas por outro que permita a operação
com defasagem 0º, além das ligações –30º e +30º elétricos.
Por outro lado, a mudança da defasagem na transformação de Mascarenhas tem como
conseqüência o agravamento do desempenho da área leste do Estado de Minas Gerais
quando da ocorrência da perda das LT 500 kV Neves - Vespasiano e Vespasiano Mesquita. Atualmente, esta contingência implica em cortes de carga por problemas de
subtensão e de carregamento na transformação 345/230 kV da SE Taquaril e nas linhas
de 230 kV que interligam as SEs Taquaril e Itabira por problemas de vão crítico. Este
corte de carga tem um acréscimo em torno de 120 MW com a mudança da defasagem
na transformação de Mascarenhas, reduzindo-se o corte total para valores da ordem de
30 a 110 MW com a implantação da UHE Aimorés, mesmo com a defasagem de zero
graus elétricos.
Finalmente, é importante ressaltar que a sobrecarga, em regime normal de operação, na
transformação de Vitória é eliminada após a instalação da UHE Aimorés, restando o
risco de carregamentos elevados em contingência de unidades transformadoras nessa
subestação. Neste sentido, é essencial implantar a SE Areinha 345/138 kV no menor
prazo possível.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as ampliações e os reforços na Rede Básica previstas para o
Estado do Espírito Santo.
Tabela 3.7 – Obras na Rede Básica no Estado do Espírito Santo
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, circuito simples,
370 km
SITUAÇÃO ATUAL
Autorizado a FURNAS
Prazo contratual: MAI/2003
Previsão para operação:JUL/2003
SE Vitória
reator manobrável de 60 Mvar na LT 345 kV Ouro
Preto 2 – Vitória
ONS
PAR 2003-2005
Obra nova, proposta neste PAR
Data de necessidade: MAI/2003
196 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Mascarenhas
SITUAÇÃO ATUAL
construção do pátio de 230 kV
Concessão em análise pela
ANEEL
(associada à UHE Aimorés)
Data de necessidade: NOV/2003
SE Vitória
Obra nova, proposta neste PAR
Transferência do compensador estático de
Campos para a SE Vitória
Data de necessidade: JUN/2004
(condicionada à operação plena da UTE Norte
Fluminense e a LT 345 kV Ouro Preto 2 –Vitória)
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
A carga prevista para o Estado do Espírito Santo no período 2003-2005 não
apresenta crescimento de 2003 para 2004 e de 2004 para 2005 o crescimento
previsto é da ordem de 4,7%. Em relação às previsões anteriores – PAR 20022004, a redução média esperada é de 5%, reflexo do racionamento de energia
ocorrido no ano de 2001 bem como de eventuais previsões otimistas, conforme
indicado no item 6 deste relatório.
(b)
A partir de julho de 2003 está prevista a implantação da LT 345 kV Ouro Preto 2 –
Vitória, que interligará os sistemas de transmissão de Minas Gerais e Espírito
Santo. Essa linha de transmissão elevará a confiabilidade do sistema de
atendimento ao Espírito Santo, tendo em conta que contingências simples no
tronco de 345 kV derivado das subestações Adrianópolis e Campos passam a ser
suportadas sem perda ou cortes de carga. Entretanto, a elevação dos fluxos pelo
sistema de 345 kV acarreta baixos níveis de tensão, da ordem de 94% em Vitória
345 kV, quando de contingências em um das LTs Campos - Vitória. Esse
problema pode ser solucionado com a transferência do compensador estático da
subestação de Campos para Vitória após a implantação da usina termelétrica
Norte Fluminense, que tem previsão de conclusão para 2004. Essa proposta de
solução está de acordo com a concepção original desse equipamento que previa
sua relocação.
(c)
A usina hidrelétrica de Aimorés (3x110 MW) irá proporcionar aos sistemas de
atendimento aos Estados do Espírito Santo e Minas Gerais significativos
benefícios no tocante à redução de carregamentos de linhas e transformadores,
com conseqüente redução ou eliminação de cortes de carga durante
contingências. O cronograma da usina prevê a operação da 1ª unidade geradora
para novembro de 2003 e a 3ª unidade para abril de 2004. Essa usina injetará de
20 a 50% de sua potência no sistema ESCELSA, por meio da transformação de
Mascarenhas 230/138 kV - 2x150 MVA. Este fato contribuirá para diminuir o
elevado carregamento da transformação de Vitória 345/138 kV – 4x225 MVA, que
ONS
PAR 2003-2005
197 / 478
até a entrada dessa usina, deverá apresentar sobrecargas em condições normais
de operação da ordem de 3%, podendo atingir 43% na contingência de um de
seus transformadores. Essa situação deve-se ao adiamento para 2005, da
solução de referência planejada para a área e já apontada no PAR 2002-2004,
que é a construção da SE Areinha 345/138 kV – 300 MVA que caso estivesse em
operação em 2003, eliminaria o problema de sobrecarga da SE Vitória.
!
CONTROLE DE TENSÃO
(a)
Atualmente no sistema tronco de 345 kV de atendimento à ESCELSA, não há
necessidade de utilizar recurso de desligamento de linhas para controle de tensão
em carga leve e mínima. Esse sistema é dotado de reatores de linha manobráveis
nas subestações de Campos e Vitória suficientes para o controle de tensão.
A entrada em operação das usinas térmicas Macaé Merchant e Norte Fluminense
reforça o controle de tensão na rede de 345 kV, principalmente na área de
Campos, onde foi instalado em junho de 2001 um compensador estático e
capacitores shunt (2 x 60 Mvar), para permitir que fosse suportada a contingência
de um dos circuitos de 345 kV Adrianópolis – Campos.
A instalação dessas usinas térmicas já era cogitada à época de definição desse
equipamento de controle, e dada a incerteza dessas obras, optou-se por
especificar como relocável o compensador estático de Campos, restando a
definição do local para onde seria removido. Um dos locais cogitados era a SE
Vitória, tendo em vista que com a conclusão da LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória e
das usinas mencionadas, haveria uma elevação de carregamento nessa rede, o
que reduziria os níveis de tensão em Vitória quando de contingência em uma das
linhas de 345 kV Campos - Vitória.
Neste PAR verifica-se de fato a ocorrência de problemas de subtensão em Vitória
345 kV quando de contingência em uma das LTs 345 kV Campos - Vitória, que
pode chegar em 2005 a níveis de 94%, para a carga prevista e com todos os
recursos de compensação disponíveis utilizados. A transferência do compensador
estático de Campos para a subestação de Vitória poderá ser realizada a partir de
2004, após o início de operação da usina térmica Norte Fluminense com todas as
suas unidades e já estando em operação a LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória.
(b)
ONS
Com relação à futura LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, com previsão de entrada
em operação para julho de 2003, é importante ressaltar as condições verificadas
quando de energização em vazio ou abertura/rejeição de um de seus terminais.
Os estudos efetuados para essa linha de transmissão (370 km) não determinaram
a instalação de reatores quando de energização ou rejeição nesta linha de
transmissão. Entretanto, simulações efetuadas no PAR 2003-2005 em regime
permanente mostram tensões sustentadas no terminal em vazio superiores aos
limites estabelecidos de 110% (379,5 kV) da tensão nominal quando de abertura
dessa linha de transmissão em um de seus terminais. O sistema existente do lado
de Ouro Preto possui recursos limitados para reduzir essas tensões ao patamar
satisfatório que permita o fechamento do terminal aberto em Vitória dentro das
PAR 2003-2005
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condições estabelecidas para os equipamentos de manobra. Essas simulações
mostram que para rejeição no terminal de Vitória, as tensões sustentadas na
ponta da linha atingem patamares de até 115% (396,75 kV). Por outro lado, para
rejeição no terminal de Ouro Preto 2 observam-se tensões sustentadas no
terminal em vazio que podem atingir 120,9% (417,1 kV) da nominal. Desse modo,
conclui-se que é importante a inserção de reatores manobráveis nessa linha de
transmissão na faixa de 50 a 60 Mvar, sendo 60 Mvar o ideal tendo em vista as
condições observadas em ambos os terminais em qualquer condição de carga e
sendo este o módulo existente na subestação de Vitória.
Tabela 3.8 – Energização em vazio da LT 345 kV Ouro Preto - Vitória pelo terminal de Ouro
Preto 2 – Tensões sustentadas em Vitória
Condição de
carga
Tensão em
Ouro Preto
(%)
Tensão no
Terminal
Aberto
Vitória (%)
Observações
Linha em vazio no terminal de Vitória,
103,4
115,0
ligado reator de 500 kV em O Preto e
estático no limite de absorção.
–
Pesada
Leve
108,8
–
109,8
104,0
107,9
102,6
114,1
–
107,9
–
108,8
–
109,5
Reator em Vitória - 40 Mvar e idem
acima
Reatores em Vitória e Ouro Preto 2 – 2x
35 Mvar
Reatores em Vitória e Ouro Preto 2 - 2x
60 Mvar sem medidas em Ouro Preto 2
Ligado reator de 500 kV em Ouro Preto
2 e estático no limite de absorção
Reator em Vitória - 40 Mvar
Reatores em Vitória e Ouro Preto 2 – 2 x
30 Mvar - estático no limite de absorção
Reatores em Vitória e Ouro Preto 2 – 2 x
30 Mvar sem reduzir estático de O Preto
Fluxos carga pesada: Trafo de Ouro Preto 500/345 kV 3x75 MW, Ouro Preto ←
S.Gonçalo = 506 MW, N → S=1.300 MW – ano 2003
ONS
PAR 2003-2005
199 / 478
Tabela 3.9 – Energização em vazio da LT 345 kV Ouro Preto - Vitória pelo terminal de
Vitória – Tensões sustentadas em Ouro Preto
Condição de
carga
Tensão
Vitória (%)
Tensão no
Terminal
Aberto
O. Preto (%)
108,7
120,9
Obs
Linha em vazio no terminal de Ouro
Preto, sem medidas em Vitória
Linha em vazio no terminal de Ouro Preto
102,0
113,3
2, com medidas em Vitória (2X60 Mvar) e
Campos
Pesada
Leve
105,2
109,1
Reator em Ouro Preto 2 - 60 Mvar sem
medidas em Vitória
Reator em Ouro Preto 2 - 30 Mvar, ligado
100,0
108,0
102,9
106,8
–
112,9
Sem medidas em Vitória
–
110,3
Ligado 1 reator existente em Vitória
2 reatores existentes em Vitória
Reatores em Ouro Preto 2 e Vitória – 2 x
60 Mvar sem medidas em Vitória
Fluxos carga pesada: Trafo de Ouro Preto 500/345 kV 3x75 MW, Ouro Preto ←
S.Gonçalo = 506 MW, N → S=1.300 MW - ano 2003
!
CONEXÃO REDE BÁSICA - DISTRIBUIÇÃO
Os sistemas de transmissão de atendimento da área leste do Estado de Minas Gerais e
do Espírito Santo são interligados pela LT 230 kV Gov. Valadares – C. Pena Mascarenhas. O fluxo nesta linha é limitado pela defasagem angular de -30º (ligação Υ-∆
referido ao 230 kV) dos transformadores 230/138 kV – 1x150 MVA da subestação de
Mascarenhas, que propicia fluxos adequados nessa interligação.
A partir da entrada em operação de usinas térmicas a gás no Estado do Rio de Janeiro,
o fluxo nessa interligação tende a diminuir e até inverter, passando a ter o sentido ES>MG, podendo atingir 100 MW, quando de despacho elevado nas usinas Macaé
Merchant e Norte Fluminense. Essa condição, aliada à entrada em operação da LT
345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, propicia um aumento significativo no carregamento da
transformação de Vitória 345/138 kV - 4x225 MW, acarretando durante o ano de 2003,
sobrecargas na unidade de menor impedância em regime normal de operação e
conseqüentemente carregamentos elevados nessa transformação quando da
contingência de um dos transformadores.
Esse panorama previsto para o ano de 2003 é decorrente do adiamento da solução já
apontada para esse problema no PAR 2002-2004, e que consiste na construção da
ONS
PAR 2003-2005
200 / 478
subestação de Areinha 345/138 kV – 300 MVA. Essa nova subestação atenderá cargas
da área sul da capital, eliminando as sobrecargas da transformação de Vitória.
A partir de 2004, com a operação plena da UHE Aimorés, não são esperados problemas
de carregamento em condições normais de operação na transformação da SE Vitória. Na
contingência de um de seus transformadores, entretanto, ainda poderão ocorrer
carregamentos elevados nos equipamentos remanescentes, o que será solucionado com
a entrada em operação da SE Areinha.
Para evitar que antes da entrada da UHE Aimorés a transformação da SE Vitória opere
em sobrecarga em regime normal, a ESCELSA propôs alterar para 0º a defasagem
angular da transformação 230/138 kV da SE Mascarenhas. A alteração na defasagem
se daria no período que compreende a entrada da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória até a
entrada da usina de Aimorés. Esta alteração elevaria o fluxo no sentido MG->ES
acarretando diminuição significativa do fluxo na transformação da SE Vitória. Para tal,
seria necessária a substituição do transformador atual por outros dois com a defasagem
nula proposta. Por outro lado a mudança da defasagem de Mascarenhas degrada o
desempenho da área leste de Minas quando da perda da LT 500 kV Neves - Vespasiano
- Mesquita. A figura a seguir ilustra a configuração do sistema dessas áreas:
Figura 3.2: Sistema Oeste da Cemig e Escelsa
B .Despacho 50 0
S.G.Pará 50 0
Neves
5 00 /34 5
T aqua ril
3 45 /23 0
O. Preto
5 00 /34 5
Vespasiano 50 0
Itabira 23 0
G
G
Mesquita
50 0/23 0
G
G
Ipating a 23 0
Vitó ria 34 5
Campo s 3 45
Adr 34 5
G
Aimorés 2 30
G
Macaé 34 5
Areinha
34 5/13 8
G
NF
G
Vitó ria
34 5/13 8
Macarenhas
2 30 /13 8
C. Pena 2 30
Vala da res 2 30
MM
Sistema de 138 kV
da E scelsa
ONS
PAR 2003-2005
201 / 478
A área leste de Minas Gerais é atendida principalmente pelas transformações de
Mesquita 500/230 kV e Taquaril 345/230 kV, além de geração local da ordem de 400 MW
de potência instalada nas usinas de G.Amorim, Salto Grande e Porto Estrela. Na perda
das LT 500 kV Neves - Vespasiano ou Vespasiano – Mesquita o atendimento a essa
área passa a ser feito pela transformação de Taquaril 345/230 kV e pela interligação
MG-ES, LT 230 kV Gov. Valadares - Mascarenhas. A conseqüência desta contingência é
um afundamento de tensão e carregamentos elevados na malha de 230 kV e na
transformação de Taquaril. Atualmente nessa condição é necessário efetuar cortes de
carga para atendimento satisfatório do sistema.
Em 2003, antes da entrada da usina de Aimorés, a operação com defasagem nula em
Mascarenhas teria como efeito uma redução aproximada de 14% no carregamento da
transformação de Vitória, suficiente para evitar a operação com sobrecarga em regime
normal na mais severa configuração analisada, ou seja, com as térmicas Macaé
Merchant e Norte Fluminense com geração máxima e o fluxo na interligação Norte-Sul
elevado no sentido do Sudeste para o Norte. Nesta condição o carregamento reduziria
de 110 para 96%. Esta redução somente não seria suficiente para evitar carregamentos
elevados da ordem de 125% na transformação de Vitória no caso de perda de um dos
seus transformadores.
Por outro lado, a operação com defasagem nula em Mascarenhas agravaria a situação
da área leste de Minas na perda das LT 500 kV Neves - Vespasiano ou Vespasiano Mesquita acarretando um acréscimo em torno de 120 MW no corte de carga em relação
a situação atual. É importante ressaltar que os dois circuitos 230 kV entre Taquaril e
Itabira operam atualmente com restrição. O primeiro limitado a 175 MVA e o segundo a
209 MVA, por problemas de vão crítico no atendimento à extensa área de mineração.
A partir da entrada em operação da 3ª unidade da usina de Aimorés prevista para abril
de 2004, o risco da transformação de Vitória operar com sobrecarga em regime normal
fica muito reduzido, mesmo com a defasagem atual em Mascarenhas, mantidas as
previsões de carga para o Estado do Espírito Santo. O carregamento chegaria no
máximo a 100% na mais severa configuração, mencionada anteriormente, e a 86%
considerando a operação com defasagem nula. O risco de operação com carregamentos
elevados na transformação de Vitória, na perda de um dos seus transformadores,
permaneceria com carregamentos da ordem de 131% e 112% com a defasagem atual e
nula respectivamente.
Com relação à área leste de Minas Gerais, o risco de corte carga na perda das LT
500 kV Neves - Vespasiano ou Vespasiano - Mesquita com a presença da usina de
Aimorés é muito reduzido, considerando a defasagem atual. Com a defasagem nula este
corte poderia chegar a 30 MW obedecendo aos critérios de tensão e carregamentos da
rede básica. Este corte aumentaria para 110 MW no caso de uma geração reduzida na
área leste de Minas Gerais (da ordem de 50% da capacidade instalada) e com uma
máquina de Aimorés em manutenção. É importante ressaltar que com a defasagem nula
a usina de Aimorés fica com 70% da sua geração voltada para o Estado do Espírito
ONS
PAR 2003-2005
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Santo, o que significa dizer que com a defasagem atual ela contribuiria muito mais com o
sistema leste de Minas Gerais na contingência mencionada anteriormente.
Resumidamente, a transformação de Vitória estaria correndo o risco de operar com
sobrecarga em regime normal entre a entrada da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória em
junho de 2003 até a entrada total da usina de Aimorés em abril de 2004, num total de 10
meses. Daí em diante a sobrecarga em regime normal não é mais esperada
independentemente da defasagem usada em Mascarenhas assim como carregamentos
elevados acima de 100% poderão ocorrer na transformação de Vitória na perda de um
dos seus transformadores até a entrada de Areinhas. Desta forma, a proposta da
ESCELSA consistiria na substituição do atual transformador de Mascarenhas por outro
de igual potência (150 MVA) que operasse com defasagem nula no período crítico
mencionado anteriormente. Este novo transformador estaria apto a operar também com
–30º ou +30º graus quando necessário fosse. O 2º transformador previsto para entrar em
operação com a usina de Aimorés teria as mesmas características do anterior.
Verifica-se que a troca de defasagem de Mascarenhas é possível, devendo, entretanto
restringir-se ao período crítico mencionado, ou seja, retornar com a defasagem de –30º
com a implantação da UHE Aimorés em abril de 2004, tendo em vista que essa usina
com a defasagem atual é a solução planejada para resolver os problemas da área leste
de Minas Gerais. O ONS através dos estudos de curto prazo irá avaliar o momento
propício para alteração da defasagem da transformação de Mascarenhas.
Neste contexto, cabe ressaltar a importância da implantação da SE Areinha 345/138 kV
com a maior brevidade possível para se assegurar condições adequadas de atendimento
ao Estado.
Um trecho em 138 kV que merece atenção são os dois circuitos que ligam a SE Campos
no Estado do Rio de Janeiro à Cachoeiro do Itapemirim no Estado do Espírito Santo.
Estas linhas se encontram bem carregadas no horizonte do estudo, podendo apresentar
carregamento acima do limite normal (150 MVA) em duas situações: na emergência de
um dos circuitos deste trecho e na emergência de um dos circuitos de 345 kV entre
Campos e Vitória.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
A ESCELSA deve avaliar a possibilidade de desligar uma parcela dos capacitores
instalados na sub transmissão nos períodos de carga leve e mínima de forma a
minimizar a necessidade de desligamentos de linhas de transmissão no sistema
de 500 kV para controle de reativos.
2.
Assegurar a entrada em operação nas datas indicadas das seguintes obras não
integrantes da Rede Básica:
-
ONS
SE Mascarenhas - transformador 230/138 kV – 150 MVA, com tapes para
defasagem angular de –30º, 0º e 30º, operando inicialmente com defasagem
nula, em substituição ao trafo existente (Data: JUL/2003, ESCELSA);
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3.
ONS
-
SE Mascarenhas - 2º transformador 230/138 kV – 150 MVA, com tapes para
defasagem angular de –30º, 0º e 30º, operando inicialmente com defasagem
nula (Data: NOV/2003, ESCELSA);
-
UHE Aimorés – 3x110 MW (Data: NOV/2003 a ABR/2004);
-
SE Mascarenhas – alteração da defasagem angular dos transformadores
230/138 kV – 2x150 MVA para –30º (Data: ABR/2004, ESCELSA);
implantar a nova SE Areinha – SE 345/138 kV com a maior brevidade possível
(ESCELSA);
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DE
MINAS GERAIS
ONS
PAR 2003-2005
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3.3.3 Minas Gerais
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema de transmissão que atende ao Estado de Minas Gerais é constituído por um
eixo principal de 500 kV composto por três circuitos, uma malha de 345 kV e também por
um sistema de 230 kV. Essas linhas de transmissão têm sua origem no próprio Estado e
chegam às áreas central, sul, norte, leste, triângulo mineiro e oeste do Estado.
O sistema de 500 kV responde por cerca de 40% da potência destinada à área e
interliga-se com o sistema de escoamento das usinas do rio Paranaíba, enquanto o
sistema de 345 kV, por onde transita cerca de 25% da potência dirigida ao Estado,
interliga a área Minas Gerais com as usinas do rio Grande. A área leste do Estado é
atendida por um circuito em 500 kV derivado da subestação Neves até a subestação
Mesquita e desta até Gov.Valadares em 230 kV, onde chega a linha de transmissão de
230 kV que parte do Estado do Espírito Santo e interliga esses Estados. O Vale do Aço é
atendido por três circuitos de 230 kV que partem da subestação Taquaril e se interligam
à subestação Mesquita.
O atendimento à maior parcela do mercado de energia elétrica de Minas Gerais é
proveniente das usinas das bacias dos rios Grande e Paranaíba localizadas no próprio
Estado ou na divisa com São Paulo e Goiás.
A área central concentra cerca de 80% da demanda, e tem problemas de atendimento
durante contingências simples de circuitos de 500 kV, 345 kV e 230 kV, que podem levar
ao corte de cargas na região metropolitana de Belo Horizonte, na área leste do Estado e
norte do Estado em Várzea da Palma e Montes Claros.
O atendimento à área sul de Minas conta com o reforço recente da nova subestação em
500 kV localizada em Itajubá, além da existente em Poços de Caldas, proporcionando
um desempenho satisfatório desse sistema.
As demais áreas do Estado, triângulo mineiro e oeste, são atendidas principalmente por
sistemas de distribuição de 138 kV interligados às usinas do rio Grande e Paranaíba.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O desempenho da área Minas Gerais no período 2003-2005, terá uma melhora
significativa em condições normais de operação e em contingências simples de linhas de
transmissão em razão de três aspectos principais:
−
instalação próxima aos centros de carga de novas usinas hidro e termelétricas.
Esse sistema disporá de um montante adicional da ordem de 1.025 MW até o ano
2003, de 685 MW em 2004 e de mais 260 MW para o ano de 2005, perfazendo
um total de 1.970 MW. A potência instalada dessas novas usinas equivale a cerca
de 28% da demanda máxima prevista para 2005, da ordem de 7.020 MW;
−
implantação de obras como a subestação seccionadora de Bom Despacho
500 kV, a SE Vespasiano 2 500/138 kV e o sistema receptor da Norte/Sul II.
Outras obras relevantes, que ainda não foram autorizadas, são as conexões para
tornar manobráveis os reatores de linha de 500 kV de Jaguara, Neves e Ouro
Preto, fundamentais para a obtenção de melhor desempenho do sistema.
ONS
PAR 2003-2005
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Também irão contribuir para um melhor desempenho as obras na rede de
distribuição, que compreendem os bancos de capacitores das subestações de
Neves e da futura Vespasiano de 123 Mvar/ 138 kV cada, e ainda de Ouro Preto
de 147 Mvar/ 138 kV; e
−
a redução da demanda da ordem de 10% ao ano em relação às previsões
anteriores, reflexo dos efeitos do racionamento de energia de 2001 e
eventualmente de previsões otimistas anteriormente elaboradas.
Considerando esses aspectos, não se espera corte de carga para contingências simples
no sistema de 500 kV que atende ao Estado.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica previstas
para o Estado de Minas Gerais.
Tabela 3.10 – Obras na Rede Básica no Estado de Minas Gerais
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT 230 KV Aimorés – Mascarenhas C2, circuito
simples (associada à conexão da UHE Aimorés)
Concessão em análise pela
ANEEL
Data de necessidade: NOV/2003
LT 230 KV Aimorés – Governador Valadares,
recapacitação – circuito simples, 131 km
Em análise pela ANEEL
Data de necessidade: NOV/2003
LT 500 KV Itumbiara – Marimbondo, circuito Em licitação pela ANEEL
simples, 212 km (associado à interligação Data de necessidade: DEZ/2003
Norte/Sul II)
SE Vespasiano 2
Implantação
do
setor
de
500 kV
seccionamento da LT Neves - Mesquita
Autorizado à CEMIG
Prazo contratual: MAR/2003
com
Previsão para operação:JUN/2003
Autorizado à CEMIG
Prazo contratual: MAI/2003
Implantação de SE para seccionamento das LTs
Previsão para operação:MAI/2003
500 kV Jaguara – Neves, Jaguara – São Gonçalo
do Pará e São Gotardo 2 - Neves
SE Bom Despacho 3
reator manobrável de barra de 91 Mvar - 500 kV
SE Ouro Preto 2
3º banco de autotransformadores 500/345 kV,
400 MVA (associado à LT 345 KV Ouro Preto 2 –
Vitória)
SE São Gotardo 2
reator manobrável de barra de 91 Mvar - 500 kV
ONS
PAR 2003-2005
Autorizado à FURNAS
Prazo contratual: MAI/2003
Previsão para operação:JUL/2003
Concessão em análise pela
ANEEL
Data de necessidade: 2002
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE Neves
Concessão em análise pela
Conexão para reator 91 Mvar - 500 kV da LT São ANEEL
Data de necessidade: 2002
Gotardo 2 – Neves
Concessão em análise pela
ANEEL
Conexão para reator 91 Mvar - 500 kV da LT Ouro
Data de necessidade: 2002
Preto 2 – São Gonçalo do Pará
SE Ouro Preto 2
SE Ouro Preto 2
Obra nova, proposta neste PAR
Reator de 60 Mvar - 345 kV manobrável, na LT Data de necessidade: MAI/2003
Ouro Preto 2 – Vitória
Concessão em análise pela
ANEEL
Conexão para reatores nas LTs Jaguara – Neves
Data de necessidade: 2002
e Jaguara – São Gonçalo do Pará (2x91 Mvar 500 kV)
SE Jaguara
SE Jaguara
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de três disjuntores para conexão dos Data de necessidade: 2002
trafos T11 e T12 – 500/345 kV às barras 1 e 2
(instalação de uma seção – configuração disjuntor
e meio)
SE Jaguara
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de TCs e filtros de onda 345 kV nas Data de necessidade: 2002
saídas para Volta Grande, Luiz Carlos Barreto e
Pimenta
SE Pimenta
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de TCs e filtros de onda 345 kV nas Data de necessidade: 2002
saídas para Barreiro, Furnas e Barbacena
SE Volta Grande
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de equipamentos terminais (TCs, Data de necessidade: 2002
filtros de onda, chaves seccionadoras e
disjuntores) na saída para Volta Grande e vão de
interligação
SE Barbacena
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de TCs e filtros de onda 345 kV na Data de necessidade: 2002
saída para Pimenta
ONS
PAR 2003-2005
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Porto Colômbia
substituição de
(TCs, filtros de
disjuntores) nas
Grande e vão de
SITUAÇÃO ATUAL
Obra nova, proposta neste PAR
equipamentos terminais 345 kV Data de necessidade: 2002
onda, chaves seccionadoras e
saídas para Itumbiara e Volta
interligação
SE Luiz Carlos Barreto
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de TCs e filtros de onda 345 kV na Data de necessidade: 2002
saída para Volta Grande
Concessão em análise pela
ANEEL
Conexão para reator 91 Mvar - 500 kV na LT São
Data de necessidade: 2002
Gotardo 2
SE Emborcação
SE Poços de Caldas
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de transformador de potencial
capacitivo – 500 kV
Data de necessidade: 2002
SE Itumbiara
Obra nova, proposta neste PAR
Reator de 136 Mvar - 500 kV manobrável, na LT Data de necessidade: ABR/2003
Itumbiara – Samambaia
SE Itutinga
Obra nova, proposta neste PAR
Reator manobrável de barra de 60 Mvar - 345 kV
Data de necessidade: JUN/2003
SE Marimbondo
Em licitação pela ANEEL
Reator de 100 Mvar - 500 kV manobrável, na LT
Itumbiara – Marimbondo
Data de necessidade: DEZ/2003
SE Marimbondo
Obra nova, proposta neste PAR
Reator manobrável de barra de 100 Mvar - 500 kV Data de necessidade: DEZ/2003
!
(a)
ONS
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
As condições de atendimento ao Estado de Minas Gerais são bastante
influenciadas pela instalação de diversas usinas no período 2002 a 2005,
relacionadas na Tabela 3.11.
PAR 2003-2005
209 / 478
Tabela 3.11 – Usinas hidrelétricas previstas para o Estado de Minas Gerais até 2005
Usina
Potência Instalada [MW]
2002 e 2003
UHE Candonga
2004
120
UHE Picada
50
UTE Ouro Preto
23
UTE Barreiro
12
UHE Santa Clara
60
PCH Pipoca
PCH Areia Branca
12,5
12,5
20
PCH Cachoeirão
UHE Queimados
27
105
UHE Capim Branco 1
306
UHE Capim Branco 2
210
UHE Aimorés
110
UTE Ibiritermo
460
PCH Pai Joaquim
23
UHE Funil Grande
180
TOTAL
2005
1.005,5
220
685,5
260
(b)
Para o horizonte 2003 – 2005, verificam-se fluxos para área central de Minas
Gerais (FMG) da ordem de 3.902 MW em 2003, 3.777 MW em 2004 e 4.034 MW
em 2005, não sendo esperados cortes de carga para contingências simples no
sistema de 500 kV. Ressalta-se que as contingências nas LTs 500 kV São
Gotardo 2 – Emborcação e Nova Ponte – Jaguara são muito influenciadas pelo
fluxo na interligação Norte – Sul. Em cenários com importação elevada pelo
Sudeste, superior a 1.500 MW, faz-se necessária a abertura de reatores e ajustes
em tensões terminais de algumas usinas, para permitir condições mínimas de
tensão.
(c)
A implantação da subestação seccionadora de Bom Despacho já autorizada pela
ANEEL com prazo até maio de 2003, permitirá elevação no limite de transmissão
(FMG) para a área central em contingências simples em cerca de 250 MW.
(d)
Outras obras importantes estão previstas para entrar em operação a partir de
2003 e que influenciam significativamente o sistema da área Minas Gerais,
destacando-se o sistema receptor da Norte - Sul II composto das LTs 500 kV
Samambaia - Emborcação, Samambaia – Itumbiara e Itumbiara – Marimbondo,
que está em licitação pela ANEEL e deverá entrar em operação somente em
ONS
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2004. A LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória e o terceiro autotransformador
500/345 kV, da SE Ouro Preto 2, previstos para julho de 2003, que interligarão
os sistemas de transmissão de atendimento aos Estados de Minas Gerais e
Espírito Santo, aumentam principalmente a confiabilidade ao Espírito Santo. O
fluxo nessa interligação será normalmente no sentido MG#ES, mas pode se
reduzir consideravelmente no caso de elevados despachos nas usinas térmicas
na área Rio de Janeiro.
(e)
Encontra-se em construção a SE Vespasiano 2, 500/138 kV, com previsão de
conclusão para junho de 2003. Essa subestação irá seccionar a LT 500 kV Neves
– Mesquita e sua principal finalidade é ampliar a capacidade de atendimento às
cargas da área metropolitana de Belo Horizonte, reduzindo o carregamento da SE
Barreiro 345/138 kV em cerca de 7% e eliminando as sobrecargas anteriormente
previstas dos transformadores da SE Neves 500/138 kV (redução de
carregamento em cerca de 30%) em condições normais de operação. Entretanto,
na perda da LT 500 kV Neves – Vespasiano 2 em carga pesada, poderá ser
necessário adotar medidas para eliminar pequena sobrecarga
nos
transformadores de Neves 500/138 kV em 2003. Essa sobrecarga é eliminada
com a implantação da UHE Aimorés, sem a qual chegaria a 9% em 2005.
A perda da LT 500 kV Neves – Vespasiano 2, ainda acarreta sobrecarga nas LTs
138 kV Neves - Santa Luzia 1, Neves – Neves 1 e Santa Luzia 1 – Vespasiano 2.
Para o ano de 2005, além da sobrecarga nas linhas citadas, verifica-se
sobrecarga de 5% na LT 138 kV Betim 2 – Betim 3.
A utilização de ECE que desligue transformadores da SE Vespasiano 2,
500/138 kV contribui para um alívio deste sistema de 138 kV. Entretanto, ainda
persistem problemas de sobrecarga nas LTs 138 kV Neves – Neves 1 e Neves –
Santa Luzia 1.
A perda da LT 500 kV Vespasiano 2 – Mesquita leva o sistema de 230 kV em
Governador Valadares e Ipatinga a acentuada queda de tensão, além de causar
sobrecarga de cerca de 16% na LT 230 kV Taquaril – Itabira e 4% na
transformação de Taquaril 345/230 kV. Esta situação permanece até a entrada
em operação da UHE Aimorés, prevista para o final de 2003. A necessidade de
corte de carga para eliminar as sobrecargas observadas no caso dessa
contingência é influenciada pela defasagem do transformador 230/138 kV da SE
Mascarenhas, conforme descrito no item 3.3.2 referente ao Espírito Santo.
(f)
ONS
A implantação da UHE Aimorés exigirá as seguintes obras ainda não autorizadas:
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas, circuito simples de 20 km de extensão; 2º
banco de transformadores na SE Mascarenhas 230/138 kV - 150 MVA, a
recapacitação da LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena – Gov. Valadares e a
construção do pátio de 230 kV na SE Mascarenhas. Essas obras permitirão o
escoamento da geração dessa usina em condições normais e durante
contingências de linhas e de transformadores.
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Caso a UHE Aimorés entre em operação antes dos reforços de transmissão
relacionados, a contingência de qualquer trecho na LT 230 kV Mascarenhas –
Aimorés – Conselheiro Pena – Governador Valadares resultará em sobrecarga
nos circuitos remanescentes, sendo necessário implantar esquema de alívio de
geração em Aimorés. Ainda na condição da operação da usina sem os reforços
propostos e considerando ainda despachos elevados nas termelétricas do Rio de
Janeiro, poderá haver restrição ao despacho em condições normais de operação
para evitar sobrecarga no circuito entre Aimorés e Governador Valadares.
(g)
A usina térmica de Ibiritermo, em operação a partir de 2002 (1ª etapa – 230 MW),
irá se conectar ao sistema de 138 kV junto ao centro de carga da área
metropolitana de Belo Horizonte, acarretando importantes benefícios ao sistema
como redução de perdas, alívio das fontes de compensação reativa e redução
significativa do carregamento das subestações de Neves (23%) e Barreiro (30%),
ocasionando alívio do sistema de transmissão de 500 kV com conseqüente
melhora do desempenho desse sistema. A implantação da segunda etapa
(230 MW) está prevista para fins de 2003, acarretando uma redução ainda maior
nos carregamentos das subestações já citadas, da ordem de 30% e 45%,
respectivamente.
(h)
Verifica-se que a contingência da LT 345 kV Barbacena – Juiz de Fora, circuito
radial e simples, é suportada sem corte de cargas no horizonte 2003 - 2005.
Contribuem para esse desempenho satisfatório as usinas localizadas no sistema
de 138 kV como a usina hidrelétrica de Sobragi (3 x 20 MW) e a usina
termelétrica de Juiz de Fora (62 MW), assim como a redução de carga na área de
Juiz de Fora em cerca de 60 MW em relação ao PAR 2002 – 2004. A implantação
da UHE Picada (2 x 25 MW) prevista para o ano de 2005, irá beneficiar ainda
mais essa área e seu desempenho em face de contingência na linha de
transmissão de 345 kV.
(i)
A área norte de Minas Gerais é submetida ao corte total de cargas quando da
perda da LT 345 kV Três Marias – Montes Claros, circuito simples. Essa situação
será amenizada com a entrada em operação da futura usina hidrelétrica de Irapé
prevista para 2006, que irá contribuir para atenuar os problemas de atendimento.
Outro aspecto relevante no que tange a essa área, observado durante os
períodos de carga pesada e média em todo o horizonte analisado, é a ampla
variação de tensão na rede de 345 kV decorrente de modulação de carga.
Durante a carga pesada podem acontecer sobretensões na rede de 345 kV e na
carga média, ao contrário, subtensões.
(j)
Em condições de despacho de geração elevado nas usinas térmicas da área Rio
de Janeiro e nas usinas de Luis Carlos Barreto e Furnas, fluxos na interligação
Norte-Sul no sentido norte, superiores a 1.000 MW e despacho inferior a 50% nas
usinas do rio Paranaíba, podem ocorrer sobrecargas, em regime normal de
operação, na LT 345 kV Furnas – Pimenta, cujo limite de longa duração é de
728 MVA. Nas condições mencionadas, a perda da LT 345 kV Jaguara – Luis
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Carlos Barreto pode causar sobrecarga superior a 34% na LT 345 kV Furnas –
Pimenta, assim como a perda da LT 345 kV Furnas – Pimenta acarreta
sobrecarga superior a 2% na LT 345 kV Jaguara – Luis Carlos Barreto. Para
contornar esse problema está sendo proposta neste PAR a substituição de
equipamentos terminais nas linhas em 345 kV que interligam as usinas do rio
Grande à área central do Estado.
(k)
A entrada em operação das usinas hidrelétricas Capim Branco I, interligada ao
barramento de 138 kV de Emborcação a partir de outubro de 2004, e Capim
Branco II ligada ao sistema de 138 kV de Uberlândia, Uberaba, Araguari e
Emborcação, a partir de janeiro de 2005, melhora sensivelmente o desempenho
do sistema da região do triângulo mineiro e causa redução no carregamento da
transformação de Emborcação 500/138 kV. Para o ano de 2005, ocorre inversão
no sentido do fluxo da transformação citada, fluindo do 138 kV para o 500 kV.
Ressalta-se que a presença destas usinas eleva o carregamento da rede que
interliga as usinas dos rios Paranaíba, Paraná e Grande, principalmente do eixo
de transmissão em 345 kV Itumbiara – Porto Colômbia – Volta Grande.
(l)
Até a entrada em operação da usina hidrelétrica Queimados, o subsistema de
João Pinheiro, principalmente na área de Paracatu, apresenta-se com perfil de
tensão muito baixo, na faixa de 0.90 pu. A implantação dessa usina melhora o
controle de tensão nesta área e provoca redução de fluxo da região do Triângulo
Mineiro para a malha regional norte, pela da LT 138 kV Coromandel – Vazante.
Esta redução irá proporcionar menores carregamentos no ramal entre Jaguara e
Pato de Minas e melhores níveis de tensão no ramal entre Jaguara e Vazante.
!
CONTROLE DE TENSÃO
(a)
Desligamentos de linhas para controle de tensão têm ocorrido no sistema de
500 kV e quando necessário desliga-se a LT 500 kV S. Gotardo 2 – Neves, o que
é indesejável para a confiabilidade do sistema.
As máquinas geradoras das usinas operam sub-excitadas e as unidades da usina
de Emborcação têm apresentado dificuldades para operar como síncrono, por
restrições impostas por órgãos ambientais.
No período 2003-2005, com demanda da ordem de 4.685 MW e fluxo FMG de
2.818 MW para o ano de 2005, patamar de carga leve, o controle de tensão
desse sistema poderá ser efetuado, sem o desligamento de linhas de 500 kV,
com os recursos disponíveis e propostos.
(b)
A implantação de um reator de 50 Mvar na SE Várzea da Palma 1, possivelmente
oriundo da transferência de um dos dois reatores de mesma potência, existentes
na SE São Gotardo, que não vem sendo utilizados devido a problemas
operacionais nesta SE, eliminaria a possibilidade de sobretensões inadmissíveis
na malha regional norte da CEMIG, no horário de carga pesada, além de propiciar
maior flexibilidade no controle de tensão.
(c)
No PAR 2002-2004 recomendou-se a instalação de dois novos reatores
manobráveis de 91 Mvar/500 kV, um na futura subestação Bom Despacho já
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autorizado, e outro em S. Gotardo 2 cuja concessão ainda não foi equacionada
pela ANEEL. Além destes, devem ser manobrados os reatores de linha 500 kV de
Neves, Emborcação, Ouro Preto e Jaguara conforme proposto, mas ainda não
autorizados.
(d)
Com relação à futura LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo, que será licitada
proximamente e tem previsão de entrada em operação para 2004, é importante
ressaltar as condições verificadas quando de energização a vazio ou abertura de
um dos terminais de Itumbiara e Marimbondo. Os estudos efetuados para essa
linha de transmissão (212 km) não indicaram a necessidade de instalação de
reatores quando de energização ou rejeição. Entretanto, simulações efetuadas
neste PAR 2003-2005, em regime permanente e transitório mostram tensões
sustentadas no terminal em vazio superiores aos limites estabelecidos de 110%
(550 kV) da tensão nominal quando de rejeição ou abertura dessa linha de
transmissão sem atuação da proteção no terminal remoto.
(e)
O sistema existente do lado de Marimbondo, em muitas condições operativas,
não possui recursos suficientes para reduzir essas tensões ao patamar
satisfatório que permita o fechamento do terminal aberto dentro das condições
estabelecidas para os equipamentos de manobra. As simulações mostram que
para abertura no terminal de Itumbiara, as tensões sustentadas na ponta da linha
atingem patamares de até 115%(575 kV) estando três máquinas em operação na
usina de Marimbondo. Por outro lado, para abertura no terminal de Marimbondo,
observam-se tensões também elevadas no terminal em vazio de Marimbondo que
podem atingir 113%(565 kV) da nominal, estando três máquinas sincronizadas na
usina de Itumbiara. Ressalta-se que o número mínimo de máquinas determinado
para a operação na usina de Marimbondo é de três unidades e de uma unidade
na usina de Itumbiara, que são as usinas mais influentes para o controle de
tensão dessa linha de transmissão.
Entretanto, considerando a capacidade plena das unidades geradoras da usina
de Itumbiara, verifica-se que é possível a utilização dessas máquinas para a
obtenção de tensões satisfatórias no terminal aberto de Marimbondo, não sendo o
mesmo possível para a usina de Marimbondo com três máquinas, tendo em vista
as solicitações impostas pelo sistema para essa usina. Desse modo, conclui-se
que é indispensável a inserção de reator no sistema que abrange essa linha de
transmissão. As simulações efetuadas [26] indicam que um reator no terminal de
Marimbondo de cerca de 200 Mvar/500 kV é satisfatório no caso de abertura em
Marimbondo e que, para abertura em Itumbiara não há necessidade de reator
tendo em vista a presença de reator no terminal oposto de Marimbondo. Tendo
em conta às condições de operação previstas para essa linha de transmissão
com possibilidade de elevados fluxos, o reator da LT 500 kV Marimbondo Itumbiara deve ser manobrável, devendo ser inserido no terminal desta LT em
Marimbondo cerca de 100 Mvar (o montante total de 200 Mvar é elevado para
instalação apenas na linha), com os restantes 100 Mvar sendo instalados no
ONS
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barramento de 500 kV da subestação de Marimbondo, propiciando maior
flexibilidade operativa para diversas condições de operação.
(f)
Outro aspecto importante que deve ser observado é quanto à operação da usina
hidrelétrica de Marimbondo (8 x 186 MW). Observa-se que esta usina deverá
operar no limite de absorção de reativo, em carga leve, estando em operação a
LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo sem os reatores propostos. Nas condições
estudadas no horizonte 2005, para o efetivo controle de tensão, torna-se
necessário um número maior de unidades geradoras que o mínimo de três
máquinas estabelecido para essa usina. Tendo em vista a manutenção de
condições que favoreçam a operação quando necessária da usina de
Marimbondo com 3 unidades sincronizadas, a instalação de um montante de
2x100 Mvar em Marimbondo 500 kV (conforme item anterior) amenizaria este
problema, com menor solicitação das máquinas e, no caso de abertura no
terminal de Itumbiara, a tensão na ponta da linha de 1.11 p.u pode ser reduzida
com a atuação na tensão das máquinas dessa usina, sem causar restrições no
restante do sistema. A condição estudada de operação do sistema na carga leve
de junho de 2005 resumidamente é a seguinte: FRJ= 2.380 MW, fluxo na LT
500 kV Marimbondo – Araraquara de 324 MW, despacho na usina de
Marimbondo de 550 MW e tabela a seguir.
Tabela 3.12 – Condição de carga leve para junho de 2005
Área
Carga
(MW)
Geração
(MW)
RJ e ES
MG
SP
4.564
6.685
8.934
6.830 (*)
2.700
4.065
(*) com as usinas térmicas instaladas na área
(g)
O elevado perfil de tensão observado em alguns cenários de geração a partir do
ano de 2003, acarretou problemas de controle de tensão com os recursos
existentes, não permitindo condições satisfatórias sem o desligamento de linhas
de transmissão, mesmo já com a inserção dos reatores em Marimbondo.
Portanto, devem ser adicionados reatores manobráveis no sistema de 500 kV que
deriva da usina de Marimbondo até à área Rio de Janeiro e na SE Itutinga, tendo
como base evitar/minimizar, ao menos em carga leve, o desligamento de LTs
para controle de tensão e tornar a operação do sistema mais flexível.
Dificuldades no controle de tensão também são observadas no barramento de
345 kV da subestação de Itutinga, em todas as condições de carga, onde essa
tensão é função dos fluxos nas linhas de 345 kV Itutinga - Adrianópolis e Itutinga
– Furnas. Fluxos baixos nestas linhas, que são decorrentes da entrada das
usinas térmicas na área Rio de Janeiro e de despachos reduzidos nas usinas do
rio Grande, principalmente Furnas e L. C. Barreto, podem acarretar tensões
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acima do limite máximo admissível de 105%, vindo a dificultar o controle
desejável nessas usinas e na SE Adrianópolis 345 kV, que seriam os pontos de
auxilio para o controle de tensão. Desse modo, recomenda-se a instalação de
reatores manobráveis na SE Itutinga – 2x 50 Mvar/13.8 kV.
Simultaneamente, estão sendo realizados no ONS estudos de recomposição de
sistema, que estão por concluir pela necessidade de reatores nesses sistemas de
500 kV e 345 kV de forma a eliminar restrições hoje existentes nas instalações e
permitir rotas alternativas de recomposição. Essas instalações estão sendo
identificadas e irão auxiliar esse problema de controle de tensão, uma vez que as
necessidades identificadas no estudo de recomposição são compatíveis quanto a
alocação e montantes e resolvem os problemas mencionados.
Observa-se que os reatores recomendados para a SE Itutinga podem aproveitar
os terciários dos transformadores dessa subestação. Entretanto, a recomposição
mais ágil por esse sistema não deve depender da energização desses
transformadores e, nesse sentido, esses reatores podem ser substituídos por
outro reator manobrável de 60 Mvar de 345 kV, sendo também satisfatório para o
controle de tensão dessa área.
(h)
Adicionalmente, deve ser considerada pela CEMIG a possibilidade de
desligamento de capacitores da subtransmissão em 138 kV durante as cargas
leve e mínima.
!
CONEXÃO REDE BÁSICA - DISTRIBUIÇÃO
(a)
A transformação de Mascarenhas de Moraes 345/138 kV – 1 x 150 MVA
apresenta-se com elevado carregamento em condições normais de operação, já
no ano de 2003. No restante do período, esta situação se agrava, vindo a ocorrer
sobrecarga de cerca de 7% e 10%, respectivamente para os anos de 2004 e
2005. A presença de um transformador em Porto Colômbia, religando os sistemas
de 345 kV e 138 kV, aliviaria o carregamento da transformação de Mascarenhas
de Moraes em cerca de 20%, além de contribuir para redução no fluxo das LTs
345 kV Porto Colômbia – Volta Grande e M. de Moraes – Luís C. Barreto.
Observa-se que as LTs 345 kV Porto Colômbia - Marimbondo e Porto ColômbiaItumbiara ficam mais solicitadas quando da presença da transformação de Porto
Colômbia.
(b)
O transformador de Itutinga 345/138 kV é fortemente influenciado pela presença
das usinas térmicas no Rio de Janeiro e pelas condições de fluxo na Interligação
Norte – Sul, de tal forma que, dependendo do valor de intercâmbio num cenário
tendo o Sudeste exportador e das condições de despacho nas usinas térmicas, a
perda de um transformador pode acarretar sobrecarga de até 15% no
remanescente, para o ano de 2003. Nas condições citadas, esta perda se agrava
ao longo do horizonte, chegando a atingir cerca de 50% no ano de 2005.
Uma possível solução para este problema seria a radialização do sistema de
138 kV ligado a SE Itutinga pela separação do barramento de São João Del Rey.
Verifica-se que esta solução resolve a situação de carregamento do
ONS
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transformador de Itutinga, elevando, no entanto, o carregamento da LT 345 kV
Furnas – Pimenta entre 80 e 100 MW, que pode apresentar sobrecargas em
algumas situações de despacho de usinas na área Rio de Janeiro, no Paranaíba
e na interligação Norte-Sul.
(c)
A entrada em operação das usinas hidrelétricas de Pipoca (25 MW) e Areia
Branca (20 MW) irá contribuir, em pequena escala devido a sua baixa capacidade
de geração, para um menor risco de sobrecarga do AT 230/138 kV-150 MVA de
Ipatinga, quando de geração reduzida na UHE Salto Grande. Estas usinas
proporcionarão também atendimento a um maior montante de carga na área de
Ipatinga, e em geral na malha Regional Leste da CEMIG, quando da perda da LT
Mesquita - Vespasiano 500 kV ou da LT Neves – Vespasiano 500 kV.
(d)
A presença da usina hidrelétrica de Candonga (120 MW) proporciona melhoria no
controle de tensão para a área de Ouro Preto e Ponte Nova e maior
confiabilidade no atendimento à carga, principalmente em contingências na rede
de 138 kV.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
A CEMIG deve avaliar a possibilidade de desligar uma parcela dos capacitores
instalados na subtransmissão nos períodos de carga leve e mínima, de forma a
minimizar a necessidade de desligamentos de linhas de transmissão no sistema
de 500 kV para controle de reativos.
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DE
SÃO PAULO
ONS
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3.3.4 São Paulo
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema de transmissão que atende ao Estado de São Paulo é constituído
principalmente, por três circuitos em 750 kV, circuitos em 500 kV, uma malha em 440 kV,
circuitos em 345 kV e pelo sistema em corrente contínua de 600 kV de uso exclusivo da
UHE Itaipu 50 Hz. Algumas regiões do Estado são atendidas em tensão de 230 kV.
Os três circuitos de 750 kV provenientes da UHE Itaipu 60 Hz atendem à grande São
Paulo pela transformação 750/345 kV de Tijuco Preto e se ligam ao sistema em 500 kV
que atende ao Estado do Rio de Janeiro pela transformação 750/500 kV de Tijuco Preto.
Esses três circuitos em 750 kV são também ligados ao sistema Sul pela transformação
750/500 kV de Ivaiporã.
Uma parte do sistema em 500 kV provém das usinas da bacia do Paranaíba e da UHE
Marimbondo no rio Grande, atravessando o Estado de São Paulo até a subestação de
Cachoeira Paulista. Nesse ponto interliga-se às linhas em 500 kV provenientes da
subestação de Tijuco Preto. O sistema em 500 kV está ligado à malha de 440 kV pelas
transformações de Água Vermelha e de Taubaté e ao sistema em 345 kV na subestação
de Campinas. A malha de 440 kV, que atravessa todo o Estado de São Paulo, tem
origem nas usinas dos rios Paraná e Paranapanema, e atende aos centros de carga no
interior do Estado, chegando até as subestações terminais de 440 kV de Embu Guaçu,
Cabreúva e Santo Ângelo, próximas à capital do Estado.
O sistema em 345 kV provém das usinas do rio Grande, atende às cargas no interior do
Estado nas regiões de Franca e Campinas e conecta-se ao sistema em 345 kV na
grande São Paulo nas subestações de Guarulhos e Mogi. O sistema em corrente
contínua de 600 kV, de uso exclusivo da usina de Itaipu 50 Hz tem seu terminal receptor
na subestação de Ibiúna, por onde a potência dessa usina se interliga à malha em
345 kV.
Os pontos de suprimento à distribuição na região metropolitana de São Paulo são
interligados por um sistema em 345 kV receptor do sistema em 440 kV (subestações de
Santo Ângelo e Embu Guaçu), do sistema em 345 kV nas subestações de Guarulhos e
Mogi, do sistema em 750 kV na subestação de Tijuco Preto e do sistema em corrente
contínua de Itaipu na subestação de Ibiúna.
Um sistema em 230 kV que tem origem na subestação de Assis 440/230 kV interliga
usinas do rio Paranapanema aos centros de carga no interior do Estado, chegando até à
SE Cabreúva 440/230 kV de onde partem linhas em 230 kV que, supridas também pela
transformação 345/230 kV de Anhangüera, atendem aos centros de carga na capital do
Estado. Esse sistema em 230 kV interliga-se com o sistema da região Sul nas
subestações de Assis e Chavantes.
O vale do Paraíba do Sul é atendido principalmente por um sistema em 230 kV que tem
origem na subestação de Mogi 345/230 kV conecta-se ao sistema em 440 kV na
subestação de Taubaté e segue em direção ao Rio de Janeiro até a subestação de Nilo
Peçanha.
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Um sistema em 230 kV interligando as subestações 345/230 kV de Interlagos e Baixada,
contando também com as usinas UHE Henry Borden (parte) e UTE Piratininga, atende
cargas da capital e Baixada Santista.
O mercado de energia elétrica do Estado de São Paulo é atendido em grande parte
pelas usinas dos rios Paraná, Paranapanema e Tietê com potência instalada da ordem
de 10.100 MW, pela usina de Itaipu com 12.600 MW instalados bem como por outras
usinas do rio Grande e Paranaíba.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
A carga global do Estado de São Paulo, de acordo com as previsões de mercado
fornecidas pelas empresas, é da ordem de 17.500 MW em 2003, 18.100 MW em
2004 e 18.800 MW em 2005 na condição de carga pesada. Esses valores são
cerca de 14% inferiores (menos 3.000 MW) às previsões de mercado utilizadas
na elaboração do PAR 2002 – 2004, da ordem de 20.400 MW em 2003 e
21.100 MW em 2004.
(b)
O desempenho do sistema de transmissão é adequado em condição normal de
operação apresentando, entretanto, algumas condições insatisfatórias em
contingência de linhas de transmissão e de unidades transformadoras da Rede
Básica. As transformações de conexão entre a Rede Básica e a Rede de
Distribuição apresentam restrições em condição normal de operação e durante
emergências. Ressalta-se que essas instalações de conexão, apesar da redução
da carga, permanecem com restrições em função da indefinição das obras de
reforço apontadas no PAR 2002-2004, para serem implantadas pelas
concessionárias de distribuição.
(c)
Em condição normal de operação, durante a carga pesada, verifica-se elevada
queda de tensão no sistema em 440 kV, cerca de 6,5%, entre os barramentos de
440 kV das usinas e os barramentos de 440 kV de Santa Bárbara, Sumaré e Bom
Jardim. Esses níveis de tensão são verificados considerando-se desligados os
reatores do sistema em 440 kV.
(d)
Na condição de carga leve é necessário ligar todos os reatores existentes do
sistema para evitar o desligamento de linhas de transmissão para controle de
tensão e para reduzir a absorção de reativos pelas unidades geradoras.
Entretanto, mesmo nestas condições, podem ocorrer tensões próximas ao limite
máximo do sistema de 440 kV estando as máquinas sincronizadas bastante sub
excitadas. Esta condição caracteriza a necessidade de se implantar
compensação reativa indutiva adicional.
(e)
Em condições de carga mínima (carga mais baixa que ocorre na madrugada de
segunda-feira, Natal e Ano Novo) é impraticável com os reatores disponíveis
nesse sistema evitar o desligamento de linhas de transmissão de 440 kV. Para
operar o sistema de forma adequada é necessária a abertura de pelo menos dois
circuitos em 440 kV, condição na qual o sistema opera satisfatoriamente.
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(f)
A análise efetuada caso considerando a ampliação da interligação Sul – Sudeste,
mediante a construção da LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara e a
instalação de dois autotransformadores 500/440 kV de 750 MVA em Assis,
mostra benefícios para o sistema:
−
Reduz o carregamento do banco de transformadores da SE Assis 440/230 kV
– 336 MVA. Considerando também a instalação da LT 525 kV Ivaiporã –
Londrina C2, são eliminadas praticamente todas as situações em que o
transformador 440/230 kV da SE Assis ficaria submetido a carregamentos
superiores à sua capacidade nominal. Persistem, no entanto, sobrecargas
quando da contingência do trecho entre Londrina – Assis na condição de fluxo
elevado do Sudeste para o Sul. Note-se que, em função do maior prazo
previsto para a instalação da nova interligação em 500 kV em relação à
instalação do segundo transformador 440/230 kV de Assis poderá haver
sobrecargas nessa transformação por um maior período de tempo; e
−
reduz os carregamentos elevados, inclusive em regime normal de operação
em certas condições do sistema, na transformação de Tijuco Preto
750/345 kV – 3 x 1500 MVA.
(g)
Por outro lado, essa ampliação da interligação Sul – Sudeste provoca aumento no
carregamento das linhas de transmissão em 440 kV entre Taquaruçu, Capivara e
Assis. Em situações de despachos elevados nas usinas do Pontal do
Paranapanema, poderão ocorrer sobrecargas nas LTs 440 kV Taquaruçu –
Capivara e Capivara – Assis quando da perda da LT 440 kV Taquaruçu – Assis.
(h)
Há, também, aumento no carregamento do sistema em 500 kV a partir de
Araraquara em direção a Cachoeira Paulista, podendo acarretar fluxos elevados
no transformador 500/345 kV - 1x560 MVA de Campinas e até mesmo em
sobrecargas, em condição normal de operação, para recebimentos elevados pelo
Sudeste combinados com elevados despachos de geração térmica na área Rio de
Janeiro.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as ampliações e os reforços na Rede Básica previstas para o
Estado de São Paulo.
