Estudos do Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico

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1 Governo Federal Ministério de Minas e Energia Ministro Silas Rondeau Cavalcante Silva Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Márcio Pereira Zimmermann Diretor do Departamento de Planejamento Energético Iran de Oliveira Pinto Estudos do Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico Estudos da Expansão da Transmissão Análise dos Sistemas Regionais- Subsistema Sul e Estado do Mato Grosso do Sul Ciclo Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n , de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras. Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro Diretor de Estudos da Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Bioenergia José Alcides Santoro Martins Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel URL: Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo Equipe Técnica Alzira Noli Edna Araújo Jurema Ludwig Laura Bahiense Maria de Fátima Gama Roberto Rocha No. EPE-DEE-RE-044/2005 Data: 21 de novembro de 2005 Sede SAN Quadra 1 Bloco B 1º andar Brasília DF Escritório Central Av. Rio Branco nº 1, 11º andar Rio de Janeiro RJ

2 Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

3 Índice 1 Introdução e Objetivo Sistema Interligado Nacional Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil Intercâmbios Regionais... 9 Interligação Sul-Sudeste Interligação Norte-Sudeste Interligação Norte-Nordeste Interligação Sudeste-Nordeste Interligação Acre-Rondônia Sudeste Recomendações Configuração de Referência Critérios Utilizados Sistema de Transmissão e Análise de Desempenho Região Sul e Estado do Mato Grosso do Sul Plano de Geração Regional Evolução do Mercado Regional Sistema Elétrico Análise da Rede Básica de Transmissão em 525kV Estado do Rio Grande do Sul Evolução do Mercado e da Potência Instalada Sistema Elétrico Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s Análise de desempenho da Rede Básica Análise de desempenho da Rede de Distribuição Área de atuação da AES Sul Área de atuação da RGE Área de atuação da CEEE-D Estado de Santa Catarina Evolução do Mercado e da Potência Instalada Sistema Elétrico Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s Análise de desempenho da Rede Básica Análise de Desempenho da Rede de Distribuição Área de atuação da CELESC Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

4 6.4 Estado do Paraná Evolução do Mercado e da Potência Instalada Sistema Elétrico Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s Análise de desempenho da Rede Básica Estado do Mato Grosso do Sul Evolução do Mercado e da Potência Instalada Sistema Elétrico Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s Análise de desempenho da Rede Básica Análise de desempenho da Rede de Distribuição Área de atuação da ENERSUL Equipe de Trabalho Anexos Compensadores existentes Reatores existentes Capacitores shunt existentes Capacidade Geradora Instalada Programa de Geração de Referencia PROINFA Cargas Ativas Cargas Reativas Perdas Mapas Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

5 APRESENTAÇÃO As atividades relativas ao planejamento da transmissão em caráter regional eram conduzidas pelos Núcleos de Articulação Regional do CCPE (Comitê Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos), com a colaboração das concessionárias de transmissão e de distribuição na sua área de atuação. Com a criação da Empresa de Pesquisa Energética EPE, instituída nos termos da Lei n o , de 15/03/2004, e do Decreto n o 5.184, de 16/08/2004, os estudos associados ao Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica e ao Plano de Expansão da Transmissão (PET), anteriormente conduzidas no âmbito do mencionado CCPE, passaram a se constituir em serviços contratados pelo MME à EPE, em conformidade com o Ofício-Circular no. 095/2005/SPE/MME. Dentro deste novo contexto, os antigos Núcleos de Articulação Regional (NAR) do CCPE foram substituídos por Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET) de apoio à EPE. Estes grupos, de natureza regional, vêm mantendo a mesma formação dos anteriores no que diz respeito à abrangência das empresas participantes. Problemas críticos de atendimento às cargas destas regiões, detectados na análise de desempenho do sistema no decênio pelo Plano Decenal serão estudados pelos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET) assim divididos: Grupo de Estudo de Transmissão Sudeste GET-SE/CO Empresas participantes: AMPLA,CDSA, CEB, CELG, CEMAT, CEMIG, CENF, CFLCL, ELETRONORTE, ESCELSA, FURNAS, LIGHT. Grupo de Estudo de Transmissão São Paulo GET-SP Empresas participantes: AES-TIETÊ, BANDEIRANTE, CESP, CLFSC, CPFL PAULISTA, CPFL PIRATININGA, CTEEP, DUKE-GP, ELEKTRO, ELETROPAULO, EMAE, GRUPO REDE e quando necessário, demais Concessionárias de Distribuição do Estado de São Paulo. Grupo de Estudo de Transmissão Sul GET-SUL Empresas participantes: ELETROSUL,CEEE-T, COPEL-T, CELESC, TGE, AES SUL, CEEE-D, COPEL-D, ENERSUL e CPFL-G Grupo de Estudo de Transmissão Norte GET-NO Empresas participantes: ELETRONORTE, CELPA, CEMAR, CELTINS Grupo de Estudo de Transmissão Nordeste GET-NE Empresas participantes: CHESF, CEPISA, COELCE, COSERN,SAELPA,CELB,CELPE, CEAL, ENERGIPE, COELBA. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