Tabela 3.13 – Obras na Rede Básica no Estado de São Paulo
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Tijuco Preto – Baixada C3, 345 kV, circuito Autorizada à CTEEP
duplo, lançamento do 2º circuito, 26 km
Prazo contratual: OUT/2002
Previsão para operação:OUT/2002
ONS
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Bateias – Ibiúna, 500 kV, circuito duplo, Licitadas a FURNAS
328 km, com compensação série
Prazo contratual: MAR/2003
SE Ibiúna
Previsão para operação:MAR/2003
2 bancos de autotransformadores 500/345 kV –
2 X 750 MVA
LT Chavantes – Botucatu C2, 230 kV, circuito Licitada à CTEEP
simples, 137 km
Prazo contratual: JUN/2003
Previsão para operação:JUN/2003
LT Guarulhos – Anhangüera, 345 kV, circuito Autorizada à CTEEP
duplo, 25 km (associada à SE Anhanguera)
Prazo contratual: DEZ/2003
Previsão para operação:DEZ/2003
Seccionamento da LT Embu Guaçu – Bauru para Obra nova, proposta neste PAR
a SE OESTE
Data de necessidade: 2002
Construção de dois bays completos de 440 kV e
dois circuitos aéreos de 1,6 km entre o ponto de
seccionamento da linha e a SE Oeste
LT Tijuco Preto – Cachoeira Paulista C2, 500 kV, Em licitação pela ANEEL
circuito simples, 180 km
Data de necessidade: DEZ/2003
LT Campinas – Ibiúna 500 kV, circuito simples, Concessão em análise pela ANEEL
reconversão para 500 KV - construção de 2 vãos Data de necessidade: MAR/2003
(obra associada a LT 500 kV Bateias –Ibiúna)
LT Taubaté – Aparecida C2, 230 kV, circuito Concessão em análise pela ANEEL
simples, 39 km
Data de necessidade: JUN/2005
Autorizada à CTEEP
SE Interlagos
2º banco de autotransformadores 345/230 kV- Prazo contratual: JUL/2001
500 MVA (remanejado da SE Itapeti)
Previsão para operação:NOV/2002
SE Tijuco Preto
7º,8º e 9º banco
200 Mvar/345 kV
Autorizados à FURNAS
de
capacitores
3
x Prazo contratual: JUN/2002 (7º BC)
e JUL/2002 (8º e 9º BC)
Previsão para operação:JUN/2002
(7º BC) e JUL/2002 (8º e 9º BC)
SE Tijuco Preto
Autorizados à FURNAS
3º banco de autotransformadores 750/500 kV – Prazo contratual: OUT/2002
1.650 MVA
Previsão para operação:OUT/2002
ONS
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Tijuco Preto
SITUAÇÃO ATUAL
Obra nova, proposta neste PAR
4º banco de autotransformadores 750/345 kV – Data de necessidade: JUN/2003
1.500 MVA
SE Tijuco Preto
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de sistema de transferência para Data de necessidade: 2002
substituição da fase reserva dos bancos de
transformadores
AT4,
AT5
e
AT6
–
750/345/20 kV
–1.500 MVA,
incluindo
enrolamento terciário (compensador síncrono)
SE Tijuco Preto
Obra nova, proposta neste PAR
Inclusão de alimentação para o compensador Data de necessidade: 2002
síncrono da SE Tijuco Preto através do terciário
dos autotransformadores AT5 e/ou AT6
750/345/20 kV – 1.500 MVA
SE Tijuco Preto
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de sistema de transferência para Data de necessidade: 2002
substituição da fase reserva dos bancos de
transformadores AT2 e AT3 – 750/500/69 kV –
1.650 MVA, incluindo enrolamento terciário
(banco de reatores shunt)
SE Tijuco Preto
Obra nova, proposta neste PAR
Inclusão de alimentação para os bancos de Data de necessidade: 2002
reatores shunt de terciário 2x180 Mvar – 69 kV
através do terciário do autotransformador AT2
750/500/69 kV – 1.650 MVA
SE Itaberá
Autorizada à FURNAS
Banco de compensação série na LT Tijuco Preto Previsão para operação:JUL/2002
C3, 750 kV, 1.242 Mvar
SE Cabreúva
Autorizada à CTEEP
Conexão para o reator RE-3 – 90 Mvar, 440 kV
Prazo contratual: JAN/2003
Previsão para operação:JAN/2003
SE Anhangüera
Autorizada à CTEEP
Implantação do setor de 345 kV (obra associada Prazo contratual: DEZ/2003
à LT 345 kV Guarulhos – Anhanguera)
Previsão para operação:DEZ/2003
ONS
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE Avaré Nova
Autorizada à CTEEP
Implantação de SE Nova (setor de 230 kV)
Prazo contratual: DEZ/2003
(associada à nova conexão da CFL Santa Cruz)
Previsão para operação: DEZ/2003
SE Bauru
Concessão em análise pela ANEEL
Conexão para o reator RE-2 – 90 Mvar, 440 kV
Data de necessidade: 2002
Conexão para o reator RE-3 – 180 Mvar, 440 kV
SE Araraquara
Concessão em análise pela ANEEL
Conexão para o reator RE-2 – 180 Mvar, 440 kV
Data de necessidade: 2002
SE Araraquara
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de um reator manobrável de barra Data de necessidade: 2002
440 kV – 180 Mvar
LT São José – Mogi C1
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de bobinas de bloqueio - 230 kV
Data de necessidade: 2002
LT Mogi - Nordeste
Obra nova, proposta neste PAR
adequação de equipamento terminal (bobina de Data de necessidade: 2002
bloqueio, TC e chaves seccionadoras) da LT e
vão de interligação – 345 kV
LT Nordeste – Guarulhos
Obra nova, proposta neste PAR
adequação de equipamento terminal (bobina de Data de necessidade: 2002
bloqueio e TC) – 345 kV
SE Campinas
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de filtro de onda 345 kV na saída Data de necessidade: 2002
para Guarulhos
SE Taubaté
Obra nova, proposta neste PAR
substituição de TCs e filtros de onda 500 kV nas Data de necessidade: 2002
saídas para Tijuco Preto e Cachoeira Paulista
SE Jupiá
Obra nova, proposta neste PAR
instalação de disjuntor de interligação de barras Data de necessidade: 2002
de 440 kV
SE Jupiá
Obra nova, proposta neste PAR
Troca de disjuntores 440 kV nos bays para Data de necessidade: 2002
Taquaruçu, Três Irmãos e paralelo
SE Baixada Santista
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de disjuntor e 2 seccionadoras 345 kV Data de necessidade: 2002
ONS
PAR 2003-2005
224 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Cabreúva
SITUAÇÃO ATUAL
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de bay de interligação de barras Data de necessidade: 2002
440 kV
(associada ao 2º banco de autotransformadores
440/138 kV)
SE Ibiúna
Obra nova, proposta neste PAR
instalação de dois filtros (3º e 5º harmônicos) Data de necessidade: 2002
para o elo de corrente contínua e instalação de
disjuntor e seccionadora 345 kV nos vãos dos
transformadores ZA900, ZA901 e ZA902
SE Ilha Solteira
Obra nova, proposta neste PAR
Implantação de sistema de comunicação óptica Data de necessidade: 2002
para permitir “transfer trip” direto para alívio de
carga no transformador 500/440 kV na SE Água
Vermelha
SE Ilha Solteira
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de disjuntores nos circuitos 440 kV Data de necessidade: 2002
para Araraquara
SE Sumaré
Obra nova, proposta neste PAR
reator manobrável de barra de 90 Mvar – 440 kV
Data de necessidade: 2002
SE Cachoeira Paulista
Obra nova, proposta neste PAR
reator manobrável 136 Mvar – 500 kV na LT Data de necessidade: JUN/2003
Adrianópolis – Cachoeira Paulista e chaveável
para a LT Angra – Cachoeira Paulista
(associada ao by-pass em Adrianópolis para
formar a LT Cachoeira Paulista – Grajaú)
SE Campinas
Obra nova, proposta neste PAR
reator manobrável de 136 Mvar - 500 kV na LT Data de necessidade: JUN/2003
Campinas – Cachoeira Paulista (em substituição
ao reator de 73 Mvar existente)
SE Assis
Obra nova, proposta neste PAR
2º banco de autotransformadores 440/230 kV – Data de necessidade: JUN/2003
336 MVA
ONS
PAR 2003-2005
225 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Cabreúva
SITUAÇÃO ATUAL
Obra nova, proposta neste PAR
3º banco de autotransformadores 440/230 kV – Data de necessidade: 2002
750 MVA
(associada à ampliação da CBA)
SE Cabreúva
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de disjuntores e equipamentos de 9 Data de necessidade: 2002
bays
(associada
ao
3º
banco
de
autotransformadores 440/230 kV)
SE Edgard de Souza
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de disjuntores e equipamentos de Data de necessidade: 2002
14 bays - 230 kV (associada ao 3º banco de
autotransformadores 440/230 kV de Cabreúva)
SE Interlagos
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de disjuntores e equipamentos de 2 Data de necessidade: DEZ/2003
bays
(associada à 2ª fase da UTE Nova Piratininga)
SE Baixada Santista
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de disjuntores e equipamentos de 1 Data de necessidade: DEZ/2003
bay – 230 kV
(associada à 2ª fase da UTE Nova Piratininga)
SE Assis
Obra nova, proposta neste PAR
2 bancos de autotransformadores 500/440 kV – Data de necessidade: DEZ/2004
2x750 MVA (associada à LT Londrina – Assis –
Araraquara)
SE Campinas
Obra nova, proposta neste PAR
2º banco de autotransformadores 500/345 kV – Data de necessidade: DEZ/2004
560 MVA
(associada à LT Londrina – Assis – Araraquara)
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
A análise das condições de desempenho do sistema de transmissão responsável
pelo atendimento ao Estado de São Paulo levou em conta as usinas
termelétricas, previstas no PPT, que possuem pareceres de acesso à Rede
Básica expedido pelo ONS. Assim, foram consideradas as usinas termelétricas
Nova Piratininga (400 MW), CCBS (430 MW) e Três Lagoas (360 MW).
ONS
PAR 2003-2005
226 / 478
Considerou-se, também, a instalação de novas máquinas na UHE Porto
Primavera (13ª e 14ª unidades - 2 x 110 MW).
(b)
Em situações de despachos de geração elevados nas usinas ligadas ao sistema
em 440 kV de São Paulo, em 2003, ocorrem fluxos da ordem de 77% nos dois
autotransformadores 440/500 kV de Água Vermelha em condição normal de
operação. Em 2003, no caso de perda de uma dessas unidades observa-se
carregamento de 140% na unidade restante.
(c)
A partir de 2003, na condição de carga pesada, para a perda da LT 440 kV
Taquaruçu – Assis, a LT 440 kV Taquaruçu – Capivara opera no limite
(1.103 MVA / 97%) havendo ainda pequena sobrecarga na LT 440 kV Capivara –
Assis (1.600 MVA / 105%). Sobrecargas na LT 440 Taquaruçu – Capivara
poderão ocorrer para despachos superiores ao considerado de 90% nas usinas
dessa área, ou quando da motorização da UHE Porto Primavera acima de 14
máquinas. Esse problema seria solucionado com a adequação dos equipamentos
terminais, no caso de instalação de outras unidades geradoras na usina de Porto
Primavera.
(d)
O transformador 440/230 kV de 336 MVA da subestação de Assis opera próximo
ao seu limite em condição normal para despachos de geração de 90% nas usinas
principalmente do Paranapanema e para fluxos em torno de 1.300 MW do
Sudeste para o Sul. Na contingência da LT 440 kV Assis – Bauru, esse
transformador fica submetido a sobrecargas inadmissíveis da ordem de 50%,
estando a usina Porto Primavera com 14 máquinas despachadas. Considerandose, adicionalmente, a medida operativa de abertura do barramento 230 kV
isolando – se a transformação 440/230 kV de Assis e a LT 230 kV Maringá –
Assis das demais linhas, o fluxo pelo transformador é reduzido a valores
aceitáveis. Mas, nessa nova condição, o fluxo pela LT 230 kV Maringá – Assis é
superior ao máximo admissível. A perda da LT 440 kV Assis – Bauru é a
emergência mais severa para o transformador 440/230 kV de Assis, mas, no
entanto, há outras que levam esse equipamento a sobrecargas, como a perda da
LT 440 kV Assis – Sumaré ou a emergência da LT 500 kV Ivaiporã – Londrina,
mencionada no item 3.2.3 sobre o Paraná, mesmo para intercâmbios menores
entre o Sul e o Sudeste. Essa situação deverá ser agravada quando da
motorização da UHE Porto Primavera além da décima quarta máquina. Essas
condições verificadas apontam para a instalação do segundo transformador
440/230 kV de 336 MVA em Assis que eliminaria esse problema. A ampliação da
interligação Sul – Sudeste mediante a construção da LT 500 kV Londrina – Assis
– Araraquara, com dois transformadores 500/440 kV de 750 MVA em Assis, reduz
o carregamento no trafo 440/230 kV de Assis, eliminando os problemas indicados,
persistindo, porém, sobrecarga no caso de contingências da LT 500 kV Londrina
– Assis, em situações de intercâmbios elevados do Sudeste para o Sul.
(e)
Os transformadores 750/345 kV – 3 x 1.500 MVA de Tijuco Preto operam no limite
em condição normal, no ano 2003, para FSE (fluxo nas três LTs 750 kV Ivaiporã –
ONS
PAR 2003-2005
227 / 478
Itaberá) da ordem de 7.100 MW em carga pesada e de 6.900 MW em carga
média. Nessas condições estão despachadas as usinas Angra 1 e 2,
termelétricas em São Paulo (Piratininga, Nova Piratininga e CCBS) e no Rio de
Janeiro (Santa Cruz, Termorio e Norte Fluminense). As usinas Eletrobolt e Macaé
estão desligadas. Esses valores de FSE são obtidos com despachos de geração
elevados no sistema Sul: 90% em carga pesada e 80% em carga média nas
usinas dos rios Iguaçu e Uruguai, injeção em Garabi de 1.512 MW em carga
pesada e 1.259 MW na carga média e com as UTEs Uruguaiana e Araucária em
operação. O despacho na UHE Itaipu 60 Hz é de 6.300 MW em ambas as
condições de carga.
Os limites de intercâmbio do Sul para o Sudeste implicam em um FSE máximo
estimado em 7.150 MW em 2003, 7.400 MW em 2004 e 7.150 MW em 2005.
Dessa forma, o carregamento dos transformadores 750/345 kV de Tijuco Preto
em condição normal de operação impõe alguma restrição ao intercâmbio do
sistema Sul para o Sudeste. Nessas mesmas condições, quando da perda de
uma unidade 750/345 kV de Tijuco Preto, as restantes apresentam sobrecargas
de 41% em carga pesada e 42% em carga média. É importante observar que:
−
−
−
(f)
ONS
com o reforço na interligação Sul – Sudeste pela construção da LT 500 kV
Londrina – Assis – Araraquara com dois autotransformadores 500/440 kV de
750 MVA em Assis, nas mesmas condições descritas acima, os
carregamentos nos transformadores 750/345 kV de Tijuco Preto em carga
pesada, em 2003, são reduzidos a 92% em condição normal de operação e
130% quando da perda de uma unidade. Nessas condições o fluxo pelas três
LTs 750 kV Ivaiporã – Itaberá (FSE) é de 6.500 MW;
a sobrecarga na transformação 750/345 kV de Tijuco Preto em emergência
pode ser reduzida com redespacho de geração no sistema Sudeste para
permitir a diminuição da geração na UHE Itaipu 60 Hz. Para geração em
Itaipu de 60 Hz respectivamente de 5.600 MW, 4.900 MW e 4.200 MW, as
sobrecargas são de 28%, 16% e 4%, no ano 2003 em carga pesada; e
geração térmica adicional já referida na área Rio de Janeiro, acarreta a
diminuição do fluxo pelos transformadores 750/500 kV de Tijuco Preto e o
conseqüente aumento no carregamento da transformação 750/345 kV que,
dependendo dos novos montantes de geração e do FSE, podem apresentar
sobrecarga em condição normal de operação.
A perda da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista provoca sobrecarga na
LT 500 kV Cachoeira Paulista – Taubaté da ordem de 14% para diversos cenários
de despacho de geração nas usinas térmicas do Estado do Rio de Janeiro. O
desempenho do sistema é adequado após a entrada em operação da segunda LT
500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista, em licitação pela ANEEL e prevista
para entrar em operação no 3° trimestre de 2004 (vide item 3.3.1, sobre o Rio de
Janeiro).
PAR 2003-2005
228 / 478
(g)
A perda de um dos dois circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti
(2x1.076 MVA) provoca sobrecarga no circuito remanescente em situações com
Angra 1 e 2 em operação e com recebimentos pelo Sudeste a partir de 6.300 MW
em carga pesada e 6.900 MW em carga média no ano 2003. Em 2004, nessas
mesmas condições, há sobrecargas no circuito restante para recebimentos pelo
Sudeste a partir de 5.500 MW em carga pesada e 6.000 MW em carga média.
Para maiores valores do recebimento pelo Sudeste essas sobrecargas em
emergências atingem valores mais elevados (32% em carga pesada em 2003
para recebimentos pelo Sudeste da ordem de 8.200 MW e 41% em 2004 para
recebimentos da ordem de 8.000 MW). Dessa forma, esse problema poderá
restringir a operação e a otimização do sistema, considerando que as condições
de fluxo e despacho de geração mencionados podem ocorrer com freqüência.
Desse modo recomenda-se o reforço desse trecho de linha. A alternativa de
solução (referência) é o recondutoramento desse circuito duplo. Entretanto,
considerando a intervenção necessária na rede, essa solução poderá ser inviável
e a construção de nova linha pode ser a solução conforme estudo de
planejamento em andamento. Note-se ainda que o eventual reforço da
transformação de Tijuco Preto 750/345 kV com a instalação do 4º banco agrava o
problema de carregamento na LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti. Esse assunto deve
ser objeto de discussão com o CCPE.
(h)
A subestação Sul 345/88 kV – 4x400 MVA é atendida pelas SEs Baixada e Embu
Guaçu, cujas LTs têm 1.075 MVA de capacidade. As linhas derivadas de Embu
Guaçu até Alto da Serra (torre da linha) apresentam capacidade de 896 MVA e
ficam submetidas a sobrecarga da ordem de 10% quando de contingência na LT
345 kV Baixada -Sul em 2003, chegando a 1.020 MVA (14%) em 2005, próxima
aos limites das demais linhas. No momento, alternativas de solução de
planejamento estão em estudo. No horizonte 2005 pode-se observar que o
seccionamento adicional do circuito Alto da Serra II – Baixada na SE Sul,
passando essa subestação a ser atendida por duas linhas entre Embu Guaçu e
Baixada, resolve satisfatoriamente esse problema levando a carregamentos da
ordem de 830 MVA, 77% da capacidade do circuito remanescente na perda de
um dos circuitos Baixada-Sul e a melhores e satisfatórias condições de tensão.
Entretanto, essa possível solução pode não ser viável pela dificuldade de entrada
das linhas na subestação Sul, podendo ser adotada outra solução ainda em
estudo (subestação seccionadora e recondutoramento do trecho de linha de
entrada na SE Sul).
(i)
A perda da LT 345 kV Mogi – Nordeste causa sobrecarga da ordem de 12% em
2003 e 6% em 2005 (limite de 717 MVA) na LT 345 kV Guarulhos – Nordeste e
vice-versa. A transferência de cargas da SE Nordeste 345/88 kV para a SE Norte
345/88 kV pelo sistema em 88 kV, anteriormente proposta como solução para
esse problema, não é mais viável. No prazo possível para a construção da LT
88 kV Norte – Nordeste (2004) os carregamentos previstos para a SE Norte
esgotam essa subestação. Isso se torna mais grave com os atuais limites de
ONS
PAR 2003-2005
229 / 478
emergência informados por Furnas. A solução de referência é a troca dos
equipamentos auxiliares (bobina de bloqueio e TCs) que limitam o carregamento
dessas linhas em 717 MVA e adequação das LTs Guarulhos – derivação
Nordeste e Mogi - derivação Nordeste, ambas pertencentes a Furnas, tornandoas compatíveis com a capacidade da SE Nordeste. Observam-se ainda diferenças
quanto ao fator de potência da carga atendida por essa subestação entre o
estudo de curto prazo e o PAR, que resultam em condições degradas de tensão,
não observadas nessa contingência assinalada.
(j)
Em 2003, o desempenho do sistema em 230 kV de atendimento à grande São
Paulo apresenta restrições na contingência de um dos transformadores
440/230 kV de 2x750 MVA de Cabreúva que causa sobrecarga de 35% na
unidade remanescente e na contingência de um dos dois circuitos 230 kV Edgard
de Souza – Pirituba que acarreta sobrecarga de 18% no circuito restante.
Essas restrições são eliminadas a partir da entrada em operação da nova SE
Anhangüera 345/88 kV - 2 x 400 MVA, autorizada para dezembro de 2003. Essa
subestação irá atender cerca de 400 MW da carga das subestações Edgard de
Souza 230/88 kV e Pirituba 230/88 kV, reduzindo com isso o fluxo para o sistema
em 230 kV a partir dos transformadores 440/230 kV de Cabreúva e da atual
Anhangüera 345/230 kV. Mesmo após a instalação dessa nova subestação,
persistem sobrecargas de 12% em 2004 e de 14% em 2005 na unidade restante
de Cabreúva 440/230 kV.
Entretanto, essa condição se agrava tendo em vista a solicitação de acesso
recentemente formulada (março/2002) pela CBA para ampliação de sua carga. O
ponto de conexão é o barramento de 230 kV da SE Cabreúva. O aumento de
carga solicitado é de 181 MW até 2004, sendo 140 MW já a partir de 2002. As
restrições ao desempenho do sistema em 2003, apontadas anteriormente, são
agravadas tendo em vista que:
−
−
−
o transformador 345/230 kV de 500 MVA de Anhangüera opera no limite em
condição normal;
a perda de um dos dois circuitos Xavantes – Milton Fornasaro 345 kV causa
sobrecarga no circuito restante (1.249 MVA/105%); e
a contingência de um transformador em Cabreúva acarreta sobrecarga de até
49% na unidade remanescente e de até 13% no transformador de
Anhangüera 345/230 kV, dependendo do despacho de geração do sistema.
Com a entrada em operação da SE Anhangüera 345/88 kV - 2 x 400 MVA há
redução das sobrecargas em emergência, mas, dependendo do despacho de
geração do sistema, permanecem valores superiores a 20% quando da perda de
uma unidade de 750 MVA de Cabreúva nas condições de carga pesada e média,
podendo atingir até 32% em 2004. Tendo em vista as condições previstas para
essa área, conclui-se que é fundamental a manutenção do cronograma da SE
Anhangüera 345/88 kV - 2 x 400 MVA para dezembro de 2003 e considerando a
ONS
PAR 2003-2005
230 / 478
ampliação de carga da CBA, recomenda-se a instalação do terceiro transformador
440/230 kV de 750 MVA na SE Cabreúva com a mesma brevidade.
(k)
Considerando a remoção do transformador 345/230 kV da SE Itapeti, o sistema
em 230 kV responsável pelo atendimento ao Vale do Paraíba apresenta
desempenho adequado em condição normal de operação, em todo o período
2003 - 2005. No entanto, apresenta os carregamentos abaixo, em regime de
contingência:
−
−
−
−
a perda de um dos dois transformadores 345/230 kV da SE Mogi
(Furnas) causa carregamentos da ordem de 117% na unidade restante, no
ano 2003, na condição de carga pesada;
a perda da LT 230 kV Mogi (Furnas) – Mogi (CTEEP) provoca carregamento
de cerca de 105% na LT 230 kV Mogi (CTEEP) – Mogi Q, na carga pesada, e
vice-versa;
a indisponibilidade da LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José, acarreta
sobrecarga elevada na LT 230 kV Mogi Q – São José, cerca de 22% em
2003; e
a perda da LT 230 kV Mogi Q – São José, acarreta carregamento da ordem
de 108% na LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José.
Há algumas manobras operativas que, dependendo dos despacho de geração
nas UHEs Santa Branca, Paraibuna e Jaguari e da condição de carga na região,
permitem reduzir essas sobrecargas até o ano de 2004, mas não resolvem o
problema definitivamente. Os resultados apresentados são obtidos considerandose a UTE Eletrobolt fora de operação e despacho de cerca de 70% na UTE
Termorio. As sobrecargas apontadas e a necessidade de medidas operativas são
reduzidas quando são considerados despachos de geração térmica no Rio de
Janeiro mais elevados, da ordem de 90%, o que diminui o fluxo de potência na LT
230 kV Santa Cabeça – Nilo Peçanha de São Paulo para o Rio de Janeiro. Notase, no entanto, mesmo após a realização de manobras operativas, fluxos
elevados em emergências, principalmente no transformador 345/230 kV de
500 MVA de Mogi (95%) e na LT 230 kV Mogi Q – São José (94%).
A consideração de um transformador defasador de –30 graus em Nilo Peçanha
230/138 kV variando o fluxo Nilo Peçanha – Santa Cabeça em cerca de 150 MW,
no sentido do Rio de Janeiro para São Paulo, diminui as sobrecargas acima
apontadas, mas não as elimina em todas as situações de despachos. Em 2003,
mesmo com o defasador, na perda de um dos transformadores 345/230 kV de
Mogi, a unidade restante apresenta carregamento de 106% e, durante a
contingência na LT 230 kV Mogi – São José ocorre sobrecarga na LT 230 kV
Mogi Q – São José (106%). Constata-se, dessa forma, que os fluxos através da
subestação Nilo Peçanha no sentido do Rio de Janeiro para São Paulo têm
basicamente influência sobre essa rede até a SE Taubaté 230 kV, tendo menor
relevância na área de Mogi e São José.
ONS
PAR 2003-2005
231 / 478
Pode-se concluir que o sistema em 230 kV do Vale do Paraíba opera em
condições limites durante contingências já no ano 2003. No curto prazo,
manobras operativas deverão ser adotadas para contornar as sobrecargas
verificadas em emergência. A solução para os problemas dessa rede está sendo
objeto de estudo de planejamento recentemente iniciado no âmbito do CCPE,
através do GVAP2.
Ressalta-se que, em função do prazo necessário para a reforma do transformador
345/230 kV antes da sua instalação na SE Interlagos (10 a 11 meses, de acordo
com informações da CTEEP), deve ser avaliada a alternativa de instalar um
transformador novo na SE Interlagos, permanecendo o equipamento existente na
SE Itapeti. A implantação do 2º transformador 345/230 kV na SE Interlagos é
necessária para garantir adequadas condições de operação, em contingência, a
partir da entrada da segunda etapa da UTE Nova Piratininga.
(l)
No PAR 2002 – 2004 a construção da segunda LT 230 kV Taubaté – Aparecida
foi proposta para garantir o desempenho adequado do sistema para o
atendimento às cargas de Aparecida e Santa Cabeça quando da indisponibilidade
da LT 230 kV Taubaté – Aparecida existente. Tendo em conta as previsões de
carga de Aparecida e S. Cabeça no total de 171 MVA para o período 2003 –
2005, verifica-se um desempenho adequado tanto em condição normal de
operação quanto na perda da LT 230 kV Taubaté – Aparecida com apenas uma
LT 230 kV Taubaté – Aparecida. Nessa contingência o atendimento a essas
cargas pela subestação de Nilo Peçanha é adequado até o ano 2005, mesmo
considerando-se a UTE Eletrobolt desligada, assim como uma máquina na UHE
Nilo Peçanha e uma máquina na UHE Pereira Passos fora de operação e
contando-se com três máquinas na UHE Fontes. De acordo com as condições
previstas, ressalta-se que é possível adiar para 2005 a instalação da segunda LT
Aparecida – Taubaté, cuja concessão encontra-se em análise pela ANEEL.
(m)
A instalação da segunda LT 230 kV Chavantes – Botucatu foi licitada à CTEEP
com data para 2003 para aliviar as sobrecargas verificadas no circuito existente
quando da perda de uma das LTs 230 kV Chavantes – Piraju ou Piraju –
Jurumirim. Tendo em conta a presença desse segundo circuito ChavantesBotucatu, recomenda-se que sejam adequados os limites de curta duração
desses circuitos às condições dessa área, uma vez que os atuais limites não
asseguram desempenho adequado quando de contingência nesse sistema.
A LT 230 kV Piraju – Jurumirim apresenta carregamentos próximos ao seu limite
de 319 MVA quando da perda de uma das duas LT 230 kV Chavantes – Botucatu.
Ampliações futuras da SE Jurumirim 230/138 kV ou a implantação da SE Avaré
Nova 230/138 kV poderão agravar essa situação.
(n)
ONS
A perda de um dos dois circuitos Itapeti – Mogi 345 kV, na carga pesada, pode
levar a pequena sobrecarga no circuito restante a partir de 2003 (963 MVA /
103%) em situações com as usinas Angra 1 e 2 despachadas, para recebimento
PAR 2003-2005
232 / 478
pelo Sudeste da ordem de 8.200 MW, estando ainda o sistema Sudeste no
cenário exportador para a região norte em cerca de 2.100 MW.
(o)
A análise de sensibilidade considerando em operação outras usinas térmicas na
área Rio de Janeiro integradas ao sistema de 500 kV, como proposto para as
usinas de Sepetiba (1.248 MW) e Santa Branca (1.050 MW), mostra alguns
impactos adicionais em instalações de atendimento à área São Paulo. O principal
deles é a superação da capacidade nominal em regime normal de operação do
transformador da SE Taubaté 500/440 kV – 900 MVA para situações com
recebimento pelo Sudeste da ordem de 8.000 MW, com Angra 2 em operação e
despacho elevado nas demais usinas termelétricas do Rio de Janeiro. Outro
problema verificado é quando da perda de um dos dois transformadores 440/
345 kV de 750 MVA de Santo Ângelo, que causa elevados carregamentos na
unidade restante, evoluindo de 100% em 2003 a 119% em 2005. Esses aspectos
deverão ser detalhados em estudo complementar a se realizar a partir da
formalização de acesso das novas usinas da área Rio de Janeiro.
!
CONTROLE DE TENSÃO
(a)
Desligamentos de linhas de 440 kV para controle de tensão são mais freqüentes
em situações como as de baixa geração nas usinas do Paraná e de acordo com
um certo número de unidades geradoras sincronizadas para absorção de
potência reativa. Quando necessário são desligados um dos circuitos duplos das
linhas de transmissão que derivam das usinas Ilha Solteira e Jupiá e/ou o
desligamento de linhas que chegam às estações terminais de Cabreúva, Embu
Guaçu e Santo Ângelo para controle do perfil de tensão no 440 kV. Verifica-se no
período 2003-2005 que o controle de tensão em carga leve requer a
disponibilidade de todos os recursos existentes do sistema, inclusive de unidades
geradoras para absorção de potência reativa pelas usinas de Ilha Solteira, Jupiá,
Três Irmãos e Água Vermelha principalmente, para propiciar condições
satisfatórias de operação que possam evitar o desligamento de circuitos.
Entretanto, podem ocorrer tensões próximas ao limite máximo de tensão do
sistema de 440 kV mesmo com as máquinas sincronizadas bastante subexcitadas.
Desse modo, para dotar o sistema de maior flexibilidade operativa com o objetivo
de reduzir os desligamentos de circuitos na rede de 440 kV, pelo menos um
reator manobrável de 180 Mvar/440 kV deve ser adicionado ao sistema,
preferencialmente na subestação de Araraquara, o que propiciaria reflexos no
perfil de tensão e na absorção de potência reativa das usinas dessa área. Nesse
sentido deve ser considerada adicionalmente, pelas concessionárias dessa área
do sistema, a possibilidade de desligamento de capacitores da sub transmissão
em 138 kV durante as cargas leve e principalmente mínima que permanecem
normalmente ligados.
Em condições de carga mínima (carga mais baixa que ocorre nas madrugadas de
segunda-feira, Natal e Ano Novo) do sistema, é impraticável com os reatores
ONS
PAR 2003-2005
233 / 478
disponíveis nesse sistema evitar o desligamento de linhas de transmissão de
440 kV devido a redução expressiva de carga. Para operar o sistema de forma
adequada é necessária a abertura de pelo menos dois circuitos em 440 kV, e
nessas condições e também para um número maior de desligamentos, esse
sistema opera satisfatoriamente.
Observa-se que a recomposição das cargas de Bom Jardim e Taubaté pelo
sistema de transmissão de 440 kV é feita pelo corredor que parte da usina de Ilha
Solteira e chega à Santo Ângelo. A tomada de carga nessas subestações poderia
ser realizada em menos tempo caso fosse possível efetuá-la através de um novo
corredor (Porto Primavera – Taquaruçu – Assis – Sumaré) que, nas condições
atuais, apresenta tensões elevadas em Sumaré para energização até Bom
Jardim.
(b)
Em condição normal de operação, durante a carga pesada, verifica-se elevada
queda de tensão no sistema em 440 kV. Partindo-se da máxima tensão
admissível (460 kV) nos barramentos de 440 kV de Água Vermelha, Ilha Solteira,
Jupiá, Três Irmãos, e Porto Primavera, os menores valores de tensão, cerca de
0,98 pu são verificados nos barramentos de 440 kV de Santa Bárbara, Sumaré e
Bom Jardim. Em contingência de linhas de transmissão de 440 kV são verificadas
tensões na faixa de 0,90 a 0,95 pu nos barramentos de 440 kV de Santa Bárbara,
Sumaré e Bom Jardim. Esses níveis de tensão são verificados considerando-se
desligados os reatores do sistema em 440 kV.
(c)
Quando da perda da LT 440 kV Água Vermelha – Ribeirão Preto, na condição de
carga pesada, são verificadas tensões inferiores a 0,90 pu no barramento de
440 kV de Ribeirão Preto já a partir de 2003. Entretanto, a tensão no barramento
de 138 kV dessa subestação é controlável dentro da faixa desejável. Tendo em
vista os fatores de potência nessa área do sistema, é recomendável a instalação
de compensação reativa capacitiva em derivação no sistema em 138 kV suprido a
partir da SE Ribeirão Preto 440/138 kV.
(d)
Com relação ao sistema em 500 kV que atende ao Estado de São Paulo, o
elevado perfil de tensão observado em alguns cenários de geração a partir do
ano de 2003 acarretou problemas de controle de tensão com os recursos
existentes, não permitindo condições satisfatórias sem o desligamento de linhas
de transmissão, mesmo já com a inserção dos reatores em Marimbondo.
Portanto, devem ser adicionados reatores manobráveis no sistema de 500 kV que
deriva da usina de Marimbondo até à área Rio de Janeiro e na SE Itutinga, tendo
como base evitar/minimizar, ao menos em carga leve, o desligamento de LTs
para controle de tensão e tornar a operação do sistema mais flexível. Desse
modo, os pontos do sistema de 500 kV identificados para reforço, além de
Marimbondo, foram: Campinas 500 kV - 1x136 Mvar e Cachoeira Paulista 500 kV
- 1x136 Mvar.
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CONEXÃO REDE BÁSICA - DISTRIBUIÇÃO
A área de Campinas é atendida principalmente pelas transformações 440/138 kV das
subestações de Santa Bárbara (3 x 300 MVA) e Sumaré (2 x 300 MVA) e de 345/138 kV
(4 x 150 MVA) de Campinas. A análise de desempenho dessa área mostra duas
situações com comportamentos diferentes do sistema:
−
−
despachos elevados de geração hidráulica nas usinas do Sudeste, despachos mais
baixos no sistema Sul, com recebimento pelo Sudeste relativamente baixo
(5.000 MW) e baixos despachos térmico e nuclear no Rio de Janeiro: Nessas
condições verifica-se carregamento mais elevado nas transformações 440/138 kV
que suprem Campinas em relação a transformação de 345/138 kV de Campinas.
Os carregamentos em todas essas três transformações são adequados em
condição normal de operação e são inferiores a 120% em emergências em todo o
período 2003 – 2005.
despachos de geração hidráulica baixos nas usinas do Sudeste, recebimentos
elevados do Sul e de Itaipu pelo sistema Sudeste e gerações térmica e nuclear
elevada no Rio de Janeiro: Nessas condições verifica-se carregamento mais
elevado na transformação 345/138 kV de Campinas em relação às transformações
440/138 kV de Santa Bárbara e Sumaré. Nessas condições há sobrecarga em
condição normal de operação nos transformadores 345/138 kV de Campinas a
partir de 2003. Carregamentos elevados na transformação 345/138 kV de
Campinas aumentam a solicitação na transformação 500/345 kV dessa
subestação, sendo os limites atingidos em primeiro lugar na transformação
345/138 kV.
Uma medida operativa que poderia ser adotada para evitar os problemas verificados é
operar o sistema em 138 kV da área de forma radial. Outra, prover o sistema de
capacidade de transformação tal que permita tornar o sistema suficientemente flexível
para acomodar os diferentes despachos de geração.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
Os Agentes de distribuição do Estado de São Paulo devem avaliar a possibilidade de
desligar uma parcela dos capacitores instalados na sub transmissão nos períodos de
carga leve e mínima, de forma a minimizar a necessidade de desligamentos de
linhas de transmissão para controle de reativos.
Definir a solução estrutural para os problemas de sobrecarga em condições de
contingência na LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti (CCPE/ONS).
Concluir a análise referente à implantação de um transformador 345/230 kV novo na
SE Interlagos, permanecendo o transformador existente na SE Itapeti
(ONS/empresas de São Paulo)
Concluir os estudos de planejamento da expansão da transmissão do Vale do
Paraíba do Sul (CCPE).
Definir a solução estrutural para os problemas de sobrecarga em condições de
contingência na LT 345 kV Baixada - Sul (CCPE/ONS).
2.
3.
4.
5.
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6.
7.
ONS
Definir a solução estrutural para a rede de 440 kV que interliga as usinas do Pontal
do Paranapanema (CCPE/ONS).
Definir o programa de compensação reativa para correção do fator de potência na
área de Ribeirão Preto (ONS/empresas de São Paulo).
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DE
GOIÁS E DO DISTRITO FEDERAL
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3.4
Região Centro-Oeste
3.4.1 Goiás e Distrito Federal
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema tronco para atendimento às cargas do Distrito Federal e de grande parte do
Estado de Goiás é constituído por três circuitos de 345 kV provenientes da UHE
Itumbiara, por dois circuitos de 500 kV provenientes da UHE Serra da Mesa, e também
por dois circuitos de 230 kV, que escoam parte da potência gerada pela UHE Cachoeira
Dourada. Além de atender às cargas desta área, este sistema tronco é parte integrante
da rede que interliga as Regiões Norte/Nordeste à Região Sudeste/Centro-Oeste e, por
isso, tem o seu desempenho fortemente influenciado pelo intercâmbio – valor e sentido –
praticado na interligação Norte/Sul.
O sul do Estado de Goiás é atendido a partir de três circuitos de 230 kV que derivam da
UHE Itumbiara e se estendem até o Estado do Mato Grosso e por um sistema de 138 kV
proveniente da UHE Cachoeira Dourada que se interliga com o sistema da CEMIG, na
área do triângulo mineiro, pelas duas linhas de 138 kV, Cachoeira Dourada –
Avatingüara.
A área norte do Estado é atendida por uma LT 230 kV proveniente da SE Brasília Sul até
a SE Serra da Mesa e por uma transformação 500/230 kV – 400 MVA em Serra da
Mesa. Derivado ainda da SE Serra da Mesa, está em operação um sistema em 138 kV,
que se estende até a SE Gurupi, que atende também uma pequena parcela das cargas
da CELTINS em situações de contingência no sistema da mesma.
A capacidade de geração hidráulica instalada nessa área atinge 2.822 MW distribuída
pelas usinas de Serra da Mesa (1.293 MW), Corumbá (381 MW), Cachoeira Dourada
(652 MW), Paranoá (25 MW) e Cana Brava (471MW), além da geração térmica de
10 MW na UTE Brasília. A primeira unidade geradora da UHE Cana Brava entrou em
operação em maio de 2002.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
A área GO/DF opera em condições menos restritas em função de alguns fatores que
determinaram um melhor atendimento às cargas dessa área para o período 2003-2005,
havendo, contudo problemas durante contingências de linhas de transmissão de 230 kV
de atendimento à Goiânia e ao interior do Estado. Esse panorama pode ser atribuído a:
implantação de obras referentes à interligação Norte – Sul II até a SE Samambaia
500 kV, as linhas de transmissão para escoamento dessa interligação – LT 500 kV
Samambaia – Itumbiara e Samambaia – Emborcação todas já licitadas, bem como a LT
500 Itumbiara - Marimbondo que será re-licitada proximamente. Essas obras irão
beneficiar o atendimento a essa área, uma vez que o intercâmbio entre as regiões Norte
e Sudeste passa a acontecer majoritariamente pelo sistema de 500 kV, aliviando o
sistema de 345 kV derivados das usinas de Itumbiara e Corumbá; e
a redução da demanda em torno de 12% na CELG e 15% na CEB ao ano em relação às
previsões anteriores, reflexo dos efeitos do racionamento de energia de 2001 e
eventuais previsões otimistas anteriormente elaboradas.
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RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica previstas
para o Estado de Goiás e para o Distrito Federal.
Tabela 3.14 – Obras na Rede Básica no Estado de Goiás e no Distrito Federal
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Samambaia – Itumbiara, 500 kV, circuito Licitada à Expansion
simples, 295 km
Prazo contratual:ABR/2003
Previsão para operação:DEZ/2002
LT Samambaia – Emborcação, 500 kV, circuito Licitada à Expansion
simples, 280 km
Prazo contratual:ABR/2003
Previsão para operação:DEZ/2002
LT Serra da Mesa – Rio das Éguas – Bom Jesus Licitada à TSN
da Lapa II – Ibicoara - Sapeaçu, 500 kV, circuito Prazo contratual:ABR/2003
simples,
1.054 km
(interligação
Previsão para operação: ABR/2003
Sudeste/Nordeste)
SE Bandeirantes
Autorizado à FURNAS
4º banco de autotransformadores 345/230 kV – Prazo contratual: OUT/2002
225 MVA
Previsão para operação: OUT/2002
SE Samambaia
Autorizado à FURNAS
Bancos de capacitores série 500 kV nas LTs para Prazo
contratual:
DEZ/2002
Serra da Mesa:
(circuitos existentes) e ABR/2003
(circuito novo)
270 Mvar – circuito convencional existente
252 Mvar – circuito compacto existente
252 Mvar – circuito compacto em construção
SE Serra da Mesa
Previsão para operação: DEZ/2002
(circuitos existentes) e ABR/2003
(circuito novo)
Obra nova, proposta neste PAR
2º banco de autotransformadores 500/230 kV – Data de necessidade: 2002
400 MVA
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Devido a redução nas previsões de carga para o período 2003-2005, em torno de 12 a
15%, algumas superações de equipamentos apontadas no PAR 2002-2004 não foram
mais observadas. Entretanto, apesar dessa retração deve-se observar que a demanda
prevista tem um crescimento anual estimado em cerca de 7%.
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Não são esperadas sobrecargas na transformação de Bandeirantes 345/230 kV – 2 x
225 MVA e 1 x 276 MVA com a entrada em operação do 4º banco de
autotransformadores de 225 MVA em outubro de 2002. Na hipótese de atraso dessa
instalação poderão ocorrer sobrecargas superiores a 40%, em contingência de uma de
suas unidades.
A interligação Norte-Sul conecta-se a essa área pela SE Samambaia 500/345 kV – 2 x
1.050 MVA. A perda de um de seus bancos de autotransformadores, a partir da
implantação da interligação Norte-Sul II, pode resultar em sobrecarga acima de 20% na
unidade restante somente quando de fluxos na subestação de Serra da Mesa 500 kV
superiores a 1.800 MW e no sentido Norte–Sudeste. Desse modo, observa-se que essa
contingência não acarreta sobrecarga para fluxos abaixo de 1.100 MW no sentido Norte–
Sudeste e também para qualquer fluxo quando o cenário é Sudeste exportador, ou seja,
fluxos no sentido Sudeste–Norte. Adicionalmente, a antecipação do cronograma de
entrada em operação das usinas hidrelétricas de Corumbá IV prevista para 2004 e de
Corumbá III para 2005, que irão se conectar ao sistema de 138 kV da CEB, contribui
para reduzir ainda mais as sobrecargas mencionadas em cerca de 6%.Tendo em vista a
redução dos níveis de sobrecarga nessa instalação, restrita a faixa mais elevada de
fluxos na subestação Serra da Mesa que podem ser contornados com redespacho de
geração, é possível o adiamento da instalação do 3º banco nessa subestação
anteriormente prevista para 2003.
Na área norte de Goiás está iniciando a operação a usina hidrelétrica de Cana Brava
(3x157 MW), cuja primeira unidade geradora foi sincronizada em maio de 2002. Essa
usina se interliga ao barramento da SE Serra da Mesa por uma linha de transmissão em
230 kV circuito duplo. A integração dessa usina acarreta a necessidade de reforços no
sistema devido a problemas verificados na contingência do único autotransformador da
subestação Serra da Mesa 500/230 kV – 400 MVA. Na análise das condições de
desempenho do sistema nessa região é importante considerar os limites de curta
duração das LTs 230 kV que partem de Serra da Mesa e chegam à subestação de
Brasília Sul, retificados recentemente por Furnas conforme tabela a seguir. A perda
dessa transformação acarreta sobrecargas superiores a 10% e 40% nos circuitos de
230 kV Serra da Mesa - Niquelândia e Niquelândia – Barro Alto, respectivamente,
considerando os limites do CPST (161 MVA). Para aliviar estas sobrecargas seria
necessário uma redução no despacho de geração de Cana Brava para cerca de
210 MW.
De acordo com os valores da Tabela 3.15 ainda podem ocorrer sobrecargas no sistema
de 230 kV principalmente na carga leve para despachos elevados nessa usina.
Além de sobrecarga no sistema de 230 kV observa-se também que esta contingência
causa a perda de sincronismo da usina de Cana Brava para despachos superiores a
220 MW (mínimo de duas máquinas). O parecer de acesso dessa usina (ONS RE
2.1/017/2002) concluiu pela necessidade de reforço na transformação de Serra da Mesa
como solução para evitar esses problemas.
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Até a entrada do 2º autotransformador 500/230 kV – 400 MVA de Serra da Mesa, o
sistema deverá operar com um esquema automático de core de geração na UHE Cana
Brava.
Tabela 3.15 – Limites de Carregamento em Linhas de Transmissão
Linha de Transmissão
230 kV
Condutor
(MCM)
Serra da Mesa – Niquelândia
2 x 954
Niquelândia – Barro Alto
1 x 954
Barro Alto – Brasília Sul
1 x 954
Limite de transmissão
Capacidade Capacidade
Fatores limitantes
do condutor
operativa
TC e filtro de onda na
1282 A
1200 A
SE Niquelândia e TC
510,71 MVA
478,05
na SE Serra da Mesa
641 A
641 A
Condutor
255,36 MVA 255,36 MVA
641 A
600 A
TC nas SEs Barro
255,36 MVA 239,02 MVA Alto e Brasília Sul
Com respeito a contingência simples em linhas de transmissão do anel de atendimento à
Goiânia, observam-se sobrecargas que podem ultrapassar 30% nos circuitos da LT
230 kV Anhangüera – Goiânia Leste e na LT 230 kV Bandeirantes – Xavantes quando da
saída de um dos dois circuitos desta última. Na contingência da LT 230 kV Anhangüera –
Goiânia Leste verificam-se sobrecargas que podem atingir 30% nos dois circuitos da LT
230 kV Bandeirantes – Xavantes. Essas sobrecargas são observadas tomando-se como
capacidades operativas destes circuitos 219 MVA, que é o valor constante do CPST.
Informações da CELG indicam que essas linhas podem atingir um carregamento de
298 MVA, o que eliminaria esses problemas. Da mesma forma verificam-se sobrecargas
que atingem 30% na LT 230 kV Anhangüera – Goiânia Leste para contingência na LT
230 kV Brasília Sul–Brasília Geral.
Contingências na LT 230 kV Brasília Geral – Brasília Sul (319 MVA) podem acarretar
sobrecargas da ordem de 14% na transformação de Bandeirantes 345/230 kV – 3 x
225 MVA e 1x276MVA e de 20% na LT 230 kV Xavantes – Pirineus (204 MVA).
Contingências simples no anel de 230 kV Bandeirantes – Anhanguera – Cachoeira
Dourada – Planalto podem acarretar sobrecarga em alguns circuitos desse eixo de até
20%. Ressalta-se que os circuitos 230 kV Bandeirantes – Anhangüera passaram a ter
uma capacidade de 382 MVA após as obras recomendadas no PAR 2002-2004,
eliminando sobrecargas nesses circuitos. Esta capacidade pode ainda ser aumentada
para 438 MVA com a troca do TC ligado ao terminal de Furnas.
Cenários com fluxos no sentido Norte da interligação Norte-Sul superiores a 1.800 MW
acarretam altos carregamentos nos sistemas de 500 kV e 345 kV dessa área.
Emergência na LT 500 kV Samambaia – Emborcação ou na LT 345 kV Itumbiara –
Bandeirantes elevam ainda mais os carregamentos e podem acarretar sobrecarga de até
20% nos circuitos de 230 kV que derivam de Cachoeira Dourada para Anhangüera e
Planalto que, entretanto, podem ser eliminados através de redespacho na usina de
Cachoeira Dourada.
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CONTROLE DE TENSÃO
Normalmente, na área Goiás e Distrito Federal não são necessários desligamentos de
linhas de transmissão para controle de tensão.
Com a implantação da interligação Norte-Sul II em 2003, nota-se um elevado perfil de
tensão nas linhas de transmissão entre as subestações Serra da Mesa e Samambaia em
diversas condições de fluxo nessa interligação, principalmente em Samambaia cujas
tensões alcançam o limite máximo admissível, o que deverá acarretar em maior controle
pela UHE Serra da Mesa.
Com relação a futura LT 500 kV Samambaia - Itumbiara prevista para 2003, é importante
ressaltar as condições verificadas quando de rejeição ou abertura em um dos terminais
de Itumbiara e de Samambaia. Os estudos efetuados de energização e rejeição para
essa linha de transmissão (295 km) determinaram apenas a colocação de reator de
73,5 Mvar/500 kV em Samambaia. As simulações efetuadas no PAR 2003-2005 em
regime permanente e transitório mostram elevadas tensões sustentadas no terminal em
vazio superiores aos limites estabelecidos de 110% (550 kV) da tensão nominal quando
de rejeição ou abertura no terminal de Itumbiara. Os sistemas existentes nos dois lados
dessa linha de transmissão, em muitas condições operativas, não possuem recursos
suficientes para reduzir essas tensões ao patamar satisfatório que permita o fechamento
do terminal aberto dentro das condições estabelecidas para os equipamentos de
manobra. Essas simulações mostram que para abertura somente do terminal de
Itumbiara, as tensões sustentadas na ponta da linha atingem patamares de até ou
superiores a 120% (600 kV) estando duas máquinas em operação na usina de Serra da
Mesa. É determinante, para isso, os níveis de tensão em Samambaia, sempre muito
elevados, principalmente quando de baixos fluxos nessa interligação. Da mesma forma,
para abertura no terminal de Samambaia, observam-se tensões elevadas no terminal em
vazio de Samambaia que podem atingir 115% (575 kV) da nominal, estando três
máquinas sincronizadas na usina de Itumbiara. Ressalta-se que o número mínimo de
máquinas determinado para a operação nessa usina é de uma unidade e na usina de
Serra da Mesa de duas unidades, que são as usinas mais influentes para o controle de
tensão dessa linha de transmissão. Desse modo, a inserção de reatores nessa linha de
transmissão é necessária. Nesse sentido, as simulações efetuadas indicam que um
reator no terminal de Itumbiara de cerca de 136 Mvar é satisfatório no caso de abertura
em Itumbiara e que para abertura em Samambaia o reator atual de 73,5 Mvar é
insuficiente, já considerando inserido o reator de Itumbiara, e caso fosse modificado para
cerca de 90 Mvar seria satisfatório. Devido às condições de operação previstas para
esse sistema com possibilidade de elevados fluxos em ambos os sentidos, o reator de
Itumbiara deve ser manobrável, devendo ser inserido nessa LT, tendo em vista a
natureza desse problema, o sistema de transmissão ligado a essa usina, bem como a
configuração em anel do barramento da SE Itumbiara tornar mais dispendiosa sua
instalação.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
MATO GROSSO
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3.4.2 Mato Grosso
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DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O sistema de transmissão de energia elétrica que atende ao Estado do Mato Grosso é
constituído por um sistema radial de 230 kV que parte da subestação de Rio Verde no
Estado de Goiás, com três circuitos até Rondonópolis.
Um deles tem seu traçado via Couto Magalhães e outros dois via Barra do Peixe,
havendo seccionamento e transformação 230/138/13,8 kV de um circuito em Barra do
Peixe 230 kV. Os trechos Barra do Peixe – Rondonópolis e Couto Magalhães –
Rondonópolis têm 217 km e 178 km de comprimento, respectivamente. De
Rondonópolis, com extensão de 188 km, partem dois circuitos em 230 kV para a
subestação Coxipó localizada na capital Cuiabá, onde se concentra cerca de 45% da
demanda do Estado e de onde se realiza a distribuição de energia aos centros de carga
regionais.
A área norte do Estado é atendida por um único circuito a partir da subestação Coxipó,
com um comprimento de 105 km até a SE Nobres, ponto de seccionamento e
entroncamento com o sistema de transmissão (70 km) associado à UHE Manso, e mais
335 km até a subestação terminal de Sinop. Nesse último trecho, são atendidas por
derivação as subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio Verde e Sorriso.
Até a entrada em operação da usina térmica de Cuiabá I (480 MW), o sistema de
transmissão de 230 kV que chega à subestação Coxipó, era responsável pelo
atendimento à quase totalidade do mercado do Estado do Mato Grosso, devido à
ausência de usinas de porte no Estado. Com a implantação dessa usina e de outras,
como Manso (210 MW), o Estado de Mato Grosso tornou-se auto-suficiente em termos
de energia elétrica e a rede em 230 kV passou a ser utilizada como um sistema de
transmissão exportador da energia excedente para a Região Sudeste.
A capacidade instalada das usinas localizadas no estado totalizava 830 MW em 2001.
Até janeiro/2003, considerando um montante da ordem de 450 MW que estão em
processo de implantação, o total instalado se elevará para 1.280 MW.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Com a adição das fontes geradoras previstas para 2002 e 2003, a capacidade instalada
no estado de Mato Grosso atinge um montante da ordem de 1.300 MW em 2003. Desse
total, 1.076 MW (83%) se concentram em seis usinas (UTE Cuiabá e UHEs Manso,
Jauru, Guaporé, Itiquira I e II).
A demanda máxima prevista para junho/2003 é de 552 MW. Nessas condições, o Estado
do Mato Grosso que, a partir da entrada da UTE Cuiabá I (480 MW) e da UHE Manso
(210 MW) passou a ter excedentes de geração para exportação ao SIN, tem essa
característica exportadora ampliada.
Dada a topologia de conexão dessas novas fontes, os fluxos dos excedentes de geração
se concentram na SE Coxipó e são direcionados para Rondonópolis. Em Rondonópolis
há a adição da geração proveniente das usinas hidrelétricas Itiquira I e II (e, a partir de
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dezembro/2004, também da UHE Ponte de Pedra), aumentando o fluxo exportador, o
qual se direciona para Rio Verde (GO).
Os estudos mostram que, a partir de 2003, o escoamento da totalidade da geração
disponível no Estado do Mato Grosso não será possível sem a ampliação do sistema de
transmissão. Ou, por outro lado, caso seja mantida a estrutura da rede atual, haverá
necessidade de restringir o despacho das usinas, para valores na faixa 70-75% da
capacidade instalada em condições normais de operação e na faixa 60-65% em
situações de contingência na rede de 230 kV.
As limitações da rede se manifestam basicamente por sobrecargas no trecho Coxipó Rondonópolis 230 kV no caso de contingência em um dos circuitos, indicativas da
necessidade de ampliação do número de circuitos em 230 kV nesse trecho, e por queda
acentuada de tensão no trecho Rondonópolis - Barra do Peixe, indicativa da
necessidade de reforço de compensação reativa capacitiva nessa área do sistema.
Além desses aspectos, observa-se que, com a configuração de transmissão atual, a
operação do conjunto de usinas localizadas no Estado apresenta problemas de
estabilidade, verificando-se perda de sincronismo no caso de contingências simples na
Rede Básica no Estado ou mesmo fora dele. Esta característica se traduz em limites
dinâmicos para exportação inferiores aos obtidos por meio de análises estáticas.
A solução proposta neste PAR, derivada de estudo de planejamento de longo prazo
conduzido pelo CCPE e recém concluído, contempla a necessidade de instalação já em
2003 dos seguintes ampliações e reforços:
i)
ii)
iii)
3o circuito 230 kV Coxipó - Rondonópolis;
seccionamento da LT Rondonópolis - Rio Verde - Itumbiara C1 em Barra do Peixe,
ficando ambos os circuitos dessa linha conectados na subestação transformadora
230/138 kV de Barra do Peixe; e
compensação série no 3o circuito Coxipó-Rondonópolis e em todos os trechos da LT
230 kV Rondonópolis – Barra do Peixe – Rio Verde -Itumbiara C2.
Os estudos efetuados indicam ainda que no ano 2005, a menos que não se concretizem
as obras de geração visualizadas até esse ano, mesmo com os reforços da rede 230 kV
descritos acima, haveria restrições de transmissão para exportar o potencial disponível
no estado do Mato Grosso (inclusive da usina térmica) para a região Sudeste.
Nesse estágio seria necessária a instalação da próxima expansão prevista no estudo de
planejamento de longo prazo composta por um circuito em 500 kV entre Cuiabá e
Itumbiara (831 km), com dois seccionamentos, constituindo-se os trechos Cuiabá – Barra
do Peixe (383 km), Barra do Peixe-Intermediária (224 km) e Intermediária-Itumbiara
(224 km). Em Cuiabá seria implantada uma nova subestação, com transformação
500/230 kV (2x450 MVA), que se interligaria à SE Coxipó pelos dois circuitos em 230 kV.
Em Barra do Peixe também haveria transformação 500/230 kV (1x450 MVA).
A área centro-norte do Estado é atendida pela LT 230 kV Nobres – Sinop, circuito
simples. Considerando a geração instalada nessa área, que passa de 55 MW em
junho/2003 para 105 MW a partir de junho/2004, a perda dessa LT provocaria um corte
de cargas da ordem de 40 MW na condição de carga máxima do sistema.
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Para possibilitar o adequado controle de tensão nessa área do Estado, há necessidade
de equipamento de compensação reativa variável em Sinop, já recomendado no PAR
2002-2004 e cuja instalação está em processo de análise pela ANEEL.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir resume as ampliações e os reforços na Rede Básica previstas para o
Estado do Mato Grosso.
Tabela 3.16 – Obras na Rede Básica no Estado do Mato Grosso
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
LT 230 kV Coxipó - Jauru, circuito duplo, 360 km
SITUAÇÃO ATUAL
Autorizadas à Eletronorte
Prazo contratual:OUT/2002
SE Jauru (nova)
Previsão para operação:JAN/2003
banco de trafos 230/138 kV, 300 MVA e unidade
de reserva de 100 MVA; dois reatores de
30 Mvar/230 kV, associados à LT acima
SE Coxipó
dois reatores de 30 Mvar/230 kV, associados à LT
acima
LT 230 kV Coxipó - Rondonópolis C3, 188 km, Obras novas, proposta neste PAR
circ. simples, 2x795 MCM, com reator de linha, Data de necessidade: JUN/2003
30 Mvar - 230 kV, em Coxipó;
Compensação série nos trechos em 230 kV
Coxipó - Rondonópolis C3, Rondonópolis – Barra
do Peixe C2, Barra do Peixe – Rio Verde C2 e Rio
Verde-Itumbiara C2
SE Barra do Peixe:
ampliação de 2 vãos de linha adicionais para a
conexão da LT Rondonópolis – Rio Verde C1 a ser
seccionada em Barra do Peixe
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT 500 kV Cuiabá - Itumbiara (831 km) e reatores Obras novas, proposta neste PAR
shunt associados, com trechos Cuiabá – Barra do Data de necessidade: JAN/2005
Peixe (383 km), Barra do Peixe - Intermediária
(224 km) e Intermediária - Itumbiara (224 km).
Transformações
500/230 kV
em
Cuiabá
(2x450 MVA) e em Barra do Peixe (1x450 MVA),
associadas à LT 500 kV Cuiabá-Itumbiara
SE Sinop
compensador estático (-30,70) Mvar, 230 kV
Concessão
ANEEL
em
análise
pela
Data de necessidade: 2002
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
O Estado do Mato Grosso que, a partir da entrada da UTE Cuiabá (480 MW) e da
UHE Manso (210 MW), passou a ter excedentes de geração para exportação ao
SIN, tem essa característica exportadora ampliada a partir de 2002 com a entrada
de novas fontes geradoras.
Em 2002 estão previstas as UHEs Itiquira I (60,8 MW) e Itiquira II (95,2 MW)
acrescentando 156 MW à capacidade de geração do MT. Tais usinas irão se
conectar à SE Rondonópolis por uma LT em 230 kV, circuito simples, com cerca
de 70 km de extensão.
Adicionalmente, no período outubro/2002 a janeiro/2003 está prevista a entrada
de duas novas usinas hidrelétricas, Jauru (3x36,7 MW) e Guaporé (3x40 MW),
localizadas no sudoeste do Estado, acrescentando 230 MW à capacidade
instalada. A potência dessas usinas será escoada pela LT Coxipó - Jauru 230 kV,
circuito duplo, com 360 km de comprimento e entrada em operação prevista para
janeiro de 2003.
Com a adição dessas fontes, a capacidade instalada no Estado de Mato Grosso
atinge um montante da ordem de 1.280 MW. Desse total, 1.076 MW (84%) se
concentram nas seis usinas anteriormente citadas (UTE Cuiabá, Manso, Jauru,
Guaporé, Itiquira I e II), sendo 920 MW (72%) nas quatro primeiras.
(b)
Dada a topologia da conexão dessas novas fontes, os fluxos dos excedentes de
geração se concentram na SE Coxipó e são direcionados para Rondonópolis,
através dos dois circuitos Coxipó - Rondonópolis 230 kV e da LT Coxipó - JaciaraRondonópolis 138 kV que opera em paralelo à rede 230 kV.
Em Rondonópolis há a adição da geração proveniente de Itiquira I e II (e, a partir
de dezembro/2004, também da UHE Ponte de Pedra), aumentando o fluxo
exportador, o qual se direciona para Rio Verde através dos três circuitos 230 kV
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(dois deles via Barra do Peixe e um via Couto Magalhães) e da LT 138 kV
Rondonópolis - Couto Magalhães - Rio Verde que opera em paralelo à rede
230 kV.
Dada essa distribuição de fluxos, as emergências mais críticas para a
determinação do despacho máximo das usinas e do limite de potência exportável
são as seguintes:
−
−
(c)
saída de um dos dois circuitos Coxipó - Rondonópolis 230 kV, a qual tende a
provocar sobrecargas no circuito remanescente (limites de 240/ 286 MVA,
para condição normal/emergência) e na LT Coxipó - Jaciara-Rondonópolis
138 kV (limites de 74/86 MVA para condição normal/emergência);
saída do trecho Rondonópolis - Barra do Peixe da LT Rondonópolis - Rio
Verde 230 kV C2, a qual tende a causar queda acentuada de tensão no
sistema 230 kV e ao longo da LT 138 kV Rondonópolis - Couto Magalhães.
No ano 2003 há previsão de um acréscimo de 131 MW na capacidade de
geração, correspondente a pequenas centrais geradoras (PCH) a serem
instaladas nas áreas centro-norte (77 MW) e sudoeste (54 MW), elevando a
potência total instalada para aproximadamente 1.300 MW em junho/2003 e
1.410 MW no final desse ano. A carga máxima considerada para junho de 2003
atinge 552 MW.
Análises em regime permanente indicam que, em condição normal de operação,
verifica-se a necessidade de restringir o despacho de geração a valores na faixa
de 69% a 77% da potência instalada, dependendo do patamar de carga do
sistema, sendo a maior redução para a situação de carga leve. Considerando
como referência um despacho máximo de 90% da capacidade instalada, tal
restrição corresponde a valores de potência não despachada na faixa de 240 a
150 MW. Note-se que essa restrição é em parte influenciada pelo carregamento
da LT 138 kV Coxipó – Jaciara - Rondonópolis que opera em paralelo com a rede
230 kV nesse trecho e que tende a entrar em sobrecarga para níveis altos de
geração nas usinas do sudoeste do Estado, da UTE Cuiabá e da UHE Manso.
Com essa redução de geração o sistema opera com níveis de tensão adequados
e o fluxo de exportação a partir de Rondonópolis atinge valores da ordem de
430 MW, sendo 370 MW pelas linhas em 230 kV e 60 MW pela LT 138 kV
Rondonópolis - Couto Magalhães. As perdas totais de transmissão em carga
pesada resultam da ordem de 13%.
Na contingência de um dos dois circuitos Coxipó - Rondonópolis 230 kV, há
necessidade de restringir o despacho de geração a valores na faixa de 59% a
67%, correspondendo a potências não despachadas na faixa de 350 a 270 MW,
sendo os valores mais restritivos referentes à condição de carga leve. Tal redução
de geração é necessária para evitar sobrecarga no circuito 230 kV remanescente
ou na LT 138 kV Coxipó - Jaciara – Rondonópolis.
Na perda do trecho Rondonópolis - Barra do Peixe da LT Rondonópolis - Rio
Verde 230 kV C2, as necessidades de restrição de despacho resultam na faixa
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310 a 165 MW, para se manter níveis mínimos de tensão adequados na rede
230 kV. A tensão ao longo da LT 138 kV Rondonópolis - Couto Magalhães,
contudo, cai a valores da ordem 88% em Couto Magalhães, evidenciando a
necessidade de instalação de compensação reativa capacitiva para a devida
elevação da tensão.
(d)
Ainda no ano 2003, considerando os resultados da análise dinâmica efetuada,
verificou-se um limite máximo de exportação a partir de Rondonópolis 230 kV da
ordem de 350 MW, sendo 300 MW pelas linhas 230 kV e 50 MW pela linha
138 kV Rondonópolis - Couto Magalhães. Tal situação corresponde a uma
operação com 70% da capacidade instalada em condições de carga pesada de
Junho/2003. Na condição de carga leve, o nível de máxima exportação seria
atingido com despachos da ordem de 63% da capacidade instalada do Estado.
(e)
A área centro-norte do Estado é atendida pela LT 230 kV Nobres – Sinop, circuito
simples, com capacidade operativa de 240 MVA. Essa linha atende em derivação
às subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio Verde e Sorriso bem como a
subestação terminal de Sinop. Destaca-se que essa área terá um aumento de
capacidade geradora instalada, que passa de 55 MW em junho/2003 para
105 MW a partir de junho/2004, reduzindo em cerca de 25% o fluxo nessa linha
de transmissão, a partir da SE Nobres, de 53 MW em 2003 para 40 MW em 2004
e 2005.
A subestação de Sinop, localizada a cerca de 260 km da SE Nobres, apresenta
problemas de controle de tensão em condições normais de operação, havendo
inclusive dificuldades de operação do banco de capacitores existente nessa
subestação. Em decorrência, cortes parciais de carga no sistema de distribuição
podem provocar a abertura, por sobretensão, da LT 230 kV Nobres - Sinop, e,
nesse caso, a rejeição total de cargas atingiria valores da ordem de 40 MW. A
instalação de equipamento de compensação reativa variável é importante para
esse sistema para o ano de 2002, conforme recomendado no PAR 2002-2004 e
que se encontra em fase de análise na ANEEL.
(f)
Nos anos 2004 e 2005 a característica exportadora do Estado do Mato Grosso se
mantém e, caso não haja alterações significativas na rede de transmissão, o
panorama geral das condições de atendimento de 2003 se repete.
A potencialidade de exportação aumenta a partir de dezembro/2004 com a
entrada da primeira máquina da UHE Ponte de Pedra (3x58,7 MW), cuja potência
plena é prevista para março/2005. O processo de solicitação de acesso dessa
usina, o qual acha-se interrompido por iniciativa do acessante, indica que a
conexão da mesma se dará por uma LT 230 kV de uso exclusivo, interligada à SE
230 kV de Rondonópolis.
A potência total instalada no Estado atinge aproximadamente 1.440 MW em
junho/2004 e passa a 1.620 MW em junho/2005. As demandas previstas em
carga pesada nos mesmos meses atingem, respectivamente, 626 MW e 669 MW.
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(g)
As simulações mostram que, a partir de 2003, o escoamento da totalidade da
geração disponível no Estado do Mato Grosso, em todas as condições de carga,
não será possível sem a ampliação do sistema de transmissão, conforme
demonstrado no item c anterior. As limitações da rede se manifestam
basicamente por dois aspectos: sobrecargas no trecho Coxipó - Rondonópolis
230 kV no caso de contingência em um dos circuitos, indicativas da necessidade
de ampliação do número de circuitos em 230 kV nesse trecho, e por queda
acentuada de tensão no trecho Rondonópolis - Barra do Peixe, indicativa da
necessidade de reforço de compensação reativa capacitiva nessa área do
sistema.
(h)
Por outro lado, verifica-se que conclusões similares têm sido obtidas no estudo
que está em andamento no âmbito do CCPE relativo à expansão do sistema de
transmissão do Mato Grosso. Nesse estudo, cujo relatório está sendo finalizado
pelo CCPE, são considerados dois estágios de evolução da rede.
O primeiro deles refere-se ao período de curto prazo, com horizonte 2004/05, e
com um cenário de geração/carga similar ao que está sendo adotado neste
relatório. Para esse estágio, o estudo do CCPE recomenda a instalação do
seguinte conjunto de ampliações ou reforços:
i)
ii)
iii)
3o circuito 230 kV Coxipó - Rondonópolis, o que solucionaria o primeiro dos
dois aspectos de limitações da rede acima mencionados;
seccionamento da LT Rondonópolis – Rio Verde - Itumbiara C1 em Barra do
Peixe, ficando ambos os circuitos dessa linha conectados na subestação
transformadora 230/138 kV de Barra do Peixe; e
compensação série no 3o circuito Coxipó-Rondonópolis e em todos os
trechos da LT 230 kV Rondonópolis – Barra do Peixe – Rio Verde-Itumbiara
C2.
Esse reforço solucionaria, em parte, o segundo dos aspectos de limitações da
rede anteriormente citados. Para a contingência de saída do trecho Rondonópolis
– Barra do Peixe C2, contudo, ainda haveria necessidade de restrição de
despacho de geração para evitar o colapso de tensão no tronco Rondonópolis –
Barra do Peixe –Rio Verde.
No estudo do CCPE, o segundo estágio está atrelado a um cenário de maior
expansão da geração, com a entrada de novas fontes previstas ou cogitadas para
o Mato Grosso, tais como: UHE Couto Magalhães (prevista para 2007) extensão
da interligação Acre - Rondônia ao Mato Grosso (200 MW), conjunto de usinas do
rio Sangue (da ordem de 200 MW) e UTE Cuiabá II (480 MW). Nesse estágio
haveria a instalação de um circuito em 500 kV entre Cuiabá e Itumbiara (831 km),
com dois seccionamentos, constituindo-se os trechos Cuiabá – Barra do Peixe
(383 km), Barra do Peixe - Intermediária (224 km) e Intermediária - Itumbiara
(224 km). Em Cuiabá seria implantada uma nova subestação, com transformação
500/230 kV (2x450 MVA), que se interligaria com a SE Coxipó através de dois
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circuitos em 230 kV. Em Barra do Peixe também haveria transformação
500/230 kV (1x450 MVA).
(i)
Nas análises realizadas neste PAR considerando as ampliações/reforços i), ii) e
iii) acima citadas, verificou-se através de estudos dinâmicos, para a condição de
carga pesada de Junho/2004, um limite máximo de exportação a partir de
Rondonópolis 230 kV da ordem de 460 MW, sendo 405 MW pelas linhas 230 kV e
55 MW pela linha 138 kV Rondonópolis - Couto Magalhães. Tal situação
corresponde a uma operação com 77% da capacidade instalada. Em outras
condições de carga, para manter o mesmo nível máximo de exportação, haveria
necessidade de maior redução da geração, a qual poderia atingir valores da
ordem de 73% na situação de carga leve de Junho/2004.
(j)
Ainda para o ano de 2004, procurou-se verificar o limite de utilização da rede
230 kV considerando a adição de compensação série adicional à prevista no subitem iii) anterior. Consideraram-se as ampliações descritas nos sub-itens i) e ii) do
item h), compensação série de 40% nas linhas 230 kV Rondonópolis – Barra do
Peixe – Rio Verde C1 e Rondonópolis – Couto Magalhães – Rio Verde, e, para
manter a distribuição de fluxos com maior carregamento das linhas de menores
perdas, aumentou-se para 65% a compensação série da linha Rondonópolis –
Barra do Peixe – Rio Verde C2.
Nessas condições, a análise mostrou que, sob o aspecto de estabilidade
dinâmica, seria possível uma exportação a partir de Rondonópolis 230 kV da
ordem de 605 MW, sendo 555 MW pelas linhas 230 kV e 50 MW pela linha
138 kV Rondonópolis - Couto Magalhães. Tal situação corresponde a uma
operação com 88% da capacidade instalada na condição de carga pesada de
junho/2004.
Observou-se, contudo, que, nas condições acima, o limite de carregamento das
linhas em regime permanente passa a ser o elemento restritivo. Na contingência
de saída do trecho Rondonópolis – Barra do Peixe C2, o trecho Rondonópolis –
Barra do Peixe C1 atinge um carregamento de 323 MVA, ou seja, 13% acima do
limite 286 MVA indicado no CPST. Para manter um fluxo limitado a 286 MVA,
haveria necessidade de redução da geração para um nível da ordem de 83% da
capacidade instalada.
(k)
Para o ano 2005, caso se concretize a entrada da UHE Ponte de Pedra
(176 MW), a solicitação do sistema 230 kV tenderá a aumentar, uma vez que o
acréscimo de geração superaria o aumento da carga, causando um aumento do
potencial de exportação a partir de Rondonópolis. Em contrapartida, caso haja
uma postergação da implantação desse aproveitamento, as condições de
carregamento da rede ficarão atenuadas em relação ao ano 2004, devido à
redução da potência exportável em razão do aumento de carga local.
Nessas condições, a menos que não se concretizem as obras de geração
visualizadas para esse ano, verifica-se que, mesmo com os reforços da rede
230 kV descritos no item h), sub-itens i), ii) e iii), e, ainda com os eventuais
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reforços adicionais de compensação série mencionados no item j), haveria
restrições de transmissão para exportar o potencial disponível no estado do Mato
Grosso para a região Sudeste.
Para eliminar tais restrições de transmissão haveria necessidade, a partir de
2005, de um novo reforço estrutural da rede, o qual, pelos estudos de
planejamento em elaboração no âmbito do CCPE, seria a instalação de um
circuito em 500 kV entre Cuiabá e Itumbiara (831 km), conforme descrito no item
h). De acordo com análise dinâmica preliminar, o sistema é estável
dinamicamente para a perda do trecho de 500 kV Cuiabá – Barra do Peixe
considerando a geração prevista até o ano 2005 nessa área, contribuindo para
isso o reforço no sistema de 230 kV recomendado (3º circuito CoxipóRondonópolis e compensação série no C2 de Rondonópolis - Barra do Peixe - Rio
Verde - Itumbiara) e ainda a ligação proporcionada pelo abaixamento 500/230 kV
em Barra do Peixe
Não obstante a instalação dessa solução estrutural é importante analisar o custo
x benefício dos reforços adicionais de compensação série da rede 230 kV
mencionados no item j), uma vez que os mesmos possibilitam melhorar o
desempenho dinâmico do sistema, particularmente nas contingências de perda do
novo elo em 500 kV, atenuando os requisitos de eventuais cortes de geração.
(l)
Com a instalação de compensação série na rede 230 kV, haverá uma maior
utilização das linhas 230 kV que partem de Rondonópolis em direção a Rio Verde,
cujos limites de carregamento passariam a ser o elemento restritivo. Sob esse
aspecto, torna-se importante caracterizar os fatores que afetam tais limites,
visando eliminar eventuais restrições causadas por equipamentos terminais e/ou
vãos críticos. Os valores limites de carregamento considerados nos três trechos
de Furnas (Rio Verde - Barra do Peixe C1 e C2, e Rio Verde - Couto Magalhães)
foram iguais a 240 MVA, de acordo com o CPST. Nos trechos da Eletronorte os
valores considerados foram: 286 MVA, para Barra do Peixe - Rondonópolis C1 e
Couto Magalhães - Rondonópolis, e 240 MVA para Barra do Peixe - Rondonópolis
C2.
!
CONTROLE DE TENSÃO
Para se obter níveis de tensão adequados na área norte do Estado, há necessidade de
equipamento de compensação reativa variável em Sinop, recomendado no PAR 20022004 e em fase de processo de análise pela ANEEL. Observa-se que deve ser revista a
potência adequada dessa instalação tendo em conta a construção de novas usinas
(PCHs) e previsão de mercado na área de influência de Sinop.
Há necessidade de reforço no tronco 230 kV Rondonópolis – Barra do Peixe – Rio Verde
para suportar contingências de linhas nesta área do sistema.
!
CONEXÃO REDE BÁSICA - DISTRIBUIÇÃO
É importante a caracterização dos fatores que afetam os limites de carregamento da
linha 138 kV Coxipó - Rondonópolis (74/86 MVA em condição normal/emergência), pois
tal linha, operando em paralelo com a rede 230 kV tende a se sobrecarregar, tornando-
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se um elo restritivo para os despachos de geração. Verifica-se uma relação aproximada
de 5:1 entre a variação do despacho de geração na área de Cuiabá e a variação de fluxo
na citada LT 138 kV, ou seja, a elevação dos limites de carregamento em 20 MVA, por
exemplo, evitaria reduções de geração da ordem de 100 MW.
Verifica-se, por outro lado, que a abertura permanente dessa linha, desfazendo o
paralelo, aumentará os requisitos de corte de geração na contingência de saída de um
dos dois circuitos 230 kV Coxipó - Rondonópolis. Tal abertura poderá também impor
restrições de geração na área de Cuiabá durante contingências em um dos
autotransformadores 230/138 kV de Rondonópolis (2x100 MVA) de modo a não provocar
sobrecarga no remanescente, o que poderia acontecer durante o patamar de carga leve.
Há excessiva queda de tensão ao longo da LT 138 kV Rondonópolis - Couto Magalhães,
para contingências simples nos circuitos em 230 kV que saem de Rondonópolis em
direção a Rio Verde, evidenciando a necessidade de instalação de compensação reativa
capacitiva na SE Couto Magalhães 138 kV.
Para esse trecho, é também importante a caracterização dos fatores que afetam seus
limites de carregamento (74/86 MVA, de acordo com a base de dados dos estudos de
planejamento).
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
1.
Analisar os limites de carregamento da rede 230 kV considerando a instalação do
3o circuito Coxipó-Rondonópolis, bem como diferentes hipóteses de compensação
série nas linhas 230 kV entre Coxipó e Itumbiara (ONS/CCPE).
2.
Avaliar os fatores limitantes das três LTs 230 kV entre as subestações Rio Verde
e Rondonópolis e também na LT 138 kV Coxipó - Rondonópolis, visando eliminar
eventuais restrições causadas por equipamentos terminais, vãos críticos
etc.(ONS/Empresas envolvidas da área).
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SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
PARÁ
Suriname
Guiana
Amapá
Roraima
Belém
Utinga
Sta. Maria
Guamá
(03)
Vila do Conde
(02)
Altamira
Amazonas
Tucuruí
(I e II)
Rurópolis
Transamazônica
(04)
Maranhão
(03)
Açailândia
Marabá
Pará
Imperatriz
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Usina Termelétrica
Subestação
LT 500 kV
LT 230 kV
Tocantins
LT 138 kV
LT 69 kV
Mato Grosso
ONS
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3.5
Região Norte
3.5.1 Pará
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado do Pará pode ser dividido geo-eletricamente
nas áreas nordeste e oeste. Na área nordeste localiza-se a região metropolitana de
Belém e a na área oeste a rede de transmissão em 230 kV denominada Tramoeste.
A área nordeste do Estado do Pará é atendida atualmente por um único circuito em
500 kV entre a UHE Tucuruí e a SE Vila do Conde. Na SE Vila do Conde 500/230/69 kV,
estão instalados três autotransformadores de 750 MVA. É importante ressaltar que esse
tronco da Rede Básica é responsável pelo atendimento a aproximadamente 78% de
todo o mercado do Estado do Pará, incluindo o complexo Albrás/Alunorte, com uma
demanda atual da ordem de 650 MW. A duplicação da LT 500 kV Tucuruí – Vila do
Conde foi objeto de licitação conduzida pela ANEEL, devendo estar em operação até
agosto/2002.
A partir da subestação de Vila do Conde, derivam dois circuitos em 230 kV que passam
pela SE Guamá e chegam a SE Utinga que se liga à SE Santa Maria através de um elo
singelo em 230 kV.
O restante do mercado do Estado do Pará (22%) é atendido a partir de sistemas radiais
derivados da UHE Tucuruí onde destacam-se o sistema Tramoeste, com 662 km de
extensão, formado por um circuito em 230 kV, partindo da UHE Tucuruí e passando por
Altamira, Transamazônica, chegando até Rurópolis, no extremo oeste do Estado.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica, com o sistema de
distribuição da Celpa é feita nas subestações 500/230/69 kV de Tucuruí, Marabá e Vila
do Conde, nas subestações 230/69 kV de Guamá, Utinga e Altamira, na subestação
230/138 kV de Rurópolis, na subestação 230/138/69 kV de Santa Maria e na subestação
230/34,5 kV de Transamazônica.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Com relação ao atendimento às cargas localizadas no nordeste do Estado do Pará, onde
destaca-se o atendimento à região metropolitana de Belém, considerando a implantação
da LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde C2, licitada e sob a responsabilidade da Empresa
Paraense de Transmissão de Energia – (ETEP), com data para entrada em operação até
agosto/2002, não se visualizam problemas de atendimento a essa região visto que, com
essa obra, o sistema elétrico da Rede Básica que atende à essa região encontra-se
dimensionado para atender ao critério N-1.
Como o atendimento a SE Santa Maria é efetuado por um único circuito, verifica-se corte
de carga quando da perda deste circuito. Verificam-se também problemas de regulação
de tensão, que implicam em cortes de carga na região, quando de contingências em
linhas de transmissão em 230 kV no eixo Vila do Conde – Guamá – Utinga. Estudos de
planejamento desenvolvidos pelo CCPE apresentam como solução para esse problema
a construção de um circuito 230 kV Vila do Conde – Santa Maria. A entrada em
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operação dessa obra garante o atendimento ao critério de contingência simples nessa
região.
No atendimento ao Tramoeste, localizado ao oeste do Estado do Pará, que também é
efetuado por um único circuito em 230 kV, verificam-se cortes de carga permanente,
quando da perda de linhas de transmissão no eixo Tucuruí – Altamira – Transamazônica
– Rurópolis, além de dificuldades de regulação de tensão devido a sua extensão e ao
porte da carga atendida.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica previstas
para o Estado do Pará.
Tabela 3.17 – Obras na Rede Básica no Estado do Pará
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Tucuruí – Vila do Conde C2, 500 kV, circuito Licitada à ETEP 2001
simples, 323 km
Prazo contratual: AGO/2002
Previsão para operação: AGO/2002
LT Vila do Conde – Santa Maria, 230 kV, circuito Em licitação pela ANEEL
simples, 179 km
Data de necessidade: 2002
SE Vila do Conde
Autorizado à ELETRONORTE
3º transformador 230/69 kV, 33 MVA (remanejado Prazo contratual: OUT/2001
da SE Marabá)
Previsão para operação:OUT/2002
SE Altamira
2º
transformador
230/69/13,8 kV,
(remanejado da SE Marabá)
SE Transamazônica
2º
transformador
230/34,5 kV,
(remanejado da SE Marabá)
SE Tucuruí
Autorizado à ELETRONORTE
60 MVA Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação:AGO/2002
Autorizado à ELETRONORTE
30 MVA Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: AGO/2002
Concessão em análise pela ANEEL
interligação de barra 500 kV (reatores limitadores Data de necessidade: 2002
de corrente 20 Ω/fase. Obra associada à operação
da UHE Tucuruí II)
SE Marabá
Concessão em análise pela ANEEL
2º banco de autotransformadores 500/230 kV - Data de necessidade: 2002
450 MVA
ONS
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DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Marabá
SITUAÇÃO ATUAL
Obra nova, proposta neste PAR
substituição do banco de autotransformadores de Data de necessidade: DEZ/2004
300 MVA (existente) na SE Marabá 500/230 kV
por outro de 450 MVA
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
Atualmente, em condições normais de operação, o atendimento ao Estado do Pará
é adequado, isto é, nenhum critério é violado.
O atendimento à área nordeste do Pará depende integralmente da disponibilidade
da LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde – C1. A contingência deste circuito provoca
corte de carga da ordem de 1.200 MW em 2002.
A solução para este problema é a instalação da LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde C2, cuja concessão foi objeto de leilão conduzido pela ANEEL, em 2001, estimandose a entrada em operação deste circuito para agosto de 2002. A entrada em
operação dessa linha de transmissão, melhora significativamente o desempenho do
sistema, possibilitando o atendimento ao critério de contingência simples no eixo
Tucuruí – Vila do Conde, bem como a perda de um dos autotransformadores de Vila
do Conde, sem que haja perda temporária de carga, em todo o horizonte do estudo
(2005).
Com relação ao atendimento ao eixo 230 kV Vila do Conde – Guamá – Utinga –
Santa Maria, também no nordeste do Estado do Pará, verifica-se a necessidade de
ampliações na Rede Básica. Atualmente, consta do Programa de Licitação de
Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL a LT 230 kV Vila do Conde – Santa
Maria (via Castanhal), com 179 km de extensão, obra proposta no estudo de
planejamento de longo prazo, desenvolvido pelo CCPE, como a melhor alternativa
para atendimento à essa área. Considerando a implantação dessa linha de
transmissão, o critério de contingência simples é atendido em todo o horizonte do
estudo (2005). Sem considerar essa ampliação na Rede Básica, na perda de um dos
circuitos 230 kV Vila do Conde – Guamá, verifica-se sobrecarga no circuito
remanescente que só será eliminada efetuando-se corte de carga na região. Por
outro lado, o atendimento a SE Santa Maria que atualmente é efetuado radialmente,
por um único circuito, fica equacionado considerando a implantação da LT 230 kV
Vila do Conde – Santa Maria.
Quanto ao atendimento às cargas da Celpa e da Eletronorte, derivadas da SE
Marabá, verifica-se que a perda do único autotransformador 500/230 kV provoca um
corte de carga da ordem de 168 MW, em 2003, além de deixar indisponível o
compensador síncrono desta subestação, que é de grande importância para a
operação da interligação Norte/Nordeste. A solução para este problema é a
implantação do segundo banco de autotransformadores, conforme indicado no PAR
2002-2004, ainda em análise pela ANEEL. Ressalta-se que devido a perspectiva de
(b)
(c)
(d)
ONS
PAR 2003-2005
257 / 478
(e)
!
crescimento de mercado na região, 219 MW em 2004, e 325 MW em 2005, é
conveniente que o segundo autotransformador seja de 450 MVA. Dessa forma, para
atender ao critério N-1 em todo o horizonte do estudo, é necessário que o
autotransformador de 300 MVA, existente na subestação, seja substituído por outro
de 450 MVA, a partir de 2004.
Com relação ao sistema radial que atende à área do Tramoeste, verifica-se que não
é possível atender ao critério de contingência de linhas de transmissão. Destaca-se
que o atendimento a essa área, em condição normal de operação, é satisfatório em
todo o horizonte estudado (2005).
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
258 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
TOCANTINS
São Miguel
Rio
Ara
gua
ia
Imperatriz
Tocantinópolis
(03)
Araguaiana
Pará
Porto Franco
Maranhão
Nova
Olinda
Colinas
Ara
gua
ia
Colinas
(03)
Guaraí 2
Lajeado
Miranorte
Rio
Miracema
Tocantins
Palmas
Paraíso 2
Palmas 2
Mato
Grosso
Nova
Rosalândia
(03)
Isamu Ikeda
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Gurupi
Bahia
Gurupi
Rio
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
(03)
ONS
PAR 2003-2005
tins
Tocan
Porangatu
Subestação
LT 500 kV
Figueirópolis
Alvorada
Usina Termelétrica
Serra da Mesa
Goiás
259 / 478
3.5.2 Tocantins
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Em função das conexões com a Rede Básica, o Estado do Tocantins pode ser dividido
geo-eletricamente nas áreas norte, centro e sul.
O atendimento à área norte, é efetuado em 69 kV a partir da SE Imperatriz
500/230/69 kV, localizada no Estado do Maranhão, e em 138 kV a partir da SE Porto
Franco 230/138/69 kV, também localizada no Estado do Maranhão. Dessas subestações
derivam duas linhas de transmissão, respectivamente em 69 kV e 138 kV, que
convergem para as SEs São Miguel e Tocantinópolis da CELTINS.
A área centro, principalmente a capital Palmas, é suprida pela SE Miracema 500/138 kV
que secciona a interligação Norte/Sul I.
Existe também uma interligação em 138 kV entre a SE Alvorada da CELTINS, localizada
no extremo sul do Estado, e a SE Porangatu da CELG. A operação desta interligação só
se faz necessária quando em situação de contingências no sistema de distribuição da
CELTINS.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado do Tocantins, como pode ser visto em sua
descrição, é basicamente composto pela rede de distribuição da CELTINS. Observa-se
que o sistema de transmissão da Rede Básica que atende às cargas norte e centro do
Estado não está adequado para atender ao critério de contingência simples. No trecho
entre Imperatriz e Porto Franco, existe apenas um circuito em 230 kV, e a perda desse
circuito provoca corte de carga temporário nessas regiões.
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Em condições normais de operação e ao longo de todo o período analisado, o sistema
de transmissão da Rede Básica que atende ao Estado do Tocantins apresenta
desempenho satisfatório. Entretanto, não é possível evitar cortes temporários de carga
no caso de contingência em transformadores nas subestações de Porto Franco (MA) e
Miracema. Outro problema visualizado, é que o atendimento à subestação de Porto
Franco (MA) é efetuado por um único circuito em 230 kV, o que não permite atender ao
critério de contingência da LT 230 kV Imperatriz - Porto Franco. Ressalta-se que, na
ocorrência dessa contingência, toda a carga pode ser atendida pelo sistema de
distribuição da CELTINS, evitando dessa forma corte de carga permanente no Estado.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
260 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
MARANHÃO
São Luís
São Luís I
São Luís II
Pará
Miranda
Peritoró
Coelho
Neto
Maranhão
(04)
(03)
Marabá
Açailândia
(04)
(03)
(02)
Teresina II
(03)
(02)
Presidente
Dutra
Teresina
Imperatriz
Piauí
(03)
Tocantinópolis
Colinas
P. Franco
Boa Esperança
São João
do Piauí
Tocantins
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Usina Termelétrica
Subestação
LT 500 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
ONS
PAR 2003-2005
261 / 478
3.5.3 Maranhão
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
O atendimento ao Estado do Maranhão é basicamente realizado através de três
subestações em 500 kV, Imperatriz, Presidente Dutra e São Luís II e de duas linhas de
transmissão em 500 kV que saem de Tucuruí e passam por Imperatriz e Presidente
Dutra. Da subestação de Presidente Dutra partem dois circuitos também em 500 kV até
a subestação São Luís II, com 301 km de extensão.
A subestação São Luís II 500/230 kV, com três autotransformadores de 600 MVA, é
responsável pelo atendimento a aproximadamente 77% de todo o mercado do Estado,
incluindo o consumidor Alumar, com uma demanda atual de 735 MW. Na SE São Luís II
chega um circuito em 230 kV vindo da SE Teresina, no Estado do Piauí, com 390 km de
extensão, e que passa pelas SEs Peritoró e Miranda.
Ainda da SE São Luís II derivam duas linhas de transmissão em 230 kV, com 19 km de
extensão, para atender à área metropolitana de São Luís.
Além disso, existe um circuito radial em 230 kV, com 111 km, que vai da subestação
Imperatriz até Porto Franco, e que atende também parte das cargas do Estado do
Tocantins.
O atendimento à SE Coelho Neto é efetuado por meio de uma derivação da LT 230 kV
Teresina – Peritoró, com 78 km de extensão.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de distribuição
da concessionária CEMAR é efetuado nas SEs 500/230/69 kV Imperatriz e Presidente
Dutra, na SE 500/230 kV São Luís II e nas SEs 230/69 kV de São Luís I, Peritoró e
Coelho Neto e das subestações 230/138/69 kV de Miranda II e Porto Franco. Além
dessas subestações localizadas no Estado do Maranhão, as SEs Teresina II e Boa
Esperança, também da Rede Básica e localizadas no Estado do Piauí, atendem cargas
da CEMAR em Timon, Caxias e Paraibano.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado do Maranhão, considerando a LT 230 kV
Presidente Dutra – Peritoró, autorizada à Eletronorte pela resolução ANEEL nº 335/01,
para entrar em operação a partir de outubro/2002, e o compensador estático na SE São
Luís II (-70, +150) Mvar - 230 kV, não apresenta problemas de atendimento no horizonte
estudado, a não ser quanto ao suprimento as SEs Coelho Neto e Porto Franco, que são
atendidas radialmente através de circuitos singelos, em 230 kV, cuja perda desses
elementos causam corte permanente de carga.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica previstas
para o Estado do Maranhão.
ONS
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262 / 478
Tabela 3.18 – Obras na Rede Básica no Estado do Maranhão
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Presidente Dutra - Peritoró, 230 kV, circuito Autorizada à ELETRONORTE
simples, 120 km
Prazo contratual: OUT/2002
Previsão para operação: OUT/2002
LT Tucuruí – Marabá C3 e LT Marabá – Açailândia Licitadas à EATE
– Presidente Dutra C1, circuito simples, 500 kV, Prazo contratual: ABR/2003
867 km, com compensação série
Previsão para operação:ABR/2003
LT Açailândia – Imperatriz, circuito simples,
500 kV, 57 km
SE Açailândia
seccionadora, 500 kV
LT Imperatriz – Colinas – Gurupi – Serra da Mesa
C2 e LT Serra da Mesa – Samambaia C3, circuito
simples, 500 kV, 1.278 km, com compensação
série (Interligação Norte/Sul II)
Licitada à NOVATRANS
Prazo contratual: ABR/2003 (trecho
Serra da Mesa – Samambaia),
AGO/2003 (trecho Serra da Mesa –
Miracema) e DEZ/2003 (trecho
Miracema – Imperatriz)
Previsão para operação: ABR/2003
(trecho
Serra
da
Mesa
–
Samambaia), AGO/2003 (trecho
Serra da Mesa – Miracema) e
DEZ/2003 (trecho Miracema –
Imperatriz)
Construção de 78 km de LT 230 kV, circuito Concessão em análise pela ANEEL
simples, complementando o seccionamento da LT Data de necessidade: 2002
Teresina – Peritoró e formando as LTs Teresina –
Coelho Neto e Coelho Neto - Peritoró
LT Tucuruí – Marabá C4 e LT Marabá – Açailândia Em licitação pela ANEEL
C2, circuito simples, 500 kV, 464 km, com Data de necessidade: DEZ/2004
compensação série
SE Presidente Dutra
Autorizada à ELETRONORTE
Reator de linha – 150 Mvar – 500 kV (obra Prazo contratual: OUT/2002
associada à LT 500 kV Pres. Dutra – Teresina OO Previsão para operação: DEZ/2002
C2)
ONS
PAR 2003-2005
263 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE São Luís II
Concessão em análise pela ANEEL.
Compensador estático (-70, +150) Mvar - 230 kV
Data de necessidade: MAR/2003
!
(a)
(b)
(c)
(d)
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Em condições normais de operação, considerando a configuração atual, o
atendimento ao Estado do Maranhão é adequado, ou seja, nenhum critério é
violado.
Ainda considerando a configuração atual, no caso de contingência simples, apenas
na perda das LTs 230 kV São Luís II - São Luís I e Miranda II – Peritoró não são
observadas violações de critérios.
Considerando a implantação da LT 230 kV Presidente Dutra – Peritoró, autorizada
pela ANEEL à Eletronorte para entrar em operação até outubro/2002, o sistema de
transmissão da Rede Básica atende plenamente ao critério de contingência
simples no eixo 230 kV São Luís II – Teresina. A contingência de uma das LTs
500 kV Presidente Dutra – São Luís II, a partir de 2003, provoca afundamento de
tensão na região de São Luís. A solução para este problema é a instalação de um
compensador estático 230 kV (-70, +150) Mvar na SE São Luís II. Ressalta-se que
o referido compensador estático foi recomendado em [27], como solução para os
problemas de afundamentos de tensão quando da perda da Interligação
Sudeste/Nordeste.
Na perda da LT 230 kV Teresina – Peritoró verifica-se também perda de toda a
carga da SE Coelho Neto, devido ao fato dessa subestação ser alimentada
radialmente, por uma derivação nessa linha. Em 2005 a carga da SE Coelho Neto
atinge o patamar de 23 MW. Ressalta-se que o atendimento a essa área, em
condição normal de operação, é satisfatório em todo o horizonte estudado (2005).
A solução estrutural, proposta pelo CCPE, para atender plenamente o critério N1 no eixo Teresina – São Luís corresponde à complementação do
seccionamento para Coelho Neto, pela implantação de 78 km de LT em 230 kV
da derivação até a SE Coelho Neto, formando os circuitos 230 kV Teresina –
Coelho Neto e Coelho Neto – Peritoró.
(e)
!
ONS
O suprimento de energia elétrica à área de Porto Franco é efetuado radialmente
por um circuito em 230 kV vindo de Imperatriz. A perda deste circuito compromete
o atendimento às cargas dessa área e parte das cargas do Estado do Tocantins.
Ressalta-se que o atendimento a essa área, em condição normal de operação, é
satisfatório em todo o horizonte estudado.
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
PAR 2003-2005
264 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
PIAUÍ
Sobral II
Sobral III
Piripiri
Peritoró
Teresina
Teresina
(02)
Teresina II
Presidente
Dutra
Ceará
(02)
Maranhão
Presidente
Dutra
Piauí
Boa Esperança
Picos
Eliseu
Martins
(*)
(OP.
Pernambuco
69 kV
)
São João
do Piauí
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Sobradinho
Usina Termelétrica
Subestação
LT 500 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
(*) SE 69/13,8 kV da Cepisa
Bahia
ONS
PAR 2003-2005
265 / 478
3.6
Região Nordeste
3.6.1 Piauí
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado do Piauí pode ser dividido geoeletricamente nas áreas metropolitana de Teresina, norte, baixões agrícolas piauienses
e o sul.
A área metropolitana de Teresina é atendida por duas linhas de transmissão em 230 kV
vindas da UHE Boa Esperança até a SE Teresina, com 199 km de extensão. Da
subestação de Teresina segue uma linha de transmissão, também em 230 kV, com
155 km de extensão, até a SE Piripiri, ao norte do Estado, interligando-se com a SE
Sobral II, a 166 km, localizada no Estado do Ceará.
A região dos baixões agrícolas piauienses, onde se localiza a SE Picos, é atendida por
um único circuito em 230 kV, com 167 km de extensão, vindo da SE São João do Piauí.
As áreas do Vale do Gurguéia e dos Cerrados Piauienses, localizadas ao sul do Estado,
são atendidas pela LT em 230 kV São João do Piauí - Canto do Buriti - Eliseu Martins,
com 170 km de extensão, que opera atualmente na tensão de 69 kV.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de distribuição
da CEPISA é efetuada nas subestações 230/69 kV de Boa Esperança, Teresina, Picos,
São João do Piauí e na subestação 230/138/69 kV de Piripiri.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado do Piauí, considerando as LTs 230 kV Teresina II
– Teresina I, o primeiro autotransformador 500/230 kV – 300 MVA em Teresina II (obras
autorizadas à Chesf pela através da resolução da ANEEL n° 166/00), a LT 500 kV
Presidente Dutra – Teresina II C2 e o segundo autotransformador 500/230 kV – 300 MVA
em Teresina II (obras também autorizadas à Chesf pela resolução ANEEL nº 335/01,
para entrar em operação em outubro/2002), não apresenta problemas de atendimento no
horizonte estudado, em condição normal e em contingência. Entretanto é importante
destacar que o desempenho do sistema da Rede Básica que atende ao Estado do Piauí
é bastante influenciado pelo comportamento da Interligação Norte/Nordeste.
Como o atendimento à SE 230/69 kV Picos é feito por um único circuito em 230 kV, na
perda dessa linha verifica-se corte de carga permanente na área dos baixões agrícolas
piauienses.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela 3.19 a seguir resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado do Piauí.
ONS
PAR 2003-2005
266 / 478
Tabela 3.19 – Obras na Rede Básica no Estado do Piauí
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT 230 kV Teresina II – Teresina, circuito duplo, Autorizada à CHESF
2x25 km
Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: JUL/2002
LT Presidente Dutra – Teresina II C2, 500 kV, Autorizada à CHESF
circuito simples, 200 km
Prazo contratual: OUT/2002
Previsão para operação: DEZ/2002
SE Boa Esperança
Autorizada à CHESF
3º transformador 230/69 kV, 39 MVA
Prazo contratual: DEZ/2000 (trafo)
Previsão
para
operação:
dependendo de autorização da
ANEEL para as conexões
SE Teresina II
Autorizada à CHESF
2º banco de autotransformadores 500/230 kV – Prazo contratual: OUT/2002
300 MVA
Previsão para operação: DEZ/2002
SE Boa Esperança
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de uma interligação de barra 500 kV
Data de necessidade: 2002
SE Teresina
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de 2 chaves seccionadoras por Data de necessidade: 2002
disjuntores – 230 kV
SE São João do Piauí
Concessão em análise pela ANEEL
compensação série na saída para Boa Esperança Data de necessidade: ABR/2003
(480 Mvar) e na saída para Sobradinho (435 Mvar)
!
(a)
ONS
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Atualmente, em condições normais de operação, o atendimento ao Estado do Piauí
é adequado, isto é, nenhum critério é violado. Entretanto, devido à sua localização,
o desempenho do sistema da Rede Básica que atende ao Estado do Piauí é
bastante influenciado pelo comportamento da Interligação Norte/Nordeste.
PAR 2003-2005
267 / 478
(b)
(c)
(d)
!
Considerando a implantação do segundo circuito em 500 kV Presidente Dutra Teresina II e o segundo autotransformador 500/230 kV em Teresina II, o sistema
de transmissão da Rede Básica que chega à área metropolitana de Teresina
atende ao critério de contingência simples proposto nos Procedimentos de Rede
em todo o horizonte estudado (2005).
Com relação às cargas atendidas pela SE Picos, verifica-se que a perda do único
circuito em 230 kV provoca colapso no atendimento local. Ressalta-se que o
atendimento em condição normal de operação a essa área é satisfatório em todo o
horizonte estudado (2005).
Considerando-se a solução proposta no estudo de planejamento de longo prazo
desenvolvido pelo CCPE para o eixo de 230 kV Teresina – Fortaleza (instalação de
um autotransformador 500/230 kV – 600 MVA na subestação de Sobral III, além de
15 km de linha em 230 kV entre as SEs Sobral II e Sobral III) e a entrada em
operação das UTEs Termoceará e Fortaleza, não se verificam problemas de
atendimento no eixo 230 kV Teresina – Piripiri – Sobral II – Cauípe – Fortaleza,
mesmo em condição de contingência, em todo o horizonte analisado (2005).
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
268 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
CEARÁ
Sobral II(01)
(Recap. 03)
Piripiri
Teresina II
Cauípe
(03)
(03)
Fortaleza
Sobral III
*
Ceará
Russas II
Quixadá
(02)
Piauí
(02)
Mossoró II
Banabuiú
* Conversão de duas LTS 230 kV
para uma LT 500KV
Fortaleza
Pici (02)
Rio Grande
do Norte
(02)*
Tauá
(03)
Delmiro
Gouveia
Icó
LEGENDA:
*
(02)
2)
(0
Usina Hidrelétrica
(03)
(03)
Sobral III
Usina Termelétrica
Fortaleza II
Subestação
(02)*
Cauípe
Paraíba
*
Coremas
LT 500 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
Milagres
Quixadá
Banabuiú
Pernambuco
ONS
PAR 2003-2005
Luiz Gonzaga
Bom Nome
269 / 478
3.6.2 Ceará
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado do Ceará pode ser dividido geoeletricamente nas áreas norte (região metropolitana de Fortaleza), leste (regionais de
Cauípe e Sobral), centro (regionais de Banabuiú e Russas) e sul (regional de
Milagres).
A região metropolitana de Fortaleza é atendida a partir do complexo hidrelétrico de
Paulo Afonso por meio de três circuitos em 230 kV do eixo Paulo Afonso – Bom Nome
– Milagres – Banabuiú – Fortaleza, com 655 km de extensão e de um circuito em
500 kV entre Luiz Gonzaga e Milagres. Existem também dois circuitos em 230 kV,
transformáveis em um circuito simples de 500 kV, no eixo Milagres – Banabuiú –
Fortaleza. Essa transformação está prevista para ser concluída ainda neste ano de
2002. Outro tronco de transmissão liga Fortaleza à rede de 500 kV da interligação
Norte/Nordeste, pela LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina II – Sobral III – Fortaleza
II, com 745 km de extensão, contando a SE Fortaleza II 500/230 kV com uma
potência instalada de 1.200 MVA. É importante ressaltar que a área metropolitana de
Fortaleza atualmente concentra cerca de 70% da carga do Estado.
Da subestação de Fortaleza parte um circuito duplo em 230 kV, com 7 km de
extensão, até a SE Delmiro Gouveia. Atualmente um desses circuitos está conectado
a LT 230 kV Banabuiú – Fortaleza, formando a LT Banabuiú – Delmiro Gouveia.
Ainda da subestação de Fortaleza segue uma linha de transmissão, também em
230 kV e com 219 km de extensão, que passando pela SE Cauípe chega a SE Sobral
II, a oeste do Estado, interligando-se com a SE Piripiri, a 166 km, localizada no
Estado do Piauí.
O atendimento à subestação de Icó é feito pela derivação de uma das linhas de
circuito duplo em 230 kV, existentes entre as subestações de Milagres e Banabuiú,
aproximadamente a 123 km da SE Milagres.
Da subestação de Banabuiú segue uma linha de transmissão, também em 230 kV,
com 110 km de extensão, até a SE Russas II, ao nordeste do Estado, interligando-se
com a SE Mossoró II, a 75 km, localizada no Estado do Rio Grande do Norte.
A integração dessa malha de transmissão ao sistema de distribuição da COELCE é
efetuada nas subestações 230/69 kV de Fortaleza e Delmiro Gouveia que atendem a
área metropolitana de Fortaleza, Cauípe, Sobral II, Milagres, Icó, Banabuiú e Russas
II.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado do Ceará, em especial o sistema tronco que
atende à área metropolitana de Fortaleza, apresenta dificuldades de controle de
tensão na condição de carga leve, devido à característica radial desse sistema e às
baixas previsões de mercado afetadas pelo racionamento ocorrido no ano de 2001.
Outro aspecto relevante é a influência do intercâmbio na interligação Norte/Nordeste
ONS
PAR 2003-2005
270 / 478
quando em contingências de linhas de transmissão em 500 kV no eixo Presidente
Dutra – Fortaleza e Luiz Gonzaga – Fortaleza.
O atendimento ao critério de contingência simples no eixo Teresina (PI) – Piripiri (PI)
– Sobral – Fortaleza só será verificado quando da implantação do seccionamento
500/230 kV na SE Sobral III, da interligação em 230 kV entre as SEs Sobral III e
Sobral II por meio de um circuito duplo com 15 km de extensão, proposta no PAR
anterior.
Ressalta-se a importância da entrada em operação das UTEs indicadas no PPT, quais
sejam, TERMOCEARÁ, em 2002, e FORTALEZA, em 2003, no atendimento ao
critério de contingência simples nos eixos de 500 kV que chegam à Fortaleza.
Considerando a presença dessa geração térmica e, dependendo do intercâmbio na
Interligação N/NE, nas contingências mais severas, é possível atender ao critério N-1
sem que haja necessidade de corte de carga, principalmente, na área metropolitana
de Fortaleza. Para garantir o pleno escoamento da potência gerada por essa usinas, é
imperativo a implantação do circuito duplo em 230 kV Cauípe – Fortaleza II, já
autorizado pela ANEEL, com prazo para entrar em operação de dezembro de 2003.
O atendimento à região de Russas fica garantido, em condições de contingência
simples, considerando o comissionamento da LT 230 kV Banabuiú – Mossoró II,
autorizada à Chesf pela da Resolução ANEEL nº 166/00, que deverá entrar em
operação neste ano de 2002.
Com relação ao atendimento às cargas localizadas no oeste do Estado, ressalta-se
que a futura SE Tauá, definida em estudos de planejamento CCPE/COELCE, será
atendida por um único circuito em 230 kV Milagres – Tauá. Na perda dessa
alimentação haverá corte de carga nessa área. Entretanto, a condição normal de
operação é atendida em todo o horizonte analisado (2005) sem que haja violação de
critérios.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado do Ceará.
Tabela 3.20 – Obras na Rede Básica no Estado do Ceará
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Fortaleza II – Pici, 230 kV, circuito duplo, Autorizada à CHESF
25 km e SE Pici 230/69 kV, 2x100 MVA.
Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação:
embargada judicialmente
obra
Complementação da conversão para 500 kV, das Autorizada à CHESF
LTs 230 kV transformáveis no eixo Milagres – Prazo contratual: MAR/2002
Fortaleza II
Previsão para operação: DEZ/2002
ONS
PAR 2003-2005
271 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT 230 kV Cauípe – Fortaleza II, circuito duplo, Autorizada à CHESF
C1/C2, 2x56 km
Prazo contratual: AGO/2003
(associada
às
UTEs
TERMOCEARÁ
e Previsão para operação: AGO/2003
FORTALEZA)
LT 230 kV Sobral III – Sobral II, circuito duplo Concessão em análise pela ANEEL
com 15 km (associada ao 1º banco de Data de necessidade: 2002
autotransformadores 500/230 kV da SE Sobral
III)
LT 230 kV Milagres – Tauá, circuito simples, Obra nova, proposta neste PAR
200 km
Data de necessidade: DEZ/2003
SE Tauá 230 kV
(associadas ao novo ponto de conexão da
COELCE)
LT Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2, Obra nova, proposta neste PAR
500 kV, circuito simples, 581 km
Data de necessidade: JUN/2005
SE Sobral II
Autorizada à CHESF
3º transformador 230/69 kV – 100 MVA
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUN/2002
SE Quixadá
Autorizada à CHESF
Implantação de SE seccionadora 500 kV
Prazo contratual: MAR/2002
Previsão para operação: DEZ/2002
SE Cauípe
Autorizada à CHESF
Recapacitação do barramento de 230 kV
Prazo contratual: AGO/2003
(associada às UTEs Termoceará e Fortaleza)
Previsão para operação: AGO/2003
SE Banabuiú
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de bobina de bloqueio 230 kV nas Data de necessidade: 2002
linhas para Fortaleza e Delmiro Gouveia
SE Fortaleza
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de bobina de bloqueio 230 kV na Data de necessidade: 2002
linha para Banabuiú (C2)
SE Sobral III
Concessão em análise pela ANEEL
1ºbanco de autotransformadores 500/230 kV – Data de necessidade: 2002
600 MVA (associada à LT Sobral II – Sobral III)
ONS
PAR 2003-2005
272 / 478
!
(a)
(b)
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Em condições normais de operação, atualmente o atendimento ao Estado do
Ceará é adequado, isto é, nenhum critério é violado. Destaca-se que, em função
da topologia da Rede Básica, o desempenho do sistema que atende ao Estado
do Ceará, em especial à área de Fortaleza, é determinado pelo comportamento
da interligação Norte/Nordeste, conforme detalhado no item 4.
O atendimento de energia elétrica ao Estado do Ceará melhora
significativamente, em todo o horizonte analisado (2005), na condição normal de
operação, considerando a conversão para 500 kV das LTs transformáveis
230 kV Milagres – Banabuiú – Fortaleza e a implantação da subestação
seccionadora Quixadá 500 kV, prevista atualmente para dezembro/2002.
A entrada em operação dessas obras, aliada a implantação das UTEs do
PPT, TERMOCEARÁ, em 2002, e FORTALEZA, em 2003, proporcionam,
dependendo do intercâmbio na Interligação N/NE, condições adequadas de
atendimento ao critério de contingência simples (N-1) nos eixos de 500 kV
que chegam a Fortaleza sem que haja necessidade de corte de carga.
(c)
(d)
(e)
(f)
ONS
Com o atraso da entrada em operação da SE Pici 230/69 kV observam-se
elevados carregamentos nos transformadores da SE Fortaleza em condições
normais de operação. Caso a SE Pici não entre em operação em 2003,
prevêem-se carregamentos da ordem de 115% na SE Fortaleza, em condições
normais de operação, na carga máxima anual, que ocorre no período de
setembro a dezembro. Assim sendo, é fundamental que seja viabilizada, no
menor prazo possível, a implementação da LT 230 kV Fortaleza II – Pici e da SE
Pici 230/69 kV.
Com relação ao atendimento às cargas da área de Russas, verifica-se que a
perda do circuito 230 kV Banabuiú – Russas II, pior contingência no eixo,
provoca corte de carga em 2002. A solução para esse problema é a implantação
da LT 230 kV Banabuiú – Mossoró II, com 175 km de extensão, que está
autorizada pela ANEEL através da Resolução 166/2000, para ser incorporada à
Rede Básica ainda em 2002.
Considerando-se a solução proposta no estudo de planejamento de longo prazo
desenvolvido pelo CCPE para o eixo de 230 kV Teresina – Fortaleza (instalação
de um autotransformador 500/230 kV – 600 MVA na subestação de Sobral III,
além de 15 km de linha em 230 kV entre as SEs Sobral II e Sobral III) e a
entrada em operação das UTEs TERMOCEARÁ e FORTALEZA, não se
verificam problemas de atendimento no eixo 230 kV Teresina – Piripiri – Sobral II
– Cauípe – Fortaleza, em condição de. contingência, em todo o horizonte
analisado (2005).
Estudos recentes desenvolvidos pelo CCPE/COELCE indicaram a necessidade
de um novo ponto de suprimento em 230 kV na região oeste do Estado, que
deverá ser atendido com a implantação de uma única linha de transmissão em
230 kV partindo da SE Milagres, com 200 km de extensão e com a nova SE
Tauá 230/69 kV. Esse novo ponto de suprimento foi considerado nas análises
PAR 2003-2005
273 / 478
efetuadas. Como a SE Tauá é suprida radialmente, na perda dessa alimentação
haverá corte de carga nessa área. Por outro lado, o atendimento em condição
normal de operação é garantido, sem que haja violação de critérios, em todo o
horizonte analisado (2005).
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
274 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DO
RIO GRANDE DO NORTE
Russas II
Banabuiú
(02)
Mossoro II
Termo Açu
(03)
(0
3)
Ceará
Rio Grande
do Norte
Açú II
Natal
Santana
dos Matos II
Natal II
(0
3)
Paraíso
(02
)
Currais
Novos II
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Usina Termelétrica
Subestação
Campina Grande II
LT 500 kV
LT 230 kV
Paraíba
ONS
PAR 2003-2005
LT 138 kV
LT 69 kV
275 / 478
3.6.3 Rio Grande do Norte
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado do Rio Grande do Norte pode ser
caracterizado geo-eletricamente em três áreas: metropolitana de Natal, oeste e
centro.
O atendimento à área metropolitana de Natal é efetuado por três circuitos em 230 kV,
sendo dois com 215 km e o outro com 187 km de extensão, todos provenientes da SE
Campina Grande II, no Estado da Paraíba.
A área centro, polarizada pela subestação Açu II, é atendida por uma linha de
transmissão em 230 kV, com 75 km de extensão, vinda da SE Mossoró II, localizada
ao oeste do Estado, a qual interliga-se por uma linha de transmissão, em 230 kV, com
75 km de extensão, com a SE Russas II, localizada no Estado do Ceará.
A integração dessa malha de transmissão com o sistema de distribuição da COSERN
é feita nas subestações 230/69 kV de Natal II, que atende à área metropolitana de
Natal, na SE 230/69 kV de Mossoró II, que atende à área oeste, e na SE Açu II
230/138/69 kV, que atende às áreas centro e norte do Estado.
É importante ressaltar a existência de uma interligação em 138 kV, com 261 km de
extensão, entre as SEs 230/138/69 kV Açu II no Rio Grande do Norte e Campina
Grande II, no Estado da Paraíba, ambas da Rede Básica.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado do Rio Grande do Norte, basicamente o
sistema tronco que atende à área metropolitana de Natal, apresenta dificuldades de
controle de tensão na condição de carga leve, devido às baixas previsões de mercado
afetadas pelo racionamento ocorrido no ano de 2001. Considerando os aspectos do
racionamento e a implantação da LT 230 kV Angelim – Campina Grande II, licitada
pela ANEEL e com previsão de entrada em operação em julho/2003, verifica-se que o
sistema necessita de uma compensação indutiva adicional, da ordem de 200 Mvar,
distribuída nas SEs Natal II (30 Mvar – 230 kV), Campina Grande II (30 Mvar –
230 kV) e Angelim II (150 Mvar – 500 kV), para contornar os problemas de
sobretensões na condição de carga leve.
O atendimento à região metropolitana de Natal fica garantido, inclusive considerando
contingência dupla no eixo 230 kV Campina Grande II – Natal II, a partir da
energização do quarto circuito em 230 kV Campina Grande II – Natal II, autorizada à
Chesf pela Resolução ANEEL nº 166/00, e que deverá entrar em operação ainda
nesse ano de 2002.
Um outro aspecto importante para o atendimento às cargas no Estado do Rio Grande
do Norte é a implantação da UTE TERMOAÇU, com 311 MW, a partir de
outubro/2003, que será conectada ao sistema de transmissão da Rede Básica na
SE Açu II. Portanto, para garantir o escoamento pleno da potência gerada pela UTE, é
imperativo a implantação da LT 230 kV Paraíso – Açu II e a recapacitação da LT
230 kV Açu II – Mossoró II, de 235 MVA para 300 MVA, até agosto/2003, data
ONS
PAR 2003-2005
276 / 478
prevista para os testes de sincronização da usina. Ressalta-se que a LT 230 kV
Paraíso – Açu II, além de garantir o escoamento da potência gerada pela UTE
TERMOAÇU, possibilitará também o atendimento ao critério de contingência simples
no sistema. Esta obra acha-se incluída no Programa de Licitação da Concessão de
Linhas de Transmissão da ANEEL. Atualmente, na indisponibilidade das LTs entre
Banabuiú e Açu II verificam-se elevados cortes de carga nas áreas centro e oeste do
Estado.
A implantação da LT 230 kV Banabuiú – Mossoró II, autorizada à Chesf pela
Resolução ANEEL nº 166/00, que deverá entrar em operação neste ano de 2002,
melhora significativamente a confiabilidade no atendimento às cargas das áreas oeste
e centro do Estado do Rio Grande do Norte, evitando corte de carga na contingência
mais crítica que é a perda da LT 230 kV Banabuiú – Russas.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado do Rio Grande do Norte.
Tabela 3.21 – Obras na Rede Básica no Estado do Rio Grande do Norte
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Campina Grande II – Natal II C4, 230 kV, Autorizada à CHESF
187 km
Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: JUL/2002
LT Banabuiú – Mossoró II, 230 kV, circuito Autorizada à CHESF
simples, 175 km
Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: JUN/2002
LT Paraíso – Açu II, 230 kV, circuito simples, Em licitação pela ANEEL
135 km
Data de necessidade: AGO/2003
(antiga LT Santa Cruz – Açu II, associada à UTE
Termoaçu)
Recapacitação da LT 230 kV Açu II – Mossoró II Obra nova, proposta neste PAR
(de 235 MVA para 300 MVA), 75 km
Data de necessidade: AGO/2003
(associada à UTE Termoaçu)
SE Açu II
Autorizada à CHESF
3º transformador 230/69 kV, 50 MVA
Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: JUL/2002
SE Natal II
Obra nova, proposta neste PAR
relocação do reator de barra para uma das linhas Data de necessidade: 2002
para Campina Grande (C1 ou C2)
ONS
PAR 2003-2005
277 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Paraíso 230 kV (nova)
SITUAÇÃO ATUAL
Em licitação pela ANEEL
(associada ao novo ponto de conexão da Data de necessidade: MAR/2003
COSERN)
SE Natal II
Obra nova, proposta neste PAR
Reator manobrável de barra 30 Mvar – 230 kV
Data de necessidade: JUN/2003
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
Em condições normais de operação, o atendimento ao Estado do Rio Grande do
Norte é adequado em todo o horizonte do estudo (2005), isto é, nenhum critério é
violado.
Para possibilitar o escoamento pleno da potência gerada pela UTE TERMOAÇU e
garantir o atendimento ao critério N-1 no eixo em 230 kV Banabuiú – Russas II Mossoró II – Açu II, é necessário implantar a LT Paraíso – Açu II, 230 kV, circuito
simples, com 126 km de extensão, a SE Paraíso 230 kV, ainda sem definição da
sua concessão por parte da ANEEL, a recapacitação da LT 230 kV Açu II –
Mossoró II (de 235 MVA para 300 MVA), além da implantação da LT 230 kV
Banabuiú – Mossoró II, com 175 km de extensão, já autorizada à Chesf com
previsão para entrada em operação em 2002.
É importante ressaltar que o sistema elétrico que atende à área metropolitana de
Natal apresenta dificuldades de controle de tensão, na condição de carga leve,
devido às baixas previsões de mercado e pela implantação da LT 230 kV Angelim
– Campina Grande II, licitada pela ANEEL e com previsão de entrar em operação
em julho/2003. As análises realizadas para o PAR anterior (2002-2004) não
visualizavam a necessidade desse circuito no horizonte estudado.
(b)
(c)
Aliada às baixas previsões de mercado afetadas pelo racionamento ocorrido no
ano de 2001, a implantação dessa linha de transmissão no sistema de
transmissão da Rede Básica, agrava ainda mais o controle de tensão no eixo
Angelim - Campina Grande – Natal, sendo necessário, portanto, para
solucionar esse problema a implantação de uma compensação reativa indutiva
adicional, da ordem de 200 Mvar, distribuida nas SEs Natal II (30 Mvar –
230 kV), Campina Grande II (30 Mvar – 230 kV) e Angelim II (150 Mvar –
500 kV).
Ressalta-se ainda que, sem considerar a LT 230 kV Angelim – Campina
Grande II, o sistema de transmissão da Rede Básica que atende à área
metropolitana de Natal é robusto o suficiente para atender ao critério de
contingência dupla no eixo Campina Grande/Natal.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
278 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DA
PARAÍBA
Rio Grande do Norte
Paraíso
Natal II
Stª Cruz II
Natal II
2)
(0
Ceará
Coremas
Campina Grande II
Paraíba
Milagres
João
Pessoa
Mussuré II
)
(02
(03)
(03)
Goianinha
LEGENDA:
Pau Ferro
Usina Hidrelétrica
Usina Termelétrica
Subestação
Angelim
LT 500 kV
Tacaimbó
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
Pernambuco
ONS
PAR 2003-2005
279 / 478
3.6.4 Paraíba
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado da Paraíba pode ser dividido geoeletricamente nas seguintes áreas: metropolitana de João Pessoa, agreste e alto
sertão.
O sistema de transmissão da Rede Básica que atende ao Estado é composto de sete
circuitos em 230 kV. Destes, quatro destinam-se a atender à área agreste, onde se
localiza a cidade de Campina Grande, sendo dois provenientes de Tacaimbó, com
121 km de extensão, um vindo da subestação Mirueira (Pau Ferro), este um circuito
duplo, com 127 km extensão, lançado apenas de um lado, e o último vindo da
subestação Goianinha, com 99 km de extensão, todos provenientes do Estado de
Pernambuco. Da subestação de Campina Grande II partem, atualmente, três circuitos
em 230 kV para o Estado do Rio Grande do Norte.
A capital do Estado, João Pessoa, é atendida por um circuito duplo em 230 kV vindo
da subestação Goianinha, com 51 km de extensão, também no Estado de
Pernambuco.
A área do alto sertão paraibano, onde se localiza a SE Coremas, é atendida
radialmente, por um único circuito em 230 kV, com 120 km de extensão, vindo da
subestação Milagres, no Estado do Ceará.
A integração dessa malha de transmissão com os sistemas de distribuição da
SAELPA e da CELB é feita nas subestações 230/69 kV de Coremas, que atende ao
sertão paraibano, e Mussuré II, que atende à área metropolitana de João Pessoa e
todo o litoral do Estado, além da subestação 230/138/69 kV de Campina Grande II,
que atende à área agreste do Estado.
É importante ressaltar a existência de uma LT 138 kV ligando as SEs de Campina
Grande II e Açu II, no Estado do Rio Grande do Norte, com 261 km de extensão, que
opera atualmente interligando a Rede Básica.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado da Paraíba, basicamente o sistema tronco que
atende ao agreste do Estado, polarizado pela subestação Campina Grande II,
apresenta dificuldades de controle de tensão na condição de carga leve, devido às
baixas previsões de mercado afetadas pelo racionamento ocorrido no ano de 2001.
Adicionalmente, considerando os aspectos do racionamento e a implantação da LT
230 kV Angelim – Campina Grande II, licitada pela ANEEL e com previsão de entrada
em operação em julho/2003, verifica-se que o sistema necessita de uma
compensação indutiva adicional, da ordem de 200 Mvar, distribuída nas SEs Natal II
(30 Mvar – 230 kV), Campina Grande II (30 Mvar – 230 kV) e Angelim II (150 Mvar –
500 kV), para contornar os problemas de sobretensões na condição de carga leve.
O atendimento à área agreste do Estado da Paraíba fica garantido, inclusive
considerando contingência dupla no eixo 230 kV Tacaimbó - Campina Grande II a
partir da energização do segundo circuito em 230 kV Recife II – Pau Ferro - Campina
ONS
PAR 2003-2005
280 / 478
Grande II, autorizada à Chesf pela Resolução ANEEL nº 166/00, e que deverá entrar
em operação ainda neste ano de 2002.
O atendimento à área metropolitana de João Pessoa fica garantido, atendendo ao
critério N-1 no eixo 230 kV Goianinha – Mussuré II a partir da energização do terceiro
circuito 230 kV Goianinha – Mussuré II, licitado pela ANEEL e que deverá entrar em
operação em julho/2003.
Considerando a energização do segundo circuito 230 kV Pau Ferro – Campina
Grande II ainda no ano de 2002, o sistema de transmissão da Rede Básica que
atende à região agreste do Estado passa a atender contingência dupla no eixo
Tacaimbó – Campina Grande.
Com relação ao atendimento às cargas do sertão da Paraíba, verifica-se que em
condição normal de operação não há violação de critérios em todo o horizonte
estudado (2005). Entretanto, na perda do único circuito que atende essa área, LT
230 kV Milagres – Coremas, verifica-se corte permanente de carga.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado da Paraíba.
Tabela 3.22 – Obras na Rede Básica no Estado da Paraíba
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Pau Ferro - Campina Grande II, 230 kV, Autorizada à CHESF
circuito duplo, 127 km, lançamento do segundo Prazo contratual: DEZ/2000
circuito
Previsão para operação: OUT/2002
LT Angelim – Campina Grande II, 230 kV, circuito Licitada à Instalaciones INABENSA
simples, 186 km
Prazo contratual: JUL/2003
Previsão para operação: JUL/2003
LT Goianinha – Mussuré II - C3, 230 kV, circuito Licitada à GTESA
simples, 51 km
Prazo contratual: JUL/2003
Previsão para operação: JUL/2003
SE Mussuré II
Autorizada à CHESF
4º transformador 230/69 kV, 100 MVA
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUL/2002
SE Campina Grande II
Autorizada à CHESF
3º transformador 230/69 kV, 100 MVA
Prazo contratual: MAI/2001
Previsão para operação: JUN/2002
ONS
PAR 2003-2005
281 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Campina Grande II
SITUAÇÃO ATUAL
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de 1 disjuntor de transferência Data de necessidade: 2002
(posição 14 D1)
SE Campina Grande II
Obra nova, proposta neste PAR
reator manobrável de barra de 30 Mvar – 230 kV
Data de necessidade: JUN/2003
!
(a)
(b)
(c)
(d)
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Em condições normais de operação, o atendimento em todo o horizonte do
estudo (2005) ao Estado da Paraíba é adequado, isto é, nenhum critério é
violado.
O atendimento à área metropolitana de João Pessoa fica comprometido na
condição de contingência simples. Na perda de uma das LTs Goianinha –
Mussuré II, verifica-se sobrecarga no circuito remanescente que só será
eliminada promovendo um corte de carga da ordem de 25 MW em 2003, que
pode chegar a 60 MW em 2005. Para solucionar esse problema torna-se
necessária a ampliação da Rede Básica, com a implantação do terceiro circuito
230 kV Goianinha – Mussuré II, com 51 km de extensão, obra licitada pela
ANEEL, estando prevista para ser energizada em julho/2003.
Com relação ao atendimento às cargas da área de Coremas, verifica-se que, na
perda do único circuito em 230 kV existente, fica interrompido o atendimento à
carga dessa área. Ressalta-se que o atendimento em condição normal de
operação é satisfatório em todo o horizonte do estudo (2005).
É importante ressaltar que, o sistema elétrico que atende às cargas do agreste
paraibano, polarizadas pela SE Campina Grande II, apresenta dificuldades de
controle de tensão, na condição de carga leve, devido às baixas previsões de
mercado afetadas pelo racionamento ocorrido no ano de 2001, e pela
implantação da LT 230 kV Angelim – Campina Grande II, licitada pela ANEEL.
Considerando essa linha de transmissão o sistema necessita de uma
compensação indutiva adicional distribuida entre as SEs Natal II, Campina
Grande II e Angelim II da ordem de 200 Mvar para contornar os problemas de
tensões elevadas na condição de carga leve.
As análises realizadas para o PAR anterior (2002-2004), não visualizavam a
necessidade desse circuito no horizonte estudado. Ressalta-se que, mesmo
com a LT 230 kV Angelim – Campina Grande II indisponível, o sistema de
transmissão da Rede Básica que atende à área de Campina Grande é
robusto o suficiente para atender ao critério de contingência dupla no eixo
Tacaimbó - Campina Grande.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
282 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DE
PERNAMBUCO
Ceará
Milagres
Paraíba
Campina Grande II
Mussuré II
(03)
(0
2)
Piauí
Goianinha
Bom Nome
Recife
Tacaimbó
(03)
Pernambuco
Bahia
Ribeirão
Angelim
(0
4)
Luiz Gonzaga
Paulo Afonso
Campina
Grande II
Messias
Messias
Goianinha
Xingó
(02
)
Alagoas
Pau Ferro
(02)
Mirueira
(02)
LEGENDA:
Usina Hidrelétrica
Usina Termelétrica
Subestação
Bongi
Recife II
LT 500 kV
LT 230 kV
Várzea
(03)
LT 138 kV
LT 69 kV
Angelim
Pirapama II
Ribeirão
TermoPE
(03)
Messias
ONS
PAR 2003-2005
283 / 478
3.6.5 Pernambuco
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado de Pernambuco pode ser dividido geoeletricamente nas seguintes áreas: metropolitana de Recife, mata norte, mata sul,
agreste e sertão.
O atendimento ao Estado de Pernambuco é constituído por três eixos de transmissão
que partem das UHEs Paulo Afonso, Luís Gonzaga e Xingó.
O primeiro eixo chega a Pernambuco pela SE Angelim II, com dois circuitos de
500 kV, e quatro circuitos de 230 kV. Da SE Angelim II partem dois circuitos em
500 kV e três em 230 kV para a SE Recife II.
O segundo eixo sai da UHE Xingó e chega a SE Recife II na área metropolitana da
capital, passando pela SE Messias no Estado de Alagoas, e é constituído por uma
linha de transmissão em 500 kV com 400 km de extensão.
Por fim, um terceiro eixo de transmissão em 230 kV, que atende às áreas central e do
sertão do Estado, é constituído por três circuitos em 230 kV partindo do complexo
hidrelétrico de Paulo Afonso até a SE Bom Nome, com 170 km de extensão. De Bom
Nome, esses circuitos seguem para a subestação de Milagres, no Estado do Ceará, a
84 km de distância.
Da subestação de Recife II, o atendimento à área metropolitana da capital Recife é
realizado por meio de circuitos em 230 kV que alimentam as subestações 230/69 kV,
Pirapama II (dois circuitos com 29 km de extensão), Mirueira (três circuitos com 32 km
de extensão) e Bongi (três circuitos com 14 km de extensão), que são responsáveis
pelo atendimento ao sistema de distribuição de energia elétrica à essa área.
Também da subestação de Recife II, partem dois circuitos em 230 kV para Goianinha,
com 71 km de extensão. Da subestação de Mirueira parte um circuito em 230 kV
também para Goianinha, com 66 km de extensão. Esses três circuitos são
responsáveis pelo atendimento às cargas da zona da mata norte do Estado.
A área agreste do Estado é atendida por três circuitos em 230 kV vindos de Angelim II
até SE Tacaimbó, com 65 km de extensão, interligando-se com Campina Grande II, a
121 km, no Estado da Paraíba.
A integração dessa malha de transmissão com o sistema de distribuição da CELPE é
feita nas subestações 230/69 kV de Bongi, Mirueira e Pirapama II, que atendem à
área metropolitana de Recife, Angelim II, Tacaimbó, Goianinha e Ribeirão, que
atendem às áreas do agreste e das matas norte e sul, além da subestação
230/138/69 kV de Bom Nome que atende ao sertão do Estado.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado de Pernambuco, basicamente o sistema tronco
que atende ao agreste do Estado, polarizado pela subestação Angelim II, e a área
metropolitana de Recife, polarizada pelas SEs Recife II, Bongi, Pirapama II, Mirueira e
Goianinha, apresenta dificuldades de controle de tensão, na condição de carga leve,
devido às baixas previsões de mercado afetadas pelo racionamento ocorrido no ano
ONS
PAR 2003-2005
284 / 478
de 2001. Aliado a esse fato, a implantação da LT 230 kV Angelim – Campina
Grande II, prevista para julho/2003, aumenta ainda mais as tensões no sistema, o que
suscita a necessidade de uma compensação indutiva adicional distribuída entre as
SEs Natal II, Campina Grande II e Angelim II, da ordem de 200 Mvar, para contornar
os problemas de tensões elevadas na condição de carga leve.
Um aspecto importante para o atendimento às cargas do Estado é a implantação da
UTE TERMOPERNAMBUCO, com previsão de início de operação para
dezembro/2003. Considerando essa usina, é possível atender contingências no
sistema, na condição de carga pesada, sem que haja necessidade de corte de carga
no Estado de Pernambuco. Por outro lado, como o sistema já se encontra com
dificuldades de controle de tensão, a presença da UTE TERMOPERNAMBUCO
contribui para o sistema ficar mais descarregado e, conseqüentemente, aumentar os
problemas de tensão na condição de carga leve.
Também é importante ressaltar que, como a carga do sistema apresenta valores
muito baixos na condição de carga leve, verificam-se problemas quando da
contingência em um dos circuitos 230 kV Recife II – Pirapama II.
Por outro lado, na condição de carga pesada, verifica-se que o sistema de
transmissão da Rede Básica que atende ao Estado de Pernambuco está planejado
para atender contingência simples, em qualquer elemento, sem que haja violação de
critérios em todo o horizonte analisado (2005).
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado de Pernambuco.
Tabela 3.23 – Obras na Rede Básica no Estado de Pernambuco
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Recife II - Pau Ferro, 230 kV, circuito duplo, Autorizada à CHESF
32 km
Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: JAN/2003
LT Xingó - Angelim II, 500 kV, circuito simples, Licitada à Instalaciones INABENSA
200 km
Prazo contratual: JUL/2003 (SE) e
JAN/2004 (LT)
SE Angelim II
1º e 2º bancos de
500/230 kV – 2x600 MVA
Previsão para operação: JUL/2003
autotransformadores (SE) e JAN/2004 (LT)
LT Recife II – Pirapama II C1 e C2, 230 kV, Autorizada à CHESF
circuito duplo, 2x28,5 km, recapacitação de Prazo contratual: DEZ/2003
232 MVA para 360 MVA
Previsão para operação: DEZ/2003
(associada a UTE Termopernambuco)
ONS
PAR 2003-2005
285 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE Recife II
1º e 2º
2x50 Mvar
Autorizada à CHESF
bancos
de
capacitores,
230 kV, Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: DEZ/2002
SE Ribeirão
Autorizada à CHESF
2º transformador 230/69 kV, 100 MVA
Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: JUL/2002
SE Pau Ferro
Autorizada à CHESF
transformadores 230/69 kV, 2x100 MVA
Prazo contratual: DEZ/2001
(SE nova associada à LT Recife II – Pau Ferro)
Previsão
AGO/2002
SE Angelim II
Obra nova, proposta neste PAR
para
operação:
reator manobrável de barra de 150 Mvar – Data de necessidade: JUN/2003
500 kV
SE Pirapama II
Autorizada à CHESF
troca de dois disjuntores 230 kV das conexões Prazo contratual: DEZ/2003
dos
transformadores
(associada
à
UTE Previsão para operação: DEZ/2003
Termopernambuco)
SE Angelim II
Concessão em análise pela ANEEL
Conexão para um dos reatores de linha 500 kV – Data de necessidade: 2002
150 Mvar
SE Bom Nome
Obra nova, proposta neste PAR
Substituição de bobina de bloqueio nas linhas Data de necessidade: 2002
para Paulo Afonso (C1, C2 e C3) e Milagres (C3)
SE Mirueira
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de uma entrada de linha 230 kV na Data de necessidade: 2002
saída para Goianinha
!
(a)
ONS
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Em condições normais de operação, o atendimento ao Estado de Pernambuco é
adequado em todo o horizonte do estudo (2005), isto é, nenhum critério é
violado.
Em 2003, considerando a configuração atual, mesmo na pior contingência, perda
da LT 500 kV Xingó – Messias, não se verificam problemas no atendimento às
cargas do subsistema leste da região Nordeste.
PAR 2003-2005
286 / 478
(b)
(c)
A qualidade no atendimento às cargas da área metropolitana do Recife melhora
significativamente, considerando a implantação da LT 500 kV Xingó – Angelim II
e da SE Angelim II 500/230 kV, com dois bancos de autotransformadores de
600 MVA. Essas obras, propostas no PAR anterior (2002-2004), foram licitadas
pela ANEEL e estão previstas para entrar em operação a partir de janeiro/2004.
O atraso na implantação das LTs 230 kV Recife II – Pau Ferro provoca altos
carregamentos nos circuitos 230 kV Recife II – Goianinha e Recife II – Mirueira
em condição normal de operação. Na condição de contingência de linhas de
transmissão em 230 kV no eixo Recife II - Mirueira verificam-se sobrecargas nos
circuitos remanescentes. Na perda dos circuitos C2 ou C3 230 kV Recife II –
Mirueira, o circuito C1 fica submetido a sobrecarga que pode atingir o valor de
21% em 2003.
A implantação da UTE TERMOPERNAMBUCO, importante reforço na garantia
do atendimento às cargas do Estado, com previsão de início de operação para
dezembro/2003, permite atender ao critério de contingência simples de qualquer
elemento do sistema de transmissão da Rede Básica, na condição de carga
pesada, sem que haja necessidade de corte de carga no Estado de
Pernambuco, em todo o horizonte analisado (2005).
Por outro lado, como o sistema já se encontra com dificuldades de controle
de tensão, devido principalmente às baixas previsões de mercado afetadas
pelo racionamento ocorrido no ano de 2001, a presença da UTE
TERMOPERNAMBUCO contribui para tornar o sistema tronco ainda mais
descarregado e, conseqüentemente, aumentar os problemas de tensão na
condição de carga leve. Para solucionar esse problema de controle de
tensão torna-se necessário a implantação de uma compensação reativa
indutiva da ordem de 200 Mvar distribuídos nas SEs Natal II (30 Mvar –
230 kV), Campina Grande II (30 Mvar – 230 kV) e Angelim II (150 Mvar –
500 kV).
Ainda considerando os efeitos do racionamento ocorrido em 2001, traduzido
pelas baixas previsões de mercado, verifica-se em 2003, na condição de
carga leve, que na perda de um dos circuitos 230 kV Recife II – Pirapama II,
com a presença da UTE TERMOPERNAMBUCO, o circuito remanescente
fica submetido uma sobrecarga de 10%, mesmo considerando a
recapacitação dos mesmos para 360 MVA, proposta no Parecer de Acesso
da referida UTE. Como não existe solução de planejamento para essa
situação, alerta-se para a necessidade de adoção de esquema de alívio de
geração nessa situação, o que deverá ser posteriormente estudado com mais
detalhes. Entretanto, como a sobrecarga é muito pequena, e é observada em
uma condição específica de operação, é possível que a retomada do
crescimento do mercado pós-racionamento elimine-a naturalmente e não
seja necessário a adoção de esquema de alívio de geração.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
287 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DE
ALAGOAS
Recife II
Pernambuco
Luiz Gonzaga
Angelim II
Angelim
Angelim
Angelim II
Paulo Afonso
Messias
(04)
Bahia
(02)
Xingó
R. Largo II
Macéio
Alagoas
Macéio
LEGENDA
Usina Hidrelétrica
Sergipe
Usina Termelétrica
Subestação
Penedo
LT 500 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
ONS
PAR 2003-2005
288 / 478
3.6.6 Alagoas
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado de Alagoas pode ser dividido geoeletricamente nas áreas metropolitana de Maceió e litoral sul.
O atendimento ao Estado de Alagoas é efetuado por um circuito em 500 kV partindo
da UHE Xingó até Messias, com 220 km de extensão, que segue para Recife, a
180 km, e três circuitos em 230 kV vindos de Angelim II para Messias, com 74 km de
extensão. Da subestação de Messias derivam três circuitos em 230 kV para a SE Rio
Largo II, com 15 km de extensão, que atendem às cargas da área metropolitana de
Maceió.
A área do litoral sul do Estado é atendida radialmente por um único circuito em
230 kV, com 127 km de extensão, conectando às subestações de Rio Largo II e
Penedo.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de
distribuição da CEAL é efetuada nas subestações 230/69 kV de Rio Largo II, que
atende à área metropolitana de Maceió, e Penedo que é responsável pelo
atendimento ao litoral sul do Estado e parte das cargas do norte de Sergipe.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado de Alagoas apresenta dificuldades de controle
de tensão, na condição de carga leve, devido às baixas previsões de mercado
afetadas pelo racionamento ocorrido no ano de 2001.
A não ser o problema de regulação de tensão, o sistema de transmissão da Rede
Básica no Estado de Alagoas atende ao critério de contingência simples (N-1), exceto
no tocante ao atendimento às cargas localizadas no sul do Estado, onde existe
apenas um circuito radial em 230 kV, acarretando a perda deste circuito o corte de
carga permanente na região.
Está prevista ainda para este ano de 2002 a implantação da SE Maceió, o que
implicará numa significativa melhora nas condições de atendimento à área
metropolitana.
A implantação da LT 500 kV Xingó – Angelim II e da SE Angelim II 500/230 kV, com
dois autotransformadores de 600 MVA, melhora significativamente a capacidade de
escoamento de energia elétrica para o Estado de Alagoas e garante o atendimento
adequado mesmo na pior contingência para essa região, que é a perda da LT 500 kV
Xingó – Messias.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado de Alagoas.
ONS
PAR 2003-2005
289 / 478
Tabela 3.24 – Obras na Rede Básica no Estado de Alagoas
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Messias – Maceió, 230 kV, circuito duplo, Autorizada à CHESF
15 km
Prazo contratual: DEZ/2000
(o trecho de linha entre as SEs Rio Largo e Previsão para operação: JUL/2002
Maceió já existe e opera em 69 kV)
SE Maceió
1º e 2º transformadores 230/69 kV, 2x100 MVA
SE Maceió
3º
transformador
230/69 kV,
(remanejado do sistema)
Autorizada à CHESF
100 MVA Prazo contratual: OUT/2001
Previsão
NOV/2002
para
operação:
SE Penedo
Autorizada à CHESF
2º transformador 230/69 kV, 100 MVA
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão
AGO/2002
SE Messias
Fechamento
do
“delta”
do
banco
autotransformadores 500/230 kV – 05T3
!
(a)
(b)
(c)
ONS
para
operação:
Obra nova, proposta neste PAR
de Data de necessidade: 2002
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
Em condições normais de operação, o atendimento ao Estado de Alagoas é
adequado em todo o horizonte do estudo (2005), isto é, nenhum critério é violado.
Considerando as atuais previsões de mercado, na contingência mais severa para
o Estado de Alagoas, a perda da LT 500 kV Xingó – Messias, o sistema de
transmissão da Rede Básica existente é suficiente para atender aos critérios de
tensão e carregamento no horizonte analisado. A implantação da LT 500 kV Xingó
– Angelim II e da SE Angelim II 500/230 kV, com dois autotransformadores de
600 MVA, melhora significativamente a capacidade de escoamento de energia
elétrica para Estado de Alagoas e garante o atendimento adequado mesmo na
pior contingência para essa região.
Na contingência de um dos circuitos 230 kV entre Messias - Maceió, a partir da
entrada da SE Maceió, prevista para esse ano de 2002, verifica-se que o
desempenho do sistema é satisfatório.
PAR 2003-2005
290 / 478
(d)
Com relação ao atendimento às cargas do litoral sul do Estado de Alagoas,
verifica-se que, na perda do único circuito em 230 kV existente, LT 230 kV Rio
Largo II – Penedo, o atendimento às cargas dessa área é interrompido. Em
regime normal de operação, as condições de operação são satisfatórias em todo o
horizonte estudado (2005).
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
291 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DE
SERGIPE
Paulo Afonso
Angelim II
)
(04
Messias
Xingó
Alagoas
Sergipe
Bahia
Itabaiana
Jardim II
Aracaju
LEGENDA:
Itabaianinha
Usina Hidrelétrica
Usina Termelétrica
Subestação
LT 500 kV
LT 230 kV
LT 138 kV
LT 69 kV
Catu
Camaçari II
ONS
PAR 2003-2005
292 / 478
3.6.7 Sergipe
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado de Sergipe pode ser dividido geoeletricamente nas áreas da grande Aracaju, norte e sul.
O atendimento ao Estado de Sergipe é efetuado por um circuito em 500 kV partindo
da UHE Xingó até Jardim, com 159 km de extensão, que prossegue para a SE
Camaçari II, a 251 km, no Estado da Bahia, e dois circuitos em 230 kV provenientes
do complexo de Paulo Afonso para a SE Itabaiana, com 163 km de extensão. Da SE
Itabaiana derivam dois circuitos em 230 kV para a SE Jardim, com 44 km de extensão
que atendem à área da grande Aracaju.
Além disso, existe uma linha em 230 kV entre as SEs Itabaiana e Catu (BA) na qual
há uma derivação para a SE Itabaianinha, a 77 km da SE Itabaiana, que atende às
cargas do litoral sul do Estado. As cargas do litoral norte do Estado são atendidas
pela SE Penedo que fica localizada no Estado de Alagoas.
A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com os sistemas de
distribuição da ENERGIPE e da SULGIPE, responsáveis pelo atendimento ao Estado
de Sergipe, é efetuada na subestação 500/230/69/13,8 kV de Jardim, que atende às
cargas da área da grande Aracaju e consumidores especiais 69 kV e 230 kV alem, de
parte das cargas da área sul do Estado, a subestação 230/69/13,8 kV de Itabaiana
que atende parte das cargas das áreas norte e sul do Estado e da subestação
230/69 kV Itabaianinha, que atende parte das cargas da área norte do Estado de
Sergipe. Ressalta-se que a SE 230/69 kV Penedo, localizada no Estado de Alagoas,
atende parte das cargas localizadas na área norte do Estado.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado de Sergipe apresenta desempenho satisfatório
tanto em condições normais de operação quanto em contingência, em todo o
horizonte analisado (2005).
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado de Sergipe.
Tabela 3.25 – Obras na Rede Básica no Estado de Sergipe
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Jardim
SITUAÇÃO ATUAL
Autorizada à CHESF
1º banco de autotransformadores 500/230 kV – Prazo contratual: DEZ/2000
600 MVA, com unidade reserva
Previsão para operação: JUN/2002
ONS
PAR 2003-2005
293 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
SE Itabaianinha
2º
transformador
230/69 kV,
(remanejado do sistema)
!
Autorizada à CHESF
33 MVA Prazo contratual: SET/2001
Previsão para operação: JUL/2002
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
.
ONS
PAR 2003-2005
294 / 478
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO ESTADO DA
BAHIA
Pernambuco
Milagres
São João
do Piauí
Piauí
Bom Nome
Alagoas
Angelim
Luiz Gonzaga
Juazeiro
Sobradinho
Paulo Afonso
Xingó
Jaguarari
S. Bonfim
Itabaiana
Cícero
Dantas
Sergipe
Irecê
Tocantins
Itabaianinha
Olindina
Jardim II
Bahia
Barreiras
Tomba Catu
Governador
Mangabeira
Ibicoara
(03)
(03)
(03)
Correntina
(03)
Santo Antônio
de Jesus
Bom Jesus
da Lapa
(03)
Serra
da Mesa
Goiás
Salvador
Brumado II
(03)
(03
)
Funil
8 kV
(OP. 13
)
Minas Gerais
Governador
Mangabeira
Tomba
LEGENDA:
Olindina
Catu
Jardim II
Usina Hidrelétrica
Usina Termelétrica
Itapebi
(02/03)
(03
)
TermoBA
(02/03)
Subestação
Camaçari II
Eunápolis
LT 500 kV
LT 230 kV
Jacaracanga
LT 138 kV
LT 69 kV
Cotegipe
Pituaçu
Matatu
ONS
PAR 2003-2005
Espírito
Santo
295 / 478
3.6.8 Bahia
!
DESCRIÇÃO DO SISTEMA
Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado da Bahia pode ser dividido geoeletricamente nas áreas metropolitana de Salvador, sul e sudoeste.
O atendimento de energia elétrica à área onde se encontra a capital do Estado e que
concentra quase 90% do consumo de energia, é realizado pelas linhas de
transmissão em 500 kV e 230 kV ligadas ao complexo de geração de Paulo Afonso,
Luiz Gonzaga e Xingó. Dessas usinas partem três circuitos em 500 kV que convergem
para a SE Camaçari II 500/230 kV, respectivamente com 352 km, 396 km e 410 km de
extensão. A subestação de Camaçari II é responsável pelo atendimento das cargas
de toda a área metropolitana de Salvador, além das cargas do Pólo Petroquímico e do
Complexo Industrial de Aratu.
Chegam à subestação de Catu três circuitos de 230 kV oriundos de Paulo Afonso,
tendo como pontos intermediários as SEs 230/69 kV de Cícero Dantas e Itabaianinha,
esta última no Estado de Sergipe, que distam, respectivamente, 335 km e 307 km. Da
subestação de Catu partem dois circuitos em 230 kV para Camaçari II, com 25 km de
extensão, e um terceiro circuito para a SE Governador Mangabeira, com 77 km de
extensão.
A área sul do Estado da Bahia é atendida a partir das subestações de Camaçari II e
Catu por meio três circuitos em 230 kV, sendo dois de Camaçari II para Governador
Mangabeira, com 85 km de extensão, e um partindo de Catu para Governador
Mangabeira, com 77 km de extensão. Da subestação Governador Mangabeira partem
três circuitos em 230 kV para Funil, com 216 km de extensão, e daí, seguem dois
circuitos, também em 230 kV, para Eunápolis, com 235 km de extensão.
A parte relativa ao sudoeste da Bahia é atendida atualmente por um longo sistema em
230 kV, com aproximadamente 926 km, saindo da UHE Sobradinho e passando por
Juazeiro, Senhor do Bonfim, Irecê, Bom Jesus da Lapa e chegando a Barreiras. Duas
pequenas usinas hidráulicas, as UHE Alto Fêmeas e Correntina, que juntas fornecem
uma geração máxima de 18 MW, complementam o suprimento de energia nessa área.
Recentemente foi energizada a compensação série nas LTs 230 kV Senhor do Bonfim
– Irecê, do lado de Irecê, e Irecê – Bom Jesus da Lapa, do lado de Bom Jesus da
Lapa.
A integração da Rede Básica ao sistema de distribuição da Coelba é efetuado na SE
500/230/69 kV Camaçari II, nas SEs 230/69 kV Cícero Dantas, Abaixadora, Catu,
Governador Mangabeira, Santo Antônio de Jesus, Tomba, Juazeiro, Jacaracanga,
Senhor do Bonfim, Bom Jesus da Lapa, Barreiras, Cotegipe, Pituaçu e Matatu, estas
três últimas na área metropolitana de Salvador, além das SEs 230/138/69 kV Funil e
Irecê e da SE 230/138 kV Eunápolis.
!
SUMÁRIO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
O sistema elétrico existente no Estado da Bahia, basicamente o sistema tronco de
transmissão da Rede Básica que atende, principalmente, às cargas do Pólo
ONS
PAR 2003-2005
296 / 478
Petroquimico de Camaçari e à área metropolitana de Salvador, polarizadas pelas SEs
Camaçari II, Cotegipe, Pituaçu, Matatu e Jacaracanga, é suficiente para garantir um
atendimento satisfatório tanto em condições normais quanto em contingências
simples, em todo o horizonte analisado (2005). Ressalta-se que, a partir de agosto de
2002 entrará em operação a unidade da UTE TERMOBAHIA, com uma potência
instalada de 187 MW, obra de grande importância para a garantia no atendimento às
cargas dessas áreas.
Por outro lado, o sistema de transmissão da Rede Básica que atende às cargas
localizadas no extremo sul, apresenta dificuldades de controle de tensão na condição
de carga leve, devido às baixas previsões de mercado afetadas pelo racionamento
ocorrido no ano de 2001, mesmo considerando o compensador estático de Funil e a
presença da UHE Itapebi. Aliado às baixas previsões de mercado, a implantação da
LT 230 kV Funil – Brumado II, prevista para dezembro de 2002, aumenta ainda mais
as tensões no sistema, suscitando a necessidade de uma compensação indutiva
adicional. A solução visualizada para o problema de regulação de tensão nessa área
foi a implantação de um reator manobrável de 10 Mvar na LT 230 kV Funil –
Brumado II, do lado de Brumado II.
O atendimento ao sudoeste do Estado apresenta desempenho satisfatório na
condição normal de operação, considerando a compensação série instalada nas SEs
Irecê e Bom Jesus da Lapa, a partir de 2002, e, com a entrada em operação da
interligação Sudeste/Nordeste, prevista atualmente para abril/2003.
!
RELAÇÃO DAS OBRAS
A tabela a seguir, resume as principais ampliações e reforços na Rede Básica
previstas para o Estado da Bahia.
Tabela 3.26 – Obras na Rede Básica no Estado da Bahia
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Funil – Brumado II, 230 kV, circuito simples, Autorizada à COELBA
145 km
Prazo contratual: JUN/2002
SE Brumado II 230 kV (nova)
Previsão para operação: DEZ/2002
LT Sapeaçu - Camaçari II, 500 kV, circuito Obra nova, proposta neste PAR
simples, 85 km
Data de necessidade: ABR/2003
(em substituição à LT 230 kV Camaçari II –
Governador Mangabeira C3, proposta no PAR
anterior)
LT Governador Mangabeira – Funil C1, 230 kV, Obra nova, proposta neste PAR
circuito simples
Data de necessidade: 2002
Recapacitação (aumento do limite térmico para
60º)
ONS
PAR 2003-2005
297 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SITUAÇÃO ATUAL
LT Juazeiro – Jaguarari – Senhor do Bonfim, Obra nova, proposta neste PAR
230 kV, circuito simples
Data de necessidade: 2002
Substituição de bobina de bloqueio nos terminais
de Juazeiro, Jaguarari e Senhor do Bonfim e de
TC em Jaguarari (associada à UTE Jaguarari)
Autorizada à CHESF
SE Cícero Dantas
2º
transformador
230/69 kV,
(remanejado do sistema)
16,7 MVA Prazo contratual: DEZ/2000
Previsão para operação: JUL/2002
SE Bom Jesus da Lapa
3º
transformador
230/69 kV,
(remanejado do sistema)
Autorizada à CHESF
39,9 MVA Prazo contratual: NOV/2001
Previsão para operação: JUL/2002
SE Eunápolis
Autorizada à CHESF
3º transformador 230/138 kV, 100 MVA
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUL/2002
Autorizada à CHESF
SE Irecê
3º
transformador
230/69 kV,
(remanejado do sistema)
39,9 MVA Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUL/2002
SE Senhor do Bonfim II
Autorizada à CHESF
3º transformador 230/69 kV, 50 MVA
Prazo contratual: DEZ/2001
Previsão para operação: JUN/2002
SEs seccionadoras 500 kV Rio das Éguas e Licitada à TSN
Ibicoara (associadas à LT Serra da Mesa – Prazo contratual: ABR/2003
Sapeaçu)
Previsão para operação: ABR/2003
SE Bom Jesus da Lapa II
Licitada à TSN
SE nova
Prazo contratual: ABR/2003
Bancos de autotransformadores 500/230 kV – Previsão para operação: ABR/2003
2x300 MVA
Compensador estático (-250,250) Mvar – 500 kV
SE Sapeaçu
Licitada à TSN
Bancos de autotransformadores 500/230 kV – Prazo contratual: ABR/2003
2x600 MVA
Previsão para operação: ABR/2003
SE Paulo Afonso
Obra nova, proposta neste PAR
Instalação de disjuntor de transferência nas Data de necessidade: 2002
barras de 230 kV
ONS
PAR 2003-2005
298 / 478
DESCRIÇÃO DAS OBRAS
SE Olindina
SITUAÇÃO ATUAL
Obra nova, proposta neste PAR
conexões para os reatores das LT 500 kV Luiz Data de necessidade: 2002
Gonzaga – Olindina e Paulo Afonso – Olindina –
2x150 Mvar
SE Brumado II
Obra nova, proposta neste PAR
reator manobrável de 10 Mvar – 230 kV na LT Data de necessidade: 2002
Funil – Brumado II
SE Santo Antônio de Jesus
Obra nova, proposta neste PAR
Complemento de dois vãos para seccionamento Data de necessidade: ABR/2003
do circuito Funil – Governador Mangabeira,
formando as LT 230 kV Funil – Santo Antônio de
Jesus e Santo Antônio de Jesus – Governador
Mangabeira
!
CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO
(a)
Área metropolitana de Salvador
Com relação ao sistema de transmissão da Rede Básica que atende à essa
área e ao Pólo Petroquímico de Camaçari, verifica-se, em todo o horizonte
analisado (2005), que o critério de contingência simples é atendido isto é,
nenhum critério é violado.
(b)
Área Sul
O atual sistema de transmissão que atende à rede de distribuição do sul do
Estado da Bahia, mesmo com a presença do compensador estático de (100,+200) Mvar – 230 kV na SE Funil, mostra-se uma rede de difícil controle
de tensão.
Considerando que as previsões de mercado encaminhadas pela Coelba para
os estudos deste PAR 2003-2005 apresentam-se menores do que aquelas
informadas para os ciclos anteriores, principalmente devido ao efeito do
racionamento ao longo de 2001, verificou-se que o sistema de transmissão que
atende às cargas localizadas no extremo sul da Bahia opera, na condição de
carga leve, com dificuldade de controle de tensão e bem próximo dos limites
admissíveis, mesmo contando com os recursos
proporcionados pelo
compensador estático de Funil, pela UHE Itapebi, pela UTE termobahia (usinas
previstas para 2002) e pelos compensadores síncronos de Camaçari II.
Ressalta-se que essa é uma condição operativa indesejável visto que no caso
de perda de apenas a metade do compensador estático de Funil, as tensões
do sistema superariam os limites aceitáveis, apresentado valores bastante
elevados, especialmente na SE Brumado II.
ONS
PAR 2003-2005
299 / 478
Estudos desenvolvidos pela Coelba para definição da necessidade de
compensação reativa na LT 230 kV Funil – Brumado II, indicavam que,
considerando a presença do compensador estático em Funil, seria dispensável
compensação reativa na referida linha. Análises sistêmicas desenvolvidas pelo
ONS, considerando a energização da LT 230 kV Funil – Brumado II, sem a
presença do compensador estático de Funil, verificaram pequenas
sobretensões que, devido às incertezas, não foram consideradas
preocupantes.
Por outro lado, verificou-se ainda que no procedimento de recomposição
fluente do sistema da rede Básica no extremo sul da Bahia, a SE Brumado
apresenta valores de tensão acima dos critérios estabelecidos nos
Procedimentos de Rede, indicando a necessidade de uma compensação
reativa adicional nessa região.
Para solucionar esses problemas, propõe-se a implantação de um reator
manobrável de 10 Mvar – 230 kV na LT Funil – Brumado II, do lado de
Brumado II. A implantação desse reator, além de melhorar significativamente o
controle de tensão na condição de carga leve, agiliza o processo de
recomposição.
Outro aspecto relevante para o sistema sul é a ocorrência simultânea de
carregamentos elevados na interligação Sudeste/Nordeste (da ordem de
800 MW) e de despachos altos na UHE Itapebi (aproximadamente 450 MW),
na condição de carga leve. Nessa situação, a perda de um dos circuitos
230 kV Camaçari II – Governador Mangabeira, provoca sobrecarga da ordem
de 110% no circuito 230 kV Catu - Governador Mangabeira.
Para solucionar esse problema seria necessária a antecipação, para 2003, da
LT 230 kV Camaçari II - Governador Mangabeira – C3. Ressalta-se ainda que,
estudos recentes desenvolvidos pelo CCPE indicaram a necessidade de
complementação da interligação Sudeste/Nordeste, com a construção da LT
500 kV Sapeaçu - Camaçari II. A implantação desse circuito resolve o
problema da sobrecarga citada anteriormente e dispensa a implantação do
terceiro circuito 230 kV Camaçari II - Governador Mangabeira – C3. Ressaltase também que a data de necessidade da LT 500 kV Sapeaçu - Camaçari II
deverá estar vinculada à interligação Sudeste/Nordeste, prevista atualmente
para abril de 2003, para evitar a sobrecarga no eixo Catu - Camaçari –
Governador Mangabeira, na contingência do circuito 230 kV Catu - Governador
Mangabeira.
Associada à interligação Sudeste/Nordeste, LT 500 kV Serra da Mesa – Rio
das Éguas – Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara – Sapeaçu, com 1054 km de
extensão, em construção pela TSN – Transportadora Sudeste-Nordeste e com
operação prevista para abril de 2003, está a implantação da nova SE Sapeaçu
500/230 kV com dois autotransformadores de 600 MVA, que por estar mais
próximo do sul do Estado, deverá contribuir para melhorar o desempenho
ONS
PAR 2003-2005
300 / 478
dessa área. No item 4 deste relatório é apresentada, em maiores detalhes, a
análise do desempenho dessa interligação.
Considerando a entrada em operação dessas obras, a área sul do Estado da
Bahia atende contingências simples em todo o horizonte estudado (2005), a
menos da perda da LT 230 kV Funil – Brumado II que constituirá um sistema
radial com um único circuito.
(c)
Área sudoeste do Estado
Uma característica importante deste sistema é a forte presença de cargas de
irrigação. Além disso, a micro região que vem experimentando o maior
crescimento de carga no Estado da Bahia é justamente aquela situada na
extremidade do tronco em 230 kV, em torno da cidade de Barreiras.
Mesmo considerando a presença dos bancos de capacitores série em 2003, no
caso de atraso da interligação Sudeste/Nordeste para após junho/2003, não
será possível garantir as tensões mínimas necessárias nas SEs Barreiras,
Bom Jesus da Lapa e Irecê para atender aos requisitos da rede de distribuição,
na condição normal de operação, sem que haja corte de carga na região. A
carga prevista para a SE Barreiras é, em 2003, de 86 MW.
Observa-se que, com a operação da SE Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV,
integrante da interligação Sudeste/Nordeste, o fluxo no eixo em 230 kV entre
as SEs Bom Jesus da Lapa e Sobradinho será bastante influenciado pelo
comportamento dessa interligação, sendo necessário a partir de então, operar
com esse eixo aberto entre as SEs Bom Jesus da Lapa e Irecê. Dessa forma, o
atendimento de energia elétrica ao sudoeste da Bahia fica equacionado no que
diz respeito à condição normal de operação. Na contingência do único circuito
230 kV Bom Jesus da Lapa – Barreiras haverá corte permanente de parte da
carga atendida pela SE Barreiras e na perda da LT 230 kV Senhor do Bonfim –
Irecê haverá corte de carga temporário visto que foi recomendado operar com
o elo 230 kV Bom Jesus da Lapa – Irecê aberto, após a entrada em operação
da interligação Sudeste/Nordeste.
!
AÇÕES COMPLEMENTARES
Não há ação complementar recomendada.
ONS
PAR 2003-2005
301 / 478
CONFIGURAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES E PRINCIPAIS
PONTOS DE MEDIÇÃO DE INTERCÂMBIO
N
P. Dutra
P.
Imperatriz
Teresina
Boa Esperança
NE
Correntina
SE/CO
S.Mesa
Araraquara
SUL
Itaber
Itaberá
Londrina
Ibiúna
Ivaiporã
Garab
Bateias
AR
Uruguaian
Livramento
UR
Interligações entre
Subsistemas
Interligações
Internacionais
FUTURAS
ONS
PAR 2003-2005
302 / 478
4
SÍNTESE
DAS
CONDIÇÕES
INTERLIGAÇÕES REGIONAIS
DE
DESEMPENHO
DAS
A experiência brasileira tem demonstrado que a operação de forma coordenada do
sistema interligado, aproveitando-se as diversidades observadas entre regiões, no
que tange à hidrologia e ao comportamento da carga, proporciona maior
disponibilidade de energia do que a operação de cada subsistema isoladamente. Para
tal, existem instalações de transmissão pelas quais é realizada a troca de energia
entre bacias hidrográficas. Estas instalações constituem as interligações interregionais.
Como parte das análises desenvolvidas visando a identificação da necessidade de
ampliações e reforços na Rede Básica, o ONS tem realizado estudos sobre o
desempenho das interligações entre os diversos subsistemas.
Neste PAR 2003-2005, foram efetuadas análises em regime permanente e dinâmico
sobre o desempenho das interligações, buscando-se avaliar também os impactos
sobre os sistemas receptores. Ressalta-se, porém, que o principal produto deste
trabalho é a determinação dos limites de intercâmbio entre subsistemas.
Nos estudos de limites de intercâmbio entre os subsistemas, procura-se maximizar as
trocas de energia entre os subsistemas envolvidos, levando em conta a manutenção
dos níveis de segurança e as restrições de equipamentos. No cálculo dos limites são
considerados cenários energéticos, caracterizados a partir da diversidade hidrológica
entre as bacias hidrográficas. Para cada cenário energético, os intercâmbios entre os
subsistemas são aumentados até que seja encontrada alguma violação no sistema,
podendo esta violação ser de regime permanente ou dinâmico.
Os limites de intercâmbio são utilizados no planejamento da operação energética,
além de fornecerem subsídios para a indicação da necessidade de ampliações e
reforços nos próprios subsistemas.
No desenvolvimento dos estudos envolvendo as interligações inter-regionais foram
adotados os critérios descritos no item 6.4 deste documento. Em função das
necessidades do planejamento da operação energética, a determinação dos limites
máximos de intercâmbio contempla o horizonte de 2006.
Para efeito de apresentação, este item do documento foi dividido em três partes. No
item 4.1 é apresentada uma descrição sucinta das interligações inter-regionais, onde
se busca caracterizar, para cada uma delas, a configuração atual e sua evolução. No
item 4.2 é mostrado um resumo dos limites de intercâmbio obtidos, enquanto que o
item 4.3 contém uma descrição dos principais aspectos que caracterizam o
desempenho das interligações no período estudado.
4.2
Descrição das Interligações
Tradicionalmente, o Sistema Interligado Nacional (SIN) tem sido dividido em quatro
subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste.
Todos estes subsistemas estão operando de forma interligada, tornando bastante
complexas as análises de avaliação do desempenho da rede elétrica nacional.
ONS
PAR 2003-2005
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4.2.1 Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste
Atualmente, a interligação entre as regiões Sul e Sudeste é feita, principalmente, pelo
sistema de transmissão em 750 kV que escoa a energia da usina de Itaipu 60 Hz. Os
pontos desse sistema onde são efetuadas as conexões são as subestações de
Ivaiporã 750/500 kV, localizada no Estado do Paraná e Tijuco Preto 750/500-345 kV,
localizada no Estado de São Paulo.
Além dessa rede de transmissão em 750 kV, existem outras redes de menor
capacidade que conectam o sistema de transmissão do Estado de São Paulo à área
norte do Estado do Paraná (em 230 kV e 88 kV) e ao Estado do Mato Grosso do Sul
(em 138 kV).
A partir de 2003, a operação da LT 500 kV Bateias - Ibiúna, circuito duplo, com 50%
de compensação série em cada um deles, proporcionará um aumento na capacidade
de intercâmbio entre estas regiões.
A expansão da interligação Sul/Sudeste, após a entrada em operação da LT 500 kV
Bateias – Ibiúna, tem sido objeto de diversos estudos. Análises conduzidas pelo ONS,
ao longo de 2001, sinalizaram que a ampliação da interligação em 2004
proporcionaria benefícios energéticos à operação do SIN [14][15][16][17][18][19].
Nesses trabalhos desenvolvidos pelo ONS, foi adotada como referência para a
expansão da interligação Sul/Sudeste a implantação da LT 500 kV Londrina –
Campinas. Posteriormente, estudos de planejamento de longo prazo, sob
responsabilidade do CCPE, indicaram a LT 500 kV Londrina – Araraquara, passando
por Assis para futura transformação 500/440 kV, como a melhor alternativa para a
expansão da interligação Sul/Sudeste. Estudos recentes, realizados pelo ONS,
concluíram que, além do aspecto de integração energética das regiões Sul e Sudeste,
a implantação da LT 500 kV Londrina – Araraquara, agregando a transformação
500/440 kV na SE Assis, se mostrou bastante efetiva para melhorar as condições de
segurança do SIN quando da ocorrência de contingências múltiplas na rede de 440 kV
[20], tendo a sua antecipação sido proposta à Câmara de Gestão da Crise de Energia
Elétrica que recomendou à ANEEL a sua licitação, a partir dos estudos de
dimensionamento a serem realizados pelo CCPE. [32]
Neste contexto, nas simulações realizadas para a elaboração deste PAR 2003-2005,
foi considerada a expansão da interligação pela LT 500 kV Londrina – Assis –
Araraquara, também com 50% de compensação de sua reatância série e com
transformação em Assis 500/440 kV, em 2005.
A Figura 4.1 e a Tabela 4.1 apresentam as principais linhas de transmissão que
compõem a interligação Sul/Sudeste, bem como os pontos de medição dos fluxos que
melhor caracterizam o desempenho dessa interligação.
ONS
PAR 2003-2005
304 / 478
Figura 4.1 - Configuração da interligação Sul/SE no Horizonte do ano 2006 e os principais
pontos de medição de intercâmbio
Araraquara50
0
SUDESTE
FSE
Assis 440
IBIÚNA 500
IVAIPORÃ750
ITAPU60 Hz
Assis 500
ITABERÁ
T PRETO750
~
FLUXO SULSE
(FSUL/RSUL)
IVAIPORÃ525
Londrina
SUL
SALTO SANTIAGO 525
ONS
PAR 2003-2005
BATEIAS525
FLUXO
NORTE
PARANÁ –
SÃO PAULO
305 / 478
Tabela 4.1 – Descrição dos Intercâmbios Considerados
INTERCÂMBIOS
DESCRIÇÃO
FSE
Somatório do fluxo de potência ativa nas LTs 750 kV Ivaiporã - Itaberá
C1, C2 e C3
Somatório do fluxo de potência ativa nas seguintes instalações:
LT 230 kV:
Fluxo
-
Guaíra - Dourados;
Norte Paraná
-
Londrina - Assis;
$
São Paulo
-
Maringá - Assis; e
-
Figueira – Chavantes
LT 138 kV Loanda - Rosana.
LT 88kV Andirá - Salto Grande.
RSE
FSE + (Fluxo Norte Paraná⇒São Paulo)+ Fluxo na LT 500 kV Bateias (Recebimento do
Ibiúna C1 e C2 + Fluxo na LT 500 kV Londrina - Assis
Sudeste)
Somatório do fluxo de potência ativa nas seguintes instalações:
transformadores de Ivaiporã 750/500 kV 1 e 2;
SUL#SE
(FSUL:
Exportação do
Sul)
e
SE#SUL
(RSUL:
Recebimento do
Sul)
LT 500 kV:
-
Bateias - Ibiúna C1 e C2; e
-
Londrina - Assis.
LT 230 kV:
-
Guairá - Dourados;
-
Londrina - Assis;
-
Maringá - Assis; e
-
Figueira – Chavantes.
LT 138 kV Loanda - Rosana.
LT 88kV Andirá - Salto Grande.
4.2.2 Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste
Atualmente, a interligação entre as regiões Norte e Nordeste é feita, principalmente,
pelo sistema de transmissão em 500 kV, que conecta a subestação de Presidente
Dutra, localizada no Estado do Maranhão às subestações de Teresina II e Boa
Esperança, localizadas no Estado do Piauí.
Além dessa rede de transmissão em 500 kV, existe uma outra de pequena
capacidade em 230 kV, que interliga a subestação de Peritoró, no Maranhão às
ONS
PAR 2003-2005
306 / 478
subestações de Teresina, no Piauí. Atualmente esse circuito de interligação opera
aberto, devendo operar fechado após a implantação da LT 230 kV Presidente Dutra –
Peritoró.
A expansão da interligação Norte/Nordeste será feita por meio da LT 500 kV Tucuruí –
Marabá – Açailândia – Presidente Dutra C3 e C4, da LT 500 kV Presidente Dutra –
Teresina II C2 e da LT 500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2, sendo a última
linha resultante de estudos de planejamento de longo prazo, conduzidos pelo CCPE e
recém concluídos.
A interligação entre as regiões Norte e Sudeste é feita, na configuração atual, pela
linha de transmissão em 500 kV que conecta a subestação de Imperatriz, no Estado
do Maranhão, à subestação de Serra da Mesa, no Estado de Goiás. Esta linha possui
três subestações intermediárias: Colinas, Miracema e Gurupi, todas localizadas no
Estado do Tocantins.
Este sistema de transmissão, que interliga as subestações de Imperatriz e Serra da
Mesa, em 500 kV, é denominado de Interligação Norte – Sul.
Em 2003 prevê-se a duplicação da LT 500 kV Serra da Mesa - Imperatriz (Norte/Sul II)
e a implantação de um conjunto de reforços no sistema receptor Sudeste. Destacamse neste grupo o 3º circuito 500 kV Serra da Mesa - Samambaia e a compensação
série, não só nesse 3º circuito como nos dois circuitos existentes. Além disto, a área
do rio Paranaíba será interligada à subestação de Samambaia via as LT 500 kV
Samambaia - Itumbiara e Samambaia - Emborcação, e à área do rio Grande pela LT
500 kV Itumbiara - Marimbondo.
Também a partir de 2003, os subsistemas Sudeste e Nordeste passarão a ser
interligados diretamente pela LT 500 kV Serra da Mesa - Rio das Éguas – Bom Jesus
da Lapa II - Ibicoara – Sapeaçu.
A Figura 4.2 e a Tabela 4.2 apresentam as interligações da região Sudeste com as
regiões Norte e Nordeste, além da interligação entre o Norte e o Nordeste, no
horizonte considerado. Nessa figura são destacados os principais pontos de medição
das grandezas que melhor caracterizam o desempenho das interligações.
Tabela 4.2 – Descrição dos Intercâmbios Considerados
INTERCÂMBIOS
DESCRIÇÃO
SE#N e N#SE
(Fluxo N/SE)
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV Miracema Colinas C1 e C2.
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV:
N#NE e NE#N
(Fluxo N/NE)
-
Presidente Dutra - Boa Esperança; e
-
Presidente Dutra - Teresina C1 e C2.
SE#NE e NE#SE Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das
(Fluxo SE/NE)
Éguas.
ONS
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INTERCÂMBIOS
EXPORTAÇÃO DO
NORTE e
RECEBIMENTO
DO NORTE
DESCRIÇÃO
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV:
-
Presidente Dutra - Boa Esperança;
-
Presidente Dutra - Teresina C1 e C2; e
-
Miracema - Colinas C1 e C2.
Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV:
RECEBIMENTO
DO NORDESTE
FLUXO SERRA DA
MESA
(FSM)
ONS
PAR 2003-2005
-
Serra da Mesa – Rio das Éguas;
-
Presidente Dutra - Boa Esperança; e
-
Presidente Dutra - Teresina C1 e C2.
Somatório do fluxo de potência ativa nas seguintes instalações:
-
LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia C1/C2/C3;
-
transformador 500/230 kV da SE Serra da Mesa
308 / 478
Figura 4.2 - Configuração da interligação N/NE/SE no Horizonte 2006 e os principais
pontos de medição de intercâmbio
FLUXO N-NE
AÇAILÂNDIA 500
FORTALEZA
500
TUCURUÍ 500
TERESINA 500
NORTE
BOA ESPERANÇA 500
P. DUTRA
IMPERATRIZ 500
S. J. PIAUÍ
SOBRADINHO
COLINAS
FLUXO N-SE
NORDESTE
MIRACEMA 500
UHE LAJEADO
GURUPI
UHE PEIXE
350MW
UHE SERRA DA MESA
FLUXO SE-NE
IBICOARA
CORRENTINA
CAMAÇARI
X 500
S. DA MESA
B J LAPA
UHE CANA BRAVA
SAPEAÇU
FSM
S. DA MESA 230
SAMAMBAIA 500
SAMAMBAIA 345
ITUMBIARA 500
EMBORCAÇÃO 500
USINAS DO RIO PARANAÍBA
MARIMBONDO 500
USINAS DO RIO GRANDE
ONS
PAR 2003-2005
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4.3
Resumo dos Limites de Intercâmbio entre Subsistemas
As tabelas a seguir apresentam um resumo dos limites de intercâmbio entre
subsistemas. Nesta síntese, são apresentados os valores obtidos para cada
interligação, considerando diversos cenários energéticos. Dada a influência do
programa de obras de transmissão e de geração nos limites de intercâmbio, bem
como das premissas adotadas, foram feitas análises de sensibilidade para diversas
alternativas de expansão da rede elétrica. Basicamente são exploradas configurações
que contemplam empreendimentos de transmissão cuja concessão ainda não foi
equacionada pela ANEEL.
4.3.1 Limites de Intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste
CENÁRIOS ENERGÉTICOS
!
Os limites de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste foram estabelecidos para os
seguintes cenários energéticos:
(a) Sudeste Importador
N
NE
SE
Sul
(b)
Sul Importador e Norte Exportador; e
N
NE
SE
Sul
ONS
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(c)
Sul e Sudeste Exportadores.
N
NE
SE
Sul
PREMISSAS BÁSICAS
!
Na determinação desses valores foram consideradas as seguintes premissas básicas,
além daquelas descritas no item 6.4:
- geração da Usina de Itaipu (60 Hz)
Foram considerados dois cenários para a geração de Itaipu, conforme
Tabela 4.3 abaixo.
Tabela 4.3 – Despachos da UHE Itaipu
Patamares de
carga
Despacho Elevado
Despacho Reduzido
Pesada
2 x 6.300
2 x 5.600
Média
2 x 6.300
2 x 4.900
Leve
2 x 4.900
2 x 4.900
MWmédios
2 x 5.890
2 x 4.987
-
ONS
Despacho de Itaipu 60 Hz/50 Hz (MW)
o parque gerador mínimo considerado na região Sul teve como base as piores
situações verificadas nesta região, conforme Tabela 4.4 a seguir:
PAR 2003-2005
311 / 478
Tabela 4.4 – Parque Gerador Mínimo na região Sul
Parque Gerador Mínimo
Usina /
Importação
Alternativa A
Alternativa B
(Iguaçu no Mínimo)
Garabi I e II
Fora de operação
Fora de operação
UTE Uruguaiana
Com despacho de 500 MW
Com despacho de 320 MW
Usinas Térmicas
do 230 kV
Com despacho mínimo, porém
todas as unidades sincronizadas
Com despacho mínimo, porém
todas as unidades sincronizadas
UHE Ita - 1 Maq.
UHE Ita - 1 Maq.
UHE Salto Santiago - 1 Maq.
UHE Salto Santiago - 2 Maq.
UHE Salto Osório - 1 Maq.
UHE Salto Osório - 0 Maq.
UHE Salto Segredo - 1 Maq.
UHE Salto Segredo - 0 Maq.
UHE Salto Caxias - 1 Maq.
UHE Salto Caxias - 1 Maq.
UHE G.B.Munhoz - 0 Maq.
UHE G.B.Munhoz - 0 Maq.
UHE P.Fundo - 0 Maq
UHE P.Fundo - 0 Maq
Todas as unidades da CEEE
sincronizadas com despacho
mínimo.
Todas as unidades da CEEE
sincronizadas com despacho
mínimo
Usinas
Hidráulicas
(as hidráulicas
que não estão
despachadas
foram simuladas
operando como
compensador
síncrono)
UTE J. Lacerda - 2 máquinas
desligadas
Total
!
~2.800MW
~2.000MW
ALTERNATIVAS ANALISADAS
Para a interligação Sul/Sudeste, são apresentados os limites de intercâmbio para três
condições:
-
-
ONS
considerando como Rede Básica de referência o sistema elétrico resultante da
implantação dos empreendimentos propostos no item 2, excluindo a LT 500 kV
Londrina – Assis – Araraquara. Para esta configuração de referência foram
simuladas apenas contingências simples;
para a configuração de referência foram feitas análises de sensibilidade para a
perda dos dois circuitos da LT 500 kV Bateias – Ibiúna; e
os limites de intercâmbio foram reavaliados para a configuração de referência
considerando a implantação da LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, com
transformação 500/440 kV na SE Assis, a partir de 2005.
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4.3.1.1 Limites Considerando Perda Simples e sem LT 500 kV Londrina – Assis Araraquara
A seguir são apresentados os limites de intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste
obtidos considerando apenas contingências que resultam na perda de apenas um
elemento no sistema.
CENÁRIO SUDESTE IMPORTADOR
!
A Tabela 4.5 apresenta uma evolução do recebimento do Sudeste (RSE) para o
Cenário ”Sudeste Importador”, para as condições de carga Pesada (P), Média (M) e
Leve (L).
Tabela 4.5 – Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no cenário Sudeste Importador,
considerando Contingências Simples
RSE (MW)
Itaipú 60 Hz
Despacho Alto
2003
2003
1ºSem.
2ºSem.
P
8.700
M
8.000
2004
2005
2006
8.700
8.800
9.050
9.050
8.000
8.950
9.300
9.300
L
Itaipú 60 Hz
Despacho Baixo
Inércia mínima no SE
P
9.400
9.400
9.500
9.550
9.550
M
8.300
8.200
9.600
9.650
9.650
L
Inércia mínima no SE
Obs.: estes limites de intercâmbio consideram as restrições de transmissão no subsistema Sul solucionadas
Cumpre destacar que para o patamar de carga leve não é possível atingir a condição
de máximo intercâmbio nos sentidos Norte#Sudeste e Sul#Sudeste de forma
coincidente, devido à restrição de vazão mínima admissível para as usinas
hidrelétricas da Região Sudeste.
!
CENÁRIO SUL E SUDESTE EXPORTADORES
A Tabela 4.6 apresenta uma evolução do Recebimento do Sudeste (RSE) para o
Cenário ”Sul e Sudeste Exportadores”. Os valores em negrito estão limitados pela
máxima exportação do subsistema Sul; isto é, toda a capacidade instalada desta
Região foi utilizada. Caso não houvesse esta restrição, o máximo recebimento pelo
Sudeste poderia chegar a 10.000MW.
ONS
PAR 2003-2005
313 / 478
Tabela 4.6 – Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no cenário Sul e Sudeste
Exportadores, considerando Contingências Simples
RSE (MW)
2003
2003
1ºSem.
2ºSem.
2004
2005
2006
Itaipú 60 Hz
P
8.850
8.850
9.000
9.300
9.300
Despacho Alto
M
8.100
8.100
8.950
9.300
9.300
L
Inércia Mínima no Sudeste
Itaipú 60 Hz
P
9.450
9.450
9.500
9.550 (*)
9.550 (*)
Despacho Baixo
M
8.850
8.750
9.600
9.650 (*)
9.650 (*)
L
8.700
8.600
9.450
9.650
9.650
(*) Atingido o limite da capacidade instalada do Sul
Obs.: estes limites de intercâmbio consideram as restrições de transmissão no subsistema Sul solucionadas
!
CENÁRIO SUL IMPORTADOR
A Tabela 4.7 apresenta uma evolução do Recebimento do Sul (RSUL) para o Cenário
”Sul Importador”. Os valores em “negrito” têm como fator limitador do intercâmbio a
Inércia Mínima no subsistema Sul.
Tabela 4.7 – Máximo Recebimento do Sul (RSUL) para o cenário Sul Importador,
considerando contingências simples
RSUL (MW)
2003
2004
2005
2006
Itaipú 60 Hz
P
5.000
5.000
5.500 (*)
5.500 (*)
Despacho Alto
M
4.800
4.800
5.000 (*)
5.000 (*)
L
3.300 (*)
3.300 (*)
3.300 (*)
3.300 (*)
Itaipú 60 Hz
P
5500
5500
5.500 (*)
5.500 (*)
Despacho Baixo
M
5250
5250
5.000 (*)
5.000 (*)
L
3.300 (*)
3.300 (*)
3.300 (*)
3.300 (*)
(*) Atingido a inércia mínima da Região Sul
ONS
PAR 2003-2005
314 / 478
4.3.1.2 Considerando a Perda Dupla da LT Bateias – Ibiúna a partir do Ano 2004
Considerando que os dois circuitos em 500 kV entre as subestações de Bateias e
Ibiúna estão sendo construídos em uma mesma estrutura, os limites de recebimento
do Sul (RSUL) e do Sudeste (RSE) foram também calculados considerando a perda
simultânea desses circuitos. Devido à redução observada no valor do máximo RSE,
em relação àquele obtido considerando apenas contingências simples, foi avaliada
ainda a utilização de um ECE, que desliga máquinas de Itaipu e reduz o despacho na
conversora de Garabi, como forma de reduzir o impacto sobre o limite de intercâmbio.
Ressalta-se que as simulações com o ECE, para o qual ainda não foi feita nenhuma
avaliação da viabilidade técnica da sua aplicação, devem ser encaradas como
considerações preliminares, cujo objetivo foi a de caracterizar a necessidade de sua
implantação quando da entrada em operação da LT 500 kV Bateias – Ibiúna. O
trabalho de especificação do ECE será detalhado e desenvolvido pelo ONS no âmbito
da Programação e Planejamento da Operação Elétrica e Energética. A Tabela 4.8
apresenta a evolução dos limites obtidos, destacando a aplicação do ECE.
Tabela 4.8 – Síntese dos Intercâmbios RSE e RSUL nos Cenários analisados, a partir do
ano 2004, considerando perda dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna
Geração
Cenário
Patamar
Fluxo
Carga
N⇒ SE
FSE
RSUL
RSE
ECE
-2.000
7.000
-
9.000
Com
-2.000
6.300
-
7.900
Sem
ANO
Itaipu
SE
Alto/
2004/05/
Importador
Baixo
06
Alto
2004/05/
06
PES/MED
Com
PES/MED
Não há restrição
2004/05/
06
Sul e SE
Exportadores
Baixo
Com
PES
MED
-2.300
6.700
-
9.200
Com
LEV
-1.850
6.300
-
8.800
Com
2005/06
MED/LEV
-2.300
6700
-
9.500
Com
2004
LEV
-1.850
5.700
-
7.400
Sem
2004
Alto
2004
Baixo
2004
Sul
Importador
PES/MED/
Não há restrição
(*)
LEV
PES/MED
LEV
2.000
2.700
4.600
Não há restrição
2400
(*)
(*)
(*) Não se aplica a este cenário
ONS
PAR 2003-2005
315 / 478
4.3.1.3 Considerando a Expansão da interligação Sul/SE no Ano 2005
Em função da conclusão dos estudos já citados sobre a expansão da interligação
Sul/Sudeste [15][16][17][18][19] e, especialmente, das recentes análises sobre a
segurança do SIN quando da ocorrência de contingências múltiplas na rede de 440 kV
[20], foi também avaliada a influência nos limites de intercâmbio da entrada em
operação da LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, com transformação
500/440 kV na SE Assis e compensação série na SE Araraquara.
A Tabela 4.9 apresenta os limites calculados, considerando os diversos cenários
energéticos e os diferentes despachos da UHE Itaipu.
Tabela 4.9 – Limites de intercâmbio para o ano 2005 considerando LT 500 kV Londrina Araraquara com trafo 500/440 kV em Assis e contingências simples.
Cenário
Geração
Itaipu
Patamar
Carga
Fluxo
N⇒SE
Fluxo
Lond.-
RSUL
FSE
Assis
/
RSE
Fator Limitador
FSUL
Tensão Mínima em
6300
PES
2.000
1.190
7.050
4.050
10.200
Samambaia345 kV/
(*)
Máxima Geração do
Sul
Tensão Mínima em
SE
Importador
6300
MED
2.000
1.390
6.800
4.050
10.200
Tijuco Preto 750 kV
(*)
e Samambaia
345 kV
5600
PES
2.000
4900
MED
2.000
6300
PES
-2.300
6300
MED
-2.300
5600
PES
4900
4900
970
6.700
4.050
9.550
6.300
4.850
9.650
7.150
4.050
1.380
6.850
4.050
-2.300
920
6.750
4.050
9.550
MED
-2.300
1.140
6.350
4.850
9.650
LEV
-1.850
1.370
6.050
4.850
9.650
1.150
1.120
Máxima Geração do
Sul
Máxima Geração do
Sul
10.200
Máxima Geração do
(*)
Sul
10.200
Tensão Mínima em
(*)
Tijuco Preto 750 kV
Sul e SE
Exportadores
ONS
PAR 2003-2005
Máxima Geração do
Sul
Máxima Geração do
Sul
Inércia Mínima no
Sudeste
316 / 478
Cenário
Sul
Importador
Geração
Itaipu
Pata-
Fluxo
Fluxo
mar
Lond.-
N⇒SE
Carga
6300
PES
2.000
5600
PES
2.000
RSUL
FSE
Assis
950
1.250
/
RSE
Fator Limitador
FSUL
3.250
6.000
-
2.900
6.000
-
Inércia Mínima no
Sul
Inércia Mínima no
Sul
(*) Para estes cenários houve um aumento nos valores máximos do RSE, em relação à condição de não implantação
da LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, com transformação em Assis.
Obs.: estes limites de intercâmbio consideram as restrições no subsistema Sul solucionadas.
4.3.2 Limites de Intercâmbio entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste
CENÁRIOS ENERGÉTICOS
!
Os limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste foram
estabelecidos para os seguintes cenários energéticos:
−
Norte exportador;
N
NE
SE
Sul
−
Nordeste exportador; e
N
NE
SE
Sul
ONS
PAR 2003-2005
317 / 478
−
Sudeste exportador.
N
NE
SE
Sul
!
PREMISSAS BÁSICAS
Na determinação dos limites de intercâmbio foram consideradas as seguintes
premissas básicas, além daquelas descritas no item 6.4:
−
−
−
−
foram considerados como limites os valores de intercâmbio que, para a
condição de contingência simples de qualquer elemento da rede, acarretam a
perda de estabilidade entre os sistemas quando esse valor de fluxo é elevado
em cerca de 100 MW;
foram considerados como limites os intercâmbios que, na contingência mais
severa, acarretam oscilações de baixo amortecimento, admitindo-se como
aceitáveis oscilações de até 20 Mvar ao fim de 20 segundos no Compensador
Estático de Bom Jesus da Lapa II, escolhido como ponto de avaliação, devido
a sua elevada sensibilidade a este fenômeno;
foram admitidos fluxos que provocam perda de sincronismo entre os
sistemas, desde que não acarrete perda de carga; e
para limites na interligação Norte/Sul por defeitos internos, admitiu-se
intercâmbios que não acarretassem “bypass” dos capacitores série,
utilizando-se uma margem de cerca de 200 A.
Observa-se que em todas as análises efetuadas foi considerado o cronograma de
implantação da interligação Norte/Sul II estabelecido na Resolução ANEEL 719/01, a
qual prevê as seguintes etapas:
−
−
−
!
LT 500 kV Samambaia – Serra da Mesa C3: abril/2003;
LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi - Miracema C2: agosto/2003; e
LT 500 kV Miracema – Colinas – Imperatriz C2: dezembro/2003
ALTERNATIVAS ANALISADAS
Para as interligações entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste, são apresentados
os limites de intercâmbio para as seguintes condições:
−
ONS
considerando como Rede Básica de referência o sistema elétrico resultante
da implantação dos empreendimentos de transmissão propostos no item 2,
considerando as usinas termelétricas em construção no Ceará fora de
operação. Para esta configuração foram simuladas apenas contingências
simples; e
PAR 2003-2005
318 / 478
−
para a configuração de referência descrita anteriormente, foi feita uma análise
de sensibilidade considerando a operação das UTE Termo Ceará e Termo
Fortaleza.
4.3.2.1 Limites Considerando Perda Simples sem as UTEs no Ceará
CENÁRIO NORTE EXPORTADOR
!
A Tabela 4.10 apresenta os limites de transmissão, para o ano de 2003, considerando
a interligação Norte/Sul apenas no trecho entre Samambaia e Miracema.
Tabela 4.10 – Ano 2003 - Resumo dos limites de intercâmbio entre as regiões Norte,
Nordeste e Sudeste considerando o atraso na operação da interligação
Norte/Sul II, cenário Norte Exportador
Condição
de Carga
Leve
Fluxo
Limites sem
Interligação
N/S II (MW)
N#SE
700
N#NE
900
SE#NE
320
N#SE
610
N#NE
990
SE#NE
260
N#SE
510
N#NE
980
SE#NE
340
Média
Pesada
Fator
Limitante
Evitar perda de
sincronismo entre
N/NE sem
sensibilização
das PPS, na
perda do circuito
Pres. Dutra –Boa
Esperança
Abertura da
Interligação N/S
quando da perda
do circuito Pres.
Dutra – Boa
Esperança, de
modo a evitar
problemas no
Sudeste.
Abertura da
Interligação N/S
quando da perda
do circuito Pres.
Dutra – Boa
Esperança, de
modo a evitar
problemas no
Sudeste.
Limites com
LT S. da Mesa
– Miracema C2
(MW)
1.000
980
350
1.000
1180
300
1.000
1.090
330
Fator
Limitante
Evitar
sobrecarga na
compensação
série da
interligação N/S
na perda da LT
Imperatriz Colinas
Evitar
sobrecarga na
compensação
série da
interligação N/S
na perda da LT
Imperatriz Colinas
Evitar
sobrecarga na
compensação
série da
interligação N/S
na perda da LT
Imperatriz Colinas
Obs. Para estes fluxos, considerou-se desativado o esquema que abre a interligação
Norte/Nordeste quando ocorrer a perda da LT Presidente Dutra –Boas Esperança.
Na Tabela 4.11 estão resumidos os limites obtidos para o período 2004 a 2006,
quando a interligação Norte/Sul contará com dois circuitos. São apresentados os
valores calculados para duas condições: maximizando o recebimento do Nordeste e
maximizando o fluxo para o Sudeste.
ONS
PAR 2003-2005
319 / 478
Tabela 4.11 – Período 2004 a 2006: Limites de intercâmbio entre as regiões
Norte,Nordeste e Sudeste considerando o atraso na operação da
interligação Norte/Sul II, cenário Norte Exportador
Patamar
Ano
Carga
Intercâmbio (MW)
N→SE SE→NE
N→NE
650
1.900
1.960
220
1.140
LT Gurupi – Serra da Mesa
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
1.300
550
1.800
LT Sobradinho - São João
do Piauí
2.115
250
1.260
LT Gurupi – Serra da Mesa
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
2.045
420
1.500
LT Sobradinho – São João
do Piauí
1.280
590
1.970
LT Sobradinho – São João
do Piauí
2.190
285
1.420
LT Gurupi – Serra da Mesa
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
1.230
560
1.930
LT Sobradinho – São João
do Piauí
2.160
260
1.405
LT Gurupi – Serra da Mesa
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
2.000
465
1.715
LT Sobradinho – São João
do Piauí
Média
Leve
Pesada
2005
Média
Leve
do Piauí
ONS
PAR 2003-2005
Oscilações não
amortecidas
Alívio de carga
em Fortaleza e
Sobral
1.295
605
1.970
2.175
400
1.730
LT Sobradinho – São João
Sistema Instável
do Piauí
1.230
560
1.920
LT Sobradinho – São João
Sistema Instável
do Piauí
Média
Leve
Oscilações não
amortecidas
LT Sobradinho – São João
do Piauí
Pesada
2006
Conseqüência
LT Sobradinho - São João
960
Pesada
2004
Fator Limitante
Sobrecorrente
no circuito
remanescente
2.160
370
1.750
LT Gurupi – Serra da Mesa
2.000
470
1.700
LT Sobradinho – São João
Sistema Instável
do Piauí
320 / 478
CENÁRIO SUDESTE EXPORTADOR
!
A Tabela 4.12 apresenta os limites de transmissão, para o ano de 2003, considerando
a interligação Norte/Sul apenas no trecho entre Samambaia e Serra da Mesa.
Tabela 4.12 – Ano 2003: Resumo dos limites de intercâmbio entre as regiões Norte,
Nordeste e Sudeste considerando o atraso na operação da interligação
Norte/Sul II, cenário Sudeste Exportador
Condição
de Carga
Leve
Média
Pesada
Fluxo
Limites sem
Interligação
N/S II (MW)
SE#N
550
N#NE
1.070
SE#NE
690
SE#N
730
N#NE
1.015
SE#NE
610
SE#N
590
N#NE
980
SE#NE
620
Fator
Limitante
Evitar Atuação
ERAC
Norte/Nordeste
quando perda N/S
e SE/NE
Evitar Atuação
ERAC
Norte/Nordeste
quando perda N/S
e SE/NE
Evitar Atuação
ERAC
Norte/Nordeste
quando perda N/S
e SE/NE
Limites com
LT S. da Mesa
– Miracema
C2 (MW)
680
1.070
590
750
1.070
590
690
1.070
630
Fator
Limitante
Evitar Atuação
ERAC
Norte/Nordeste
quando perda
N/S e SE/NE
Evitar Atuação
ERAC
Norte/Nordeste
quando perda
N/S e SE/NE
Evitar Atuação
ERAC
Norte/Nordeste
quando perda
N/S e SE/NE
Na Tabela 4.13 são resumidos os limites obtidos para o cenário Sudeste Exportador.
ONS
PAR 2003-2005
321 / 478
Tabela 4.13 – Período 2004 a 2006: Limites de intercâmbio entre as regiões
Norte,Nordeste e Sudeste considerando o atraso na operação da
interligação Norte/Sul II, cenário Sudeste Exportador
Ano
2004
2005
2006
!
Intercâmbio (MW)
Patamar
Carga
SE→N
SE→NE
N→NE
Pesada
2.290
895
1.450
Média
1.940
850
1.260
Leve
2.010
800
900
Pesada
2.275
940
1.650
Média
2.060
850
1.620
Leve
1.840
800
1.005
Pesada
2.110
960
1.740
Média
2.200
900
1.745
Leve
1.990
770
810
Fator Limitante
Conseqüência
LT Serra da Mesa –Rio
das Éguas
Oscilações não
amortecidas
LT Serra da Mesa -Rio
das Éguas
Oscilações não
amortecidas
LT Serra da Mesa -Rio
das Éguas
Oscilações não
amortecidas
CENÁRIO NORDESTE EXPORTADOR
A Tabela 4.14 apresenta os limites de transmissão, para o ano de 2003, considerando
a interligação Norte/Sul apenas no trecho entre Samambaia e Serra da Mesa.
ONS
PAR 2003-2005
322 / 478
Tabela 4.14 – Ano 2003: Resumo dos limites de intercâmbio entre as regiões Norte,
Nordeste e Sudeste considerando o atraso na operação da interligação
Norte/Sul II, cenário Nordeste Exportador
Condição
de Carga
Leve
Média
Pesada
Fluxo
Limites sem
Interligação
N/S II (MW)
N#SE
940
NE#N
1.150
SE#NE
-440
N#S
990
NE#N
680
SE#NE
-365
N#S
720
N#NE
680
SE#NE
-280
Fator
Limitante
Oscilações com
baixo
amortecimento
entre Norte e
Nordeste quando
da abertura da
interligação N/S e
SE/NE
Oscilações com
baixo
amortecimento
quando da perda
da LT SobradinhoS. J. Piauí
Oscilações com
baixo
amortecimento
entre Norte e
Nordeste quando
da abertura da
interligação N/S e
SE/NE
Limites com
LT S. da Mesa
– Miracema C2
(MW)
870
985
-300
990
690
-315
990
905
-370
Fator
Limitante
Oscilações com
baixo
amortecimento
quando da perda
da LT SobradinhoS. J. Piauí
Oscilações com
baixo
amortecimento
quando da perda
da LT SobradinhoS. J. Piauí
Oscilações com
baixo
amortecimento
entre Norte e Sul e
perda de carga na
Área Norte e Oeste
da CHESF por
subtensão
As simulações realizadas para este cenário, no período 2004 a 2006, quando a
interligação Norte/Sul II está completa, indicam que, para evitar a perda de
sincronismo entre Norte e Nordeste, no caso de contingências que resultem na perda
de circuitos em 500 kV no trecho Presidente Dutra - Sobradinho é necessário reduzir
o intercâmbio do Nordeste para o Norte para valores da ordem de 200 MW.
Considerando este cenário, só foi possível obter intercâmbios entre o Nordeste e o
Norte mais elevados admitindo a separação dos subsistemas Norte e Nordeste
através de ECE. De fato, a ativação do esquema que desliga as LT Presidente Dutra
– Teresina II, quando da abertura do circuito Presidente Dutra - Boa Esperança, evita
a atuação do esquema de perda de sincronismo no eixo Teresina II – Fortaleza II com
os conseqüentes afundamentos de tensão, permitindo, deste modo, elevar o
intercâmbio entre as áreas.
A Tabela 4.15 resume os limites obtidos com e sem a ativação do referido esquema.
ONS
PAR 2003-2005
323 / 478
Tabela 4.15 – Período 2004 a 2006 - Limites de intercâmbio entre as regiões
Norte,Nordeste e Sudeste para o cenário Nordeste Exportador
Ano
Patamar
Carga
Intercâmbio (MW)
N→SE
NE→SE
NE→N
2.170
130
230
1.980
310
960
2.105
110
110
S/
Pesada
ESQ
ESQ
Esperança
LT Sobradinho - São João
S/
2004
do Piauí
LT Pres. Dutra - Boa
Esperança
Média
C/
ESQ
LT Sobradinho - São João
2.090
320
920
2.025
175
690
1.980
280
1105
2.280
140
240
2.165
250
700
2.250
140
240
S/
ESQ
Conseqüência
LT Pres. Dutra - Boa
C/
ESQ
Fator Limitante
Oscilações não
amortecidas
do Piauí
LT Pres. Dutra - Boa
Esperança
Leve
C/
ESQ
S/
ESQ
Pesada
LT Pres. Dutra – Boa
C/
ESQ
ESQ
Esperança
LT Sobradinho - São João
S/
2005
LT Fortaleza – Quixadá
do Piauí
LT Pres. Dutra - Boa
Esperança
Média
C/
ESQ
LT Sobradinho - São João
2.080
300
880
1.950
165
715
2.100
330
1.250
S/
ESQ
Oscilações não
amortecidas
do Piauí
LT Pres. Dutra - Boa
Esperança
Leve
C/
ESQ
ONS
PAR 2003-2005
LT Fortaleza - Quixadá
324 / 478
Intercâmbio (MW)
Patamar
Carga
Ano
N→SE
NE→SE
NE→N
2.110
80
130
S/
Pesada
ESQ
C/
Fator Limitante
Conseqüência
LT Pres. Dutra - Boa
Oscilações não
Esperança
amortecidas
LT Sobradinho - São João
ESQ
2.025
160
490
do Piauí
Desligamento de
carga em
Cauípe
2006
Média
S/
LT Pres. Dutra - Boa
ESQ
2.050
105
235
1.905
240
770
Esperança
C/
LT Sobradinho - São João
ESQ
Leve
do Piauí
S/
Oscilações não
amortecidas
LT Sobradinho - São João
ESQ
1.860
295
1.270
2.020
150
680
C/
do Piauí
LT Pres. Dutra - Boa
ESQ
Esperança
4.3.2.2 Influência da Operação das Usinas Termelétricas Previstas para o Ceará
As tabelas 4.16 a 4.18 apresentam, para o ano de 2004, os intercâmbios limites
calculados para esta situação, considerando os diversos cenários energéticos.
Tabela 4.16 – Ano 2004: Resumo dos limites de intercâmbio entre as regiões Norte,
Nordeste e Sudeste considerando as usinas termelétricas no Ceará, para o
cenário Nordeste Exportador
Patamar
Carga
Pesada
Média
Leve
ONS
Intercâmbio (MW)
Fator Limitante
N→SE
NE→N
NE→SE
S/
ESQ
2.150
150
560
LT Pres. Dutra - Boa
Esperança
C/
ESQ
2.070
280
1.100
LT Sobradinho - São João
do Piauí
S/
ESQ
2.200
160
550
LT Pres. Dutra - Boa
Esperança
C/
ESQ
2.110
245
915
LT Sobradinho – São João
do Piauí
S/
ESQ
2.230
210
940
LT Pres. Dutra - Boa
Esperança
C/
ESQ
2.140
340
1.470
LT Fortaleza - Quixadá
PAR 2003-2005
Conseqüência
Oscilações não
amortecidas
325 / 478
Tabela 4.17 – Ano 2004: Resumo dos limites de intercâmbio entre as regiões Norte,
Nordeste e Sudeste considerando as usinas termelétricas no Ceará, para o
cenário Norte Exportador
Patamar
Carga
Intercâmbio (MW)
N→SE
N→NE
SE→NE
1.080
660
1.800
Pesada
Fator Limitante
Conseqüência
LT Sobradinho - São João
do Piauí
LT Gurupi – Serra da Mesa
2.050
325
1.180
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
1.270
610
1.710
Média
LT Sobradinho - São João
do Piauí
Oscilações não
amortecidas
LT Gurupi – Serra da Mesa
2.010
330
1.240
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
Leve
2.120
450
1.400
LT Sobradinho – São João
do Piauí
Tabela 4.18 – Ano 2004: Resumo dos limites de intercâmbio entre as regiões Norte,
Nordeste e Sudeste considerando as usinas termelétricas no Ceará, para o
cenário Sudeste Exportador
Patamar
Carga
Intercâmbio (MW)
SE→N
N→NE
SE→NE
2.080
875
1.255
Pesada
Fator Limitante
Conseqüência
LT Serra da Mesa -Rio das
Éguas
LT Imperatriz - Colinas
2.400
960
1.400
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
1.810
860
1.140
Média
LT Serra da Mesa –Rio das
Éguas
Oscilações não
amortecidas
LT Imperatriz - Colinas
2.215
975
1.415
(sobrecorrente no circuito
remanescente)
Leve
ONS
1.830
PAR 2003-2005
870
920
LT Serra da Mesa - Rio das
Éguas
326 / 478
4.3.3 Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais
A figura 4.3 apresenta a síntese da evolução da capacidade de transmissão nas
interligações inter-regionais, considerando os principais eventos previstos no
horizonte analisado. Observa-se que por simplicidade de representação, não foram
destacados diversos empreendimentos necessários para garantir os intercâmbio s
indicados na figura. Os valores indicados representam a média dos limites de
transmissão para os patamares de carga pesada, média e leve, ponderada pela
duração de cada patamar.
Figura 4.3 – Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais
EXPORTAÇÃO DO NORTE
1400 MWmed - Atual
1600 MWmed – Abr/2003
Tucuruí – P.Dutra II
3800 MWmed - Nov/2004
Tucuruí - Açailandia
FLUXO NS –
NORTE
IMPORTADOR
N
NE
Lajead
1000 MWmed- Atual
2200 MWmed - Fev/2004
Imperatriz – Miracema 500kV
1000 MWmed- Atual
1700 MWmed - Out/2003
Miracema – S. Mesa-Samambaia 500 kV
2200 MWmed - Fev/2004
Imperatriz – Miracema 500kV
FLUXO NS - SUDESTE
IMPORTADOR
RECEBIMENTO DO SUL
SE
IT
3000 MWmed- Atual
4600 MWmed - Mar/2003
Ibiuna – Bateias 500kV
4800 MWmed - Dez/2004
Londrina – Araraquara 500kV
S
1000 MWmed - Atual
1600 MWmed – Abr/2003
Sudeste – Nordeste 500kV
2700 MWmed - Jun/2005
Teresina – Fortaleza 500kV
RECEBIMENTO DO NORDESTE
RECEBIMENTO DO SUDESTE
6500 MWmed- Atual
8500 MWmed- Mar/2003
Ibiuna – Bateias 500kV
9900 MWmed- Dez/2004
Londrina– Araraquara 500kV
3200 MWmed- Atual
4000 MWmed- Mar/2003
Ibiuna – Bateias 500kV
4700 MWmed- Dez/2004
Londrina– Araraquara 500kV
EXPORTAÇÃO DO SUL
1
4.3.4 Avaliação Preliminar de Restrições ao Despacho da UHE Tucuruí
Com o objetivo de identificar situações onde possa haver restrição ao despacho pleno
das UHEs Tucuruí e Tucuruí II, em função de limitação da capacidade de transmissão
nas interligações, foi feita uma análise de balanço de carga x geração. A avaliação,
basicamente elétrica, buscou quantificar a geração na Região Norte que, atendidos os
mercado desse subsistema, leva ao esgotamento da respectiva capacidade de
exportação através de interligações inter-regionais, ou seja, procurou-se avaliar o
montante de excedente, em termos de percentual da geração local, que poderia ser
despachado, atendendo o mercado local e exportando o excedente, sem que fossem
atingidos os limites de transmissão.
ONS
PAR 2003-2005
327 / 478
Nesta análise simplificada, os valores de geração no Norte que poderiam ser
exportados, foram obtidos como se segue:
Geração
Tucuruí
= Mercado
Norte
+ Capacidade
Excedente
Excedente
de Tucuruí
do
Sul
Norte-Nordeste
Capacidade
N
+ Capacidade
Norte-Sul
Norte-Nordeste
NE
850 MW
UHE
Lajeado
Capacidade
Norte-Sul
SE
A capacidade Norte-Sul é determinada pelo fluxo que chega em Serra da Mesa que é
resultante da composição da potência oriunda da Região Norte com a geração na
UHE Lajeado. O que pode ser exportado de Tucuruí através da interligação Norte/Sul
depende, portanto, do despacho da UHE Lajeado. No sentido de fixar um dos
parâmetros, nesta análise foi considerada a UHE Lajeado gerando 850 MW em todos
os anos analisados e a UHE Peixe Angical com 450 MW a partir de 2006.
Nesta análise, ao mercado do Norte foi acrescentado 5% para representar as perdas.
Os valores de geração obtidos foram comparados com a capacidade instalada nas
UHEs Tucuruí e Tucuruí II. Ressalta-se que para fins desta análise, não foram
considerados fatores limitantes ao despacho das usinas e interligações internacionais,
seja por questões hidrológicas, seja por questão de indisponibilidade de unidades
geradoras. A figura 4.4 resume os resultados obtidos.
ONS
PAR 2003-2005
328 / 478
Figura 4.4 – Avaliação preliminar de restrições ao despacho da UHE Tucuruí
Despacho em Tucuruí para atingir limite de exportação do Norte
(Considerando UHE Lajeado com 850 MW e a UHE Peixe com 450 MW)
Cap. Instalada: UHE Tucurí I (12 x 350 MW) e UHE Tucuruí II (11 x 375 MW)
100%
90%
84%
86%
88%
86%
83%
82%
80%
80%
78%
73%
76%
74%
70%
67%
60%
% da
capacidade
instalada
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2003
2004
2005
Pesada
Média
2006
Leve
Observa-se que no cálculo da capacidade instalada a UHE Tucuruí foi considerada
com 12 x 350 MW e a UHE Tucuruí II com 11 x 375 MW (sendo a primeira unidade
instalada em dezembro de 2002 e, a partir de 2003, três novos geradores por ano).
Os seguintes aspectos podem ser destacados da análise da figura:
(a)
os valores de despacho na UHE Tucuruí, que levam ao aproveitamento integral
da capacidade de transmissão para as Regiões Nordeste e Sudeste, situam-se
em torno de 80% da capacidade instalada na usina, ao longo de todo o horizonte
analisado, sendo os montantes de geração mais baixos observados no patamar
de carga leve;
(b) a conclusão da interligação Norte/Sul II, em 2004, permite escoar praticamente
toda a capacidade instalada da UHE Tucuruí, inclusive contando com as
ONS
PAR 2003-2005
329 / 478
primeiras unidades da UHE Tucuruí 2, sendo necessário despacho superior a
86% para provocar o esgotamento da capacidade de exportação do Norte;
(c)
a continuação da motorização da UHE Tucuruí 2 leva ao aproveitamento maior
da capacidade de transmissão nas interligações com indicação de que pode
haver restrição significativa ao despacho daquela usina a partir de 2005, que
deve ser acentuada já em 2006 com a entrada em operação das usinas
hidrelétricas previstas para o Tocantins; e
(d)
ressalta-se que esses valores foram obtidos considerando geração de 850 MW
na UHE Lajeado e 450 MW na UHE Peixe Angical, esta em 2006. Despachos
menores nessa usina proporcionam maior capacidade de escoamento da
energia gerada na UHE Tucuruí.
4.4
Desempenho das Interligações Inter-Regionais
Para cada interligação Inter-regional, a análise do desempenho é apresentada em três
partes: primeiramente são identificados os fatores que acarretam restrições para os
intercâmbios, a seguir é apresentada uma síntese do comportamento da interligação
para cada cenário analisado e, por fim, são descritas análises adicionais realizadas
nas avaliações efetuadas sobre as interligações.
4.4.1 Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste
4.4.1.1 Fatores que Influenciam os Intercâmbios
!
DESPACHO DE ITAIPU 60 Hz NO RSE (RECEBIMENTO DO SUDESTE)
O despacho da usina de Itaipu 60 Hz tem grande influência no valor do Recebimento
pelo Sudeste (RSE), principalmente a partir da entrada da LT 500 kV Bateias - Ibiúna,
onde se verificou que os casos estudados com despacho reduzido de Itaipu são os
que apresentam valores de RSE mais elevados.
!
DESPACHO DE ITAIPU 60 Hz NO FSUL (EXPORTAÇÃO PELO SUL)
A exportação pelo Sul compete com a geração de Itaipu através do tronco de 750 kV.
Sendo assim, o montante de energia transferida do Sul para o Sudeste é maior para
os casos com despacho de Itaipu reduzido. Como conseqüência, estes casos
possuem fluxo na LT 500 kV Bateias - Ibiúna mais elevado.
!
RESTRIÇÕES NO SUBSISTEMA SUL
Nos Cenários analisados em que o subsistema Sul exporta energia para o subsistema
Sudeste, “Sul e SE Exportadores” e “SE Importador”, nos patamares de carga pesada
e média, os limites de intercâmbio apresentados nas tabelas não consideraram as
restrições no subsistema Sul. Entretanto, ressalta-se que, para que estes limites
possam ser praticados é necessário:
−
−
ONS
compensação reativa shunt nas regiões de Curitiba e de Blumenau (aspecto a ser
detalhado através de estudo complementar, conforme item 3.1.2);
reforços na transmissão de 525 kV que interliga as usinas do Iguaçu (idem para
item 3.1.3);
PAR 2003-2005
330 / 478
−
−
esquema de corte de geração na perda da LT de 525 kV que interliga a UHE de
Machadinho a Campos Novos;
reforços para o oeste do Rio Grande do Sul, previstos para o ano 2004 (LTs
230 kV UTE Uruguaiana – Maçambará, Maçambará – Santo Ângelo, Dona
Francisca – Itaúba e Santo Ângelo 2 – Santa Rosa).
Caso nenhum reforço ocorra o carregamento da LT 500 kV Bateias/Ibiúna C1 e C2
deverá ser limitado para o máximo de 1.600MW, o que poderá representar uma
redução do Recebimento do Sudeste (RSE) de cerca de 1.500MW.
Principalmente no patamar de carga leve, na ausência dos reforços previstos para o
oeste do Rio Grande do Sul, observa-se perda de sincronismo da UTE Uruguaiana
para defeitos que acarretem perda de geração, como por exemplo, defeitos no tronco
de 750 kV com desligamentos de máquinas da UHE Itaipu 60 Hz. Esta situação ocorre
principalmente quando a UTE Uruguaiana opera com despacho elevado (vide item
3.2.1).
!
RESTRIÇÕES NO SUBSISTEMA SUDESTE
a) Sistema receptor da área São Paulo
Estas restrições foram verificadas para casos a partir do ano 2004 quando o FSE
pode alcançar valores elevados. Nas configurações referentes ao ano 2003 este fluxo
no tronco de 750 kV (FSE) fica mais reduzido, até 7.000 MW, logo as violações são
menos graves. A partir do ano 2005 quando está previsto a expansão da interligação
Sul/SE, através da LT 500 kV Londrina – Assis - Araraquara, o máximo FSE ocorrido
é de 7.150 MW, eliminando a sobrecarga em regime permanente da transformação de
Tijuco Preto sem que haja necessidade de limitar o intercâmbio. Assim, a limitação no
tronco passa a ser em função do desempenho dinâmico.
O sistema receptor Sudeste, na região de Tijuco Preto, pode apresentar sobrecarga
para valores de FSE a partir de 7.400MW, em certas condições de despacho das
usinas da região Sudeste.
Nestas condições, o carregamento admissível em regime permanente para as
transformações 750/345 kV (3x1.500MW) de Tijuco Preto é violado e a perda de um
dos transformadores acarreta sobrecarga de 35% nos transformadores
remanescentes.
A emergência da linha de transmissão 345 kV Tijuco
sobrecarga da ordem de 40% (máximo de acordo com
circuito remanescente, em todos patamares de carga. Esta
principal fator de influencia o intercâmbio, pois ocorre até
mais reduzidos (vide item 3.3.4).
Preto - Itapeti acarreta
o CPST: 1.076 MVA) no
sobrecarga não tem como
mesmo para intercâmbios
b) Sistema da área de Brasília
Verificou-se que, a partir do ano 2004, quando a expansão da interligação Norte/Sul
está completa e sendo utilizada plenamente, i.é., intercâmbios entre os Subsistemas
Norte/Nordeste # Sudeste da ordem de 2.200 MW (limitado pela perda de um dos
circuitos da interligação Norte/Sul) e FSM da ordem de 3.200 MW, o perfil de tensão
ONS
PAR 2003-2005
331 / 478
na região de Samambaia fica deteriorado. As análises indicam que um valor razoável
para o FSM é de 3.000MW.
Para o cenário que o Sudeste exporta energia para as regiões Norte/Nordeste, a partir
do ano 2004, e para uma exportação da ordem de 2.600MW, a perda da
transformação de Itumbiara 500/345 kV (3x560MVA) acarreta sobrecarga da ordem
de 10% nas outras unidades. Caso a UHE de Serra da Mesa e Cana Brava estejam
com somente 1 máquina operando a situação se agrava, conforme citado a seguir:
−
−
−
a emergência da LT 345 kV Itumbiara - Bandeirantes (2x766MVA) acarreta
sobrecarga de 5% na linha paralela;
a emergência da transformação de Itumbiara 500/345 kV (3x560MVA) acarreta
sobrecarga nas outra unidades da ordem de 15%;
a emergência da LT 500 kV Samambaia - Itumbiara (1x1076 MVA) acarreta
sobrecarga de 15% nos transformadores de Itumbiara 500/345 kV, na LT 345 kV
Itumbiara - Bandeirantes e na LT 500 kV Samambaia - Emborcação.
Para que estas sobrecargas não ocorram, o despacho da UHE Serra da Mesa deverá
ser no mínimo de 800MW, considerando exportação do Sudeste de 2.600 MW.
!
ENTRADA DA INTERLIGAÇÃO NORTE/SUL II E REFORÇOS NO SISTEMA
RECEPTOR SUDESTE
Conforme citado no item 4.2.2, a Interligação Norte/Sul II possui o seguinte
cronograma de entrada em operação:
−
−
−
primeira etapa: LT 500 kV Samambaia - Serra da Mesa C3 – Abril/2003 (incluída
na configuração correspondente ao 1º semestre 2003);
segunda etapa: LT 500 kV Serra da Mesa - Miracema C2 – Agosto/2003 (incluída
na configuração correspondente ao 2º semestre 2003) e
terceira etapa: LT 500 kV Miracema - Imperatriz C2 – Dezembro/2003 (incluída na
configuração correspondente ao 1º semestre 2004).
a) Influência nos Fluxos Máximos da Interligação
No 10 semestre do ano 2003 não ocorre expansão desta interligação, porém, estão
previstos reforços no sistema receptor Sudeste e a interligação entre os subsistemas
Sudeste e Nordeste. Entretanto, com a entrada em operação da UHE Cana Brava o
fator limitante do fluxo na interligação Norte/Sul continua sendo o sistema receptor
Sudeste.
Para intercâmbio no sentido Norte # Sudeste, a primeira etapa possibilita fluxos da
ordem de 1.850 MW, entre as subestações de 500 kV Miracema e Gurupi. O fator
limitador é a existência de apenas um circuito na LT 500 kV Imperatriz - Miracema,
que restringe o fluxo através desta linha a 1.000 MW. A segunda etapa permite que os
valores transferidos cheguem a 2.000 MW. A limitação ocorre em função da
degradação dos valores de tensão no subsistema receptor, em decorrência de
contingências críticas.
Para intercâmbios no sentido Sudeste # Norte, o circuito único da LT 500 kV
Imperatriz/Miracema limita em 1.000 MW a transferência de energia para a primeira
ONS
PAR 2003-2005
332 / 478
etapa de entrada da Norte/Sul II. Este cenário caracteriza-se pela dificuldade de
controle de tensão na interligação, principalmente quando as gerações das usinas de
Serra da Mesa e Cana Brava estão reduzidas. Após a entrada da segunda etapa, o
limite de interligação chega a 2.200 MW.
Em decorrência da entrada em operação da Norte/Sul II e da Interligação
Sudeste/Nordeste, os ajustes da Proteção de Perda de Sincronismo (PPS) da
Interligação Norte/Sul deverão ser revistos. Como estes novos ajustes ainda não
estão estabelecidos, desconsiderou-se a atuação desta proteção e mantiveram-se
níveis de intercâmbio que não acarretassem em valores críticos de tensão na região,
em decorrência de abalos no sistema.
b) Perda da Interligação Norte/Sul
Para as configurações referentes ao ano 2003, 1º e 2º semestre, a interligação
Norte/Sul tem trechos com somente um circuito logo, foi considerado o impacto da
perda desta nos limites de intercâmbio Sul/SE e Norte/Sul.
Verificou-se que a perda desta interligação leva à abertura da Interligação SE/NE
devido à perda de sincronismo entre as máquinas dos subsistemas SE e N/NE e que,
o retardo da abertura dessa pode acarretar colapso de tensão em São Paulo, mais
precisamente na região de Tijuco Preto. Logo, a PPS da interligação SE/NE deve ser
ajustada de forma a atuar imediatamente após a abertura da interligação Norte/Sul ou
implementado um ECE que abra esta interligação junto com a perda da interligação
Norte/Sul, para as duas configurações estudadas no ano 2003.
A expansão da interligação Sul/SE através da linha de transmissão de 500 kV Bateias
– Ibiúna, conjuntamente com os reforços no Sudeste na região de Serra da Mesa e
Tijuco Preto, permite um aumento bastante expressivo do recebimento pelo Sudeste
(RSE) em todos os patamares de carga e, principalmente, nos casos de Itaipu com
despacho reduzido. Porém, a perda da interligação Norte/Sul, principalmente no
cenário “SE Importador” e nos casos com despacho de Itaipu 60 Hz reduzido e nos
patamares de carga média e Leve, acarreta oscilações nos subsistemas Sul/Sudeste
da ordem de 0,6 Hz, que embora seja de pequena amplitude (da ordem de 200 MW
no FSE) são pouco amortecidas.
Verificou-se que o intercâmbio Norte/Sul tem pouca influencia no amortecimento
destas oscilações, e que o RSE embora tenha influência no amortecimento em alguns
casos houve necessidade de reduzir até 1.000 MW o recebimento pelo Sudeste.
Para as configurações a partir do ano 2004 a interligação Norte/Sul está duplicada;
não foram estudadas as conseqüências da abertura dupla desta interligação, pois,
não fez parte do critério adotado para as análises. Porém, ressalta-se que este
defeito, que é bastante grave e pode acarretar colapso de tensão em São Paulo, está
sendo objeto da análise do trabalho de Diagnóstico das deficiências do SIN, referido
na introdução deste relatório.
ONS
PAR 2003-2005
333 / 478
c) Perda da Interligação Sudeste/Nordeste
Os intercâmbios máximos adotados para as interligações entre o subsistema Sudeste
e Norte/Nordeste foi tal que, para todos os cenários analisados, a abertura da
interligação Sudeste/Nordeste não acarrete a abertura da interligação Norte/Sul.
Ressalta-se, entretanto que, este defeito também causa oscilações de 0,6 Hz com
pouco amortecimento, porém dentro dos critérios adotados.
d) Influencia no Desempenho Dinâmico das Usinas ao Longo da Interligação
Norte/Sul
Alguns reforços, com previsão de entrada no horizonte 2003-2005, impactam em
mudanças no comportamento dinâmico das usinas conectadas ao longo da
Interligação Norte/Sul. São estas: UHE Serra da Mesa, UHE Cana Brava e UHE
Lajeado.
Para o ano de 2002, onde apenas um circuito de 500 kV interliga os subsistemas
Norte e Sul, há uma tendência destas máquinas em permanecerem sincronizadas
com o subsistema Norte, em função de abalos que acarretem em colapsos de tensão
na região de Brasília.
Com a entrada em operação das LTs 500 kV Samambaia - Itumbiara (Dez/2002),
Samambaia - Emborcação (Dez/2002), terceiro circuito da LT 500 kV Serra da Mesa Samambaia (Abr/2003), e compensação série nos três circuitos Serra da Mesa Samambaia (Abr/2003), a distância elétrica entre as usinas e o Sudeste diminui.
Conseqüentemente, as UHE Serra da Mesa e Cana Brava estão mais propícias a se
manterem sincronizadas a este subsistema, enquanto a UHE Lajeado continua com o
Norte.
O segundo circuito da LT 500 kV Serra da Mesa - Miracema (Set/2003), aproxima
mais ainda o Sudeste das usinas, sem trazer mudanças significativas quanto aos
aspectos em questão.
Já o segundo circuito da LT 500 kV Miracema - Imperatriz (Dez/2003), reaproxima as
UHE do Subsistema Norte. Assim, mais uma vez, as usinas tendem a ficar
sincronizadas com este subsistema.
!
SENSIBILIDADE AO DESLIGAMENTO DE MÁQUINAS DA UHE ITAIPU
60 Hz X LIMITE DE INTERCAMBIO SUL⇒SUDESTE (RSE) X FSM
Uma das faltas mais críticas com relação ao desempenho das interligações e que
balizou a maior parte dos intercâmbios foi o curto em Foz do Iguaçu 750 kV, seguido
da abertura de um circuito entre Foz e Ivaiporã e desligamento de uma ou duas
máquinas de Itaipu 60 Hz, dependendo da configuração da Interligação Norte/Sul
analisada.
Para as configurações da interligação “Norte/Sul” incompleta, i.é, no ano 2003 foi
adotado o desligamento de somente uma máquina de Itaipu como uma postura
conservadora com relação ao colapso de tensão na região de Samambaia.
Para as configurações dos anos 2004,2005 e 2006, onde a interligação Norte/Sul já
se encontra completa, foi adotado o desligamento de duas máquinas de Itaipu.
ONS
PAR 2003-2005
334 / 478
Assim, o intercâmbio máximo foi determinado em função do desempenho do tronco
de 750 kV e da interligação Norte/Sul. Para isto utilizou-se os critérios de tensão
mínima transitória admissível na região de Tijuco Preto e Samambaia e a margem
considerada para atuação do limitador de corrente de campo da máquina de Itaipu
60 Hz.
O desligamento (“Trip”) de máquinas de Itaipu 60 Hz, associado a defeitos no tronco
de 750 kV, ao mesmo tempo em que viabiliza um maior intercâmbio Sul # Sudeste
aumenta o fluxo na interligação Norte/Sul. Isto acarreta maior injeção de potência no
Sudeste, via os circuitos entre as subestações de Serra da Mesa e Samambaia
(FSM), que poderá resultar em colapso de tensão nesta região. Logo, o aumento do
numero de máquinas de Itaipu a serem desligadas, que proporcionará um maior RSE,
depende da potência injetada na região de Serra da Mesa (FSM) e dos reforços de
transmissão na região.
Como já foi dito, os limites de intercâmbios foram determinados neste trabalho
considerando o desligamento de uma ou duas máquinas e FSM próximo ao máximo,
levando em consideração as configurações da rede no horizonte do estudo. Porém, a
relação RSE x FSM x Configuração da Rede pode ser otimizada, para os casos em
que o defeito no tronco de 750 kV seguido do desligamento de máquinas de Itaipu
60 Hz foi balizador, através do aumento do numero de maquinas a serem desligadas.
É o que mostra a Tabela 4.19 a seguir.
Tabela 4.19 – Sensibilidade com relacão ao Trip de máquinas de Itaipu 60 Hz (aumento
do RSE) versus FSM (aumento da injecão de potencia na região de Serra da
Mesa).
ITAIPU 60 HZ
CENÁRIO
CARGA
DESPACHO
(MW)
2003 10 SEM.
SUDESTE
PES
ALTO
PES
ALTO
TENSÃO
TENSÃO
T.PRETO
SMB
750 KV
345 KV
(PU)
(PU)
2
0,73
0,88
300
3
0,72
0,81
500
2
0,72
0,96
200
TRIP
GANHO*
NO RSE
(MW)
IMPORTADOR
2003 10 SEM.
SUL E SUDESTEE
EXPORTADORES
(*) em relação aos valores utilizando-se trip de 1 máquina de Itaipu.
Verificou-se que, para as configurações do ano 2003, nos patamares de carga
pesada, principalmente para a condição de despacho de Itaipu “alto” existe indicação
de ganho no Recebimento pelo Sudeste (RSE) de até 500 MW, em função do
aumento do número de máquinas a serem desligadas de Itaipu. Ressalta-se que,
ONS
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335 / 478
para viabilizar estes ganhos é necessário ajustes da Proteção de Perda de
Sincronismo da Interligação Norte/Sul de forma a não atuar nestas situações, i.é, sem
que haja abertura das interligações entre o Sudeste e o Norte/Nordeste.
Para a configuração a partir do ano 2004, em que a interligação Norte/Sul II se
encontra completa e que já se considera “trip” de duas máquinas de Itaipu 60 Hz, não
se verificou benefício no aumento do número de máquinas a serem desligadas, pois,
a tensão em Samambaia já se encontra próximo ao valor mínimo admissível (0.80
p.u.).
!
PERDA DUPLA DA LT 500 kV BATEIAS - IBIÚNA
A entrada em operação da LT 500 kV Bateias - Ibiúna, prevista para março de 2003,
reforça a interligação entre os subsistemas Sudeste e Sul, aumentando
consideravelmente os montantes de energia transferidos.
Para casos de elevado intercâmbio Sul/Sudeste, o carregamento desta linha pode
ultrapassar os 2.100 MW, no ano 2004, sem que haja perda de sincronismo ou
colapso de tensão, em função de contingências simples no sistema. Porém, se a
análise considerar perda dos dois circuitos da LT Bateias - Ibiúna, verifica-se que
intercâmbios desta magnitude não são permitidos. Ressalta-se que, o estudo de
limites na interligação Sul/Sudeste, levando em conta a perda dupla da LT 500 kV
Bateias - Ibiúna, foi realizado de forma expedita e tem caráter indicativo.
Com o objetivo de diminuir o impacto desta contingência, chegou-se a um esquema
que corta até duas máquinas de Itaipu 60 Hz conjuntamente com 1.000 MW de
Garabi. Porém, devido a incertezas quanto a viabilidade de implementação de tal
esquema, realizou-se estudos adicionais sem considerar o ECE.
Para os casos em que o Sul importa energia, nenhum esquema foi considerado.
Os casos com geração reduzida da usina de Itaipu apresentam exportações do Sul
mais elevadas. Conseqüentemente, o carregamento da LT Bateias - Ibiúna é maior,
assim como o impacto da contingência dupla nesta linha. Para estes casos, a redução
no RSE pode chegar a 550 MW, considerando-se o ECE e 1.600 MW, sem a
utilização de esquemas.
Porém, para Itaipu com despacho máximo, o ECE se mostra eficaz em grande parte
das simulações, i.é, na maioria dos casos não foi necessário redução dos
intercâmbios. Nos casos em que houve necessidade de redução do RSE, esta não
ultrapassou 200 MW. Entretanto, se o esquema não for considerado, o RSE sofrerá
decréscimo de até 1.350 MW.
Para o cenário Sul Importador e geração “Baixa” de Itaipu, a LT Bateias - Ibiúna
também se encontra bastante carregada, conseqüentemente a emergência desta
linha é crítica chegando a acarretar redução do recebimento pelo Sul (RSUL) para
que o padrão de desempenho dinâmico seja atendido, de até 950 MW. Já para os
casos de Itaipu “Alto”, a perda dupla não se mostra como contingência limitadora,
sendo esta a perda do trafo 750/500 kV da SE Ivaiporã.
Verificou-se também que, esta falta poderá provocar sobrecarga na transformação
750/500 kV de Ivaiporã, em todos os cenários, i.é, quando coincide de ambas, a LT
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Bateias - Ibiúna e a transformação de Ivaiporã, estarem muito carregados. Esta
situação ocorre para os casos em que foi considerado o ECE, caso contrário o
intercâmbio máximo é bastante inferior não acarretando sobrecarga na transformação
de Ivaiporã devido à perda dupla da LT 500 kV Bateias – Ibiúna.
SUMÁRIO DOS FATORES RESTRITIVOS AOS INTERCÂMBIOS ENTRE
SUBSISTEMAS
!
A seguir são sumarizados os fatores restritivos descritos anteriormente, referentes à
interligação Sul/Sudeste:
−
indicação de sobrecarga, nos patamares de carga Pesada e média, para todos os
cenários, em Regime Permanente, conforme relação da Tabela 4.20.
Tabela 4.20 – Sobrecargas identificadas nos circuitos de 230 kV do Sul quando da
operação próximo aos limites de intercãmbio
LOCAL
EQUIPAMENTO
FATORES DE
INFLUENCIA
Circuitos do Norte do
Paraná de atendimento a
Londrina
LT 230 kV Apucarana Londrina
Despacho das usinas
conectadas no 230 kV
da região.
LT 230 kV Londrina - Assis
Carga de Londrina
Circuito de interligação
entre o Norte do Paraná e
Enersul
LT 230 kV Cascavel – Guairá
– Dourado
Geração na Enersul
Circuitos do Norte do
Paraná de atendimento a
Maringá
LT 230 kV Salto Osório Campo Mourão
Despacho de Salto
Osório
−
−
−
−
−
ONS
ERAC da Região Sul, para o cenário Sul Importador;
inércia mínima na região Sudeste, no patamar de carga leve, para o cenário SE
Importador;
falta de suporte de tensão (Compensação reativa adicional) na região Sul, no
leste de Santa Catarina e Paraná, nos patamares de carga pesada e média, no
cenário Sul exportador;
geração disponível na região Sul, nos patamares de carga pesada e média, no
cenário Sul exportador;
transformação de 750/345 kV de Tijuco Preto, em regime permanente, nos
Cenários “SE Importador” e “ Sul e SE Exportadores” até a entrada da LT 500 kV
Londrina/Assis/Araraquara;
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−
−
LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti, nos Cenários “SE Importador” e “ Sul e SE
Exportadores”; e
perda dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna com ou sem a presença do ECE.
4.4.1.2 Caracterização do Desempenho para cada Cenário Analisado
!
CENÁRIO SUDESTE IMPORTADOR
No cenário Sudeste Importador, os subsistemas Sul e Norte exportam energia para o
Sudeste. Este cenário é caracterizado pelo despacho reduzido das máquinas do
Sudeste, levando este subsistema a operar com baixa inércia. No patamar de carga
leve, o limite de inércia mínima é rapidamente atingido, impossibilitando uma definição
precisa dos limites de interligação.
O máximo recebimento pelo Sudeste (RSE) é limitado pela perda da LT 750 kV Foz Ivaiporã seguido do desligamento de 1 ou 2 máquinas de Itaipu 60 Hz, no patamar de
carga pesada, pela perda da interligação Norte/Sul no patamar de carga média, pela
perda dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna nos patamares de carga pesada e média e,
no patamar de carga leve pela Inércia mínima necessária na região Sudeste. Este
cenário em que o Subsistema Sul e Norte exportam para o Sudeste não pode ser
praticado no patamar de carga Leve, devido à Inércia Mínima necessária na região
Sudeste. Pode-se dizer que, a máxima importação do Sudeste, pelo Norte/Nordeste e
Sul, para o patamar de carga leve é da ordem de 7.000 MW.
a) Ano 2003 - 1º Semestre
Com a entrada da LT 500 kV Bateias - Ibiúna, este cenário apresenta elevado
carregamento das LT 525 kV que transmitem energia do oeste para o leste do Paraná
e Santa Catarina. Daí a necessidade de compensação reativa na área leste de Santa
Catarina, Curitiba e Bateias, principalmente nos casos de carga pesada e média. Por
outro lado, as linhas que interligam as bacias do Iguaçu e Uruguai apresentam-se
descarregadas.
Na contingência da linha de transmissão 525 kV, para uma exportação do Sul para o
Sudeste (RSUL) da ordem de 3.900 MW, no patamar de carga pesada, a corrente na
linha de 525 kV Segredo - Areia chega a 2.520 A. Para a saída desta linha não está
previsto corte de geração, porém para que este montante de exportação do Sul seja
possível deve ser estudado algum esquema de controle de emergência, como, por
exemplo, o desligamento de máquinas da UHE Machadinho.
As contingências de LTs de 525 kV que interligam as usinas do rio Iguaçu, embora
estejam bastante carregadas, não acarretam problemas de estabilidade e/ou
sobrecarga nas linhas remanescentes, caso se continue adotando os Esquemas de
Corte de Geração (ECG) associados a saída destas linhas (vide itens 3.2.2 e 3.2.3).
Em decorrência da entrada da interligação entre os subsistemas Sudeste e Nordeste,
adotou-se como premissa que os intercâmbios seriam tais que, defeitos no tronco de
750 kV seguido do desligamento de máquinas de Itaipu 60 Hz, não acarretassem
colapso de tensão na região de Samambaia e conseqüente necessidade da abertura
da interligação Norte/Sul. Para tal, foi considerado o desligamento de somente 1
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máquina da UHE de Itaipú 60 Hz, devido a defeitos no tronco de 750 kV seguido da
abertura de um circuito de 750 kV.
Neste caso, a interligação Norte/Sul abriria somente para defeitos na mesma, que foi
a contingência que balizou o máximo recebimento pelo Sudeste no patamar de carga
média.
b) Ano 2003 - 2º Semestre
Neste período do ano 2003, as contingências no subsistema Sul continuam com
desempenho similar ao 1º semestre, pois não está previsto nenhum reforço adicional.
Com relação ao desempenho da interligação, os defeitos que balizaram foram
também o curto na SE Foz 750 kV e a perda da interligação Norte/Sul. O curto na SE
Foz 750 kV acarretou o mesmo impacto na região de Samambaia, embora tenha sido
considerado um reforço adicional na região (primeiro trecho da interligação N/S II).
Isto se explica pelo aumento do fluxo nos circuitos entre Serra da Mesa e Samambaia
(FSM), proveniente das regiões Norte e Nordeste.
c) Ano 2004
Neste ano 2004 o defeito que balizou os limites de intercâmbio foi o curto na SE Foz
750 kV seguido da abertura da LT 750 kV Foz - Ivaiporã e desligamento de 2
máquinas de Itaipu 60 Hz. Ressalta-se, porém que, o desligamento de 2 máquinas de
Itaipu, mesmo para esta configuração de rede, pode causar colapso de tensão na
região de Brasília, em função do aumento de intercâmbio no sentido Norte #
Sudeste.
d) Anos 2005 e 2006
A partir do ano 2005 foi considerado reforço no subsistema Sul, mais precisamente, a
linha de transmissão 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã C2, que proporcionou um
aumento em torno de 200 MW no Recebimento pelo Sudeste (RSE) para despachos
de Itaipu alto (6.300MW). Para a condição de despacho “ baixo” a geração do Sul já
se encontrava esgotada, logo não houve aumento de intercâmbio.
!
CENÁRIO SUL E SUDESTE EXPORTADORES
Neste cenário temos a transferência de energia do Sul para o Sudeste, através da
Interligação Sul/Sudeste e do Sudeste para o Norte/Nordeste, via as interligações
Norte/Sul e Sudeste/Nordeste.
Este cenário apresenta os limites de intercâmbio da mesma ordem de grandeza que o
cenário anterior, para as configurações de rede de transmissão futuras estudadas,
mostrando que o recebimento pelo Sudeste (RSE) independe do sentido do fluxo na
interligação Norte/Sul, i.é, os cenários “SE importador” e “Sul e SE exportadores”.
Além disso, foi possível viabilizar este cenário também no patamar de carga leve.
A inércia do Sudeste apresenta-se maior que no cenário anterior e o problema de
colapso de tensão na região de Brasília, em função do desligamento de máquinas de
Itaipu, deixa de existir.
ONS
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339 / 478
!
CENÁRIO SUL IMPORTADOR
Neste cenário temos a transferência de energia do Sudeste para o Sul através da
interligação Sul/Sudeste e do Sudeste para o Norte/Nordeste via as interligações
Norte/Sul e Sudeste/Nordeste
a) Faltas Balizadoras e Restrições de Intercâmbios
O máximo recebimento pelo Sul (RSUL) é limitado pela transformação 750/500 kV de
Ivaiporã e pela perda dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna nos patamares de carga
pesada e média. Na condição de carga leve o recebimento pelo Sul (RSUL) é
estabelecido pela Inércia mínima necessária na região Sul.
b) Perda de uma unidade da Transformação 750/500 kV de Ivaiporã
Para a obtenção deste limites, utilizou-se o recurso de controle existente para evitar a
abertura da interligação Sul/Sudeste, no trecho da transformação de Ivaiporã
750/500 kV, por sobrecarga nos transformadores desta subestação. A atuação do relé
de sobrecarga (>50%) de pelo menos um transformador por três segundos, envia
sinal para desligamento de uma unidade de Itaipu. Caso o relé permaneça atuado por
mais 7 segundos, é enviado sinal para desligamento da segunda unidade. O fluxo no
transformador deverá ser reduzido para um valor de 137,5% de sua capacidade
nominal 20 segundos após a sensibilização do relé. Caso contrário, a transformação
será aberta.
No cenário com despacho de Itaipu “alto”, a energia transferida do Sudeste para o Sul
tende a ser menor através da LT 500 kV Bateias - Ibiúna e, assim sendo, a perda
dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna não se apresenta como contingência limitadora
de intercâmbio neste cenário. O máximo recebimento pelo Sul (RSUL) é limitado pela
transformação 750/500 kV de Ivaiporã, que é contornada através do recurso de
controle existente, conforme explicitado anteriormente.
Para dotar o sistema de maior confiabilidade prescindindo da ativação do ECE acima
descrito, seria necessário instalar o 3ª banco de autotransformadores 750/500 kV –
1.650 MVA na SE Ivaiporã.
c) Contingência dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna
Ressalta-se que o esquema previsto para este defeito aplica-se somente aos
Cenários “Sudeste Exportador” e “Sul e Sudeste Exportadores”.
Neste cenário e com despacho de Itaipu Baixo, a contingência dupla da LT 500 kV
Bateias - Ibiúna se mostra mais grave que a perda de um transformador 750/500 kV
de Ivaiporã para os patamares de carga pesada e média, pois restringe o intercâmbio
entre o Sul e Sudeste. Porém, para o despacho de Itaipu “alto” este defeito não limita
o intercâmbio.
Alem disso, a perda dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna acarreta sobrecarga de até
30% nas transformações de 750/500 kV em Ivaiporã, nos patamares de carga pesada
e média, em todos os despachos analisados para Itaipu.
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340 / 478
Após a entrada em operação, prevista neste estudo para o ano 2005, da LT 500 kV
Londrina – Assis - Araraquara com transformação 500/440 kV em Assis, a sobrecarga
acima citada é apenas reduzida, porém, não é eliminada.
d) Inércia Mínima na Região Sul
Para o patamar de carga leve, as contingências acima citadas não se mostram
restritivas. O limite foi estabelecido levando-se em conta o despacho mínimo das
máquinas do Sul e a dificuldade de controle de tensão neste subsistema (sendo
necessário desligamento de linhas).
A partir do ano 2005, com a expansão da interligação Sul/SE através da LT de 500 kV
entre Londrina – Assis - Araraquara, o fator limitador do intercâmbio em todos os
cenários e patamares de carga é a inércia mínima necessária na região Sul.
4.4.1.3 Análises Complementares
!
EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL/SE – ANO 2005
A linha de transmissão de 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, com transformação
500/440 kV em Assis, representa a expansão da Interligação Sul/Sudeste e foi
considerada nesta avaliação no ano 2005, juntamente com o reforço referencial no
subsistema Sul, a LT 525 kV Londrina – Ivaiporã - Salto Santiago.
A expansão desta interligação nos cenários com despacho baixo da UHE Itaipu, não
agrega em termos de aumento dos limites de intercâmbios, pois nos patamares de
carga pesada e média a geração do Sul já estava esgotada e no patamar de carga
leve o Sudeste não pode receber mais devido a sua inércia mínima requerida.
Entretanto, nos cenários com despacho da UHE Itaipu alto, nos quais ainda existe
folga na geração do Sul, esta proporciona um aumento do recebimento pelo Sudeste
de 1.000 MW no patamar de carga pesada e de 900 MW no patamar de carga média.
!
TRANSFORMAÇÃO DE IVAIPORÃ 750/500 kV
Em todos os cenários analisados, para os intercâmbios limites, a perda dupla da LT
Bateias - Ibiúna poderá provocar sobrecarga na transformação 750/500 kV de Ivaiporã
(2x1.650MVA) de até 30%. O carregamento na transformação de Ivaiporã é mais
elevado para a condição de Sul exportando e despacho “baixo “ de Itaipu 60 Hz,
conforme tabela abaixo.
Tabela 4.21 – Maiores carregamentos do Trafo 750/500 kV de Ivaiporã (Sul Exportador)
Ano
2003
ONS
PAR 2003-2005
Trafo Ivaiporã
LT 500
525/750 kV
Bateias – Ibiúna
(MW)
C1 + C2 (MW)
5.600
1.650
1.950
MED
4.900
1.950
2.200
LEV
4.900
1.600
2.250
Patamar
Geração
Carga
Itaipu (MW)
PES
341 / 478
Trafo Ivaiporã
LT 500
525/750 kV
Bateias – Ibiúna
(MW)
C1 + C2 (MW)
5.600
2.000
1.950
MED
4.900
2.100
2.150
LEV
4.900
1.850
2.200
PES
5.600
1.850
1.900
MED
4.900
2.250
2.000
LEV
4.900
2.100
2.200
2005
PES
5.600
1.250
1.650
C/ Londrina/
MED
4.900
1.550
1.800
Araraquara
LEV
4.900
1.250
1.850
Ano
2004
2005
Patamar
Geração
Carga
Itaipu (MW)
PES
A partir do ano 2005, com a presença da LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, o
carregamento da transformação 750/500 kV de Ivaiporã não ultrapassa a 1.600 MW,
no cenário Sul Exportador.
4.4.2 Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste
4.4.2.1 Fatores que Influenciam os Intercâmbios e Caracterização do
Desempenho para cada Cenário Analisado
!
LIMITES DE FLUXO NA INTERLIGAÇÃO NORTE/SUL
A determinação do limite de fluxo na interligação Norte/Sul teve como principal
balizador as limitações dos equipamentos de compensação série. Desta forma,
estabeleceu-se como limite o fluxo que não acarreta “bypass” dos capacitores série,
estimado para corrente de 3.000 A. Assim, foi pesquisado o fluxo que acarreta
“bypass” dos capacitores série, reduzindo a partir daí cerca de 100 MW. As
contingências balizadoras foram defeitos internos com perda de um dos circuitos.
As análises feitas com fluxos que acarretam “bypass” de capacitores série indicaram a
tendência à perda de estabilidade entre os sistemas Norte e Sudeste, acarretando a
necessidade de separação destes subsistemas. Este tipo de desdobramento não foi
objeto do presente estudo, por necessidade de investigações mais detalhadas, onde
se vislumbra a necessidade de implementação de esquemas de controle de
emergência, bem como novos ajustes de PPS ou outras providências.
!
CENÁRIO NORTE EXPORTADOR:
BALIZADORAS DOS INTERCÂMBIOS
ANÁLISE
DAS
CONTINGÊNCIAS
Este cenário se caracteriza pela maximização da geração da usina de Tucuruí, o que
acarreta fluxos elevados nos eixos Tucuruí – Marabá - Imperatriz.
Alternativamente, esse cenário se desdobra em duas situações:
ONS
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−
−
maximizar o recebimento do Nordeste; e
maximizar o fluxo no sentido Norte→Sudeste.
a) Perda do Circuito Marabá-Imperatriz
Esta contingência apresenta um elevado grau de severidade até a entrada dos
circuitos em 500 kV Tucuruí – Marabá C4 e Marabá – Açailândia C2. De modo a
resolver esta situação, foi adotada, nesta análise, a possibilidade da ativação de um
telecomando que desligará duas máquinas de Tucuruí na perda destes circuitos.
b) Perda do Circuito Presidente Dutra - Boa Esperança
A segunda contingência balizadora, a perda do circuito Presidente Dutra - Boa
Esperança acarreta necessidade de redução de intercâmbio entre o Norte e Nordeste
de modo a evitar perda de sincronismo entre os sistemas.
Nesta situação, o isolamento do Nordeste acarreta elevados cortes de carga pela
atuação do ERAC.
Deste modo, os limites foram estabelecidos pela necessidade de evitar esta operação,
bem como permitir que o sistema apresente condições adequadas de amortecimento
das oscilações de potência.
c) Perda do Circuito do Eixo Serra da Mesa - Bom Jesus da Lapa II
Observou-se que em algumas situações neste cenário, esta contingência foi
balizadora, uma vez que se observou a tendência de perda de sincronismo entre os
sistemas das Regiões Norte e Nordeste. Neste caso, buscou-se um intercâmbio cuja
elevação de 100 MW acarretaria perda de estabilidade entre os sistemas.
d) Perda do Circuito da Interligação Norte/Sul no Trecho Miracema – Serra da Mesa.
Esta contingência foi balizada pela necessidade de evitar a atuação da proteção de
“bypass” dos capacitores série, a qual acarreta perda de sincronismo entre o Norte e
Sudeste, conforme comentado anteriormente.
!
CENÁRIO SUDESTE EXPORTADOR: ANÁLISE DAS CONTINGÊNCIAS
BALIZADORAS DOS INTERCÂMBIOS
Esse cenário caracteriza-se por fluxos elevados na interligação Norte/Sul (Sentido
Serra da Mesa - Imperatriz) e na interligação Sudeste/Nordeste (sentido Serra da
Mesa - Sapeaçu).
a) Perda da Interligação Sudeste/Nordeste
Neste cenário se observa o máximo intercâmbio na interligação Sudeste/Nordeste, de
tal modo que a perda desta interligação acarreta o escoamento instantâneo do fluxo
para as regiões Norte e Nordeste, tendo como conseqüência um aumento do
intercâmbio entre as áreas Norte e Nordeste, levando ao risco de perda de
sincronismo entres estas áreas. Esta contingência é, portanto, balizadora para este
cenário.
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b) Perda de circuito no trecho Miracema - Imperatriz
Esta contingência, à semelhança da perda no trecho Miracema - Serra da Mesa, é
balizada pelos fluxos que acarretam “bypass” dos capacitores série, conforme já
comentado.
Destaca-se, neste cenário, que a exploração do intercâmbio Sudeste exportador para
o Norte, acarreta possibilidade de operação de um número reduzido de máquinas em
Tucuruí, agravando o problema de controle de tensão no eixo Tucuruí - Presidente
Dutra. Desta forma, será necessário o desligamento de circuitos, principalmente no
trecho Tucuruí - Imperatriz, para controle de tensão.
!
CENÁRIO NORDESTE EXPORTADOR: ANÁLISE DAS CONTINGÊNCIAS
BALIZADORAS DOS INTERCÂMBIOS
Esse cenário caracterizou-se pela seguinte distribuição de fluxo:
- eixo Sobradinho - Boa Esperança - Presidente Dutra com fluxo elevado;
- eixo Luiz Gonzaga – Milagres - Fortaleza com fluxo elevado;
- interligação Sudeste/Nordeste com fluxo no sentido Sapeaçu → Serra da Mesa;
e
- eixo Presidente Dutra – Teresina II – Fortaleza II com fluxo reduzido.
a) Perda do Circuito Presidente Dutra - Boa Esperança
A emergência deste circuito acarreta, neste cenário, a perda de sincronismo entre o
sistema Nordeste e os demais sistemas.
A característica da perda de sincronismo entre as áreas Norte e Nordeste se dará
pelo circuito que interliga Teresina II e Fortaleza II, provocando afundamento de
tensão generalizado nas áreas Norte e Oeste, com conseqüente atuação do esquema
de alívio de carga destas áreas durante esse processo de perda de sincronismo.
A perda de sincronismo entre os sistemas das Regiões Nordeste e Sudeste se dará
no circuito Bom Jesus da Lapa II – Sapeaçu.
Neste último caso, com a abertura desta interligação, o sistema Nordeste ficará
interligado ao Sudeste/Norte pelos circuitos Sobradinho - Bom Jesus da Lapa 230 kV,
razão pela qual propõe-se mantê-lo aberto entre Irecê e Bom Jesus da Lapa, de modo
a evitar a necessidade de concepção de um esquema que abra esse eixo de 230 kV.
De modo a evitar a perda de sincronismo entre os sistemas das Regiões Norte e
Nordeste, necessita-se reduzir o intercâmbio do Nordeste para o Norte para valores
da ordem de 200 MW.
A ativação do esquema que desliga as LTs Presidente Dutra – Teresina II, quando da
abertura do circuito Presidente Dutra - Boa Esperança, evita a atuação do esquema
de perda de sincronismo no eixo Teresina II – Fortaleza II com os conseqüentes
afundamentos, permitindo, deste modo, elevar o intercâmbio entre as áreas.
b) Perda do Circuito Sobradinho - São João do Piauí
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Após a redução do nível de impacto da perda da LT 500 kV Presidente Dutra - Boa
Esperança, o intercâmbio passou a ser balizado por essa contingência.
Neste caso, não se permitiu a atuação das proteções de perda de sincronismo entre
os sistemas pelo motivo anteriormente exposto.
Entretanto, observou-se o aparecimento de elevadas oscilações não amortecidas
entre os sistemas, onde destacamos as oscilações de potência reativa do CE de Bom
Jesus da Lapa II, utilizada como balizador para a definição dos intercâmbios limites.
4.4.2.2 Análises Complementares
ATRASO NA ENTRADA EM OPERAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE/SUL II
!
Foi analisado o efeito do atraso na entrada em operação da interligação Norte/Sul II,
em relação à data original estabelecida quando da licitação da concessão, abril de
2003. Para tal, a avaliação dos limites de intercâmbio foi refeita considerando que ao
longo de 2003 prevê-se apenas a entrada em operação da LT 500 kV Serra da Mesa
– Samambaia C3, em abril, e da LT 500 kV Serra da Mesa – Miracema C2, em
agosto. De acordo com esse cronograma, a interligação Norte/Sul II só estará
completa em dezembro de 2003 com a energização da LT 500 kV Miracema –
Imperatriz C2. Ressalta-se que em todos os casos simulados foram consideradas as
presenças da interligação Sudeste/Nordeste e do terceiro circuito entre Tucuruí e
Presidente Dutra.
Tendo em vista que, antes da interligação Norte/Sul estar completa, um grande
número de contingências acarreta a abertura da interligação Nordeste/Sudeste pela
atuação de PPS no trecho Bom Jesus da Lapa II - Ibicoara, fez-se necessário abrir o
circuito Bom Jesus da Lapa - Irecê 230 kV, uma vez que não há definição de
esquema de proteção de perda de sincronismo neste eixo.
Admitiu-se, também, o eixo Piripiri -Teresina 230 kV aberto em condição normal de
operação, uma vez que o autotransformador 500/230 kV de Sobral está presente
nesta análise.
ENTRADA EM OPERAÇÃO DAS USINAS TÉRMICAS NO NORTE DO
CEARÁ
!
Foram realizadas simulações de modo a avaliar a influência da integração de usinas
térmicas principalmente na área Norte. Desta forma, utilizou-se o horizonte 2004,
considerando a operação das seguintes UTEs a serem ligadas à subestação de
Cauípe:
-
Termoceará: 4x50 MW (Turbinas a Gás) + 1x72 MW (Turbina a Vapor)
-
Usina Termoelétrica de Fortaleza: 2x105 MW (Turbinas a Gás) +
1x105 MW (Turbina a Vapor)
De modo a garantir o mesmo desempenho sem a presença da UTEs, foram
pesquisados intercâmbios que não permitissem desacoplamento dos sistemas.
Desta forma, verificou-se que será necessário redução do intercâmbio, no cenário
Norte e Sudeste exportador, de modo a manter o mesmo desempenho.
ONS
PAR 2003-2005
345 / 478
Conforme visto anteriormente, há um ganho de cerca de 500 MW em relação ao
cenário Nordeste exportador, considerando a inexistência de esquema de
desligamento de linhas adicionais de 500 kV para a perda do circuito Presidente Dutra
- Boa Esperança. Considerando que o esquema esteja em operação não haverá
ganho nem perda.
Para os cenários Norte e Sudeste exportadores haverá uma redução de cerca de
100 MW no limite de exportação para o Nordeste.
!
DUPLICAÇÃO DOS CIRCUITOS 500 kV TERESINA II – SOBRAL III –
FORTALEZA II – ANO 2005
Foram feitas análises de sensibilidade para avaliar o impacto da implantação do
segundo circuito em 500 kV entre Teresina II, Sobral III e Fortaleza II. De acordo com
a expansão de referência resultante de estudo de planejamento de longo prazo
recentemente concluído pelo CCPE [31], este circuito constitui a próxima adição a ser
implementada para ampliação da capacidade de transmissão entre o Norte e o
Nordeste.
A duplicação desses circuitos tem como principal impacto o aumento da confiabilidade
no suprimento às cargas da região metropolitana de Fortaleza que, a partir da
incorporação dessa obra, será suprida em 500 kV através de três circuitos. Observase também um ganho nos limites de transmissão no cenário Norte exportador para a
região Nordeste. Estima-se um ganho de 300 MW para todas as condições de carga.
ONS
PAR 2003-2005
346 / 478
5
CONFIABILIDADE DO SISTEMA
5.2
Introdução
O objetivo básico das avaliações de confiabilidade consiste em avaliar, em bases
quantitativas, os níveis de risco compatíveis com um padrão aceitável de atendimento
aos consumidores e que permita, simultaneamente, uma redução responsável e
controlada nos investimentos de expansão em relação àqueles que seriam
estabelecidos quando do emprego de metodologias puramente determinísticas. Em
conseqüência, a avaliação da confiabilidade do sistema sob enfoque probabilístico,
tende a se constituir, paulatinamente, como alternativa atrativa em relação aos
métodos denominados determinísticos, nos quais a noção de confiabilidade está
também implícita.
As simulações realizadas permitem avaliar a evolução da confiabilidade do sistema ao
longo do ciclo 2002-2004 do PAR. Assim sendo tais estudos podem ser considerados
inéditos no sistema brasileiro, uma vez que até então avaliações de confiabilidade
eram realizadas apenas de forma pontual, sem preocupação com a evolução temporal
da confiabilidade.
5.3
Descrição das Análises
As avaliações de confiabilidade para os casos do ciclo 2002-2004 do Plano de
Ampliações e Reforços foram realizadas utilizando-se o programa computacional
NH2, sendo considerados apenas aspectos de regime permanente, não sendo
modelados efeitos dinâmicos ou transitórios.
Por ser bastante complexa e envolver um conjunto muito extenso de informações, as
avaliações de confiabilidade requerem a definição clara das premissas adotadas. Os
resultados da monitoração e diagnose dependem destes fatores, o que também pode
influenciar possíveis decisões gerenciais. Assim, é importante a definição coerente
dos dados utilizados, métodos e técnicas de avaliação de confiabilidade adotados,
abrangência da análise para cálculo dos índices, dentre outros.
5.3.1 Definição do Escopo do Estudo
Os estudos foram realizados segundo as seguintes considerações:
QUANTO AO TIPO E OBJETIVO DO ESTUDO:
!
–
os estudos visam identificar os impactos da Rede Básica na evolução dos níveis de
riscos associados ao ciclo 2002-2004 do Plano de Ampliações e Reforços.
QUANTO À ABRANGÊNCIA ESPACIAL:
!
–
–
nível hierárquico: trata-se de uma avaliação de confiabilidade composta (NH-2), na
qual são representados geradores, circuitos da Rede Básica e sistemas de
distribuição, conforme casos de estudo do PAR;
espaço de Estados probabilístico: são representadas as incertezas associadas a toda
a Rede Básica (linhas e transformadores) e aos chamados transformadores de
fronteira, entendidos como os que conectam as tensões da Rede Básica àquelas de
ONS
PAR 2003-2005
347 / 478
nível inferior (menor que 230 kV). Não são modeladas incertezas nos sistemas de
distribuição, de geração e nas fontes primárias de energia.
QUANTO À ABRANGÊNCIA TEMPORAL:
!
–
trata-se de avaliações preditivas, restritas a uma seqüência de avaliações pontuais no
tempo, cada uma delas associada a um único patamar de carga. Cada avaliação
reflete uma nova topologia consoante o PAR.
QUANTO A NATUREZA DOS MODOS DE FALHA:
!
–
são tratados exclusivamente os modos de falha de continuidade, refletindo aspectos
relacionados cortes parciais ou totais de carga devido a ilhamentos, e de adequação,
associado a sobrecargas nos elementos de transmissão e/ou de violações de tensão.
5.3.2 Caracterização de Modelos e Dados
Do ponto de vista determinístico, foram adotados os mesmos modelos elétricos
utilizados nos casos do PAR para geradores, linhas de transmissão, transformadores
e carga.
Para representação das incertezas são utilizados modelos markovianos de dois
Estados para elementos da rede. Não foram consideradas incertezas na carga, sendo
esta considerada constante e de valor fixo.
A maior parte dos dados determinísticos consta nos casos originais provenientes do
PAR, como topologia da rede, parâmetros dos circuitos e cargas nos barramentos.
Para os circuitos da Rede Básica foram adotados os limites de carregamento
declarados nos anexos dos Contratos de Prestação de Serviço de Transmissão
(CPST), não sendo considerados os limites de capacidade dos circuitos de
distribuição.
Os dados estocásticos utilizados na representação das incertezas das linhas de
transmissão são apresentados na Tabela 5.1 e foram obtidos do histórico do sistema
brasileiro, em função do nível de tensão.
Tabela 5.1: Dados Estocásticos para Circuitos de Transmissão da Rede Básica
Tensão
Taxa de Falha
Tempo Médio de Reparo
(kV)
(falhas/km.ano)
(horas)
LINHAS DE TRANSMISSÃO
230
345
440
500
525
0,01981
0,01804
0,01057
0,01382
0,01382
2,286
3,142
3,411
1,521
1,521
TRANSFORMADORES
todas
ONS
PAR 2003-2005
0,11
40,0
348 / 478
5.3.3 Descrição dos Casos de Confiabilidade
Para as simulações de confiabilidade foram utilizados apenas os casos de carga
pesada de fevereiro, junho e dezembro, em um total de 9 casos para o ciclo completo.
O sistema de transmissão foi segmentado em (i) linhas de transmissão da Rede
Básica; (ii) transformadores internos à Rede Básica, ou seja, cujas tensões dos lados
de alta e de baixa são superiores ou iguais a 230 kV; e (iii) transformadores da
fronteira da Rede Básica, ou seja, cuja tensão do lado de alta é superior ou igual a
230 kV e a tensão do lado de baixa é inferior a 230 kV. Assim, de cada caso original
do PAR foram criados três novos casos, em função dos equipamentos com
representação de limite de carregamento. Para o primeiro, referenciado doravante
como casos Tipo A, foram considerados os limites de carregamento das linhas de
transmissão, transformadores internos e transformadores de fronteira. Para o segundo
caso, referenciado como Tipo B, foram considerados apenas os limites de
carregamento das linhas de transmissão e transformadores internos. Os
transformadores de fronteiras foram considerados de capacidade infinita, não estando
assim sujeitos a sobrecargas. Finalmente, para o terceiro casos, Tipo C, foram
considerados apenas os limites de carregamento das linhas de transmissão, sendo os
transformadores internos e os de fronteira considerados como de capacidade infinita.
5.4
Monitoração e Diagnose da Confiabilidade da Rede Básica
Uma avaliação de confiabilidade composta de um sistema elétrico é capaz de fornecer
um conjunto bastante extenso de informações quanto ao desempenho do mesmo.
Devido ao grande número de análises realizadas o registro completo de todas tornase inviável. Assim sendo, optou-se pelo registro de alguns aspectos da confiabilidade
global do sistema, sem o detalhamento de regiões ou comportamentos específicos do
sistema, que podem ser estudados com avaliações apropriadas.
Para registro da monitoração preditiva da confiabilidade foram selecionados apenas
três índices. A probabilidade de perda de carga (PPC) visa enfatizar o modo de falha
de continuidade de atendimento à demanda em sua forma mais simples, enquanto a
energia não suprida (ENS) privilegia a faceta do risco inerente ao sistema,
considerando a profundidade dos impactos.
A normalização da ENS é ilustrada pela Severidade, expressa em sistema-minuto, e
sua apresentação permite o posterior enquadramento do sistema nos paradigmas
internacionais. A Severidade é dada pela divisão do valor estimado da energia
interrompida (em MWh) por uma base de potência em MW, tomada em geral como a
ponta de carga do sistema. Este índice exprime um tempo equivalente que duraria
uma interrupção fictícia do sistema quando a ponta de carga estivesse ocorrendo.
5.4.1 Evolução da Confiabilidade do Ciclo 2002-2004
Do ponto de vista teórico e ideal, o sistema é planejado para atender ao critério N-1.
Contudo, os resultados da avaliação de contingências simples mostram que tal critério
não é observado na prática. Caso contrário todos os índices seriam nulos.
São apresentados os principais índices globais, obtidos para os casos que
consideram apenas os limites de carregamento das linhas e dos transformadores
ONS
PAR 2003-2005
349 / 478
internos à Rede Básica (Tipo B), como probabilidade de perda de carga (Tabela 5.2),
energia não suprida (Tabela 5.3) e severidade (Tabela 5.4).
É interessante observar que os índices monitorados apresentam um comportamento
aproximadamente estacionário e monotônico a partir de 2003, com redução nos níveis
dos índices se comparados a 2002, mas com pequena redução da confiabilidade em
2004. Isso sugere que com o elenco de ampliações e reforços propostos é possível
manter aos níveis de confiabilidade dentro de faixas estreitas de variação.
Comparando-se os resultados das análises de contingências simples e de
contingências múltiplas, observa-se que estas têm grande influência na confiabilidade
do sistema. De modo qualitativo, o comportamento é similar aos resultados das
contingências simples, com redução nos níveis dos índices em 2003 e ligeiro aumento
dos mesmos em 2004. Todavia, os valores dos índices considerando-se contingências
de diversas ordens são cerca de 2 a 3 vezes superiores aos índices das contingências
simples.
O índice Severidade constitui um sistema de classificação (Tabela 5.5) que possibilita
uma comparação entre sistemas distintos. De acordo com esta classificação e os
resultados da Tabela 5.4 o sistema tende a uma classificação Grau 1, i.e., não grave,
quando considerando contingências simples. Se consideradas também as
contingências múltiplas o sistema é então classificado como Grau 2 (grave).
Tabela 5.2: Evolução da Confiabilidade do Ciclo 2002-2004- PPC (%)
2002
2003
Fevereiro
Junho
2,581436
2,352287
2,289252
1,481006
1,335323
1,171966
Simples e Múltiplas 6,621219
5,402208
5,455232
4,233463
4,196883
3,879523
Simples
Dezembro Fevereiro
Junho
2004
Dezembro Fevereiro
Junho
Dezembro
1,277077
1,602605
1,448956
3,726409
4,786127
4,399506
Tabela 5.3: Evolução da Confiabilidade do Ciclo 2002-2004- ENS (MWh/ano)
2002
2003
Fevereiro
Junho
Simples
23333
11787
10357
7072
6400
6020
Simples e Múltiplas
47071
25822
24507
20041
17927
17477
ONS
PAR 2003-2005
Dezembro Fevereiro
Junho
2004
Dezembro Fevereiro
Junho
Dezembro
6485
7722
7389
17836
21199
20726
350 / 478
Tabela 5.4: Evolução da Confiabilidade do Ciclo 2002-2004- Severidade (sistema-minuto)
2002
2003
Dezembro Fevereiro
Junho
2004
Fevereiro
Junho
Dezembro Fevereiro
Simples
25,6182
12,3917
11,2341
7,5190
6,4476
6,2536
Simples e Múltiplas
51,6804
27,1495
26,5811
21,3078
18,0491
18,1514
Junho
Dezembro
6,6400
7,4500
7,3718
18,2500
20,4700
20,6700
Tabela 5.5: Mensuração do Risco por Severidade
Grau 0
Grau 1
Grau 2
Severidade
(sistema-minuto)
<1
1 a 10
10 a 100
Grau 3
100 a 1000
muito grave
Grau 4
> 1000
catastrófica
Classificação
Interpretação
Comentário
aceitável
não grave
grave
condição normal
significativa p/ poucos agentes / consumidores
sério impacto p/ todos os agentes / consumidores
muito sério impacto p/ todos os agentes /
consumidores
extremo impacto p/ todos: colapso do sistema,
blecaute
Figura 5.1: Evolução da Confiabilidade do Ciclo 2002-2004- Severidade (sistema-minuto)
60
Severidade (sistema-minuto)
50
40
Simples
30
Simples e
Múltiplas
20
10
0
Fev/02
Jun/02
Dez/02
Fev/03
Jun/03
Dez/03
Fev/04
Jun/04
Dez/04
Mês/Ano
ONS
PAR 2003-2005
351 / 478
Os resultados apresentados anteriormente foram obtidos para carga pesada e podem
ser considerados conservativos, uma vez que os níveis de carga pesada duram
apenas algumas poucas horas por dia. A Tabela 5.6 e a Tabela 5.2mostram os
resultados do índice de Severidade obtidos considerando-se os patamares de carga
pesada, média e leve. Nota-se uma redução significativa da severidade quando da
redução da carga pesada para a média. Admitindo-se uma curva de carga tal que os
patamares de pesada, média e leve representem 20%, 50% e 30% do tempo,
respectivamente, obtém-se o índice de severidade global apresentado. Observa-se
que este índice global aproxima-se dos resultados obtidos para carga média, em parte
por serem estes também próximos aos resultados obtidos para a carga leve.
Tabela 5.6: Severidade Global para o mês de Junho do Ciclo 2002-2004 (sistema-minuto)
2002
2003
2004
Pesada
12,3917
6,4476
7,4500
Média
8,5952
4,4601
5,6976
Leve
7,5848
4,2266
4,4060
Global
9,0514
4,7876
5,5669
Figura 5.2: Severidade Global para o mês de Junho do Ciclo 2002-2004 (sistema-minuto)
14
Severidade (sistema-minuto)
12
10
Pesada
8
Média
Leve
6
Global
4
2
0
Jun/02
Jun/03
Jun/04
Mês/Ano
ONS
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352 / 478
5.4.2 Influência dos Níveis de Tensão
O sistema de transmissão não é homogêneo, possuindo elementos diferentes, como
linhas e transformadores, em diversos níveis de tensão, e em configurações distintas,
como sistemas singelos, múltiplos ou malhados. Portanto é importante identificar a
contribuição destes aspetos na confiabilidade global.
A avaliação da contribuição de cada nível de tensão do sistema de transmissão da
Rede Básica na confiabilidade global foi realizada considerando-se apenas
contingências simples, nos casos com representação dos limites de carregamento de
linhas e transformadores internos (Tipo B). São apresentados os resultados obtidos
para os principais índices: probabilidade de perda de carga (Tabela 5.7), energia não
suprida (Tabela 5.8) e severidade (Tabela 5.9).
Com base na observação dos resultados obtidos é importante notar:
–
–
–
–
–
–
os sistemas de 500 kV e 440 kV da região S/SE/CO, destacam-se pelos baixos níveis
relativos de risco, atendendo ao clássico critério N-1 na maior parte das simulações.
Em algumas simulações estes sistemas não parecem atender ao critério clássico.
Contudo os cortes de carga observados são bastante reduzidos, como se pode
observar pelos valores de energia não suprida, e estão associados a apenas1 ou 2
contingências;
a reduzida confiabilidade relativa do sistema de 230 kV da região N/NE, refletindo-se
em todos os índices monitorados (PPC, ENS e severidade). Os índices apresentam
uma redução significativa a partir de 2003, mantendo-se então estacionários;
o sistema de 230 kV da região S/SE/CO também se apresenta fragilizado
especialmente no que se refere ao índice de probabilidade de perda de carga, porém
de forma menos acentuada que os da região N/NE. Todavia, apresenta
comportamento similar ao sistema de 345 kV para os índices de energia não suprida
e severidade;
uma explicação plausível para o desempenho degradado da malha de 230 kV da
Rede Básica brasileira poderia invocar a característica essencialmente radial desse
nível de tensão;
destaca-se um acentuado gradiente de risco, no sentido de sua redução, para o
sistema de 500 kV do N/NE, no período entre fevereiro de 2002 e junho de 2002. A
partir de 2003 este sistema apresenta níveis similares ao sistema de 345 kV;
a Tabela 5.3 registra um importante resultado indicando que, salvo o nível de tensão
de 230 kV da região N/NE, todo o restante da malha apresenta uma severidade
inferior a 2 minutos, a partir de Dezembro/2002 (um único ponto da malha de 500 kV
do N/NE viola essa afirmação), sendo assim classificado como Grau 1 (não grave).
Esse resultado é relevante porque o indicador severidade é normalizado e se presta
para comparações entre sistemas distintos. Além disso, o comportamento quase
estacionário e reduzido do indicador sugere uma boa prática de planejamento e
fornece um excelente subsídio para a fixação de um critério probabilístico de
ampliações e reforços. Não obstante, cumpre aqui lembrar que as condições de
simulação adotadas foram extremamente severas para a avaliação de risco (carga
pesada).
ONS
PAR 2003-2005
353 / 478
Tabela 5.7: Confiabilidade por Nível de Tensão - PPC (%)
N/N
E
S/SE/CO
500 kV
440 kV
345 kV
230 kV
500 kV
230 kV
500 a 230 kV
Fevereiro
0,079229
0,000000
0,291706
0,273424
0,649362
1,287714
2,581436
2002
Junho
0,027386
0,056686
0,325088
0,507440
0,248793
1,186894
2,352287
Dezembro
0,000000
0,000000
0,223708
0,449981
0,486405
1,129158
2,289252
Fevereiro
0,000000
0,000000
0,213289
0,461611
0,115082
0,691024
1,481006
2003
Junho
0,021634
0,054598
0,158258
0,345818
0,136494
0,618522
1,335323
Dezembro
0,000000
0,000000
0,156058
0,271392
0,134596
0,609921
1,171966
Fevereiro
0,000000
0,000000
0,182471
0,298459
0,187913
0,608234
1,277077
2004
Junho
0,048891
0,000000
0,181609
0,517313
0,240462
0,614331
1,602605
Dezembro
0,027717
0,000000
0,133713
0,432733
0,240462
0,614331
1,448956
Tabela 5.8: Confiabilidade por Nível de Tensão – ENS (MWh/ano)
N/N
E
S/SE/CO
500 kV
440 kV
345 kV
230 kV
500 kV
230 kV
500 a 230 kV
Tabela 5.9:
Fevereiro
148
0
2604
1506
11544
7531
23333
2002
Junho Dezembro Fevereiro
189
0
0
440
0
0
2662
1448
1336
1356
1395
1492
2385
2528
800
4755
4986
3444
11787
10357
7072
2003
Junho Dezembro Fevereiro
80
0
0
338
0
0
1055
633
758
1024
1008
1016
765
876
1203
3138
3503
3508
6400
6020
6485
2004
Junho Dezembro
73
47
0
0
1297
696
1799
1522
1309
1402
3244
3722
7722
7389
Confiabilidade por Nível de Tensão – Severidade (sistema-minuto)
2002
2004
Junho Dezembro Fevereiro
Junho Dezembro Fevereiro
Junho Dezembro
0,16200
0,1982
0,0
0,0845
0,0700
440 kV
0,0
0,4623
0,0
0,0
0,3401
0,0
0,0
0,0
0,0
345 kV
2,8593
2,7987
1,5709
1,4204
1,0619
0,6581
0,7800
1,2500
0,6936
230 kV
1,6531
1,4258
1,5133
1,5861
1,0315
1,0468
1,0400
1,7400
1,5200
500 kV
12,6746
2,5071
2,7421
0,8509
0,7706
0,9101
1,2300
1,2600
1,4000
230 kV
8,2692
4,9996
5,4078
3,6616
3,1590
3,6386
3,5900
3,1300
3,7114
500 a 230 kV
25,6182
12,3917
11,2341
7,5190
6,4476
6,2536
6,6400
7,4500
7,3718
N/N
E
S/SE/CO
Fevereiro
2003
ONS
500 kV
PAR 2003-2005
0,0
0,0
0,0
0,0468
354 / 478
Figura 5.3: Evolução da Confiabilidade por Nível de Tensão – Severidade (sistemaminuto)
14,0
Severidade (sistema-minuto)
12,0
10,0
500 kV (S/SE)
440 kV
8,0
345 kV
230 kV (S/SE)
6,0
500 kV (N/NE)
230 kV (N/NE)
4,0
2,0
0,0
Fev/02
Jun/02
Dez/02
Fev/03
Jun/03
Dez/03
Fev/04
Jun/04
Dez/04
Mês/Ano
5.4.3 Segmentação do Sistema de Transmissão
O sistema de transmissão foi segmentado em linhas de transmissão, transformadores
internos e transformadores de fronteira da Rede Básica. Este procedimento permite
avaliar a contribuição de cada segmento nos índices de confiabilidade, fornecendo
informações importantes para a gerência da confiabilidade da Rede Básica. Outro
motivador desta segmentação é a Resolução ANEEL 433/2000, que estabelece a
nova fronteira da Rede Básica, a partir das revisões tarifárias após 2003.
A exemplo das demais análises, são apresentados os resultados para os índices:
probabilidade de perda de carga (Tabela 5.10), energia não suprida (Tabela 5.11) e
severidade (Tabela 5.12).
Observa-se que os casos Tipo C e Tipo B possuem níveis de confiabilidade bastante
próximos, mostrando que contingências nos transformadores internos à Rede Básica
têm impacto reduzido na confiabilidade. Os níveis de risco sofrem boa redução a
partir de 2003, mantendo-se estacionários a partir de então.
Por outro lado, os níveis de confiabilidade mostram-se bastante sensíveis a
contingências nos transformadores de fronteira, representando aumentos nos índices
que podem chegar a 200%, quando considerados nas análises. Nota-se também que
a evolução da confiabilidade destes casos é diferente daquela observada para os
casos Tipo C e Tipo B, não sendo possível identificar uma tendência de redução ou
estabilização dos níveis de confiabilidade.
ONS
PAR 2003-2005
355 / 478
Tabela 5.10: Segmentação do Sistema de Transmissão – PPC (%)
Tipo A
Tipo B
Tipo B
Fevereiro
2002
Junho
5,982629
2,581435
2,141552
4,888319
2,352288
1,925840
Dezembro Fevereiro
4,369093
2,289253
1,910151
3,992369
1,481006
1,341611
2003
Junho
3,965845
1,335323
1,089634
Dezembro Fevereiro
3,155890
1,171966
0,983532
3,242145
1,277077
1,004857
2004
Junho
Dezembro
4,305007
1,602605
1,281989
3,661164
1,448656
1,128040
2004
Junho
Dezembro
18245
7721
6105
14853
7388
5666
(*) Tipo A: linhas, transformadores internos e transformadores de fronteira
Tipo B: linhas e transformadores internos
Tipo C: apenas linhas
Tabela 5.11: Segmentação do Sistema de Transmissão – ENS (MWh/ano)
Tipo A
Tipo B
Tipo B
Fevereiro
2002
Junho
35451
23333
20910
25265
11786
9798
Dezembro Fevereiro
16628
10358
9105
16382
7072
5893
2003
Junho
20106
6400
5120
Dezembro Fevereiro
12054
6021
5070
12757
6485
5084
Tabela 5.12: Segmentação do Sistema de Transmissão – Severidade (sistema-minuto)
Tipo A
Tipo B
Tipo B
ONS
Fevereiro
2002
Junho
38,9225
25,6181
22,9576
26,5641
12,3918
10,3014
PAR 2003-2005
Dezembro Fevereiro
18,0354
11,2340
9,8757
17,4171
7,5191
6,2653
2003
Junho
20,2423
6,4436
5,1550
Dezembro Fevereiro
12,5193
6,2536
5,2658
13,0800
6,6400
5,2000
2004
Junho
Dezembro
17,6400
6,9816
5,9458
14,8400
7,3700
5,6500
356 / 478
Figura 5.4: Segmentação do Sistema de Transmissão – Severidade (sistema-minuto)
45
Severidade (sistema-minuto)
40
35
30
25
LT+Tr.M+Tr.F
20
LT
LT+Tr.M
15
10
5
0
Fev/02
Jun/02
Dez/02
Fev/03
Jun/03
Dez/03
Fev/04
Jun/04
Dez/04
Mês/Ano
5.5
Considerações Finais
Teoricamente, os sistemas elétricos são planejados para atender ao critério N-1.
Contudo, alguns fatores conjunturais, como escassez de recursos financeiros,
impossibilitam a aplicação irrestrita deste critério. De qualquer modo, atendendo ou
não ao critério N-1, o sistema está sujeito a riscos que não podem ser mensurados
por análises determinísticas tradicionais. Isto pode ser alcançado apenas com
estudos capazes de modelar as incertezas do sistema, como as avaliações de
confiabilidade.
Os resultados apresentados compreendem apenas algumas possibilidades de
investigações, cujo objetivo é avaliar a evolução da confiabilidade global do sistema
no que se refere a impactos de contingências de transmissão. Este tipo de avaliação
é capaz de mensurar o risco do sistema e sua evolução, oculto em avaliações
determinísticas tradicionais, possibilitando o estabelecimento de paradigmas ou
mesmo a alteração de critérios de estudo.
5.5.1 Conclusões
Os resultados apresentados na seção anterior mostram que o sistema brasileiro não
atende ao critério N-1. Apenas os sistemas de transmissão de 500 kV e 440 kV das
regiões Sudeste e Sul mostram-se compatíveis com tal critério.
Apesar de não consideradas como critério de planejamento do sistema brasileiro,
foram avaliadas também contingências múltiplas de transmissão, observando-se que
as mesmas têm forte influência nos níveis de risco do sistema.
ONS
PAR 2003-2005
357 / 478
Nota-se também que a região Norte / Nordeste apresenta um desempenho bastante
inferior ao observado para a região Sul / Sudeste / Centro-oeste, especialmente o
sistema de 230 kV, demonstrando a grande diferença entre este dois subsistemas. O
sistema das regiões S/SE/CO apresenta malhas robustas de 500 kV e 440 kV, em
oposição dos subsistemas N/NE que possui longos troncos de 500 kV de configuração
mais radializada. O mesmo também é observado nos níveis mais baixos de tensão da
Rede Básica (230 kV).
5.5.2 Recomendações
Os resultados mostrados ressaltam a riqueza das informações resultantes de estudos
de confiabilidade. Visando incentivar o melhor aproveitamento destas análises
recomenda-se o uso rotineiro e regular das avaliações de confiabilidade, com a
consolidação de critérios probabilísticos de planejamento validados pela experiência.
Por tratarem de simulações preliminares, os estudos realizados representam apenas
uma pequena amostra das possibilidades, podendo ser expandidos com a alteração
de premissas, aprimoramento de modelos e dados e tratamento dos índices. Assim
recomendam-se os seguintes aperfeiçoamentos:
–
–
–
–
–
–
–
análises isoladas de subsistemas, além das análises globais;
representação das incertezas do parque gerador;
tratamento aperfeiçoado das incertezas da transformação;
tratamento simultâneo de três patamares de carga considerando as incertezas;
cálculo de indicadores econômicos, como custos de perdas e custos de energia não
suprida;
análise da influência da malha de transmissão da rede não básica;
exploração de indicadores sensibilidade.
ONS
PAR 2003-2005
358 / 478
6
CONDICIONANTES DOS ESTUDOS
Este item trata das premissas utilizadas para a elaboração dos estudos que resultaram no
Plano de Ampliações e Reforços proposto. Basicamente são enfocados o mercado, através
das previsões de demanda, a previsão de geração e os critérios considerados.
6.2
Mercado
6.2.1 Contexto
O processo de consolidação foi calcado nos Procedimentos de Rede do ONS - Submódulo
5.2.
É de responsabilidade do Agente fornecer ao ONS previsões de carga ativa global, e de carga
ativa e reativa por barramento da Rede de Simulação. Assim, a formulação de hipóteses para
o mercado considerando a influência do racionamento a partir de dezembro de 2001 ficou a
cargo do Agente.
Na solicitação de dados para elaboração do presente estudo, foi respeitado o prazo de 01 de
setembro de 2001estabelecido para o fornecimento das informações, dentro de formato
especificado para encaminhamento dos dados verificados e previstos, bem como para as
curvas de carga diária.
Foi delimitado até 30 de setembro o prazo para que fossem informados quaisquer ajustes,
correções ou alterações nos dados enviados anteriormente, acompanhados de justificativas,
sendo também sinalizado que as informações enviadas após esta data não seriam
consideradas na fase inicial dos estudos elétricos para a elaboração do PAR.
6.2.2 Dados
As projeções de carga referem-se ao período de janeiro de 2002 a dezembro de 2005. Dado o
contexto em que se realizou o estudo, a solicitação contemplou também os dados verificados
por barramento para os anos de 2000 e 2001, necessários para análises comparativas. Desta
forma, para o ano 2001, as Empresas apresentaram a estimativa de como sua carga evoluiria
no último quadrimestre, contemplando o racionamento neste ano, para as condições de carga
pesada, média, leve e mínima.
Para os Subsistemas Norte e Nordeste, a solicitação de dados previstos por barramento e
curva de carga global (dias úteis e sábado) abrangeu os doze meses de 2002 e 2003, para
todas as condições de carga. Para os anos de 2004 e 2005, foram solicitados apenas os
meses de junho (condição de carga pesada dia útil e sábado, carga média e leve) e setembro
ou dezembro (condição de carga pesada dias úteis e sábado e carga média), a depender do
horário de verão. Também foram solicitados a demanda máxima anual (ativa e reativa) por
barramento, e seu mês de ocorrência, ou seja, a demanda não coincidente.
A planilha enviada para encaminhamento dos dados contempla os barramentos da Rede de
Simulação, por Empresa, com respectiva numeração adotada nos estudos elétricos. Para os
sistemas de distribuição com geração maior que 2% da carga equivalente do barramento da
rede de simulação, a planilha de solicitação de dados prevê uma linha para informar a carga
equivalente com geração zero e outra linha para informar a geração despachada.
ONS
PAR 2003-2005
359 / 478
Para os Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, a solicitação de dados para compor a
curva de carga ativa para dias úteis e sábado abrangeu os doze meses de cada ano, de 2002
a 2005. Os dados por barramento contemplam para a condição de carga pesada dos dias
úteis para todos os meses de janeiro de 2002 a abril de 2003; junho e dezembro de 2004;
fevereiro, junho e dezembro de 2005. Para as condições de carga pesada do sábado, média
diurna e leve, contempla-se os meses de fevereiro, junho e dezembro, de 2002 a 2005. Para
a carga média das 23:00 horas, mês de junho dos anos 2002 a 2005. Para a mínima, meses
de janeiro e junho de 2002 a 2005.
6.2.3 Processo
O processo em foco consiste basicamente de três etapas:
−
−
−
consolidar as previsões de carga ativa e reativa nos barramentos da Rede de Simulação,
a partir dos dados informados pelos Agentes;
solicitar aos Agentes revisões nas previsões enviadas; e
disponibilizar para os Agentes as informações utilizadas e geradas no processo de
consolidação da previsão de carga.
Vale destacar que a etapa de consolidação, além da análise dos dados propriamente dita,
inclui a definição do padrão para envio dos dados, a solicitação dos dados, a articulação com
os Agentes para esclarecer dúvidas sobre o processo e o controle dos prazos e da
conformidade das informações.
O processo de consolidação traz basicamente a comparação das previsões para o período
2003/2005 em relação ao valor previsto para o Estudo de Ampliações e Reforços do ciclo
2002/2004, bem como o confronto com o valor estimado para 2001 (no período do
racionamento) e o verificado em 2000, abrangendo as seguintes informações e indicadores:
−
−
−
−
−
−
demanda ativa e reativa por barramento da Rede de Simulação, para as condições de
carga pesada de dia útil e sábado, média e leve, considerando para cada concessionária o
mês em que se apresenta a maior solicitação em função da sazonalidade local;
desvio absoluto e percentual da demanda ativa e reativa entre os dois ciclos;
fator de potência dos dois ciclos;
taxas de crescimento dos dois ciclos;
participação da demanda ativa e reativa em relação ao somatório da demanda da barra
por empresa, dos dois ciclos; e
somatório da demanda ativa e reativa por barra compondo o total por:
% Agrupamento de barramentos;
% Empresas;
% Áreas; e
% Subsistemas.
A análise individualizada das previsões por Agente enfatiza:
−
−
−
−
ONS
agrupamentos de barramentos;
análise gráfica;
síntese da análise e questões para esclarecimentos ou posicionamento dos Agentes; e
síntese do posicionamento dos Agentes.
PAR 2003-2005
360 / 478
Concluída a fase de análise, a partir dos dados recebidos para o período 2003/2005 do PAR,
o ONS enviou texto abordando uma análise da carga por Empresa, a respeito das variações
mais significativas observadas nas previsões de carga, em relação às previsões do ciclo
anterior, focalizando o efeito para a carga global devido ao racionamento ao longo do ano de
2001, e a retomada do crescimento no período pós-racionamento. Foram solicitadas
eventuais revisões e/ou confirmações das projeções elaboradas pelos Agentes,
acompanhadas de justificativas, bem como quaisquer outras informações que o Agente
julgasse necessárias ao processo de consolidação de carga.
6.2.4 Resultados: Aspectos Gerais
Os dados formatados para utilização no ANAREDE foram disponibilizados ao final de
novembro. A análise comparativa entre os ciclos foi concluída na segunda quinzena de
novembro. Nesta ocasião, foi incorporada a análise com os dados verificados em 2000 e
estimados para 2001 (período com racionamento).
Os primeiros resultados foram apresentados nas reuniões dos Grupos Especiais de
Elaboração do PAR para o Norte/Nordeste, Sudeste e Sul, realizadas em Recife, Rio de
Janeiro e Florianópolis nos dias 20, 21 e 22 de novembro, respectivamente.
Os resultados são mostrados a seguir através de comparação do somatório das cargas da
rede de simulação que compõem a carga de cada empresa, subsistemas e SIN. Também é
disponibilizado detalhamento por área e agrupamentos para os subsistemas. A síntese dos
resultados destaca:
−
−
−
−
visualização gráfica da comparação entre o PAR 2002-2004 e PAR 2003-2005;
indicação de quando a carga prevista para 2002 no PAR 2002-2004 voltaria a ocorrer no
PAR 2003-2005, traduzindo a defasagem entre os ciclos;
visualização gráfica de quando ocorrerá, neste ciclo, o valor máximo verificado em 2000,
traduzindo a retomada da carga após o racionamento. A carga indicada para 2001, já
corresponde a maior carga verificada durante o racionamento. Para o SIN e subsistemas
Sudeste/Centro Oeste e Sul, pelo fato de não estarem ainda disponíveis no ONS os
valores verificados por barramento (foram solicitados pelo ONS, mas não enviados pelos
Agentes envolvidos), os valores apresentados baseiam-se na comparação com valores
verificados aproximados para o somatório da carga, calculados a partir do requisito, com
base nas simulações de fluxo de carga do presente estudo; e
crescimento anual para o ciclo 2003-2005.
A carga consolidada adotada para a elaboração do ciclo atual do Plano de Ampliações e
Reforços apresenta uma defasagem em relação ao ciclo 2002-2004 para o SIN de dois anos,
com desvios da ordem de 8%. A maior carga verificada para antes do racionamento, em
2000, retoma seu valor em 2003. A composição da carga é apresentada a seguir, tomando-se
como referência o ano de 2004.
ONS
PAR 2003-2005
361 / 478
Figura 6.1 – Sistema Interligado Nacional – Comparação entre ciclos
80.000
SIN - CARGA PESADA (MW)
Evolução e diferenças entre Ciclos
70.000
60.000
50.000
-8%
-9%
-8%
40.000
30.000
20.000
10.000
0
jun-2000
jun-2001
PAR 2002-2004
jun-2002
jun-2003
PAR 2003-2005
jun-2004
jun-2005
Verificado
Figura 6.2 – Sistema Interligado Nacional – Composição por Subsistema (2004)
Sul+MS
19%
Sudeste/C-O
61%
Norte
5%
Nordeste
15%
ONS
PAR 2003-2005
362 / 478
Tabela 6.1 – Previsão de Carga para o Sistema Interligado Nacional (MW)
PAR 2002-2004
2002
2003
PAR 2003-2005
Subsistemas
Mês
2004
2002
2003
2004
2005
Norte
Norte Dist.
Nordeste
Nordeste Dist.
Sudeste/C-O
Sul+MS
dez
dez
dez
dez
jun
jun
3.039
3.131
3.221
1.535
1.622
1.712
7.973
8.420
8.942
7.323
7.730
8.117
36.405 37.700 39.152
10.298 10.848 11.379
2.910
3.067
3.160
3.368
1.366
1.437
1.466
1.521
7.187
7.803
8.557
9.035
6.560
7.131
7.677
8.099
32.490 34.265 35.670 37.096
9.720 10.106 10.780 11.321
SIN
jun
57.175 59.432 62.121
51.774 54.672 57.557 60.255
Tabela 6.2 – Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Sistema Interligado Nacional (%)
PAR 2002-2004
Subsistemas 03/02 04/03 04/02
PAR 03-05 / PAR 0204
PAR 2003-2005
03/02 04/03 05/04 05/02
2002
2003
2004
Norte
Norte Dist.
Nordeste
Nordeste
Dist.
Sudeste/C-O
Sul+MS
3,0
5,6
5,6
5,6
2,9
5,6
6,2
5,0
2,9
5,6
5,9
5,3
5,4
5,2
8,6
8,7
3,0
2,0
9,7
7,6
6,6
3,7
5,6
5,5
5,0
3,6
7,9
7,3
-4,2
-11,0
-9,9
-10,4
-2,0
-11,4
-7,3
-7,7
-1,9
-14,4
-4,3
-5,4
3,6
5,3
3,9
4,9
3,7
5,1
5,5
4,0
4,1
6,7
4,0
5,0
4,5
5,2
-10,8
-5,6
-9,1
-6,8
-8,9
-5,3
SIN
3,9
4,5
4,2
5,6
5,3
4,7
5,2
-9,4
-8,0
-7,3
6.2.5 Resultados para as Regiões Norte e Nordeste
Após revisão efetuada por algumas Empresas, a maior carga do Subsistema Norte ocorrida
em 2000 é superada em 2002 e a defasagem entre os ciclos é de um ano. Para o conjunto de
distribuidoras Celpa, Cemar e Celtins, a defasagem é de mais de 3 anos, ou seja, a carga
prevista para 2002 no PAR 2002-2004 não ocorre até dezembro de 2005 no atual estudo. Já
para as cargas atendidas pela Eletronorte, basicamente eletro-intensivos, observa-se um
acentuado crescimento, a partir de 2004. Os gráficos a seguir ilustram os comentários. Os
percentuais indicam a variação de carga entre os dois ciclos.
ONS
PAR 2003-2005
363 / 478
Figura 6.3 – Subsistema Norte – Comparação entre ciclos
4 .2 0 0
N O R T E - C A R G A P E S A D A (M W )
E v o lu ç ã o e d ife re n ç a s e n tre C ic lo s
3 .5 0 0
-2 %
-2 %
2 .8 0 0
-4 %
2 .1 0 0
1 .4 0 0
700
0
d e z -2 0 0 0
d e z -2 0 0 1
P AR 2 0 0 2 -2 0 0 4
d e z -2 0 0 2
d e z -2 0 0 3
d e z -2 0 0 4
P AR 2 0 0 3 -2 0 0 5
d e z -2 0 0 5
V e rific a d o
Figura 6.4 – Subsistema Norte – Distribuidoras
2 .1 0 0
N O R T E - D is trib u id o ra s - C A R G A P E S A D A (M W )
E v o lu ç ã o e d ife re n ç a s e n tre C ic lo s
1 .8 0 0
1 .5 0 0
-1 1 %
-1 1 %
1 .2 0 0
-1 4 %
900
600
300
0
d e z -2 0 0 0
d e z -2 0 0 1
P AR 2 0 0 2 -2 0 0 4
d e z -2 0 0 2
d e z -2 0 0 3
P AR 2 0 0 3 -2 0 0 5
d e z -2 0 0 4
d e z -2 0 0 5
V e rific a d o
Para o Subsistema Nordeste os resultados finais indicam uma defasagem inferior a dois anos
entre estes ciclos. Observa-se, por exemplo, que a carga prevista para o ciclo 2003-2005 é
7% inferior ao ciclo 2002-2004, em dezembro de 2003. De modo geral, as previsões
apresentadas para o ciclo 2003-2005 indicam que a maior carga ocorrida em 2000 só viria a
ocorrer em 2003. A condição de carga média do ciclo anterior é da mesma ordem de
grandeza que a de pesada do ciclo atual. Para o conjunto das distribuidoras, a defasagem é
pouco maior que um ano.
A maior diferença entre as previsões para os dois ciclos é verificada em 2002, denotando uma
expectativa de maior efeito decorrente do racionamento no início do período, reduzindo-se em
seguida.
ONS
PAR 2003-2005
364 / 478
Figura 6.5 – Subsistema Nordeste – Comparação entre ciclos
11.000
NORDESTE - CARGA PESADA (MW)
Evolução e diferenças entre Ciclos
8.800
-4%
-7%
-10%
6.600
4.400
2.200
0
dez-2000
dez-2001
PAR 2002-2004
dez-2002
dez-2003
dez-2004
PAR 2003-2005
dez-2005
Verificado
Figura 6.6 – Subsistema Nordeste Distribuidoras – Comparação entre ciclos
11.000
NORDESTE - Distribuidoras - CARGA PESADA (MW)
Evolução e diferenças entre Ciclos
8.800
-8%
6.600
-5%
-10%
4.400
2.200
0
dez-2000
dez-2001
PAR 2002-2004
dez-2002
dez-2003
PAR 2003-2005
dez-2004
dez-2005
Verificado
A seguir são apresentadas as composições do Subsistema Norte/Nordeste por Agente e por
Área para o ano de 2004 bem como a evolução e a defasagem entre ciclos destacando a
retomada da carga após o racionamento.
ONS
PAR 2003-2005
365 / 478
Figura 6.7 – Subsistema Norte/Nordeste – Composição por Agente e por Áreas (2004)
Celpa
26%
Cosern
7%
Eletronorte
53%
Celb
1%
Saelpa
7%
Coelce
15%
Celpe
20%
Ceal
5%
Cepisa
5%
Cemar
17%
Energipe
5%
Chesf
10%
Celtins
4%
Sulgipe
0,3%
Coelba
25%
Área Sudoeste
Área P. Afonso
3%
1%
Área Maranhão
11%
Área Sul
24%
Área Pará
16%
Área Oeste
5%
Área Leste
26%
Área Norte
14%
Figura 6.8 – Subsistema Norte/Nordeste – Áreas – Comparação entre ciclos
3 .5 0 0
C A R G A P E S A D A (M W )
E v o lu çã o e d iferen ç as e n tre C iclo s
3 .0 0 0
-8 %
2 .5 0 0
-7%
-1 0%
2%
3%
-1%
2 .0 0 0
1 .5 0 0
1 .0 0 0
500
0
Áre a L e ste - d e z
V e rific a d o 2 0 0 0 e 2 0 0 1
ONS
PAR 2003-2005
2 0 0 2 a 2 0 0 4 d o P AR 0 2 -0 4
Áre a S u l - d e z
2 0 0 2 a 2 0 0 5 d o P AR 0 3 -0 5
366 / 478
2.100
C AR G A P E S AD A (M W )
Evolução e diferenças entre Ciclos
1.800
4%
2%
1.500
-3%
-10%
1.200
-17%
-6%
-7%
-8%
-20%
900
600
300
0
Área P ará - dez
V erificado 2000 e 2001
Área Norte - dez
2002 a 2004 do P AR 02-04
Área Maranhão - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
700
C AR G A P E S AD A (M W )
Evolu ção e diferenças entre Ciclos
600
-5%
-11%
500
-16%
400
-9%
300
-9%
-8%
200
100
-18%
-17%
-17%
0
Área O este - dez
V erificado 2000 e 2001
ONS
PAR 2003-2005
Área S udoeste - set
2002 a 2004 do P AR 02-04
Área P . Afonso - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
367 / 478
Tabela 6.3 – Previsão de Carga para o Sistema Norte/Nordeste – Áreas (MW)
PAR 2002-2004
PAR 2003-2005
Áreas
Mês
2002
2003
2004
2002
2003
2004
2005
Maranhão
Pará
Oeste
Norte
Leste
Sul
Sudoeste
P. Afonso
dez
dez
dez
dez
dez
dez
set
dez
1.403
1.635
601
1.455
3.023
2.432
376
87
1.436
1.695
627
1.562
3.166
2.575
402
90
1.468
1.753
648
1.785
3.304
2.681
430
94
1.323
1.587
503
1.162
2.727
2.406
343
71
1.333
1.734
561
1.299
2.910
2.618
367
74
1.344
1.816
617
1.616
3.085
2.765
396
78
1.405
1.962
644
1.732
3.262
2.887
429
81
Tabela 6.4 – Taxas de Crescimento e desvios entre ciclos – Sistema Norte/Nordeste – Áreas (%)
Áreas
PAR 2003-2005
03/02 04/03 04/02
03/02 04/03 05/04 05/02
Maranhão
Pará
Oeste
Norte
Leste
Sul
Sudoeste
P. Afonso
ONS
PAR 03-05/PAR 0204
PAR 2002-2004
PAR 2003-2005
2,3
3,6
4,3
7,3
4,7
5,9
6,9
3,5
2,2
3,4
3,5
14,3
4,4
4,1
7,0
4,4
2,3
3,5
3,9
10,8
4,5
5,0
7,0
3,9
0,8
9,2
11,4
11,7
6,7
8,8
7,1
4,8
0,8
4,8
10,0
24,4
6,0
5,6
8,0
5,0
4,5
8,0
4,4
7,2
5,7
4,4
8,1
4,4
2,0
7,3
8,6
14,2
6,1
6,3
7,7
4,7
2002
2003
2004
-5,8
-3,0
-16,3
-20,1
-9,8
-1,1
-8,7
-18,0
-7,1
2,3
-10,5
-16,8
-8,1
1,7
-8,6
-17,0
-8,4
3,6
-4,9
-9,5
-6,6
3,1
-7,7
-16,5
368 / 478
Figura 6.9 – Subsistema Norte/Nordeste – Agentes – Comparação entre ciclos
2.500
C AR G A P E S AD A (M W )
Evolução e diferenças entre Ciclos
2%
2.000
-1%
-1%
1.500
-5%
-10%
-8%
3%
8%
12%
1.000
500
0
Coelba - dez
V erificado 2000 e 2001
C elpe - dez
E letronorte - dez
2002 a 2004 do PAR 02-04
2002 a 2005 do P AR 03-05
1.600
C AR G A P E S AD A (M W )
Evolução e diferenças entre Ciclos
1.400
1.200
-16%
-19%
1.000
-22%
800
-12%
7%
-9%
-11%
600
-4% -3%
400
200
0
C oelce - dez
Verificado 2000 e 2001
ONS
PAR 2003-2005
C hesf - dez
2002 a 2004 do PAR 02-04
C elpa - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
369 / 478
800
C AR G A P E S AD A (M W )
Evo lu ção e diferenças entre Ciclo s
700
600
500
-14%
-10%
-17%
-17%
-10%
-11%
-10%
-11%
-14%
400
300
200
100
0
Cem ar - dez
V erificado 2000 e 2001
Cosern - dez
2002 a 2004 do P AR 02-04
S aelpa - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
500
C AR G A P E S AD A (M W )
450
Evolução e diferenças entre Ciclos
400
-8%
-9%
350
4%
-8%
1%
-1%
300
-13%
-8%
-16%
250
200
150
100
50
0
Ceal - dez
Verificado 2000 e 2001
ONS
PAR 2003-2005
E nergipe - dez
2002 a 2004 do PAR 02-04
C episa - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
370 / 478
160
C AR G A P E S AD A (M W )
Evo lução e d iferenças en tre Ciclo s
140
120
-17%
-14%
-16%
8%
100
-1%
9%
80
60
40
20
0%
0%
0%
0
C eltins - set
Verificado 2000 e 2001
C elb - dez
S ulgipe - dez
2002 a 2004 do P AR 02-04
2002 a 2005 do P AR 03-05
Tabela 6.5 – Previsão de Carga do Subsistema Norte/Nordeste – Agentes (MW)
PAR 2002-2004
PAR 2003-2005
Agentes
Mês
2002
2003
2004
2002
2003
2004
2005
Celpa
Cemar
Celtins
Eletronorte
Cepisa
Coelce
Cosern
Celb
Saelpa
Celpe
Ceal
Energipe
Sulgipe
Coelba
Chesf
dez
dez
set
dez
dez
dez
dez
dez
dez
dez
dez
dez
dez
dez
dez
854
616
135
1.504
370
1.283
567
103
555
1.607
421
362
23
1.962
650
910
642
143
1.509
392
1.384
598
106
586
1.676
436
394
24
2.060
690
969
668
152
1.509
399
1.483
631
111
616
1.751
450
406
26
2.169
825
763
531
116
1.544
311
999
502
102
477
1.451
385
315
23
1.936
627
826
535
121
1.630
363
1.121
537
116
520
1.550
403
390
24
2.047
671
850
551
126
1.694
401
1.243
567
120
553
1.663
415
420
26
2.207
880
889
564
131
1.847
412
1.355
596
124
581
1.762
432
435
27
2.313
936
ONS
PAR 2003-2005
371 / 478
Tabela 6.6 – Taxas de Crescimento e desvios entre ciclos – Subsistema Norte/Nordeste –
Agentes (%)
Agentes
PAR 03-05 / PAR 0204
PAR 2002-2004
PAR 2003-2005
03/02 04/03 04/02
03/02 04/03 05/04 05/02
Celpa
Cemar
Celtins
Eletronorte
Cepisa
Coelce
Cosern
Celb
Saelpa
Celpe
Ceal
Energipe
Sulgipe
Coelba
Chesf
6,6
4,1
5,9
0,3
6,0
7,9
5,5
3,6
5,6
4,3
3,6
8,8
5,0
5,0
6,2
6,4
4,1
5,9
0,0
1,7
7,1
5,6
4,4
5,1
4,5
3,0
3,0
5,0
5,3
19,6
6,5
4,1
5,9
0,2
3,8
7,5
5,6
4,0
5,4
4,4
3,3
5,8
5,0
5,2
12,7
8,2
0,7
4,1
5,6
16,7
12,2
7,0
14,4
8,9
6,8
4,7
23,8
5,0
5,8
7,1
3,0
3,1
4,2
3,9
10,7
10,9
5,6
3,4
6,3
7,3
2,8
7,7
5,0
7,8
31,1
4,5
2,3
3,8
9,0
2,7
9,0
5,0
2,9
5,0
5,9
4,3
3,5
5,0
4,8
6,4
5,2
2,0
4,0
6,2
9,9
10,7
5,9
6,8
6,7
6,7
3,9
11,3
5,0
6,1
14,3
2002
2003
2004
-10,7
-13,8
-14,4
2,7
-16,0
-22,2
-11,3
-1,0
-14,0
-9,7
-8,6
-13,0
0,0
-1,3
-3,6
-9,3
-16,6
-15,8
8,0
-7,5
-19,0
-10,1
9,3
-11,3
-7,5
-7,5
-1,0
0,0
-0,6
-2,7
-12,2
-17,5
-17,2
12,3
0,7
-16,2
-10,1
8,2
-10,3
-5,0
-7,8
3,5
0,0
1,8
6,7
6.2.6 Resultados para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste
De forma análoga ao que se verifica nas previsões de carga para o Brasil, o subsistema
Sudeste/Centro-Oeste apresenta uma defasagem importante neste novo ciclo quando
comparado com o anterior. Para o mês de junho de 2002, se espera um crescimento razoável
com relação ao mesmo mês de 2001, início do racionamento. Está sendo prevista uma
retomada da carga mais acentuada a partir de 2003, sendo que se atinge valores
anteriormente previstos para 2002 somente em 2005. Este atraso de quase três anos denota
que o racionamento impactou sensivelmente as expectativas de crescimento de carga por
parte das concessionárias ao longo de todo o período do estudo.
A análise individualizada por Empresa praticamente ratifica os comentários no âmbito do
subsistema, embora haja uma considerável variação na composição da estrutura de mercado
das diversas concessionárias, o que leva a diferentes conseqüências do constrangimento
imposto à carga.
Desta forma, o nível das taxas de crescimento varia dentro de uma margem mais ampla, que
é verificada nas diferenças entre ciclos. Podem ser destacados os seguintes atrasos:
−
−
−
ONS
maior que três anos: CPFL, Bandeirante e Rede/SP;
três anos: Cemig, Light, Eletropaulo, Piratininga, Elektro e CEB; e
dois anos: Cataguazes, Cerj, Celg, Cemat.
PAR 2003-2005
372 / 478
Figura 6.10 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – Comparação entre ciclos
50.000
SE/C-O - CARGA PESADA (MW)
Evolução e diferenças entre Ciclos
40.000
-9%
-9%
-11%
30.000
20.000
10.000
0
jun-2000
jun-2001
PAR 2002-2004
jun-2002
jun-2003
jun-2004
PAR 2003-2005
jun-2005
Verificado
Figura 6.11 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – Comparação entre ciclos – Áreas
ÁR EA R J/E S - C AR G A P E S AD A (M W )
10.000
E volução e diferenças entre Ciclos
8.000
-5%
-5%
-10%
6.000
4.000
2.000
0
dez-2000
P AR 2002-2004
ONS
PAR 2003-2005
dez-2001
dez-2002
dez-2003
P AR 2003-2005
dez-2004
dez-2005
V erificado
373 / 478
25.000
ÁR E A S ÃO P AU LO - C AR G A P E S AD A (M W )
E volução e diferenças entre Ciclos
20.000
15.000
-10%
-11%
-11%
10.000
5.000
0
jun-2000
jun-2001
P AR 2002-2004
jun-2002
jun-2003
jun-2004
P AR 2003-2005
jun-2005
V erificado
9.000
ÁRE A M IN AS - C AR G A P E S AD A (M W )
8.000
Evolução e diferenças entre Ciclos
7.000
6.000
-10%
-12%
-9%
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
jun-2000
jun-2001
P AR 2002-2004
ONS
PAR 2003-2005
jun-2002
jun-2003
P AR 2003-2005
jun-2004
jun-2005
Verificado
374 / 478
3.200
ÁR E A G O /D F - C AR G A P E S AD A (M W )
E volução e diferenças entre Ciclos
2.800
2.400
-12%
-13%
2.000
-18%
1.600
1.200
800
400
0
jun-2000
jun-2001
jun-2002
P AR 2002-2004
jun-2003
P AR 2003-2005
jun-2004
jun-2005
V erificado
Figura 6.12 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – Composição por Agente (2004)
SantaCruz
0,5%
CMS Energy
1%
Cemat
2%
Celg
4%
Cemig
18%
Ceb
2%
Cataguazes
0,3%
Escelsa
4%
Rede/SP
1%
Cesp
1%
Light
13%
Elektro
5%
Piratininga
6%
Bandeirante
6%
Cerj
5%
CPFL
10%
ONS
PAR 2003-2005
Eletropaulo
21%
375 / 478
Tabela 6.7 – Previsão de Carga para o Subistema Sudeste/Centro-Oeste (MW)
PAR 2002-2004
Agentes/Áreas
Mês
Cemig
Cataguazes
Escelsa
Light
Cerj
Eletropaulo
CPFL
Bandeirante
Piratininga
Elektro
Cesp
Rede/SP
CMS Energy
SantaCruz
Celg
Ceb
Cemat
Área RJ/ES
Área SP
Área GO/DF
jun
jun
jun
fev
dez
jun
jun
jun
jun
jun
dez
jun
jun
jun
jun
jun
jun
dez
jun
jun
ONS
PAR 2003-2005
2002
2003
PAR 2003-2005
2004
6.623
6.741
7.019
31
34
0
1.213
1.263
1.308
4.828
5.011
5.154
1.712
1.835
1.901
7.418
7.642
7.845
4.000
4.231
4.461
2.383
2.419
2.476
2.141
2.185
2.230
2.030
2.132
2.238
210
210
210
552
571
600
217
229
229
135
146
146
1.521
1.605
1.717
797
831
867
628
654
726
7.857
8.217
8.475
19.085 19.765 20.435
2.317
2.436
2.584
2002
2003
2004
2005
5.838
6.058
6.358
6.688
99
90
97
90
1.053
1.240
1.256
1.307
4.419
4.650
4.645
4.795
1.532
1.664
1.747
1.815
6.790
7.002
7.243
7.536
3.355
3.517
3.661
3.841
1.916
1.973
2.012
2.052
2.037
2.070
2.114
2.156
1.765
1.845
1.936
2.037
292
360
405
405
432
446
465
485
244
278
281
302
147
155
163
172
1.226
1.419
1.545
1.682
667
707
736
765
513
552
626
669
7.049
7.842
8.061
8.272
16.930 17.633 18.289 19.008
1.893
2.125
2.281
2.447
376 / 478
Tabela 6.8 – Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
(%)
Agentes
PAR 2003-2005
03/02 04/03 04/02
03/02 04/03 05/04 05/02
Cemig
Cataguazes
Escelsa
Light
Cerj
Eletropaulo
CPFL
Bandeirante
Piratininga
Elektro
Cesp
Rede/SP
CMS Energy
Santacruz
Celg
Ceb
Cemat
Área RJ/ES
Área SP
Área GO/DF
ONS
PAR 03-05 / PAR 0204
PAR 2002-2004
PAR 2003-2005
1,8
4,1
10,1 -100,3
4,1
3,6
3,8
2,8
7,2
3,6
3,0
2,7
5,8
5,4
1,5
2,4
2,1
2,1
5,0
5,0
0,0
0,0
3,6
5,0
5,6
0,0
7,7
0,0
5,5
7,0
4,3
4,3
4,0 11,0
4,6
3,1
3,6
3,4
5,1
6,1
2,9
3,9
3,3
5,4
2,8
5,6
1,9
2,1
5,0
0,0
4,3
2,8
3,8
6,2
4,3
7,5
3,9
3,5
5,6
3,8
-8,8
17,8
5,2
8,6
3,1
4,8
2,9
1,6
4,5
23,2
3,1
13,7
5,5
15,7
6,0
7,5
11,3
4,1
12,3
4,9
7,1
1,2
-0,1
5,0
3,4
4,1
2,0
2,1
4,9
12,6
4,3
0,9
5,6
8,9
4,2
13,5
2,8
3,7
7,3
5,2
-7,2
4,1
3,2
3,9
4,1
4,9
2,0
2,0
5,2
0,0
4,3
7,6
5,5
8,9
3,9
6,9
2,6
3,9
7,3
4,6
-3,2
7,5
2,8
5,8
3,5
4,6
2,3
1,9
4,9
11,5
3,9
7,3
5,5
11,1
4,7
9,2
5,5
3,9
8,9
2002
2003
2004
-11,8 -10,1
221,7 166,6
-13,2
-1,8
-8,5
-7,2
-10,5
-9,3
-8,5
-8,4
-16,1 -16,9
-19,6 -18,4
-4,8
-5,2
-13,0 -13,5
38,8 71,1
-21,6 -21,9
12,6 21,3
8,3
6,0
-19,4 -11,6
-16,3 -15,0
-18,3 -15,6
-10,3
-4,6
-11,3 -10,8
-18,3 -12,8
-9,4
-4,0
-9,9
-8,1
-7,7
-17,9
-18,7
-5,2
-13,5
92,6
-22,5
22,4
12,0
-10,0
-15,0
-13,7
-4,9
-10,5
-11,7
377 / 478
Figura 6.13 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste – Agentes – Comparação entre ciclos
9.0 0 0
C A R G A P E S A D A (M W )
E vo lu ção e d iferen ças en tre C iclo s
8.0 0 0
7.0 0 0
-8%
-8%
-8%
6.0 0 0
-9%
-12%
5.0 0 0
-10%
4.0 0 0
3.0 0 0
2.0 0 0
1.0 0 0
0
E letrop a u lo - ju n
V e rific a do 2 0 0 0 e 2 0 0 1
C e m ig - ju n
20 0 2 a 2 00 4 d o P AR 02 -0 4
20 0 2 a 2 0 05 d o P AR 0 3-0 5
5.500
C AR G A PE S AD A (M W )
Evolução e diferenças entre Ciclos
4.400
-8%
-10%
-7%
-18%
3.300
-17%
-16%
2.200
-20%
-18%
-19%
1.100
0
Light - fev
V erificado 2000 e 2001
ONS
PAR 2003-2005
C P FL - jun
2002 a 2004 do P AR 02-04
B andeirante - jun
2002 a 2005 do P AR 03-05
378 / 478
2.500
C AR G A P E S AD A (M W )
Evo lução e d iferenças en tre Ciclos
2.000
-5%
-5%
-5%
-13%
-13%
-13%
1.500
-8%
-9%
-11%
1.000
500
0
P iratininga - jun
V erificado 2000 e 2001
E lektro - jun
2002 a 2004 do P AR 02-04
C erj - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
2.000
C AR G A P E S AD A (M W )
1.800
E vo lu ção e d iferen ças en tre C iclo s
1.600
-10%
1.400
-12%
1.200
-19%
1.000
-2%
-4%
-13%
800
-15%
600
-15%
-16%
400
200
0
C elg - jun
V erificado 2000 e 2001
ONS
PAR 2003-2005
E scelsa - jun
2002 a 2004 do P AR 02-04
C eb - jun
2002 a 2005 do P AR 03-05
379 / 478
800
C AR G A P E S AD A (M W )
Evolução e diferenças entre Ciclos
700
600
-14%
500
-16%
-18%
400
-22%
-22%
93%
-22%
300
71%
39%
200
100
0
Cem at - jun
V erificado 2000 e 2001
Rede/S P - jun
2002 a 2004 do P AR 02-04
C esp - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
320
C AR G A P E S AD A (M W )
280
Evo lução e d iferenças entre Ciclos
240
21% 22%
-6%
200
-7%
13%
-13%
160
12%
6%
120
8%
80
40
0
Cataguazes(*) - jun
V erificado 2000 e 2001
CMS E nergy - jun
2002 a 2004 do P AR 02-04
S anta Cruz - jun
2002 a 2005 do P AR 03-05
(*) Para uma melhor representação gráfica da Cataguazes optou-se por apresentar a evolução das previsões feitas para a sua
carga total nos Ciclos 2000-2009 e 2001-2010 do CTEM/CCPE (SIMPLES).
ONS
PAR 2003-2005
380 / 478
6.2.7 Resultados para a Região Sul
A análise das previsões constatou um considerável atraso de mercado quando comparado
com o previsto no ciclo anterior. A defasagem oscila, dependendo da concessionária, de 2 a 3
anos. Salienta-se que este atraso assume importância maior pelo fato de não ter sido imposto
à Região Sul um esquema de racionamento por quotas de redução de consumo associado à
aplicação de penalidades aos consumidores que o descumprissem. Ou seja, a retração no
crescimento está sendo esperada em função de um processo de conscientização do
consumidor quanto à racionalização no uso de eletricidade, de modo a se inserir no contexto
nacional de economia de energia.
Isto significa dizer que, mesmo com o término do esquema de racionamento, a perspectiva é
de manutenção no nível de redução do consumo.
Além disto, pode-se constatar também que as previsões elaboradas por ocasião do ciclo
anterior do PAR estavam um tanto otimistas, então sinalizadas por um crescimento acentuado
verificado no biênio 1999/2000.
A superposição destes dois fatores - consumidor consciente e cenário anterior otimista - pode
ser considerada como a explicação de tais atrasos.
O processo de análise contemplou, ainda, alguns valores inconsistentes em função da
topologia da rede considerada na representação da carga por barramentos.
O processo de consolidação foi efetivo, resultando na revisão da carga por parte de cinco
entre as seis empresas pertencentes à Região Sul.
Figura 14 – Subsistema Sul + MS – Comparação entre ciclos
14.000
SUL/MS - CARGA PESADA (MW)
Evolução e diferenças entre Ciclos
12.000
-5%
10.000
-7%
-6%
8.000
6.000
4.000
2.000
0
jun-2000
jun-2001
PAR 2002-2004
ONS
PAR 2003-2005
jun-2002
jun-2003
PAR 2003-2005
jun-2004
jun-2005
Verificado
381 / 478
Figura 15 – Área Rio Grande do Sul – Comparação entre ciclos
6.000
ÁR E A R S - C AR G A PES AD A (M W )
Evolução e diferenças entre Ciclos
5.000
4.000
-17%
-17%
-18%
3.000
2.000
1.000
0
dez-2000
dez-2001
P AR 2002-2004
dez-2002
dez-2003
dez-2004
P AR 2003-2005
dez-2005
V erificado
Figura 16 – Subsistema Sul + MS – Composição por Agente (2004)
CEEE
13%
Celesc
23%
AES Sul
12%
RGE
12%
Enersul
5%
Copel
35%
ONS
PAR 2003-2005
382 / 478
Tabela 6.1 – Previsão de Carga para o Subistema Sul + MS (MW)
PAR 2002-2004
PAR 2003-2005
Agentes/Áreas
Mês
2002
2003
2004
2002
2003
2004
2005
Enersul
Copel
Celesc
CEEE
AES – Sul
RGE
Área RS
jun
jun
jun
dez
dez
jun
dez
576
3.403
2.404
1.387
1.445
1.369
4.197
615
3.544
2.565
1.457
1.499
1.438
4.389
644
3.683
2.727
1.530
1.557
1.507
4.584
519
3.418
2.282
1.268
1.162
1.178
3.457
542
3.471
2.421
1.338
1.211
1.236
3.627
584
3.798
2.558
1.411
1.264
1.298
3.807
584
4.009
2.716
1.475
1.318
1.363
3.982
Tabela 6.2 – Taxas de Crescimento e desvios entre ciclos – Subsistema Sul + MS (%)
Agentes
PAR 2003-2005
03/02 04/03 04/02
03/02 04/03 05/04 05/02
Enersul
Copel
Celesc
CEEE
AES - Sul
RGE
Área RS
ONS
PAR 03-05 / PAR 0204
PAR 2002-2004
PAR 2003-2005
6,7
4,1
6,7
5,0
3,8
5,0
4,6
4,7
3,9
6,3
5,0
3,8
4,8
4,4
5,7
4,0
6,5
5,0
3,8
4,9
4,5
4,5
5,6
6,1
5,5
4,2
5,0
4,9
7,8
9,4
5,7
5,5
4,4
5,0
4,9
-0,1
5,6
6,1
4,5
4,3
5,0
4,6
4,0
5,5
6,0
5,2
4,3
5,0
4,8
2002
2003
2004
-10,0
0,4
-5,1
-8,6
-19,6
-14,0
-17,6
-11,9
-2,1
-5,6
-8,1
-19,2
-14,0
-17,4
-9,3
3,1
-6,2
-7,8
-18,8
-13,9
-17,0
383 / 478
Figura 17 – Subsistema Sul + MS – Agentes – Comparação entre ciclos
4.200
C AR G A P E S AD A (M W )
Evolução e diferenças en tre Ciclos
3.600
3%
0,4%
-2%
3.000
2.400
-6%
-6%
1.800
-5%
1.200
-19%
-19%
-20%
600
0
Copel - jun
V erificado 2000 e 2001
Celesc - jun
2002 a 2004 do PAR 02-04
AE S S ul - dez
2002 a 2005 do P AR 03-05
1.800
C AR G A PESAD A (M W )
Evolução e diferenças entre Ciclos
1.600
1.400
-8%
1.200
-14%
-8%
-9%
1.000
-14%
-14%
800
600
400
-10%
-12%
-9%
200
0
CE E E - dez
V erificado 2000 e 2001
ONS
PAR 2003-2005
RG E - jun
2002 a 2004 do P AR 02-04
E nersul - jun
2002 a 2005 do P AR 03-05
384 / 478
6.3
GERAÇÃO
Conforme estabelecido no termo de referência [6], no desenvolvimento dos estudos
que resultaram na proposta de ampliações e reforços contida neste documento, foi
adotado o programa de geração contemplado na elaboração do Plano Anual da
Operação Energética, considerando:
−
−
−
−
−
usinas existentes;
usinas novas com contratos de concessão ou com solicitações de novos acessos
já formalizados junto ao ONS/Agentes;
transferências contratadas em interligações internacionais;
as datas de entrada em operação das máquinas das usinas hidrelétricas são
aquelas constantes no Acompanhamento das Usinas Hidrelétricas em
Construção, versão de 10/10/2001, elaborado pela ANEEL; e
as datas de entrada em operação das máquinas das usinas térmicas são aquelas
constantes do processo de solicitação de acesso ao ONS/Agentes.
No Volume 2, é apresentado o programa de geração considerado na elaboração deste
Plano de Ampliações e Reforços.
6.4
CRITÉRIOS
Os estudos foram desenvolvidos com base nos procedimentos, diretrizes e critérios
descritos nos seguintes Submódulos dos Procedimentos de Rede: 4.2 (Elaboração do
Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica), 4.5 (Procedimentos para a
Determinação das Ampliações e Reforços da Rede Básica), 4.6 (Critérios para
Determinação das Ampliações e Reforços na Rede Básica), 23.2 (Critérios para a
Definição das Redes do Sistema Elétrico Interligado) e 23.3 (Diretrizes e Critérios
para Estudos Elétricos).
Como determinado no módulo 4 dos Procedimentos de Rede, os condicionantes e o
escopo dos estudos para elaboração deste PAR 2003-2005 foram estabelecidos no
início do ciclo e consolidados no documento “Estudo para Identificação das
Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período 2003-2005 – Termo de Referência”
[6], preparado no âmbito dos Grupos Especiais de Ampliações e Reforços.
Alguns dos critérios descritos nos Procedimentos de Rede, devido à sua relevância
para a realização dos estudos elétricos, são destacados a seguir.
6.4.1 Critérios com Relação aos Níveis de Tensão
As simulações foram realizadas buscando-se ajustar as tensões nos barramentos
Rede Básica dentro dos limites operativos apresentados na Tabela 1 – Níveis
Tensão (fase-fase) em Corrente Alternada, do item 5.3.1 (Níveis de Tensão)
Submódulo 23.3 (Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos) e reproduzida
Tabela 6.3 a seguir.
ONS
PAR 2003-2005
da
de
do
na
385 / 478
Tabela 6.3 – Níveis de Tensão da Rede Básica (fase-fase) em Corrente Alternada
Nominal Máxima Mínima
(kV)
(p.u.)
(p.u.)
230
1,05
0,95
345
1,05
0,95
440
1,045
0,95
500
1,10
1,00
525
1,05
0,95
750
1,046
0,94
Ainda neste ciclo de estudos do PAR e tendo em vista as características regionais, os
critérios utilizados para a avaliação do desempenho do sistema com relação aos
níveis operativos de tensão para as condições normais e emergência foram os
seguintes:
−
−
−
as tensões nos barramentos do secundário dos transformadores das subestações
de fronteira com a Rede Básica, em condições normais de operação, poderão ser
ajustadas para atender às necessidades dos acessantes, desde que isso não
afete o desempenho do sistema. Se o acessante solicitar tensão acima de 1,0 p.u.
e isso implicar em reforços ou ampliações na Rede Básica, este valor de tensão
não será atendido;
caso a tensão na barra secundária dos transformadores das subestações de
fronteira com a Rede Básica, em condições normais de operação, fique abaixo de
1,0 p.u., serão propostas ampliações/reforços na Rede Básica para atender ao
limite mínimo de 1,0 p.u., desde que atendida a condição de fator de potência
mínimo de 0,95 nesse ponto;
nas simulações de emergências, poderão ser aceitas tensões mínimas de 0,95
p.u. nas barras do secundário dos transformadores das subestações de fronteira
com a Rede Básica e 0,90 p.u. nas demais barras da rede de simulação.
Nos casos em que não houver tempo hábil para implantação de obras, são
explicitadas as conseqüências sobre o desempenho do sistema.
6.4.2 Critérios para Fator de Potência
Foram considerados os valores de carga reativa resultantes do processo de
consolidação de previsão de carga, descrito no Submódulo 5.2 (Consolidação da
Previsão de Carga para Estudos de Ampliações e Reforços na Rede Básica), dos
Procedimentos de Rede.
Nos pontos de conexão à Rede Básica devem ser assegurados os valores de fator de
potência descritos no item 7.3 (Fator de Potência das Instalações) do Submódulo 3.8
e reproduzidos na Tabela 6.4. Conforme estabelecido no CUST – Contrato de Uso do
Sistema de Transmissão, ponto de conexão é o equipamento ou conjunto de
equipamentos que se destina a estabelecer a conexão elétrica na fronteira entre os
sistemas das partes.
ONS
PAR 2003-2005
386 / 478
Tabela 6.4 – Fator de Potência nos Pontos de Conexão
Tensão nominal do
ponto de conexão
Vn ≥ 230 kV
69 kV ≤ Vn <
230 kV
Vn < 69 kV
Faixa de fator de potência
0,98 indutivo a 0,98 capacitivo
0,95 indutivo a 0,95 capacitivo
0,92 indutivo a 0,92 capacitivo
Nos casos em que não houver tempo hábil para implantação de obras, bem como nos
casos de demandas com fator de potência fora do valor indicado, serão explicitadas
as conseqüências sobre o desempenho do sistema.
6.4.3 Critérios de Carregamento de Linhas de Transmissão
Os critérios para definição dos limites de carregamento das linhas de transmissão
existentes e futuras, para avaliação do desempenho dos sistemas elétricos, estão
descritos no item 5.3.3 (Carregamento de Linha de Transmissão) do Submódulo 23.3.
Deverão ser relacionados no PAR todos os elementos terminais que limitarem o
carregamento de linhas, para recomendação de futuro ajuste ou substituição.
6.4.4 Critérios de Carregamento de Transformadores
Os critérios para definição dos limites de carregamento dos transformadores
existentes e futuros, para avaliação do desempenho dos sistemas elétricos, estão
descritos no item 5.3.4 (Carregamento de Transformadores) do Submódulo 23.3.
6.4.5 Critérios para os Estudos das Interligações Regionais
As diretrizes e os critérios para a realização dos estudos de estabilidade estão
descritos no item 8 (Diretrizes e Critérios para Estudos de Transitórios
Eletromecânicos) do Submódulo 23.3.
(a) Critérios adicionais para os estudos de fluxo de potência e estabilidade
das interligações entre as regiões Sul e Sudeste.
CRITÉRIOS PARA O ESTABELECIMENTO DO MERCADO
!
Nas análises de regime permanente e estabilidade foram utilizados os casos
provenientes do PAR 2002-2004. Com o objetivo de tornar as previsões de carga
equivalentes àquelas utilizadas nas simulações energéticas, foi aplicado um fator de
redução de 7% nos valores da carga da região Sudeste, de modo a representar o
efeito do racionamento de energia.
CRITÉRIOS PARA DESPACHO DE GERAÇÃO
!
Os principais critérios adicionais são:
−
−
−
ONS
para as usinas de Itaipu 60 Hz e Itaipu 50 Hz será adotado despacho igual;
serão considerados dois cenários para efeito de geração de Itaipu; e
como geração mínima das usinas hidráulicas do Sul/Sudeste será adotado o
resultado obtido no estudo consolidado no documento “Reavaliação do Despacho
PAR 2003-2005
387 / 478
Ótimo por Usina e por Unidade Geradora e determinação do Montante de Carga
no Período de Carga Leve”, elaborado pelo ONS.
CRITÉRIOS COM RELAÇÃO À DETERMINAÇÃO DOS LIMITES DE
INTERCÂMBIO OPERACIONAIS (REGIME DINÂMICO)
!
Os principais critérios adicionais são:
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
!
será simulada a aplicação de curto 1∅t, 80ms, seguido de abertura de um circuito
e/ou dois circuitos, respectivamente, para o caso de linhas de circuito simples e
duplo;
as Interligações devem permanecer em sincronismo e com oscilações bem
amortecidas, para os defeitos simulados;
a partir da entrada em operação do segundo circuito da interligação Norte/Sul, a
Proteção de Perda de sincronismo (PPS) dessa interligação será considerada
bloqueada, i.é, os limites de intercâmbio devem ser tal que não sensibilizem esta
PPS para os defeitos simulados;
na barra do capacitor série entre as subestações de Foz do Iguaçu e Ivaiporã,
750 kV será permitido um valor de tensão máximo de 1,02 p.u.;
no barramento de 345 kV da subestação de Samambaia será permitida uma
tensão mínima de 0,8 p.u. no transitório, após a retirada do defeito.
no barramento de 750 kV da SE Tijuco Preto será admitida uma tensão mínima de
0,73 pu no transitório, após a retirada do defeito;
será permitida a atuação do limitador de corrente de campo de Itaipu 60 Hz
transitoriamente após o defeito até 700ms;
será considerado o desligamento de 1 ou 2 máquinas da usina de Itaipu 60 Hz,
em 200ms, na abertura de uma linha do tronco de 750 kV, comandado por CLP;
será considerada a atuação da Lógica 6, que desliga até duas máquinas da UHE
Itaipu 60 Hz, com objetivo de evitar a abertura da interligação Sul-Sudeste, no
trecho da transformação de Ivaiporã 750/500 kV, por sobrecarga nos
transformadores desta subestação;
será considerado o desligamento de máquinas da UHE Serra da Mesa ou da UHE
Lajeado, na perda de um dos circuitos de 500 kV entre Serra da Mesa e
Samambaia, comandado por CLP; e
será considerado o desligamento de 1 ou 2 maquinas da região do Iguaçu, em
200ms, na perda de linhas de 525 kV que saem desta região, conforme ECG hoje
implantado.
CRITÉRIOS COM RELAÇÃO À OPERAÇÃO DAS MÁQUINAS
Não foi permitida a atuação do limitador de corrente de campo das máquinas de Itaipu
60 Hz, mesmo que transitoriamente após o defeito.
(b) Critérios adicionais para os estudos de fluxo de potência e estabilidade
das interligações entre as regiões Norte e Nordeste.
!
CRITÉRIOS PARA O ESTABELECIMENTO DO MERCADO
Nas análises de regime permanente e estabilidade foram utilizados os casos
provenientes do PAR 2002-2004. Entretanto, em função do racionamento de energia,
ONS
PAR 2003-2005
388 / 478
foi aplicado um fator de redução de 13% nos valores da carga da região Norte e 7%
da região Nordeste, para que se tenha mercado equivalente àquele utilizado nas
simulações energéticas.
CRITÉRIOS PARA DESPACHO DE GERAÇÃO
!
Como geração mínima das usinas hidráulicas da região Nordeste será adotado o
resultado apresentado no relatório “Inércia Mínima no Nordeste”, elaborado pelo ONS.
CRITÉRIOS COM RELAÇÃO À DETERMINAÇÃO DOS LIMITES DE
INTERCÂMBIO DE REGIME PERMANENTE
!
Os principais critérios adicionais são:
−
−
carregamento dos equipamentos de compensação de potência reativa variáveis:
foi adotado como limite o valor de 60% da potência nominal do primeiro
equipamento que atingir este valor, depois de esgotado os recursos da regulação;
e
níveis de tensão: na rede que interliga as regiões Norte e Nordeste foi
considerada a tensão mínima de 1.04 p.u. na subestação de Presidente Dutra.
CRITÉRIOS COM RELAÇÃO À DETERMINAÇÃO DOS LIMITES DE
INTERCÂMBIO OPERACIONAIS (REGIME DINÂMICO)
!
Os principais critérios adicionais são:
−
−
−
−
−
no barramento de 345 kV da subestação de Samambaia foi admitida tensão
mínima de 0,8 p.u. no transitório, após a retirada do defeito;
não foi admitida a atuação do ERAC com perda de carga generalizada;
não foi admitida a atuação dos equipamentos de proteção de sobretensão que
acarretem perda de carga;
não foi admitido o desligamento dos compensadores síncronos da interligação na
área do subsistema Norte e área oeste do subsistema Nordeste; e
não foi admitido o desligamento dos autotransformadores por sobrecarga, com
conseqüente perda de carga.
6.4.6 Critérios para os Estudos de Confiabilidade
Os critérios para os estudos de confiabilidade que permitem a avaliação dos riscos
probabilísticos inerentes ao sistema elétrico estão descritos no item 11.3 (Critérios
para Estudos de Confiabilidade) do Submódulo 23.3.
Em complementação às informações disponíveis nos Procedimentos de Rede, temos:
−
−
ONS
as topologias do sistema elétrico a serem tratadas são as mesmas submetidas à
análise de regime permanente em condições de rede completa (ausência de
contingências) e com todas as restrições operacionais representadas, a saber:
limites de carregamento em condições normais e de emergência em linhas e
transformadores, limites superiores e inferiores de tapes, limites superiores e
inferiores de geração permissível de potência ativa e reativa, limites inferiores e
superiores das tensões em barramentos;
os casos-base para a análise de confiabilidade foram preparados a partir dos
casos-base dos estudos de fluxo de potência, preferencialmente fornecidos sem a
presença de violações operativas (e.g. ausência de sobrecargas, violações de
PAR 2003-2005
389 / 478
−
−
−
−
−
−
ONS
limites de tensão, violações de limites de derivações, violações de limites
superiores e inferiores de gerações de potências ativas e reativas);
violações operativas de quaisquer naturezas nos casos-base de fluxo de potência,
as mesmas foram eliminadas de modo adequado. Os recursos utilizados para a
obtenção do caso-base de confiabilidade são: redespacho de potência ativa e
reativa, controle remoto de tensão, controle de tapes, relaxamento dos limites de
tensão;
o espaço de Estados probabilísticos definido considerará essencialmente a malha
de transmissão da rede com os dados reais da malha brasileira levantados na
referência ONS 2.1-033/2001, para o caso de linhas de transmissão. Para
transformadores, foram usados dados estocásticos típicos. Os níveis de
transmissão contemplados englobarão as tensões de 525, 500, 440, 345 e
230 kV. Para fins de identificação de influências por níveis de tensão, cada
transformador do sistema foi associado ao nível de tensão do seu lado de mais
alta tensão. Todos os demais elementos da rede serão tratados de forma
determinística;
a modelagem das usinas foi realizada de forma individualizada por unidade
geradora, com um despacho compatível com aquele especificado no caso-base
de fluxo de potência;
para fins de definição do espaço de estados, monitoração de grandezas, cálculo
de índices e recursos de controle foram consideradas todas as áreas elétricas
originalmente definidas nos casos de fluxo de potência;
as grandezas monitoradas foram as seguintes: fluxos de potência nos circuitos da
Rede Básica, tensões em barras com cargas, limites de geração; e
no processamento do cálculo de confiabilidade foram avaliadas apenas
contingências em circuitos pertencentes à Rede Básica.
PAR 2003-2005
390 / 478
7
ASPECTOS RELACIONADOS À FRONTEIRA DA REDE BÁSICA
COM A REDE DE DISTRIBUIÇÃO
A Resolução 433/00, emitida pela ANEEL em novembro de 2000, revisou o conceito
da Rede Básica estabelecendo que o ponto de conexão à Rede Básica se dá no
barramento de alta tensão das subestações. Neste contexto, os novos
transformadores com tensão secundária inferior a 230 kV não mais integram a Rede
Básica, sendo a sua implantação de responsabilidade dos distribuidores, dos
consumidores livres ou dos geradores. Para os transformadores existentes, a
reclassificação se dará a partir de 2003, nas datas fixadas para a revisão tarifária das
distribuidoras.
O ONS, com o apoio da ANEEL, tem procurado estimular discussões envolvendo os
transmissores e distribuidores visando disseminar os novos conceitos estabelecidos
pela resolução 433/00, bem como buscar soluções para assegurar a viabilização dos
reforços em transformação na fronteira entre a Rede Básica e a rede de distribuição.
Por outro lado, no desenvolvimento dos estudos para a elaboração deste Plano de
Ampliações e Reforços, o ONS em conjunto com os Agentes através dos Grupos
Especiais, identificaram situações nas quais os critérios adotados não são atendidos,
sendo abordados em particular, os casos de violação para os transformadores com
tensão secundária inferior a 230 kV, que não mais integrarão a Rede Básica.
Neste sentido, as tabelas apresentadas neste item resumem as situações
encontradas onde os critérios adotados nos estudos não são atendidos. Quando
disponíveis, são registradas as soluções indicadas pelo Agente responsável.
Os problemas estão organizados por região elétrica / concessionária de distribuição,
sendo indicadas as violações de critério encontradas tanto em condições normais de
operação como em contingências. No caso do Estado de São Paulo, em função do
grande número de Agentes envolvidos, os problemas identificados foram agrupados
em seis áreas de conexão, segundo critério utilizado pela ANEEL para o
estabelecimento dos correspondentes encargos de conexão, em seis áreas de
conexão.
Observa-se que a solução a ser implementada, para que possa levar a melhores
resultados do ponto de vista técnico-econômico, deve considerar que:
−
−
−
−
ONS
o conjunto de empreendimentos indica a pior situação, ou seja, não foi
considerada a possibilidade de operação dos transformadores com carregamento
20% acima de sua capacidade nominal, nem o remanejamento de carga através
da rede de distribuição;
a entrada em operação das usinas termelétricas, notadamente na rede de
distribuição, pode acarretar em modificação na natureza e na cronologia dos
problemas identificados;
no caso de instalações compartilhadas, o critério de rateio dos encargos de
conexão tem influência as análises técnico-econômicas;
a indicação de sobrecarga em instalações muito próximas sinaliza a possibilidade
de que determinadas soluções eliminam simultaneamente mais de um problema;
PAR 2003-2005
391 / 478
Neste item são sinalizados também os locais nos quais foram identificados baixos
valores de fator de potência, calculados do lado de alta dos transformadores, que
devem merecer atenção especial por parte das concessionárias de distribuição.
Finalmente são relacionados problemas detectados pelas próprias distribuidoras na
sua área de atuação, que demandam expansões a partir da Rede Básica. Estes casos
foram informados pelos respectivos Agentes envolvidos, no âmbito dos Grupos
Especiais, antecipando a intenção de uma futura solicitação de acesso.
Salienta-se que deverão ser adotadas medidas urgentes para a solução dos casos
onde já ocorre, ou está prevista para ocorrer, sobrecarga em condições normais de
operação:
Tabela 7.1 – Locais onde foi observada sobrecarga em condições normais de operação
SUBESTAÇÃO
UF
SE CAMPO COMPRIDO – 230/69 kV – 1x100 MVA + 1x120 MVA
PR
SE ANASTÁCIO – 230/138 kV – 75 MVA
MS
SE VITÓRIA – 345/138 kV – 4x225 MVA
ES
SE MASCARENHAS DE MORAES - 345/138 kV – 150 MVA
MG
SE BOTUCATU – 230/138 kV – 3x75 MVA
SP
SE JURUMIRIM – 230/138 kV – 2x75 MVA
SP
SE BOM JARDIM – 440/138 kV – 2x300 MVA
SP
SE CAMPINAS – 345/138 kV – 4x150 MVA
SP
SE JUPIÁ – 440/138 kV – 150 MVA
SP
SE CATU – 230/69 kV – 2x40 MVA + 1x30 MVA
BA
SE BOM NOME – 230/138 kV – 100 MVA
PE
SE BONGI – 230/69 kV – 4x100 MVA
PE
Para os casos em que foram identificadas sobrecargas em condições de contingência,
deverá ser estudada a implantação de esquema especiais de alívio de carga para
preservar os equipamentos remanescentes.
ONS
PAR 2003-2005
392 / 478
7.2
Região Sul
7.2.1 CEEE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE PRESIDENTE MÉDICI
230/138 kV – 1 x 115 MVA
SE QUINTA
230/69 kV – 1 x 165 MVA
SE QUINTA
230/138 kV – 1 x 50 MVA
SE GRAVATAÍ 2
230/69 kV – 2 x 165 MVA
SE PELOTAS 3
230/138 kV – 2 x 88 MVA
SE PORTO ALEGRE 8
230/69 kV – 2 x 83 MVA
SE GUAÍBA 2
230/69 kV – 1 x 50 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
o
Corte temporário de carga de 52 MVA (2003) a 50 MVA 2 TR 230/138 kV – 115 MVA
(2005) na perda do único transformador da subestação.
Corte temporário de carga de 93 MVA (2003) a 101 MVA 2o TR 230/69 kV – 165 MVA
(2005) na perda do único transformador da subestação.
Corte temporário de carga de 15 MVA (2003) a 33 MVA 2o TR 230/138 kV – 50 MVA
(2005) na perda do único transformador da subestação.
Carregamento de 196% (2003) a 166% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
165 MVA da subestação.
Carregamento de 111% (2004) a 116% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
88 MVA da subestação.
Carregamento de 114% (2004) a 147% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
83 MVA da subestação.
Corte temporário de carga de 40 MVA (2005) na perda 2o TR 230/69 kV – 50 MVA
do único transformador da subestação (conforme
informado pela CEEE)
393 / 478
7.2.1 CEEE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BAGÉ 2
230/69 kV – 50 MVA
SE CAMAQUÃ
230/69 kV – 1 x 83 MVA
SE PORTO ALEGRE 10
230/69 kV – 83 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
o
Corte temporário de carga de 38 MVA (2005) na perda 2 TR 230/69 kV – 50 MVA
do único transformador da subestação (conforme
informado pela CEEE).
Corte temporário de carga de 60 MVA (2005) na perda 2o TR 230/69 kV – 83 MVA
do único transformador da subestação (conforme
informado pela CEEE).
Corte temporário de carga de 60 MVA (2005) na perda 2o TR 230/69 kV – 83 MVA
do único transformador da subestação (conforme
informado pela CEEE).
Sobrecarga nos transformadores 69/13,8 kV- 31,25 MVA TR 230/13,8kV – 50 MVA
230/69 kV 2 x 83MVA e 69/13,8kV – e 230/69kV – 2 x 83 MVA. Na perda de qualquer um
destes haveria corte de carga na área atendida por esta
31,25MVA
SE PORTO ALEGRE 6 (conforme informado pela
CEEE).
SE PORTO ALEGRE 6
SE PORTO ALEGRE 4
230/13,8 kV – 5 x 50MVA
ONS
PAR 2003-2005
Não há condição, no verão, de atender à totalidade da SE PORTO ALEGRE 7 – 230/13,8 kV –
carga da SE PORTO ALEGRE 4 na perda de um dos TR 2 x 50MVA.
230/13,8KV – 50MVA, havendo necessidade de corte de
igual carga do centro de Porto Alegre. A melhoria da
confiabilidade do atendimento ao Centro de Porto Alegre
depende da solução deste problema (conforme
informado pela CEEE).
394 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
GUAÍBA 2 – 230/69 kV
0,89 a 0,90
2003 a 2005
QUINTA – 230/69 kV
0,86 a 0,93
2003 a 2005
QUINTA - 230/138 kV
0,81 a 0,94
2003 a 2005
GRAVATAÍ 2 – 230/69 kV
0,88 a 0,93
2003 a 2005
0,91
2004 a 2005
PORTO ALEGRE 10 – 230/69 kV
Obs.: Fator de potência calculado no secundário do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa
da SE.
ONS
PAR 2003-2005
395 / 478
7.2.2 AES-SUL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE MAÇAMBARÁ
230/69 kV – 1 x 83 MVA
SE SÃO BORJA 2
230/69 kV – 1 x 50 MVA
SE CIDADE INDUSTRIAL
230/138 kV – 2 X 150 MVA
SE SÃO VICENTE
230/69 kV – 2 x 50 MVA
SE URUGUAIANA 5
230/69 kV – 2 x 83 MVA
SE VENÂNCIO AIRES
230/69 kV – 2 x 75 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
o
Corte temporário de carga de 11 MVA (2003) a 59 MVA 2 TR 230/69 kV – 83 MVA
(2005) na perda do único transformador da subestação.
Corte temporário de carga de 14 MVA (2003) a 45 MVA Remanejamento de carga para SE
Maçambará
(2005) na perda do único transformador da subestação.
Carregamento de 132% (2003) a 164% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
150 MVA da subestação.
Carregamento de 102% (2003) a 112% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
50 MVA da subestação.
Carregamento de 104% (2003) a 108% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
83 MVA da subestação.
Carregamento de 102% (2003) a 110% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
75 MVA da subestação.
396 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
ALEGRETE 2 - 230/69 kV
0,81 a 0,90
2003 a 2005
MAÇAMBARÁ - 230/69 kV
0,91 a 0,94
2003 a 2005
URUGUAIANA 5 – 230/69 kV
0,92 a 0,93
2004 a 2005
Obs.: Fator de potência calculado no secundário do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da SE.
ONS
PAR 2003-2005
397 / 478
7.2.3 RGE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE GARIBALDI
230/69 kV – 1 x 83 MVA
SE MISSÕES
230/69 kV – 1 x 50 MVA
SE TAQUARA
230/138 kV – 1 x 165 MVA
SE SANTA MARTA
230/69 kV – 1 x 83 MVA
SE TAPERA 2
230/69 kV – 1 x 50 MVA
SE CAXIAS 2
230/69 kV – 2 x 165 MVA
SE FARROUPILHA
230/69 kV – 2 x 83 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
o
Corte temporário de carga de 48 MVA (2003) a 81 MVA 2 TR 230/69 kV – 83 MVA
(2005) na perda do único transformador da subestação.
Corte temporário de carga de 15 MVA (2003) a 17 MVA Há possibilidade de transferência de
(2005) na perda do único transformador da subestação.
carga para a subestação Santo Ângelo
2 230/69 kV
Corte temporário de carga de 69 MVA (2003) a 124 MVA Há possibilidade de operação em anel
(2005) na perda do único transformador da subestação. de 138 kV com a linha Cachoeirinha 1 –
Taquara eliminando o corte temporário
dessa carga.
Corte temporário de carga de 51 MVA (2003) a 56 MVA Há possibilidade de transferência de
(2005) na perda do único transformador da subestação. carga para subestações Tapera 2 e
Passo Fundo 1
Corte temporário de carga de 27 MVA (2003) a 30 MVA 2o TR 230/69 kV – 50 MVA
(2005) na perda do único transformador da subestação.
Carregamento
de
104%
(2005)
na
unidade Há possibilidade de transferência de
remanescente na perda de um transformador de carga para a subestação Santo Ângelo
165 MVA da subestação.
2 230/69 kV
Carregamento de 160% (2003) a 184% (2005) na Há possibilidade de operação em anel
unidade remanescente na perda de um transformador de de 138 kV com a linha Cachoeirinha 1
83 MVA da subestação.
– Taquara eliminando o corte
temporário dessa carga.
398 / 478
7.2.3 RGE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE GUARITA
230/69 kV – 2 x 83 MVA
SE SANTA ROSA
230/69 kV – 2 x 83 MVA
SE NOVA PRATA 2
230/69 kV – 2 x 50 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Carregamento de 118% (2003) a 111% (2005) na Há possibilidade de transferência de
unidade remanescente na perda de um transformador de carga para subestações Tapera 2 e
83 MVA da subestação.
Passo Fundo 1
Carregamento de 104% (2004) a 109% (2005) na Há possibilidade de transferência de
unidade remanescente na perda de um transformador de carga para a subestação Santo Ângelo
83 MVA da subestação.
2 230/69 kV
Carregamento de 110% (2003) a 116% (2005) na Há possibilidade de operação em anel
unidade remanescente na perda de um transformador de de 138 kV com a linha Cachoeirinha 1
50 MVA da subestação.
– Taquara eliminando o corte
temporário dessa carga.
399 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
TAQUARA – 230/138 kV
0,93 e 0,83
2003 e 2005
TAPERA 2– 230/69 kV
0,91 a 0,95
2003 a 2005
Obs.: Fator de potência calculado no secundário do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da SE.
ONS
PAR 2003-2005
400 / 478
7.2.4 CELESC
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE XANXERÊ
230/138 kV – 2 x 84 MVA + 1 x 75 MVA
+ 1 x 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Carregamento de 112% (2003) a 114% (2005) na Substituição dos atuais
unidade remanescente de menor capacidade na perda transformadores por unidades de maior
de um transformador de 150 MVA da subestação.
porte.
Instalação de disjuntores individuais
nos transformadores 3 e 4.
SE CAMPOS NOVOS
230/138 kV – 3 x 150 MVA
SE PALHOÇA
230/138 kV – 1 x 75 MVA + 1 x 84 MVA
+ 2 x 150 MVA
SE ITAJAÍ
230/138 kV – 3 x 150 MVA
SE BLUMENAU
230/138 kV – 4 x 150 MVA
ONS
PAR 2003-2005
Carregamento de 155% (2003) a 166% (2005) no Complementação das conexões de
transformador remanescente, na perda das duas 138 kV dos transformadores.
unidades que estão em paralelo no mesmo disjuntor de Complementação das saídas de linha
138 kV.
de 138 kV e do esquema de conexão
das linhas de 138 kV que chegam na
subestação.
Carregamento de 139% (2004) a 106% (2005) na
unidade remanescente de menor capacidade na perda
de um transformador de 150 MVA da subestação.
Carregamento de 137% (2003) a 116% (2005) nas 4o TR 230/138 kV – 150 MVA
unidades remanescentes na perda de um transformador
de 150 MVA da subestação.
Carregamento de 117% (2003) a 124% (2005) no
transformador de menor impedância, na perda de um
transformador de 150 MVA da subestação.
401 / 478
7.2.4 CELESC
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE JOINVILLE
230/138/69 kV – 3 x 75 MVA + 1 x
150 MVA + 1 x 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Carregamento de 129% (2003) a 118% (2005) no
transformador 230/69 kV na perda de um transformador
230/138 kV, 150 MVA, da subestação.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
PALHOÇA - 230/138 kV
0,87 a 0,95
2003 a 2005
JOINVILLE - 230/138 kV
0,87 a 0,94
2004 a 2005
XANXERÊ - 230/138 kV
0,92 e 0,93
2004 e 2005
Obs.: Fator de potência calculado no secundário do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da SE.
ONS
PAR 2003-2005
402 / 478
7.2.5 COPEL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CAMPO COMPRIDO
PROBLEMA IDENTIFICADO
Carregamento de 150% no transformador de 100 MVA,
230/69 kV – 1 x 100 MVA + 1 x 120 MVA em condição normal de operação em junho de 2003.
Carregamento
de
224%
(2003)
na
unidade
remanescente de menor capacidade na perda de um
transformador de 120 MVA da subestação.
SOLUÇÃO INDICADA
SE CIDADE INDUSTRIAL DE
CURITIBA 230 kV (NOVA)
2 TR 230/69 – 150 MVA
seccionamento da LT 230 kV Campo
Comprido – Umbará através de circuito
Carregamento de 109% (2004) a 119% (2005) na duplo – 0,8 km
unidade remanescente de menor capacidade na perda
de um transformador de 120 MVA da subestação.
SE PILARZINHO
230/69 kV – 2 x 150 MVA
Carregamento
de
139%
(2003)
na
unidade SE CIDADE INDUSTRIAL DE
remanescente de menor capacidade na perda de um CURITIBA 230 kV (NOVA)
transformador de 150 MVA da subestação.
2 TR 230/69 – 150 MVA
seccionamento da LT 230 kV Campo
Comprido – Umbará através de circuito
duplo – 0,8 km
SE UBERABA
230/69 kV – 2 x 150 MVA
Carregamento
de
139%
(2003)
na
unidade SE SANTA MÔNICA 230 kV (NOVA)
remanescente na perda de um transformador de TR 230/69 kV – 2 x 150 MVA
150 MVA da subestação.
LT 230 kV Pilarzinho – G. Parigot
seccionamento, através de circuito
duplo - 9 km
ONS
PAR 2003-2005
403 / 478
7.2.5 COPEL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE GOV. PARIGOT DE SOUZA
230/138 kV – 2 x 103 MVA
SE PONTA GROSSA NORTE
230/138 kV – 1 x 50 MVA + 1 x 75 MVA
SE PONTA GROSSA SUL
230/138 kV – 1 x 50 MVA + 1 x 75 MVA
SE MARINGÁ
230/138 kV – 3 X 150 MVA
SE IBIPORA
230/138 kV – 2 x 150 MVA
SE LONDRINA
230/138 kV – 2 x 150 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Carregamento de 109% (2003) a 122% (2004) na SE POSTO FISCAL 230 kV (NOVA)
unidade remanescente na perda de um transformador de TR 230/138 kV – 150 MVA
103 MVA da subestação.
seccionamento da LT 230 kV Uberaba G. Parigot através de circuito duplo 30 km
Carregamento de 156% (2003) a 171% (2005) na
unidade remanescente de menor capacidade na perda
de um transformador de 75 MVA da subestação.
Carregamento de 106% (2004) a 117% (2005) na
unidade remanescente de menor capacidade na perda
de um transformador de 75 MVA da subestação.
Carregamento de 127% (2003) a 130% (2004) nas SE SARANDI 230 kV (NOVA)
unidades remanescentes na perda de um transformador 2 TR 230/138 – 150 MVA
de 150 MVA da subestação.
seccionamento da LT 230 kV
Apucarana – Maringá através de
circuito duplo – 0,8 km
Carregamento de 102% (2003) a 108% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
150 MVA da subestação.
Carregamento de 108% (2004) a 113% (2005) na
unidade remanescente na perda de um transformador de
150 MVA da subestação.
404 / 478
7.2.5 COPEL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SISTEMA DE 138 kV DA ÁREA DO
MÉDIO IGUAÇU
PROBLEMA IDENTIFICADO
A perda da LT 230 kV Areia – Ponta Grossa Norte
provoca tensões abaixo de 95% nas subestações
distribuidoras de Guarapuava, União da Vitória e Irati
138 kV durante o período 2003 a 2005. A emergência na
LT 138 kV Areia – União da Vitória provoca sobrecarga
de 24% no transformador 230/138 kV de Ponta Grossa
Norte, e tensões inferiores a 80% na rede de 138 kV.
SOLUÇÃO INDICADA
SE IRATI OESTE 230 kV (NOVA)
TR 230/138 - 150 MVA
seccionamento da LT 230 kV Areia Ponta Grossa Norte através de circuito
duplo - 3 km
SISTEMA DE 138 kV DE FOZ DO
IGUAÇU
Tensões de 90% nas subestações de 138 kV da região SE FOZ DO IGUAÇU 230 kV (NOVA)
de Foz do Iguaçu em condição normal de operação em TR 230/138 – 150 MVA
fevereiro e junho de 2004.
LT 230 kV Cascavel - Foz do Iguaçu
Tensões abaixo de 80% na perda da linha 138 kV Foz
circuito simples - 120 km
do Iguaçu – Medianeira em fevereiro e junho de 2004.
SISTEMA DE 69 kV DE CURITIBA
Carregamentos elevados nas linhas de 69 kV da área
norte de Curitiba.
(informado pela COPEL)
SE SANTA MÔNICA 230 kV (NOVA)
TR 230/69 kV – 2 X 150 MVA
seccionamento da LT 230 kV Pilarzinho
– G. Parigot através de circuito duplo 9 km
ONS
PAR 2003-2005
405 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
UMBARÁ 2 - 230/69 kV
0,87
2004
SANTA MÔNICA - 230/69 kV
0,90
2004
APUCARANA - 230/138 kV
0,91
2004
CASCAVEL – 230/138 kV
0,93
2004
FOZ DO IGUAÇU - 230/138 kV
0,68
2005
PONTA GROSSA SUL - 230/138 kV
0,82
2005
LONDRINA - 230/138 kV
0,88
2005
GOV. PARIGOT DE SOUZA – 230/138 kV
0,90
2005
PILARZINHO - 230/69 kV
0,93
2005
JAGUARIAIVA - 230/138 kV
0,87 a 0,89
2003 a 2004
PONTA GROSSA NORTE - 230/138 kV
0,47 a 0,81
2003 a 2005
PATO BRANCO - 230/138 kV
0,80 a 0,94
2003 a 2005
UBERABA - 230/69 kV
0,80 a 0,94
2003 a 2005
MARINGÁ - 230/138 kV
0,83 a 0,95
2003 a 2005
CAMPO COMPRIDO - 230/69 kV
0,90 a 0,94
2003 a 2005
CIDADE INDUSTRIAL - 230/69 kV
0,90 e 0,94
2004 e 2005
Obs.: Fator de potência calculado no secundário do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da SE.
ONS
PAR 2003-2005
406 / 478
7.2.6 ENERSUL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE DOURADOS
230/138 kV – 2 X 75 MVA
SE ANASTÁCIO
230/138 kV – 75 MVA
SE ANASTÁCIO
230/138 kV – 75 MVA
(considerando a entrada do 2ª
transformador)
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na indisponibilidade de um dos transformadores de 3o TR 230/138 kV – 75 MVA
Dourados, na condição de intercâmbio Sul-Sudeste, o
carregamento na unidade remanescente na carga
pesada, que fica entre 130% a 160% para transferências
do Sul entre 1.000 a 3.800 MW
Depois da entrada das novas térmicas na área de 2o TR 230/138 kV – 75 MVA
Corumbá ocorre inversão de fluxo neste transformador,
chegando a ultrapassar a capacidade nominal em
condição normal de operação a partir da entrada da UTE
San Marcos. Para evitar carregamento de 125% em
dezembro de 2002, na carga média, para intercâmbio
Sudeste - Sul de 3.000 MW, será necessário limitar a
geração em Corumbá a 140 MW.
A indisponibilidade de um dos transformadores leva a 3o TR 230/138 kV – 75 MVA
137% o carregamento no remanescente, limitando em
95 MW o despacho das usinas da área de Corumbá.
Como a partir da entrada da nova linha de 138 kV entre
Corumbá e Aquidauana, em 2005, não será mais
requerido corte de geração nestas térmicas em
contingência, para possibilitar confiabilidade compatível
na SE Anastácio é indicada a instalação do terceiro
transformador desta subestação.
407 / 478
7.3
Região Sudeste
7.3.1 ESCELSA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE VITÓRIA
345/138 kV – 4 X 225 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Em 2003 poderá ocorrer carregamento de até 110% em SE AREINHA (Nova) - TR 345/138 kV –
regime normal e, em emergência, de até 143% no 300 MVA
transformador remanescente de menor impedância.
Seccionamento de um circuito da LT
345 kV Campos - Vitória 2 X 1 km (obra
da Rede Básica)
Obra prevista para 2003 no PAR
2002/2004 e adiada para o ano de
2005 pela ESCELSA.
SE MASCARENHAS
230/138 kV – 1 X 150 MVA
A transformação de Mascarenhas deverá ser reforçada 2º TR 230/138 kV - 150 MVA
com a entrada em operação da UHE Aimorés prevista
para novembro de 2003.
Com a usina de Aimorés em operação, a transformação
de Mascarenhas, com apenas um transformador, não
suportaria a contingência da LT 230 kV Aimorés –
Conselheiro Pena.
ONS
PAR 2003-2005
408 / 478
7.3.2 LIGHT
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE JACAREPAGUÁ
345/138 kV – 4 X 225 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A partir de 2004 esta transformação poderá apresentar,
carregamentos de 100% em regime normal de operação
no caso de uma combinação de despachos de geração
nas usinas da área, ou seja, quando estiver reduzida ou
paralisada a UTE Eletrobolt e despachadas as usinas
térmicas do Norte Fluminense, poderá ocorrer elevados
carregamentos. Observa-se que para despachos da
ordem de 1200 MW nas usinas Macaé Merchant e N.
Fluminense e com a Eletrobolt paralisada, o
carregamento nessa transformação atinge cerca de
100%, estando o transformador defasador de Angra com
280 MW, a usina de S.Cruz no mínimo e a usina Angra II
fora de operação. Nessas condições, a eventual
contingência da LT 500 kV C. Paulista – Grajaú acarreta
carregamentos da ordem de 130% nessa transformação.
No caso de contingência de unidade transformadora, o
carregamento nas unidades restantes atinge cerca de
131% para a carga média de verão. A redução do
despacho da usina de Macaé Merchant reduz esses
valores de carregamento a cerca de 116%.
A solução para os problemas dessa
transformação está sendo objeto de
estudo entre FURNAS e LIGHT.
Como medida operativa até o ano de
2004, pode-se forçar a elevação do
fluxo pelo transformador defasador de
Angra. Porém, é importante destacar
que o carregamento do transformador
defasador atualmente está limitado em
300 MVA, em função de limitações
impostas as LTs do tronco AngraItaorna-S.Cruz 138 kV pelos TCs da
linha de 600 A localizados na SE Angra
138 kV (Itaorna) de Furnas. Estão em
andamento
negociações
entre
FURNAS, LIGHT,CERJ e ONS para a
troca destes equipamentos terminais,
que permitirá a utilização plena do
transformador defasador de Angra como
recurso operativo para alívio do
carregamento da transformação de
Jacarepaguá
em
condição
de
emergência.
409 / 478
7.3.3 CEMIG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE IPATINGA
230/161 kV – 150 MVA e 161/138 kV –
120 MVA
SE NEVES 500/138 kV – 3 X 300 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A indisponibilidade de qualquer dos trafos da SE implica 1º TR 230/138 kV - 150 MVA
em corte de carga, com risco de colapso total de tensão
nas áreas de Caratinga e Guanhães.
A SE Neves apresenta esgotamento da capacidade SE
VESPASIANO
2
(NOVA)
transformadora em condições normais de operação,.
AT 500/138 kV – 2 X 300 MVA
–
A presença da usina térmica de Ibiritermo (1ª fase – (seccionamento da LT 500 kV Neves 230 MW) poderá reduzir este carregamento em cerca de Mesquita – 2 X 3km)
23%, evoluindo para 30% quando da implantação da BC 3 X 41 Mvar - 138 kV
segunda etapa (230 MW).
SE BARREIRO 345/138 kV – 4 X 150 MVA
A SE Barreiro apresenta carregamentos próximos à
capacidade nominal dos transformadores, que poderá
ser reduzida em cerca de 30% com a presença da
primeira etapa da UTE Ibiritermo.
SE
VESPASIANO
2
(NOVA)
AT 500/138 kV – 2 X 300 MVA
–
(seccionamento da LT 500 kV Neves Mesquita – 2 X 3km)
BC 3 X 41 Mvar - 138 kV
SE MASCARENHAS DE MORAES
345/138 kV – 1 X 150 MVA
ONS
PAR 2003-2005
A SE Mascarenhas de Moraes apresenta carregamentos
próximos à capacidade nominal dos transformadores, em
regime normal de operação. Esta situação tende a se
agravar durante os anos de 2004 e 2005, vindo a atingir
carregamentos da ordem de 107% e 110%,
respectivamente.
1º e 2º TR Porto Colômbia 345/138 kV 2 X 150 MVA
1º TR
345/138 kV - 300 MVA
Mascarenhas (2006)
410 / 478
de
7.3.3 CEMIG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ITUTINGA 345/138 kV – 2 X 225 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
O carregamento na transformação da SE Itutinga é
fortemente influenciado pela presença das usinas
térmicas da Área Rio de Janeiro e pelas condições de
fluxo na Interligação Norte – Sul, de tal forma que,
dependendo do valor de intercâmbio num cenário tendo
o Sudeste exportador e das condições de despacho nas
usinas térmicas, a perda de um transformador pode
acarretar carregamento de até 115% no remanescente,
para o ano de 2003. Nas condições citadas, esta perda
se agrava ao longo do horizonte, chegando a atingir
cerca de 150% no ano de 2005.
411 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
JAGUARA - 345/138 kV
0,60 a 0,70
2003 a 2005
JUIZ DE FORA - 345/138 kV
0,10 a 0,40
2003a 2005
IPATINGA - 230/161 kV
0,30 a 0,50
2003 a 2005
TAQUARIL - 345/138 kV
0,80
2003 a 2005
OBSERVAÇÃO
Em
cada
envolvidos
100 Mvar
ano
os
montantes
são da ordem de
Em
cada
envolvidos
230 Mvar
ano
os
montantes
são da ordem de
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
412 / 478
7.3.4 SP- ÁREA DE CONEXÃO 1 (BANDEIRANTE, CLFSC, ELETROPAULO, CSPE e ELEKTRO)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BAIXADA SANTISTA
345/88 kV – 2 X 400 MVA
SE BAIXADA SANTISTA
230/138 kV – 2 X 147 MVA
SE CAPÃO BONITO
230/138 kV – 2 X 75 MVA
SE BOTUCATU
230/138 kV – 3 X 75 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Essa subestação não suporta contingência em um de 3º banco de transformadores 345/138 seus bancos de transformadores em condições de carga 88 kV - 400 MVA e fase reserva de
média quando se verifica carregamento da ordem de 133 MVA
195%. Há sobrecargas em todos os patamares de carga
em emergências. O despacho de geração da UHE Henry
Borden pode minimizar esta situação de sobrecarga.
Na perda de uma unidade há carregamentos de 110%
em 2003 a 120% em 2005 nas unidades restantes.
Em 2003 o carregamento na SE Capão Bonito será da
ordem de 127% quando da indisponibilidade de um dos
transformadores.
Em 2003 há sobrecarga em condição normal de
operação (20%) e durante a perda de uma unidade, com
carregamentos de 160% nas unidades restantes. As
sobrecargas poderão ser reduzidas em função da
possibilidade de remanejamento de carga através da
rede de distribuição.
Instalação de dois autotransformadores
230/138 kV – 2 X 150 MVA em
substituição a 2 autotransformadores
existentes de 75 MVA
413 / 478
7.3.4 SP- ÁREA DE CONEXÃO 1 (BANDEIRANTE, CLFSC, ELETROPAULO, CSPE e ELEKTRO)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE JURUMIRIM
230/138 kV – 2 X 75 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Em 2003 poderá ocorrer carregamento de até 112% nos A distribuidora responsável deverá
períodos de carga pesada em regime normal de confirmar a substituição dos dois
operação.
transformadores de 75 MVA.
Na indisponibilidade de um banco, observa-se
carregamento no transformador remanescente de até
131% em carga pesada.
Há também sobrecargas nesses transformadores
durante a perda das LTs 230 kV Jurumirim – Avaré Nova
(140%) e Botucatu – Capão Bonito (145%).
Atualmente são necessárias medidas operativas para
reduzir o carregamento dos transformadores existentes.
SE EMBU GUAÇU
440/138 kV – 2 X 300 MVA
ONS
PAR 2003-2005
O banco de transformadores remanescente apresenta 3º
banco
de
transformadores
carregamentos de 127% a partir de 2003 no patamar de 440/138/13,8 kV - 300 MVA
carga pesada.
414 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
BOTUCATU – 230/88 kV
0,92 – 0,98
2003 - 2005
CAPÃO BONITO – 230/138 kV
0,93 – 0,99
2003 - 2005
JURUMIRIM – 230/138 kV
0,90 – 1,00
2003 - 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
415 / 478
7.3.5 SP-ÁREA DE CONEXÃO 2 (EEB, BANDEIRANTE, ELEKTRO e CESP)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SE CABREÚVA
Na carga pesada de junho ocorrerão carregamentos de 2° transformador 440/138 kV – 150 MVA
117% em 2003 e 128% em 2004% nesta transformação, (remanejado da SE Santo Ângelo
quando da perda do transformador 440/138 kV da SE 440/138 kV)
Bom Jardim. O carregamento máximo permitido é
inferior a 110% (163 MVA).
440/138 kV - 150 MVA
SE BOM JARDIM
440/138 kV - 150 MVA
SE BOM JARDIM
440/88 kV – 2 x 300 MVA
SE SANTO ÂNGELO
440/138 kV – 1 X 300 + 2 X 150 MVA
ONS
PAR 2003-2005
SOLUÇÃO INDICADA
do
transformador
Esta transformação atingirá em condição normal um Susbtituição
440/138 kV – 150 MVA por outro de
carregamento de 107% em 2005.
300 MVA.
Na emergência de um transformador o carregamento no Instalação do terceiro transformador
remanescente é cerca de 190% em 2003.
440/138 kV – 300 MVA.
Na indisponibilidade do banco de 300 MVA, observamse carregamentos nos transformadores remanescentes
desde 107% em 2003 a 123% em 2005 em carga
pesada.
Substituição
de
2
bancos
de
transformadores
440/138 kV
de
150 MVA por um banco de 300 MVA e
fase reserva de 100 MVA
416 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
APARECIDA - 230/88 kV
0,94 – 0,98
2003 - 2005
BOM JARDIM - 440/138 kV
0,72 – 0,81
2003 - 2005
BOM JARDIM - 440/88 kV
0,94 – 0,98
2003 - 2005
CABREÚVA – 440/138 kV
0,91 – 0,98
2003 - 2005
MOGI – 230/88 kV
0,93 – 0,96
2003 - 2005
SANTO ÂNGELO – 440/138 kV
0,94 – 0,98
2003 - 2005
SÃO JOSÉ – 230/88 kV
0,96 – 0,98
2003 - 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
417 / 478
7.3.6 SP- ÁREA DE CONEXÃO 3 (CPEE, CJE, EEB, CLFM, CPFL, ELEKTRO e CGEET)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SE MOGI MIRIM III
Na contingência de um dos bancos de transformadores 3º
banco
de
transformadores
desta SE, durante a carga pesada de 2003, o banco 440/138 kV – 300 MVA
remanescente apresentará carregamento próximo de
120%.
440/138 kV – 2 X 300 MVA
SE RIBEIRÃO PRETO
440/138 kV- 2 X 300 MVA
SE SANTA BÁRBARA
440/138 kV- 3 X 300 MVA
SE SUMARÉ
440/138 kV- 2 X 300 MVA
ONS
PAR 2003-2005
SOLUÇÃO INDICADA
Durante a perda de um transformador, a unidade 3º
banco
de
transformadores
restante apresenta carregamento que evolui de 113% 440/138 kV – 300 MVA
em 2003 a 122% em 2005.
Durante a perda de um transformador, a unidade
restante apresenta carregamento que evolui de 109%
em 2003 a 114% em 2005.
Durante a perda de um transformador, a unidade
restante apresenta carregamento que evolui de 104%
em 2004 a 110% em 2005.
418 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
ARARAQUARA – 440/138 kV
0,95 – 0,99
2003 – 2005
CAMPINAS – 345/138 kV
0,92 – 1,00
2003 - 2005
MASCARENHAS DE MORAES – 345/138 kV
0,80 – 0,90
2003 - 2005
MOGI MIRIM 3 – 440/138 kV
0,86 – 0,96
2003 – 2005
RIBEIRÃO PRETO - 440/138 kV
0,88 – 0,99
2003 - 2005
SANTA BÁRBARA - 440/138 kV
0,93 – 0,99
2003 – 2005
SUMARÉ - 440/138 kV
0,89 – 0,96
2003 – 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
419 / 478
7.3.7 SP-ÁREA DE CONEXÃO 4 (EEVP, CLFSC, CAIUÁ, DUKE, C. CANOAS-DUKE e C. CANOAS-CBA)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SE CHAVANTES
Essa transformação opera com carregamentos elevados
em condição normal (90% em 2003 na carga pesada),
notando-se elevado fluxo de reativos do sistema em
230 kV para o sistema em 88 kV. Na indisponibilidade de
um banco, observa-se sobrecarga no transformador
remanescente de até 25% em carga pesada em 2003.
230/88 kV – 2 X 40 MVA
ONS
PAR 2003-2005
SOLUÇÃO INDICADA
420 / 478
7.3.8 SP-ÁREA DE CONEXÃO 5 (EEVP, ELEKTRO, CAIUÁ, CPFL, ENERSUL E DUKE)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SE CAPIVARA
A perda do transformador de Taquaruçu causará Troca do transformador 440/138 kV –
carregamentos de 111% em Capivara e tensões 150 MVA por outro de 300 MVA.
inferiores a 0,90 p.u. em diversas barras do sistema
138 kV da região a partir de 2003. A perda da
transformação em Capivara causará tensões inferiores a
0,90 p.u. em subestações da rede 138 kV da região a
partir de 2005. A contingência da LT 440 kV Capivara –
Assis causará carregamentos da ordem de 127% em
Capivara no ano de 2003, estando o despacho elevado
nas usinas do Estado de São Paulo.
440/138 kV - 150 MVA
SE TAQUARUÇU
440/138 kV – 300 MVA
ONS
PAR 2003-2005
SOLUÇÃO INDICADA
Na indisponibilidade do banco, são verificadas tensões
abaixo de 90% na região, além de sobrecarga de 11%
em 2003 no transformador 440/138 kV de Capivara.
421 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
CAPIVARA - 440/138 kV
FATOR DE POTÊNCIA
0,82 – 0,93
DATA
2003 -2004
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
422 / 478
7.3.9 SP-ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL, ELEKTRO, ENERSUL, CESP E CGEET)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE JUPIÁ
440/138 kV – 150 MVA
SE ÁGUA VERMELHA
440/138 kV – 300 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A integração da UTE Três Lagoas provoca a inversão de Substituição
do
transformador
fluxo nesta transformação na condição de carga leve, 440/138 kV de 150 MVA por outro com
ocorrendo a superação de capacidade nominal deste potência de 300 MVA.
banco no ano 2003. A ELEKTRO, responsável pela
substituição desta transformação conforme definido pela
ANEEL, necessitará de no mínimo 18 meses para a
efetivação dos serviços, contados a partir da data de
assinatura do Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição (CUSD). No ano 2003 está prevista a
operação em configuração provisória do sistema 138 kV
nas imediações da SE Jupiá, durante a troca dos
disjuntores do barramento 138 kV desta SE. Nesta
configuração provisória podem ocorrer carregamentos
acima do nominal na transformação de Jupiá e os
estudos pré-operacionais da UTE Três Lagoas devem
avaliar a necessidade de implantação de esquema de
emergência que atue no corte de geração da UTE para
evitar tais condições de carregamento.
Em 2005, a indisponibilidade desse transformador
acarreta tensões próximas a 90% em várias barras da
rede de 138 kV que atende à região norte do Estado de
São Paulo, na condição de carga pesada.
423 / 478
7.3.9 SP-ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL, ELEKTRO, ENERSUL, CESP E CGEET)
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE TRÊS IRMÃOS
440/138 kV – 300 MVA
SE BAURU
440/138 kV – 2 X 150 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A indisponibilidade desse banco de transformadores
poderá provocar sobrecargas no transformador
440/138 kV – 150 MVA de Jupiá em situações com a
UTE Três Lagoas fora de operação e em função do
despacho de geração das unidades da UHE Jupiá
conectadas ao sistema em 138 kV e das usinas térmicas
na região de Corumbá(MS).
Substituição
do
transformador
440/138 kV de 150 MVA de Jupiá por
outro com potência de 300 MVA,
necessário com a entrada em operação
da UTE Três Lagoas.
Em 2003 quando da indisponibilidade de um 3º banco de TR 440/138 kV - 150 MVA
transformador acontece carregamento de 134% na
unidade restante. As condições de carregamento na
transformação 440/138 kV são influenciadas pelo
despacho de geração nas usinas do rio Tietê conectadas
ao sistema em 138 kV.
424 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
ÁGUA VERMELHA - 440/138 kV
0,92 – 0,99
2003 - 2005
BAURU – 440/138 kV
0,92 – 1,00
2003 - 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
425 / 478
7.3.10 ELETROPAULO
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE PIRITUBA
230/88 kV – 4 X 150 MVA
SE ANHANGÜERA (nova)
345/88 kV – 2 x 400 MVA
SE BANDEIRANTES
345/88 kV – 3 X 400 MVA
SE LESTE
345/88 kV – 3 X 400 MVA
SE NORTE
345/88 kV – 3 X 400 MVA
SE SUL 1
345/88 kV – 2 X 400 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Até o ano de 2003 esta transformação estará operando SE ANHANGUERA - 345/88 kV - 2 x
com elevados carregamentos em regime normal (92%) e 400 MVA – prevista para dezembro de
com 24% de sobrecarga nos remanescentes na perda de 2003
um dos transformadores.
Na perda de uma unidade há carregamentos de 110%
em 2004 a 120% em 2005 nas unidades restantes.
Na perda de uma unidade há carregamentos de 109%
em 2003 a 111% em 2005 nas unidades restantes.
Na perda de uma unidade há carregamentos de 101% Remanejamento de carga da ordem de
em 2004 a 108% em 2005 nas unidades restantes.
105 MVA dessa SE para a SE Ramon
Reberte 345/88 kV pela Eletropaulo
Na perda de uma unidade há carregamentos de 105%
em 2004 a 115% em 2005 nas unidades restantes.
Na indisponibilidade de um banco, observa-se
carregamento na carga pesada da ordem de 121% em
2003, chegando a 126% em 2005 no transformador
remanescente.
Fechamento do disjuntor de interligação
das barras de 88 kV das SEs Sul 1 e
Sul 2 colocando em paralelo os 3
bancos
de
transformadores
remanescentes.
426 / 478
7.3.10 ELETROPAULO
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SUL 2
345/88 kV – 2 X 400 MVA
SE PIRATININGA
230/88 kV – 4 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na indisponibilidade de um banco, observa-se
carregamento na carga média da ordem de 130% em
2003, chegando a 151% em 2005 no transformador
remanescente.
Fechamento do disjuntor de interligação
das barras de 88 kV das SEs Sul 1 e
Sul 2 colocando em paralelo os 3
bancos
de
transformadores
remanescentes.
Esta obra permitirá aliviar carregamentos elevados na SE Piratininga 2 bancos de
SE Bandeirantes 345-138/88 kV, transferindo-se cargas transformadores
230/88 kV –
3 X
para a SE Piratininga 2
150 MVA (instalação) e BC - 28,8 Mvar
- 88 kV
Considerando a superação do nível de
curto circuito será necessária a
substituição de 7 bays de 88 kV
ÁREA CENTRAL DA CIDADE DE SÃO A partir de 2004 carregamento elevado na SE Centro SE MIGUEL REALE (NOVA)
bancos
PAULO
aliado ao esgotamento do sistema de distribuição da de transformadores de 345/88-138 kV região central de São Paulo.
2 X 400 MVA e fase reserva de
133 MVA
(obra em andamento pela CTEEP com
previsão de energização em 12/2002 [1º
banco]– e 06/2003 [2ºbanco])
ONS
PAR 2003-2005
427 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
BANDEIRANTES – 345/88 kV
0,97 – 0,99
2003 - 2005
CENTRO – 230/20 kV
0,94 – 0,97
2003 - 2005
MIGUEL REALE – 345/20 kV
0,91 – 0,93
2003 - 2005
MIGUEL REALE – 345/88 kV
0,94 – 0,96
2004 - 2005
SUL 2 – 345/88 kV
0,97 – 0,99
2003 - 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE.
ONS
PAR 2003-2005
428 / 478
7.3.11 BANDEIRANTE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SANTA CABEÇA
230/88 kV – 2 x 60 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na SE Santa Cabeça, a indisponibilidade de um dos dois
bancos de transformadores 230/88 kV – 2 X 60 MVA
leva a carregamento no remanescente da ordem de
136% em 2003 a 143% em 2005, em carga pesada.
Instalação do terceiro banco de
60 MVA na SE Aparecida. Será
remanejada parte da carga de Santa
Cabeça quando houver emergência.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
SANTA CABEÇA – 230/88 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,95 – 1,00
2003 - 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
429 / 478
7.3.12 CPFL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CAMPINAS
345/138 kV – 4 X 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A partir de 2003 esta transformação estará operando no
limite de sua capacidade em regime normal em
situações com despachos de geração hidráulica baixos
nas usinas do Sudeste, recebimentos elevados do Sul e
de Itaipu pelo sistema Sudeste e gerações térmica e
nuclear elevadas no Rio de Janeiro.
Com a entrada em operação da interligação Sul Sudeste em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara e
conseqüente duplicação da transformação 500/345 kV
de Campinas, é verificada sobrecarga em condição
normal de operação nos transformadores 345/138 kV 4 x
150 MVA de Campinas para fluxos do sistema Sul para o
Sudeste correspondentes a recebimentos pelo Sudeste
a partir aproximadamente 6.500 MW.
ONS
PAR 2003-2005
430 / 478
7.4
Região Centro-Oeste
7.4.1 CELG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE XAVANTES
230/138 kV – 3 X 150 MVA
SE ANHANGUERA
230/138 kV – 2 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores, em qualquer SE PIRINEUS (NOVA)
destas SEs, os remanescentes serão desligados pela AT 230/138 kV – 225 MVA
proteção de sobrecarga
Seccionamento da LT 230 kV Xavantes
-B. Geral. (Obra da Rede Básica)
SE RIO VERDE
230/138 kV – 100 MVA
Corte temporário de toda a carga na perda do único 2º AT 230/138 kV – 100 MVA
transformador da subestação
(essa instalação deverá entrar em 2001
como
Rede
Básica,
conforme
Resolução da ANEEL)
SE PLANALTO
230/69 kV – 2 X 42 MVA
Dificuldades de atendimento às cargas da região de Alternativa em estudo pela CELG.
Serra de Caldas em alguns períodos do ano.
Remanejamento de carga para as
novas SEs Serra de Caldas, em
fevereiro de 2004, e Acreuna, em junho
de 2005.
SE CACHOEIRA DOURADA
230/138 kV – 120 MVA
Contingências nos seguintes equipamentos causam
carregamentos de até 120% em 2005:
LT 500 kV Itumbiara-Emborcação – 1 x 1732 MVA
LT 345 kV Itumbiara-Porto Colômbia – 1 x 717 MVA
LT 230 kV Itumbiara-Cachoeira Dourada – 1 x 243 MVA
ONS
PAR 2003-2005
431 / 478
7.4.1 CELG
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ÁGUAS LINDAS
230/69 kV – 50 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
SE atendida através de derivação e portanto fora do 2º TR 230/69 kV - 50 MVA
padrão exigido pelos Procedimentos de Rede.
(essa instalação deverá entrar em 2001
Corte temporário de toda a carga na perda do único como
Rede
Básica,
conforme
transformador da subestação
Resolução da ANEEL)
432 / 478
7.4.2 CEMAT
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SINOP
230/138 kV – 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
Transformador existente em estado precário, com AT 230/138 kV – 100 MVA para
possibilidade de causar corte total de cargas na região substituição do existente (instalação
prevista para junho/2002)
norte do Estado quando de sua indisponibilidade.
Dificuldades de controle de tensão nessa subestação.
SE SORRISO
230/69/13,8 kV – 30 MVA
ONS
PAR 2003-2005
SOLUÇÃO INDICADA
Compensador estático, recomendado
pelo PAR 2002-2004. Concessão em
análise pela ANEEL. A faixa de potência
desse
equipamento
deve
ser
reavaliada, tendo em vista as usinas
previstas no norte do Estado e a
atualização do mercado.
Corte temporário de toda a carga na perda do único 2º transformador 230/69/13,8 kV
transformador da subestação
(obra fora da rede básica, em
andamento,
com
previsão
para
operação em Julho de 2002)
433 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
NOVA MUTUM - 230/69 kV
0.85 a 0.88
2003
LUCAS DO RIO VERDE - 230/69 kV
0.88 a 0.89
2003
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
434 / 478
7.5
Região Norte
7.5.1 CELPA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE GUAMÁ
230/69 kV – 2 X 150 MVA
SE UTINGA
230/69 kV – 3 X 150 MVA.
SE SANTA MARIA
230/69 kV – 1 X 150 MVA.
230/138 kV – 1 X 100 MVA.
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 105% em 2003, 120% em 2004 e 124% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 111% em 2003, 113% em 2004 e 120% em 2005
Corte temporário de toda a carga na perda do único Atendimento provisório pela SE Utinga
transformador 230/69 kV da subestação.
(parcial cargas máxima e média e total
cargas leve e mínima), até energização
da unidade monofásica defeituosa pela
reserva regional localizada na SE
Guamá
Corte de toda a carga na perda do único transformador Energização do transformador de
230/138 kV da subestação.
características
semelhantes
que
atualmente se encontra na SE Santa
Maria
435 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
UTINGA - 230/69 kV
0,93
2003 a 2005
TRANSAMAZÔNICA - 230/34,5 kV
0,89
2003 a 2005
0,89 a 0,91
2003 a 2005
RURÓPOLIS - 230/138 kV
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e do
transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
436 / 478
7.5.2 CELTINS
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE MIRACEMA
500/138 kV – 180 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Corte temporário de toda a carga, no caso de perda do Na
indisponibilidade
deste
único transformador existente. Após a energização do transformador, toda a carga será
pólo reserva o corte de carga é eliminado.
transferida para o regional de Porto
Franco.
437 / 478
7.5.3 CEMAR
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE SÃO LUÍS
230/69 kV – 3 x 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o A solução a ser adotada pela CEMAR é
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem interagir junto à ELETRONORTE para
de 117% em 2003, 120% em 2004 e 123% em 2005
que esta viabilize a aquisição dos
seguintes equipamentos para reserva
regional:
01 trafo de 230/69 kV - 100 MVA
01 trafo de 230/69 kV - 50 MVA
01 trafo de 230/138 kV - 100 MVA
SE IMPERATRIZ
230/69 kV – 2 x 100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o A
CELTINS
informou
que
em
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem contingência pode transferir toda a
de 106% em 2003, 107% em 2004 e 114% em 2005
carga para o regional de Porto Franco.
Mesmo perdendo a alimentação de
Imperatriz e Porto Franco existe a
possibilidade de transferência de toda a
carga para o regional de Miracema.
438 / 478
7.5.3 CEMAR
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE COELHO NETO
230/69 kV – 65 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Corte de toda a carga na perda do único transformador
230/69 kV da subestação. Não há possibilidade de
remanejamento de cargas através da rede de
distribuição.
A solução a ser adotada pela CEMAR é
interagir junto à ELETRONORTE para
que esta viabilize a aquisição dos
seguintes equipamentos para reserva
regional:
01 trafo de 230/69 kV - 100 MVA
01 trafo de 230/69 kV - 50 MVA
01 trafo de 230/138 kV - 100 MVA
SE PERITORÓ
230/69 kV – 100 MVA
Corte temporário de toda a carga na perda do único A solução a ser adotada pela CEMAR é
transformador 230/69 kV da subestação.
interagir junto à ELETRONORTE para
que esta viabilize a aquisição dos
seguintes equipamentos para reserva
regional:
01 trafo de 230/69 kV - 100 MVA
01 trafo de 230/69 kV - 50 MVA
01 trafo de 230/138 kV - 100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
439 / 478
7.5.3 CEMAR
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE MIRANDA
230/138 kV – 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Corte temporário de toda a carga na perda do único A solução a ser adotada pela CEMAR é
transformador 230/138 kV da subestação.
interagir junto à ELETRONORTE para
que esta viabilize a aquisição dos
seguintes equipamentos para reserva
regional:
01 trafo de 230/69 kV - 100 MVA
01 trafo de 230/69 kV - 50 MVA
01 trafo de 230/138 kV - 100 MVA
SE PORTO FRANCO
230/138 kV – 100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
Corte temporário de toda a carga na perda do único A
CELTINS
informou
que
na
transformador 230/138 kV da subestação.
indisponibilidade deste transformador
poderá transferir toda a carga para o
regional de Miracema. Mesmo perdendo
a alimentação de Miracema e Porto
Franco existe a possibilidade de
transferência de parte da carga para o
regional de Imperatriz
440 / 478
7.5.3 CEMAR
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE PRESIDENTE DUTRA
230/69 kV – 50 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Corte temporário de toda a carga na perda do único A solução a ser adotada pela CEMAR é
transformador 230/69 kV da subestação.
interagir junto à ELETRONORTE para
que esta viabilize a aquisição dos
seguintes equipamentos para reserva
regional:
01 trafo de 230/69 kV - 100 MVA
01 trafo de 230/69 kV - 50 MVA
01 trafo de 230/138 kV - 100 MVA
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
COELHO NETO – 230/138 kV
0,92
2003 a 2005
PERITORÓ – 230/69 kV
0,92
2003
MIRANDA – 230/69 kV
0,89
2003 a 2005
SÃO LUÍS – 230/69 kV
0,88
2003 a 2005
IMPERATRIZ – 230/69 kV
0,93
2003 a 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
441 / 478
7.6
Região Nordeste
7.6.1 CEPISA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE TERESINA
230/69 kV – 3 x 100 MVA
SE SÃO JOÃO DO PIAUÍ
230/69 kV – 1 x 33 MVA e 1 X 30 MVA
SE PIRIPIRI
230/69/13,8 kV – 2 x 33 MVA
SE PIRIPIRI
230/138 kV – 1 x 55 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 110% em 2003, 124% em 2004 e 135% em 2005
Na perda do transformador 230/69 kV – 33 MVA, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 115% em 2003, 120% em 2004 e 151% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 110% em 2004 e 118% em 2005
Corte de toda a carga, na perda do único transformador
230/138 kV da subestação. Não há possibilidade de
remanejamento de carga através da distribuição.
69/13,8 kV – 3 x 5 MVA
Na perda de um dos transformadores 69/13,8 kV, os
remanescentes ficam submetidos a carregamentos da
ordem de 116% em 2005
SE BOA ESPERANÇA
Corte permanente de toda a carga, na perda do único
transformador 69/13,8 kV da subestação.
69/13,8 kV – 1 x 5 MVA
ONS
PAR 2003-2005
SOLUÇÃO INDICADA
442 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
SÃO JOÃO DO PIAUÍ - 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,93
2003 a 2004
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
443 / 478
7.6.2 COELCE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE BANABUIÚ
230/69 kV – 2 x 33 MVA
SE CAUÍPE
230/69 kV – 100 MVA
SE FORTALEZA
230/69 kV – 4 x 100 MVA
SE ICÓ
230/69 kV – 100 MVA
SE MILAGRES
230/69 kV – 2 x 100 MVA
SE PICI
230/69 kV – 2 x 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o SE Tauá 230/69 kV – 100 MVA resolve o
problema apenas em 2003.
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 156% em 2003, 129% em 2004 e 144% em 2005
Corte temporário de toda a carga na perda do único
transformador 230/69 kV da subestação.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 107% em 2005 (mesmo com a SE Pici)
Corte de toda a carga na perda do único transformador
230/69 kV da subestação. Não há possibilidade de
remanejamento de carga através da rede de distribuição.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 106% em 2005
Em 2003, os transformadores 230/69 kV ficam
submetidos a um carregamento da ordem de 101% em
condição normal de operação.
Considerando a configuração com três transformadores,
a partir de 2003, a perda de um desses transformadores
provoca carregamentos nos remanescentes da ordem de
101% em 2003, 118% em 2004 e 131% em 2005.
ONS
PAR 2003-2005
444 / 478
7.6.2 COELCE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE RUSSAS II
230/69 kV – 2 x 16,7 MVA + 1
x 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
A perda do transformador de 100 MVA neste 2º TR 230/69 kV - 100 MVA
subestação, provoca carregamentos da ordem de 177%,
em 2003, nos transformadores remanescentes.
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
FORTALEZA – 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
0,91
DATA
2003 a 2004
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação
reativa e do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
445 / 478
7.6.3 COSERN
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE AÇU II
230/138 kV – 1 x 55 MVA
SE NATAL II
230/69 kV – 4 x 100 MVA
SE MOSSORÓ II
230/69 kV – 4 x 100 MVA
SE PARAÍSO (Nova)
230/138 kV – 1 x 100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Considerando a operação do eixo de 139 kV aberto,
haverá corte temporário de toda a carga alimentada em
138 kV na SE Açu e da carga da SE Santana dos Matos
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Está previsto a instalação, em 2002, de
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem geração Eólica no sistema de 69 kV
de 112% em 2003, 120% em 2004 e 124% em 2005
deste regional
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Está previsto a instalação, em 2002, de
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem geração Eólica no sistema de 69 kV
de 102% em 2005
deste regional
Corte temporário de toda a carga na perda do único Carga
totalmente
atendida
pelos
transformador 230/138 kV da subestação.
transformadores 230/138 kV da SE
Campina Grande II
446 / 478
7.6.4 SAELPA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE COREMAS
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE MUSSURÉ
230/69 kV – 4 X 100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga pela distribuição
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 108% em 2003, 108% em 2004 e 116% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga pela distribuição
para o regional de Goianinha
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 101% em 2004 e 108% em 2005
447 / 478
7.6.5 CELB e SAELPA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE CAMPINA GRANDE
230/69 kV – 3 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 103% em 2003, 114% em 2004 e 114% em 2005
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
CAMPINA GRANDE – 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
0,94
DATA
2003
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação
reativa e do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
448 / 478
7.6.6 CELPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ANGELIM
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE BOM NOME
230/138 kV – 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do 3º transformador. Data a
definir
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 135% em 2003, 145% 2004 e 155% em 2005
Corte de carga atendida pelo 138 kV na perda do único Energização do transformador existente
na SE. ONS já emitiu parecer à ANEEL
transformadores 230/138 kV da subestação. Não há
possibilidade de remanejamento de carga través da rede
de distribuição.
Na
condição
normal
de
operação
apresenta
carregamentos de 101% em 2004 e 107% em 2005
SE BONGI
230/69 kV – 4 X 100 MVA
Em 2003, os transformadores 230/69 kV ficam SE Várzea 230/69 kV (Nova)
submetidos a um carregamento da ordem de 102% em
condição normal de operação e de cerca de 139% no
caso de contingência de um deles.
230/13,8 kV – 2 X 40 MVA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o SE Afogados 69/13,8 kV (Nova)
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 179% em 2003, 189% em 2004 e 200% em 2005
SE GOIANINHA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do 3º transformador. Data a
definir
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 138% em 2003, 146% em 2004 e 155% em 2005
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE MIRUEIRA
230/69 kV – 4 X 100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 106% em 2003, 113% em 2004 e 119% em 2005
449 / 478
7.6.6 CELPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE PAU FERRO (Nova)
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE PIRAPAMA
230/69 kV – 3 X 100 MVA
SE RIBEIRÃO
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE TACAIMBÓ
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE VÁRZEA (Nova)
230/69 kV – 2 X 150 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Em 2003, remanejamento pela
distribuição. Em 2004, implantação da SE
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
Limoeiro 230/69 kV
de 157% em 2003, 167% em 2004 e 179% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga pela distribuição
para o regional de Ribeirão
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 119% em 2003, 126% em 2004 e 134% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga pela distribuição
para o regional de Pirapama
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 105% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga pela distribuição
para o regional de Angelim
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 127% em 2003, 140% em 2004 e 150% em 2005
Considerando a SE Várzea em operação a partir de Transferência de carga pela distribuição
para o regional de Bongi
2003, a perda de um dos transformadores 230/69 kV
nesta subestação, o remanescente fica submetido a
carregamentos da ordem de 112% em 2003, 122% 2004
e 130% em 2005
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
BONGI - 230/13,8 kV
TACAIMBÓ - 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,61 a 0,92
2003 a 2005
0,90
2003 a 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
450 / 478
7.6.7 CEAL
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE RIO LARGO II
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE MACEIÓ
230/69 kV – 3 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Transferência
de carga pela
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
distribuição para o regional de Maceió
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 102% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, os Transferência de carga pela
distribuição para o regional de Rio
remanescentes ficam submetidos a carregamentos da
Largo
ordem de 111% em 2004 e 116% em 2005
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
RIO LARGO II - 230/69 kV
MACEIÓ - 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,75 a 0,76
2003 a 2004
0,93
2003 a 2004
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação
reativa e do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
451 / 478
7.6.8 ENERGIPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ITABAIANA
230/69 kV - 2 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga para o
regional de Jardim
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 138% em 2003, 155% 2004 e 170% em 2005
69/13,8 kV - 3 X 5 MVA
Na perda de um dos transformadores 69/13,8 kV, o Instalar o 4º transformador em 2003
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 134% em 2003, 134% em 2004 e 134% em 2005
SE JARDIM
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Transferência de carga para o
regional de Itabaiana
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 124% em 2003, 130% em 2004 e 134% em 2005
230/69 kV - 3 X 100 MVA
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
ITABAIANA – 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,92
2003 a 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação
reativa e do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
452 / 478
7.6.9 SULGIPE
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
SEM PROBLEMAS DE
TRANSFORMAÇÃO
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
ITABAIANINHA – 230/69 kV
FATOR DE POTÊNCIA
DATA
0,86 a 0,85
2003 a 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação
reativa e do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
453 / 478
7.6.10 COELBA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE ABAIXADORA
230/69 kV – 100 MVA
SE BARREIRAS
230/69 kV – 100 MVA
SE BOM JESUS DA LAPA
230/69 kV – 2 X 40 MVA e 1 X 33 MVA
SE CATU
230/69 kV – 2 X 40 MVA + 1 X 33 MVA
SE CÍCERO DANTAS
230/69 kV – 2 X 16,7 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Corte de carga temporário quando da perda do único Instalação do segundo transformador
de força 100 MVA com LTC
transformador 230/69/13,8 kV desta SE
A perda do único transformador da subestação, provoca Instalação de um transformador de
força 230-138 kV, 100 MVA, em 2003.
corte temporário de toda a carga da subestação.
Após a instalação deste
transformador, o transformador 23069 kV, 100 MVA, poderá ser
substituído por outro de menor
capacidade
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 121% em 2003, 131% em 2004 e 129% em 2005
Na condição normal de operação os transformadores Troca do transformador de força de
33 MVA por outro de 100 MVA com
230/69 kV ficam submetidos a carregamentos da ordem
LTC
de 128% em 2003, 135% em 2004 e 138% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do terceiro transformador
de força de 16,7 MVA
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 114% em 2003, 127% em 2004 e 134% em 2005
454 / 478
7.6.10 COELBA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE COTEGIPE
230/69 kV – 2 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
SOLUÇÃO INDICADA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o SE Narandiba 230/69 kV – 2 x
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem 100 MVA, LT 230 kV Pituaçu –
de 120% em 2003, 122% 2004 e 130% em 2005
Narandiba, lançamento do circuito C2
(obra Rede Básica). Em 2005 instalar o
terceiro transformador de força de
100 MVA
SE FUNIL
230/138 kV – 3 X 100 MVA e
1 X 66 MVA
Na perda de um dos transformadores 230/138 kV – Troca do transformador de força de
66 MVA por outro de 100 MVA com
100 MVA, os remanescentes ficam submetidos a
LTC
carregamentos da ordem de 106% em 2005
SE GOVERNADOR MANGABEIRA
230/69 kV –100 MVA
Corte temporário de toda a carga na perda do único Transferência de cargas através do
sistema GVM 69 kV para a SE
transformador 230/69 kV da subestação.
SE IRECÊ
230/69 kV – 1 X 33 MVA + 2 X
40 MVA
230/138 kV – 1 X 55 MVA
SE JACARACANGA
230/69 kV – 2 X 100 MVA
SE JUAZEIRO II
230/69 kV – 2 X 100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
Tomba, sem cortes de carga em todas
as condições de carga
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV – Troca do transformador de força de
33 MVA por outro de 100 MVA com
40 MVA, os remanescentes ficam submetidos a
LTC
carregamentos da ordem de 108% em 2005
A perda do único transformador da subestação provoca Instalação do segundo transformador
de força 230/138 kV, 55 MVA
corte temporário de toda a carga e permanente.
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do terceiro transformador
de força de 100 MVA com LTC
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 103% em 2003, 121% em 2004 e 123% em 2005
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Instalação do terceiro transformador
de força de 100 MVA com LTC
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 142% em 2003, 150% em 2004 e 170% em 2005
455 / 478
7.6.10 COELBA
SUBESTAÇÃO/SISTEMA
SE MATATU
230/69 kV – 3 X 100 MVA
PROBLEMA IDENTIFICADO
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 119% em 2003.
230/11,9 kV – 2 X 40 MVA
Na perda de um dos transformadores 230/11,9 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 137% em 2003, 145% 2004 e 154% em 2005
SE OLINDINA
230/13,8 kV – 1 X 40 MVA
A perda do único transformador da subestação provoca
corte permanente de toda a carga
SE PITUAÇU
230/69 kV – 4 X 100 MVA
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
de 107% em 2003.
SE SANTO ANTÔNIO DE JESUS
230/69 kV – 100 MVA
SE SENHOR DO BONFIM II
230/69 kV – 2 X 33 MVA e 1 X
100 MVA
ONS
PAR 2003-2005
SOLUÇÃO INDICADA
SE Narandiba 230/69 kV – 2 x
100 MVA, LT 230 kV Pituaçu –
Narandiba, lançamento do circuito C2
(obra Rede Básica)
A carga excedente, aproximadamente
30 MVA, poderá ser remanejada para
as SE’s adjacentes através da rede de
distribuição de 11,9 kV
SE Narandiba 230/69 kV – 2 x
100 MVA, LT 230 kV Pituaçu –
Narandiba, lançamento do circuito C2
(obra Rede Básica)
Corte temporário de toda a carga na perda do único A COELBA está analisando uma
alternativa de transferência de cargas
transformador 230/69 kV da subestação.
pelo sistema de 69 kV
Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o Troca de um dos transformadores de
força de 33 MVA por outro de
remanescente fica submetido a carregamentos da ordem
100 MVA com LTC
de 102% 2004 e 106% em 2005
456 / 478
LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA
SUBESTAÇÃO
OLINDINA - 230/13,8 kV
BOM JESUS DA LAPA 230/13,8/69 kV
CAMAÇARI II - 230/69 kV
FATOR DE
POTÊNCIA
0,86 a 0,89
0,91 a 0,93
DATA
2003 a 2005
2003 a 2005
0,91
2003 a 2005
Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e
do transformador da SE
ONS
PAR 2003-2005
457 / 478
8
INTEGRAÇÃO DE NOVOS AGENTES
Desde a criação do ONS, foram desenvolvidos 97 processos abrangendo consulta e
solicitação de acesso à Rede Básica, envolvendo Agentes geradores, consumidores
livres, distribuidores e interligações internacionais, conforme resumo apresentado na
Tabela 8.1. Desse total, 63 casos correspondem a processos de integração de novas
fontes à Rede Básica, tanto usinas hidráulicas, como usinas térmicas e interligações
internacionais.
Tabela 8.1 – Resumo dos processos de consulta e solicitação de acesso
Posição em 28/12/2001
Em processo Em processo
de Consulta de Solicitação
de Acesso
de Acesso
Solicitações
de Acesso
Concluídas
Total
Usinas Hidráulicas
5
1
11
17
Usinas Térmicas
19
6
13
38
Consumidores
2
3
6
11
Concessionárias de
Distribuição
1
3
2
6
Interligação Internacional
3
2
3
8
Fora da Rede Básica (1)
7
4
6
17
Total
37
19
41
97
Observações:
(1) Processos envolvendo diretamente o ONS
A Tabela 8.2 sintetiza o impacto sobre o sistema de transmissão das conexões cujos
processos de solicitação de acesso já foram concluídos, ou se acham em andamento
para aqueles. Estão relacionados tanto as ampliações e os reforços na Rede Básica,
como as obras necessárias nos níveis de tensão inferiores a 230 kV. São
empreendimentos que devem integrar a Rede Básica, instalações de uso restrito do
acessante e instalações da rede de distribuição. É essencial o equacionamento de
todos as obras destacadas para que a integração desses novos agentes se dê de
acordo com os padrões de desempenho estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
ONS
PAR 2003-2005
458 / 478
Tabela 8.2 – Resumo dos Pareceres de Solicitação de Acesso - Impacto sobre a Transmissão
AGENTE
UTE ARAUCÁRIA E
CONSUMIDOR CISA
UHE PIRAJU
2 X 45 MW
UTE TERMOPERNAMBUCO
2 x 160,75 +
1 x 188,35 MW
UHE LAJEADO
5 x 190 MVA
ONS
PAR 2003-2005
PARECER
CTA DAT-313/00
(20.12.00)
004/2001
CTA DAT-063/01
(14.03.01)
CTA DAT-101/01
(21.05.01) – Rev. 1
010/2001
CTA DAT-095/01
(09.05.01)
07/2001
CTA DAT-124/01
(06.06.01)
CTA DAT-288/01
(28.09.01) – Rev. 1
DATA
ENTRADA EM
OPERAÇÃO
UTE ARAUCÁRIA
Outubro/2002
CONSUMIDOR
CISA
(A definir)
Outubro/02
Dezembro/03
2 x 190 MVA em
operação
OBRAS NECESSÁRIAS
Linha de transmissão, circuito duplo,
Gralha Azul-Umbará 230 kV
Recapacitação da linha Umbará/Cidade
Industrial
Subestação Gralha Azul
Adequação das proteções nos terminais
Chavantes e Jurumirim 230 kV (a cargo
do acessante)
OBSERVAÇÃO
Obras previstas no PAR 2002/2004 e
já autorizadas pela ANEEL através
das Res 550/00, de 14.12.00 e Res
086/01, de 22.03.01
Recapacitação dos circuitos Recife II –
Pirapama 230 kV (obra já prevista no
PAR 2002/2004)
Substituição dos disjuntores 230 kV dos
trafos da SE Pirapama II (obra já prevista
no PAR 2002/2004)
Até a entrada em operação da
expansão da interligação Norte/Sul
haverá limitação no despacho
simultâneo pleno das UHE’s
Lajeado, Serra da Mesa, Cana Brava
e Tucuruí
459 / 478
AGENTE
CONVERSORA RIVERA
70 MW
UHE ITAPEBI
3 x 150 MW
ONS
PAR 2003-2005
PARECER
011/2001
CTA DAT-126/01
(01.06.01)
16/2001
CTA DAT-177/01
(18.07.01)
CTA DAT-007/02
(08.01.02) – Rev. 1
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Disponível para
Troca dos TC’s da linha Alegrete 2–Santa
operação
Maria 3 230 kV, Alegrete 2-Maçambará,
Alegrete 2- Livramento e LivramentoBagé
Arranjo definitivo da SE Livramento,
230 kV, autorizado pela Resolução Aneel
nº 016/2001
Novembro/02
LT 500 kV Sapeaçu – Camaçari II para
abril/2003 (substitui LT 230 kV Camaçari
II – Gov. Mangabeira indicada no PAR
anterior e em análise pela ANEEL)
OBSERVAÇÃO
Até a entrada em operação das
linhas UTE Uruguaiana –
Maçambará haverá limitação no
despacho pleno simultâneo da UTE
Uruguaiana e da Conversora Rivera
A entrada em operação da linha foi
definida por estudos recentes do
CCPE que indicaram a necessidade
da complementação em 500 kV da
interligação Nordeste – Sudeste.
460 / 478
AGENTE
UHE PORTO ESTRELA
2 x 56 MW
UTE CANOAS
2 x 160 +
1 x 180 MW
ONS
PAR 2003-2005
PARECER
13/2001
CTA DAT-247/01
(14.09.01) – Rev.1
20/2001
CTA DAT-304/01
(10.10.01)
CTA DAT-073/02
(12.03.02) – Rev. 1
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Em operação
Adequação das proteções nos terminais
Itabira 2-Ipatinga 1 230 kV
Maio/02
OBSERVAÇÃO
Até a entrada da 1ª unidade (2002)
Adequação das proteções nos terminais
de C. Industrial e Gravataí 2
Substituição dos disjuntores 138 kV dos
trafos 2 e 3 da SE Cachoeirinha e o
disjuntor 138 kV do trafo 2 da SE
Scharlau (fora da Rede Básica)
Até a entrada da 2ª unidade (2004)
Substituição dos disjuntores dos
terminais da linha Cidade Industrial Gravataí 230 kV C1/C2 em Cidade
Industrial (obra a cargo do acessante)
Substituição de 20 disjuntores da SE
Cidade Industrial 230 kV e troca dos reles
de proteção dos módulos de 230 kV
461 / 478
AGENTE
PARECER
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Novembro/03
Recapacitação da linha Gov. Valadares –
Aimorés 230 kV
2º Circuito da linha Aimorés –
Mascarenhas 20 km
Pátio 230 kV da SE Mascarenhas
Duplicação da transformação 230/138 kV
– 150 MVA da SE Mascarenhas (fora da
Rede Básica)
Abril/02
Linha de transmissão Cauipe-Fortaleza II
C1 230 kV
UHE AIMORÉS
3 x 116 MW
19/2001
CTA DAT-338/01
(07.11.01)
UTE TERMOCEARÁ
4 x 50 + 1 x 70 MW
24/2001
CTA DAT-380/01
(21.12.01)
UTE FORTALEZA
2 x 112 + 1 x 123 MW
23/2001
CTA DAT-006/02
(08.01.02)
Dezembro/03
UTE TERMOAÇU
2 x 157,5 MW
01/2002
CTA DAT-024/02
(28.01.02)
Outubro/03
ONS
PAR 2003-2005
Linha de transmissão Cauipe-Fortaleza II
C2 - 230 kV (além do C1 já citado acima)
Recapacitação do barramento 230 kV da
SE Cauípe
Substituição de 6 disjuntores 69 kV da SE
Fortaleza (fora da Rede Básica)
Linha de transmissão Paraíso-Açu II 230 kV (obra já prevista no PAR
2002/2004)
Recapacitação da linha Açu II – Mossoró
II - 230 kV
OBSERVAÇÃO
(Obras já previstas no PAR
2002/2004)
Até que seja concretizada a
implantação da linha Cauípe –
Fortaleza II C1, o acessante deverá
implantar um esquema de alívio de
geração para perda na linha CauipeFortaleza I 230 kV
Caso não estejam presentes os dois
circuitos Cauipe-Fortaleza II, a UTE
Fortaleza não poderá ser
despachada simultaneamente com a
UTE Termoceará.
Caso não estejam presentes o
circuito Paraíso-Açu II e a
recapacitação do circuito Açu II –
Mossoró II, haverá restrição no
despacho da UTE.
462 / 478
AGENTE
PARECER
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Maio/02
2º autotransformador 500/230 kV da SE
Serra da Mesa – 400 MVA
UHE CANA BRAVA
3 x 157,2 MW
09/2002
CTA DAT-0877/02
(15.03.02)
SE PARAÍSO
230/138 kV
03/2002
CTA DAT-019/02
(23.01.02)
Março/03
SE TAUÁ
230/69 kV
02/2002
CTA DAT—012/02
(16.01.02)
Dezembro/03
ONS
PAR 2003-2005
OBSERVAÇÃO
Até a entrada em operação da
expansão da interligação Norte/Sul
haverá limitação no despacho pleno
simultâneo das UHE’s Lajeado,
Serra da Mesa, Cana Brava e
Tucuruí
Até a implantação do 2º
autotransformador 500/230 kV da SE
Serra da Mesa, haverá necessidade
de implantar esquema de corte de
geração para o caso de perda do
autotransformador existente
Subestação Seccionadora Paraíso (Obra Obra a ser implantada através do
incluída no PAR 2002/2004)
seccionamento de uma das linhas
Transformação 230/138 kV – 100 MVA
Campina Grande II – Natal II 230 kV
(fora da Rede Básica)
Obra necessária para implantação
da linha Paraíso-Açu II 230 kV a ser
licitada pela ANEEL
Linha de transmissão Milagres-Tauá
230 kV – 200 km
Barramento de 230 kV da SE Tauá
Transformação 230/69 kV – 2 x 100 MVA
(fora da Rede Básica)
463 / 478
AGENTE
SE LAGOA VERMELHA
230/138 kV
UTE ELETROBOLT
(360 MW)
UTE MACAÉ MERCHANT
4 x 4 x 178 + 4 x 45 MW
ONS
PAR 2003-2005
PARECER
04/2002
CTA DAT-023/02
28.01.02
Parecer emitido pela
LIGHT
005/2001
CTA DAT-076/01
(02.04.01)
CTA DAT-298/01
(04.10.01) Rev.
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Dezembro/03
Linha de transmissão Campos Novos –
Lagoa Vermelha – Santa Marta 230 kV –
180 km
Barramento de 230 kV da SE Lagoa
Vermelha
Transformação 230/138 kV – 150 MVA
(Fora da Rede Básica)
Duplicação da linha 230 kV Santo
Ângelo-Santa Rosa (Obra já prevista no
PAR 2002/2004)
Em operação
Seccionamento do barramento 138 kV da
SE Cascadura (fora da Rede Básica)
Reconfiguração da rede de distribuição
138 kV (fora da Rede Básica)
Trafo 230/138 kV da SE Nilo Peçanha
Em operação
Troca dos equipamentos terminais (TC’s,
chaves, etc) nas SEs Adrianópolis e
Campos, nos circuitos AdrianópolisCampos 345 kV
Substituição de um bay em Campos
138 kV e na UTEC 138 kV quando da
motorização da 1ª etapa completa da
UTE (fora da Rede Básica)
OBSERVAÇÃO
Importante para solucionar
sobrecargas na transformação
da SE Santa Marta e da SE
Passo Fundo e melhorar o
desempenho na distribuição.
(Obras já implantadas)
Em andamento a reconfiguração em
Cordovil, com instalação de 2 novos
vãos. Demais obras ainda pendentes
464 / 478
AGENTE
UTE TERMORIO
6 x 105,7 + 2 x 120 + 1 x
180 MW
UTE SÃO GONÇALO
190 MW
PARECER
Parecer emitido pela
CERJ para a etapa
provisória (conexão
138 kV)
Parecer emitido pelo
ONS para a etapa
definitiva em São
José (Rede Básica
até novembro de
2003)
CTA DAT-005/01 de
10.01.01
Parecer em
andamento
Conexão no Sistema
138 kV da CERJ
ONS
PAR 2003-2005
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Julho/02
Seccionamento do barramento 138 kV da
SE São José quando da 7ª unidade –
Fev/03 (fora da Rede Básica)
Remanejamento dos circuitos 138 kV que
saem da SE São José 138 kV (fora da
Rede Básica)
Obras de lançamento dos cabos do 2o
circuito de 138 kV Reduc-Imbariê (fora da
Rede Básica) na etapa provisória
Substituição de bay em Imbariê na etapa
provisória
Julho/02
OBSERVAÇÃO
A entrada em operação desta UTE
agrava os problemas de
carregamento na LT São José-Magé
138 kV, necessitando rever os limites
de carregamento ou procurar uma
solução de planejamento
Oficialmente o Parecer emitido
somente abrange a 1ª etapa
(190 MW)
Após a emissão do Parecer de
Acesso e assinatura do CUST, o
agente alterou completamente o seu
projeto, motivo pelo qual o Parecer
está sendo revisado pelo ONS
Troca de equipamentos nas subestações Impactos no sistema em avaliação
vizinhas em avaliação pela CERJ
pela CERJ no que se refere à
substituição de equipamentos
O atraso na entrada em operação
desta UTE agrava sobremaneira os
problemas de carregamento na LT
São José-Magé 138 kV acima
citados
465 / 478
AGENTE
UTE CAMPOS
80 MW
ONS
PAR 2003-2005
PARECER
Parecer em
andamento
Solicitou acesso à
Rede Básica
recentemente em
maio/02
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Dezembro/02
Substituição de 9 disjuntores na SE
Campos 138 kV, 3 disjuntores na SE
UTEC 138 kV e 5 disjuntores na SE
UTEC 69 kV (fora da Rede Básica)
Recapacitação dos circuitos CamposUTEC 138 kV (2 km) (fora da Rede
Básica), obra necessária
independentemente da entrada da usina
Ampliação da transformação 138/69 kV
da SE UTEC (fora da Rede Básica), obra
necessária independentemente da
entrada da usina
OBSERVAÇÃO
Cronologicamente a troca de
disjuntores será necessária quando
da operação conjunta das UTEs
Macaé, Norte Fluminense e Campos,
em Julho de 2003.
Do ponto de vista legal, Macaé e
Norte Fluminense já possuem
reserva de capacidade por terem
assinado os contratos de uso.
A UTE Campos poderá operar sem a
troca dos equipamentos até a
entrada da UTE Norte Fluminense,
quando se tornará interruptível caso
a troca de equipamentos não tenha
sido concluída.
466 / 478
AGENTE
UTE NORTE FLUMINENSE
3 x 223 + 1 x 342 MW
ONS
PAR 2003-2005
PARECER
08/2001
CTA DAT-113/01
(24.05.01)
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Julho/03
Ampliação do sistema 345 kV (em estudo
pelo CCPE)
Necessidade da linha de transmissão
Ouro Preto-Vitória 345 kV (obra prevista
no PAR 2002/2004)
Troca dos equipamentos terminais (TC,
Chaves, etc) nas SE’s Campos e Vitória,
nos circuitos Campos-Vitória 345 kV
Troca de 3 disjuntores na SE
Adrianópolis 345 kV
OBSERVAÇÃO
Caso não haja ampliação da rede
345 kV, haverá necessidade de corte
de carga/geração em caso de
contingência no circuito 345 kV no
trecho entre a UTE Macaé Merchant
e a SE Campos
A necessidade das obras em
Adrianópolis 345 kV está associada
ao efeito conjunto das UTE’s Macaé
Merchant, Norte Fluminense,
Campos, Paracambi e TermoRio
467 / 478
AGENTE
UTE SANTA CRUZ
2 x 175 MW
ONS
PAR 2003-2005
PARECER
Parecer em
andamento –
Conexão no sistema
da LIGHT
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Julho/03
Seccionamento do barramento 138 kV da
SE Jacarepaguá (fora da Rede Básica)
Recapacitação e reconstrução da rede de
conexão entre a UTE Santa Cruz e a SE
Jacarepaguá 138 kV (fora da Rede
Básica)
Recapacitação da SE Santa Cruz 138 kV
(fora da Rede Básica)
OBSERVAÇÃO
A SE Jacarepaguá 138 kV possui 6
bays de 37 kA que necessitam ser
trocados em Dez de 2002 e não
dependem da entrada em operação
da UTE Sta Cruz
Expansões adicionais em Sta Cruz
levarão à necessidade da troca dos
demais disjuntores da SE
Jacarepaguá
Light está analisando as informações
fornecidas por Furnas sobre
cronograma físico-financeiro das
obras nas demais instalações e
dados do Submódulo 3.5 referentes
à usina
Light aguardando posicionamento de
Furnas sobre remanejamento de
cargas para o ramal de Esperança
para facilitar a reconstrução das
linhas
Necessidade de definição de
medidas operativas na condição de
disjuntores superados na SE Sta
Cruz
468 / 478
AGENTE
PARECER
UTE PARACAMBI
2 x 187 + 1 x 184 MW
07/2002
CTA DAT-060/02
(01.03.02)
UTE SEPETIBA
2 x 810 MW
06/2002
CTA DAT-059/02
(01.03.02)
ONS
PAR 2003-2005
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Novembro/03
“bypass” na SE Adrianópolis 500 kV e
implantação de banco de reator de
500 kV chaveável na SE Adrianópolis e
Cachoeira Paulista
A CEMIG propõe a reconfiguração de sua
rede de 138 kV em S. João Del Rey. Esta
opção sobrecarrega em algumas
condições a LT Furnas - Pimenta 345 kV.
O CCPE está estudando alternativas de
expansão do sistema de 345 kV da bacia
do Rio Grande
Dezembro/04
Substituição de disjuntores na SE Itaorna
138 kV (fora da Rede Básica)
Troca adicional de 2 bays em
Adrianópolis 345 kV
OBSERVAÇÃO
O “bypass” na SE Adrianópolis
500 kV deve ser também associada
à entrada em operação do 3º circuito
Cachoeira Paulista – Adrianópolis.
As obras acima citadas estão
associadas não só a UTE
Paracambi, mas ao conjunto de
térmicas da área Rio e dependem do
despacho de geração do Rio Grande
Face problemas de curto-circuito
haverá necessidade de operar com o
síncrono da SE Grajaú desconectado
ou apenas ligado ao barramento de
500 kV (138 kV aberto)
As obras em Adrianópolis devem-se
ao efeito conjunto das térmicas
469 / 478
AGENTE
UHE ITAOCARA
3 x 65 MW
UHE SIMPLÍCIO
80 + 150 + 96 MW
PARECER
Parecer em
andamento.
Conexão ao sistema
138 kV da LIGHT
Parecer em
andamento.
DATA
ENTRADA EM
OBRAS NECESSÁRIAS
OPERAÇÃO
Dezembro/04
A entrada em operação desta UHE
sobrecarrega o tronco Ilha dos PombosMacabu 138 kV.
Também aumenta o fluxo na LT MacabuRocha Leão 138 kV e na transformação
138/69 kV-25MVA da SE Rio da Cidade.
Há necessidade de uma solução de
planejamento.”
2007
Necessita de ampliação / recapacitação
no trecho Ilha dos Pombos – Alvorada –
Macabu – 138 kV
OBSERVAÇÃO
A entrada em operação desta UHE
agrava o problema de carregamento,
já critico, da LT São José-Magé
138 kV
Também aumenta o fluxo na LT
Adrianópolis-Magé 138 kV e na
transformação 138/69 kV-25 MVA da
SE Rio da Cidade
Há necessidade de rever os limites
de carregamento da LT S.José-Magé
ou procurar uma solução de
planejamento (sistema fora da Rede
Básica)
Há necessidade de uma solução de
planejamento
Conexão ao sistema
138 kV da CERJ
ONS
PAR 2003-2005
470 / 478
9
REFERÊNCIAS
[1]
Procedimentos de Rede, Módulo 4 – Ampliações e Reforços na Rede Básica
[2]
ONS, "Planejamento da Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional Período janeiro/2002 a abril/2003”; Dez/2001
[3]
Procedimentos de Rede, Módulo 23 – Ampliações e Reforços na Rede Básica
[4]
ONS 2.1-011/2001;“Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período
2002/2004”; Jun/2001
[5]
ONS 2.1-011/2001 e CCPE 032/2001, “Programa Determinativo de Expansão da
Transmissão (PDET) – Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica (PAR) –
Obras Consolidadas – Período 2002 a 2004”; ONS/CCPE; Set/2001
[6]
ONS 2.1-040/2001, "Estudos para Identificação das Ampliações e Reforços na
Rede Básica – Período 2003/2005 - Termo de Referência"; Grupos Especiais N/NE,
SE/CO, S/MS; Dez/2001
[7]
CCPE, Plano Decenal de Expansão 2001-2009
[8]
ONS, Parecer de Acesso Diversos
[9]
Solicitações e consultas de Acesso diversas
[10] ONS, Pareceres sobre ampliações e reforços na Rede Básica;
[11] ONS, "Plano de Melhorias na Rede Básica - Ano 2000"; Mai/2000
[12] ONS, "Plano de Melhorias na Rede Básica - Ano 2001”;
[13]
ONS/CCPE, “Impacto das Térmicas do PPT – Área Rio”, ONS-GAT-012/2000,
CCPE/CTET-006/2000; novembro de 2000
[14] ONS/CCPE, ONS 2.1-019/2001, “Estudos para Reavaliação do Cronograma de
Obras da Interligação Sul/Sudeste – Relatório Final”, Agosto/2001
[15] ONS NT-3/132/2001, “Plano de Ação – Projeto 3.7.1 – Avaliação Eletronergética
para implantação de Interligações entre Subsistemas – Etapa 3”, Novembro/2001
[16] ONS/CCPE/MAE – NT 02/2001 – “Análise da Viabilidade de Implantação de
Submercado Único no Sistema Interligado Nacional – SIN - 1ª Etapa: Interligação
Sul / Sudeste-Centro-Oeste”, Dezembro/2001
[17] ONS-2.1-006/2001, “Plano de Ação - Projeto 3.7.1 – Avaliação Eletroenergética
para implantação de Interligação Entre Subsistemas: Análise Elétrica –
Determinação dos Intercâmbios entre Subsistemas considerando as Obras de
Transmissão Antecipadas”, Maio/2001.
[18] ONS-NT-057/2001, “Plano de Ação - Projeto 3.7.1 – Avaliação Eletroenergética
para implantação de Interligação Entre Subsistemas: Análise Energética –
Identificação dos Benefícios Energéticos Advindos de Antecipações nas
Interligações Norte/Sul II e Ibiúna/Bateias”, Maio/2001.
[19] ONS-NT-142/2001, “Avaliação da Expansão da Interligação Sul/Sudeste através da
LT 500 kV Londrina - Campinas”, Dezembro/2001.
[20] ONS-NT-030/2002, “Identificação de Reforços para maior acoplamento entre as
redes de 500 kV e 440 kV da Região Sudeste - Estudos para Melhorias das
Condições de Segurança do SIN – Configuração Ano 2004”; Março/2002
[21] ONS. Simulações Preliminares da Confiabilidade da Rede Básica, ONS-2.1002/2002, Projeto PD-1332 - Confiabilidade da Rede Básica. Rio de Janeiro.
Janeiro/2002
ONS
PAR 2003-2005
471 / 478
[22] ONS. Procedimentos Para Avaliação da Confiabilidade da Rede Básica, ONS-2.1042/2001, Projeto PD-1332 - Confiabilidade da Rede Básica. Rio de Janeiro.
Dezembro/2001.
[23] ONS. Desempenho Probabilístico de Linhas de Transmissão no Brasil, ONS-2.1033/2001, Projeto PD-1332 - Confiabilidade da Rede Básica. Rio de Janeiro.
Outubro/2001.
[24] ANDESA, “Estudos das Interligações Norte/Nordeste/Sudeste – Ciclo 2003-2006”,
Janeiro/2002
[25] ANDESA, “Avaliação do Limite de Transmissão no Horizonte de 2003 considerando
a entrada em Operação da Interligação SE/NE e o Trecho entre Serra da Mesa e
Miracema da Interligação N/S II – Avaliação da Antecipação do 2o Circuito Teresina
II – Fortaleza II 500 kV np Horizonte 2005”, Março/2002
[26] ENERGY CHOICE, “Avaliação da Necessidade de Compensação reativa Adicional
em decorrência da entrada da LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo”
[27] CCPE, Definição dos Reforços e da Compensação Reativa para Operação do
Terceiro Circuito Tucuruí – P. Dutra e das Interligações Norte/Sul II e Sudeste –
Nordeste – Fevereiro / 2001
[28] CCPE, Estudo das alternativas de atendimento às cidades de Miranda, Peritoró e
Coelho Neto no Estado do Maranhão. CCPE/CTET – 031/2001, junho/2001
[29] CCPE, Integração das Usinas de Santa Isabel, Serra Quebrada, Estreito, Tupiratins
e Marabá. CCPE/CTET – 040/2001, novembro/2001
[30] CCPE, Análise de alternativas de rotas para o 4o circuito do sistema de
transmissão associado a UHE Tucuruí 2a etapa. CCPE/CTET – 041/2001,
dezembro/2001
[31] CCPE, Expansão da Interligação Norte/Nordeste 005/2002 – abril de 2002
[32] Atas de reunião do Núcleo Executivo da Câmara de Gestão da Crise de Energia —
GCE de 12 e 26/03/02.
[33] ONS. Relatório de Integração das Térmicas do Rio de Janeiro — Revisão I, ONS2.1-022/2001, Novembro/2001.
ONS
PAR 2003-2005
472 / 478
Lista de Figuras, Quadros e Tabelas
Figuras
Figura 3.1 - Localização das principais usinas
térmicas na área RJ
Figura 3.2: Sistema Oeste da Cemig e Escelsa
Figura 4.1 - Configuração da interligação Sul/SE no
Horizonte do ano 2006 e os principais
pontos de medição de intercâmbio
Figura 4.2 - Configuração da interligação N/NE/SE no
Horizonte 2006 e os principais pontos de
medição de intercâmbio
Figura 4.3 – Evolução dos Limites de Intercâmbio das
Interligações Inter-regionais
Figura 4.4 – Avaliação preliminar de restrições ao
despacho da UHE Tucuruí
Figura 5.1: Evolução da Confiabilidade do Ciclo
2002-2004- Severidade (sistema-minuto)
Figura 5.2: Severidade Global para o mês de Junho
do Ciclo 2002-2004 (sistema-minuto)
Figura 5.3: Evolução da Confiabilidade por Nível de
Tensão – Severidade (sistema-minuto)
Figura 5.4: Segmentação do Sistema de
Transmissão – Severidade (sistema-minuto)
Figura 6.1 – Sistema Interligado Nacional –
Comparação entre ciclos
Figura 6.3 – Subsistema Norte – Comparação entre
ciclos
Figura 6.4 – Subsistema Norte – Distribuidoras
Figura 6.5 – Subsistema Nordeste – Comparação
entre ciclos
Figura 6.6 – Subsistema Nordeste Distribuidoras –
Comparação entre ciclos
Figura 6.7 – Subsistema Norte/Nordeste –
Composição por Agente e por Áreas (2004)
Figura 6.8 – Subsistema Norte/Nordeste – Áreas –
Comparação entre ciclos
Figura 6.9 – Subsistema Norte/Nordeste – Agentes –
Comparação entre ciclos
Figura 6.10 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste –
Comparação entre ciclos
Figura 6.11 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste –
Comparação entre ciclos – Áreas
Figura 6.12 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste –
Composição por Agente (2004)
Figura 6.13 – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste –
Agentes – Comparação entre ciclos
ONS
PAR 2003-2005
189
201
305
309
327
329
351
352
355
357
362
364
364
365
365
366
366
369
373
373
375
378
473 / 478
Figura 14 – Subsistema Sul + MS – Comparação entre
ciclos
Figura 15 – Área Rio Grande do Sul – Comparação
entre ciclos
Figura 16 – Subsistema Sul + MS – Composição por
Agente (2004)
Figura 17 – Subsistema Sul + MS – Agentes –
Comparação entre ciclos
Tabelas
Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas
Tabela 1.2 - Regiões Geoelétricas
Tabela 2.1 – Obras propostas neste PAR 2003-2005
que poderiam ser postergadas com
alteração dos Limites de Carregamento
Tabela 2.2 – Ampliações e Reforços na Rede Básica
necessários até 2005 sem definição de
concessão
Tabela 2.3 – Ampliações e Reforços na Rede Básica
necessários até 2005 (relação completa)
Tabela 2.4 – Acréscimo de Linhas de Transmissão
em km
Tabela 2.5 – Acréscimo de Linhas de Transmissão em
unidades
Tabela 2.6 – Aumento da Capacidade de
Transformação
Tabela 2.7 – Acréscimo do Número de
Transformadores
Tabela 2.8 – Aumento da Capacidade de
Transformação de Reserva
Tabela 2.9 – Acréscimo do Número de
Transformadores de Reserva
Tabela 2.10 – Estimativa de investimentos associados
ao PAR 2003-2005
Tabela 2.11 – Acréscimo em km de Linhas de
Tabela 2.12 – Acréscimo do Número de Linhas de
Transmissão
Tabela 2.13 – Aumento da Capacidade de
Transformação
Tabela 2.14 – Acréscimo do Número de
Transformadores
Tabela 2.15 – Aumento da Capacidade de
Transformação de Reserva
Tabela 2.16 – Acréscimo do Número de
Transformadores de Reserva
Tabela 2.17 – Estimativa de Investimentos para
Linhas de Transmissão e Transformadores
ONS
PAR 2003-2005
381
382
382
384
11
13
16
17
60
131
131
132
132
133
133
134
135
135
136
136
137
137
474 / 478
Previstos no PAR 2003-2005 – A ser
outorgado pela ANEEL
Tabela 3.1-1 – Subestações Atendidas por meio de
Circuitos Radiais Singelos
Tabela 3.1 – Obras na Rede Básica no Estado do Rio
Grande do Sul
Tabela 3.2 – Obras na Rede Básica no Estado de
Santa Catarina
Tabela 3.3 – Obras na Rede Básica no Estado do
Paraná
Tabela 3.4 – Obras na Rede Básica no Estado do Mato
Grosso do Sul
Tabela 3.5 – Obras no Estado do Rio de Janeiro
Tabela 3.6 – Usinas Térmicas previstas e cogitadas
no PAR 2003-2005
Tabela 3.7 – Obras na Rede Básica no Estado do
Espírito Santo
Tabela 3.8 – Energização em vazio da LT 345 kV Ouro
Preto - Vitória pelo terminal de Ouro Preto 2
– Tensões sustentadas em Vitória
Tabela 3.9 – Energização em vazio da LT 345 kV Ouro
Preto - Vitória pelo terminal de Vitória –
Tensões sustentadas em Ouro Preto
Tabela 3.10 – Obras na Rede Básica no Estado de
Minas Gerais
Tabela 3.11 – Usinas hidrelétricas previstas para o
Estado de Minas Gerais até 2005
Tabela 3.12 – Condição de carga leve para junho de
2005
Tabela 3.13 – Obras na Rede Básica no Estado de São
Paulo
Tabela 3.14 – Obras na Rede Básica no Estado de
Goiás e no Distrito Federal
Tabela 3.15 – Limites de Carregamento em Linhas de
Transmissão
Tabela 3.16 – Obras na Rede Básica no Estado do
Mato Grosso
Tabela 3.17 – Obras na Rede Básica no Estado do
Pará
Tabela 3.18 – Obras na Rede Básica no Estado do
Maranhão
Tabela 3.19 – Obras na Rede Básica no Estado do
Piauí
Tabela 3.20 – Obras na Rede Básica no Estado do
Ceará
Tabela 3.21 – Obras na Rede Básica no Estado do Rio
Grande do Norte
Tabela 3.22 – Obras na Rede Básica no Estado da
Paraíba
ONS
PAR 2003-2005
138
140
144
156
167
179
185
189
196
199
200
207
210
215
221
239
241
246
256
263
267
271
277
281
475 / 478
Tabela 3.23 – Obras na Rede Básica no Estado de
Pernambuco
Tabela 3.24 – Obras na Rede Básica no Estado de
Alagoas
Tabela 3.25 – Obras na Rede Básica no Estado de
Sergipe
Tabela 3.26 – Obras na Rede Básica no Estado da
Bahia
Tabela 4.1 – Descrição dos Intercâmbios
Considerados
Tabela 4.2 – Descrição dos Intercâmbios
Considerados
Tabela 4.3 – Despachos da UHE Itaipu
Tabela 4.4 – Parque Gerador Mínimo na região Sul
Tabela 4.5 – Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no cenário Sudeste Importador,
considerando Contingências Simples
Tabela 4.6 – Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE)
no cenário Sul e Sudeste Exportadores,
considerando Contingências Simples
Tabela 4.7 – Máximo Recebimento do Sul (RSUL) para
o cenário Sul Importador, considerando
contingências simples
Tabela 4.8 – Síntese dos Intercâmbios RSE e RSUL
nos Cenários analisados, a partir do ano
2004, considerando perda dupla da LT
500 kV Bateias - Ibiúna
Tabela 4.9 – Limites de intercâmbio para o ano 2005
considerando LT 500 kV Londrina Araraquara com trafo 500/440 kV em Assis e
contingências simples.
Tabela 4.10 – Ano 2003 - Resumo dos limites de
intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste
e Sudeste considerando o atraso na
operação da interligação Norte/Sul II, cenário
Norte Exportador
Tabela 4.11 – Período 2004 a 2006: Limites de
intercâmbio entre as regiões Norte,Nordeste
e Sudeste considerando o atraso na
operação da interligação Norte/Sul II, cenário
Norte Exportador
Tabela 4.12 – Ano 2003: Resumo dos limites de
intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste
e Sudeste considerando o atraso na
operação da interligação Norte/Sul II, cenário
Sudeste Exportador
Tabela 4.13 – Período 2004 a 2006: Limites de
intercâmbio entre as regiões Norte,Nordeste
e Sudeste considerando o atraso na
ONS
PAR 2003-2005
285
290
293
297
306
307
311
312
313
314
314
315
316
319
320
321
476 / 478
operação da interligação Norte/Sul II, cenário
Sudeste Exportador
Tabela 4.14 – Ano 2003: Resumo dos limites de
intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste
e Sudeste considerando o atraso na
operação da interligação Norte/Sul II, cenário
Nordeste Exportador
Tabela 4.15 – Período 2004 a 2006 - Limites de
intercâmbio entre as regiões Norte,Nordeste
e Sudeste para o cenário Nordeste
Exportador
Tabela 4.16 – Ano 2004: Resumo dos limites de
intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste
e Sudeste considerando as usinas
termelétricas no Ceará, para o cenário
Nordeste Exportador
Tabela 4.17 – Ano 2004: Resumo dos limites de
intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste
e Sudeste considerando as usinas
termelétricas no Ceará, para o cenário Norte
Exportador
Tabela 4.18 – Ano 2004: Resumo dos limites de
intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste
e Sudeste considerando as usinas
termelétricas no Ceará, para o cenário
Sudeste Exportador
Tabela 4.19 – Sensibilidade com relacão ao Trip de
máquinas de Itaipu 60 Hz (aumento do RSE)
versus FSM (aumento da injecão de potencia
na região de Serra da Mesa).
Tabela 4.20 – Sobrecargas identificadas nos circuitos
de 230 kV do Sul quando da operação
próximo aos limites de intercãmbio
Tabela 4.21 – Maiores carregamentos do Trafo
750/500 kV de Ivaiporã (Sul Exportador)
Tabela 5.1: Dados Estocásticos para Circuitos de
Transmissão da Rede Básica
Tabela 5.2: Evolução da Confiabilidade do Ciclo
2002-2004- PPC (%)
Tabela 5.3: Evolução da Confiabilidade do Ciclo
2002-2004- ENS (MWh/ano)
Tabela 5.4: Evolução da Confiabilidade do Ciclo
2002-2004- Severidade (sistema-minuto)
Tabela 5.5: Mensuração do Risco por Severidade
Tabela 5.6: Severidade Global para o mês de Junho
do Ciclo 2002-2004 (sistema-minuto)
Tabela 5.7: Confiabilidade por Nível de Tensão PPC (%)
ONS
PAR 2003-2005
322
323
324
325
326
326
335
337
341
348
350
350
351
351
352
354
477 / 478
Tabela 5.8: Confiabilidade por Nível de Tensão –
ENS (MWh/ano)
Tabela 5.10: Segmentação do Sistema de
Transmissão – PPC (%)
Tabela 5.11: Segmentação do Sistema de
Transmissão – ENS (MWh/ano)
Tabela 5.12: Segmentação do Sistema de
Transmissão – Severidade (sistema-minuto)
Tabela 6.5 – Previsão de Carga do Subsistema
Norte/Nordeste – Agentes (MW)
Tabela 6.6 – Taxas de Crescimento e desvios entre
ciclos – Subsistema Norte/Nordeste –
Agentes (%)
Tabela 6.7 – Previsão de Carga para o Subistema
Sudeste/Centro-Oeste (MW)
Tabela 6.8 – Taxas de Crescimento e diferença entre
ciclos – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
(%)
Tabela 6.1 – Previsão de Carga para o Subistema Sul
+ MS (MW)
Tabela 6.2 – Taxas de Crescimento e desvios entre
ciclos – Subsistema Sul + MS (%)
Tabela 6.3 – Níveis de Tensão da Rede Básica (fasefase) em Corrente Alternada
Tabela 6.4 – Fator de Potência nos Pontos de
Conexão
Tabela 7.1 – Locais onde foi observada sobrecarga
em condições normais de operação
Tabela 8.1 – Resumo dos processos de consulta e
solicitação de acesso
Tabela 8.2 – Resumo dos Pareceres de Solicitação de
Acesso - Impacto sobre a Transmissão
ONS
PAR 2003-2005
354
356
356
356
371
372
376
377
383
383
386
387
392
458
459
478 / 478