6 1 Introdução e Objetivo A expansão da transmissão, no novo contexto setorial, deve ser estabelecida de forma robusta o suficiente para que os agentes de mercado tenham livre acesso à rede possibilitando um ambiente propício para a competição na geração e na comercialização de energia elétrica. Desempenha, ainda, um importante e relevante papel de interligar os submercados, permitindo a busca na equalização dos preços da energia, por meio da minimização dos estrangulamentos entre os submercados, permitindo a adoção de um despacho ótimo do parque gerador. Os estudos para elaboração do Plano Decenal de Transmissão dos sistemas interligados são executados a partir das Projeções de Mercado e do Plano de Geração com a utilização dos critérios de planejamento vigentes e visa: Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos regionais realizados em grupos específicos, no âmbito dos GET s Grupos de Estudos de Transmissão Regionais; Compatibilizar os planos de obras resultantes dos demais estudos desenvolvidos pela EPE (interligações regionais, integração de novas usinas, etc.); Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos de expansão do sistema de distribuição; Apresentar o diagnóstico de desempenho do Sistema Interligado Nacional SIN, em condição normal e em emergência (n-1), com base nos planos de obras citados; Recomendar estudos específicos para solucionar os problemas detectados no diagnóstico de desempenho do sistema; Elaborar e manter atualizados o Plano Decenal de Expansão da Transmissão; e Atualizar a infra estrutura de dados de fluxo de potência no horizonte decenal. No capítulo 2 é feita uma caracterização do Sistema Interligado Nacional SIN, de forma a proporcionar uma contextualização do sistema da Região Sul, objeto desse relatório, no sistema brasileiro. As análises da evolução e do desempenho dos sistemas de transmissão do sistema interligado da região Sul e do estado do Mato Grosso do Sul, são descritas no capítulo 9, com a indicação das principais obras de transmissão correspondentes. O Plano de Obras considerado nas análises deste ciclo 2006/2015, assim como a estimativa de custos associada, compõem o Relatório de Estimativa de Custos da Expansão da Transmissão ciclo 2006/2015 emitido pela EPE. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

7 2 Sistema Interligado Nacional O Sistema Interligado Nacional, devido à extensão territorial e ao parque gerador predominantemente hidráulico, se desenvolveu utilizando uma grande variedade de níveis de tensão em função das distâncias envolvidas entre as fontes geradoras e os centros de carga. Desta forma, a Rede Básica de transmissão, compreende as tensões de 230kV a 750kV, com as principais funções de: transmissão da energia gerada pelas usinas para os centros de carga; integração entre os diversos elementos do sistema elétrico para garantir a estabilidade e confiabilidade à rede; interligação entre as bacias hidráulicas e regiões com características hidrológicas heterogêneas de modo a otimizar o uso da água; e integração energética com os países vizinhos como forma de otimizar os recursos e aumentar a confiabilidade do sistema. Figura 2.1 Diagrama do Sistema Interligado Nacional OBS: Informação obtida no site do ONS - Mapas do SIN - outubro de 2005 Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

8 2.1 Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil As projeções de mercado para os patamares de carga pesada, média e leve foram informadas pelas empresas e consolidados, no decorrer das análises, com os estudos de mercado da EPE. As projeções de carga para os três patamares estão apresentadas nas tabelas em anexo. Tabela Projeção de Mercado - Setembro de 2005 Projeção de Mercado - Consumo Total (GWh) Sistema Norte Interligado NE Interligado SE/CO Interligado Sul Interligado Total SIN Projeção da Carga Própria de Energia (MWmédio) Sistema Norte Interligado NE Interligado SE/CO Interligado Sul Interligado Carga SIN A capacidade instalada total no BRASIL é de MW distribuídos em sete tipos de empreendimentos de geração. A tabela e o gráfico abaixo mostram a composição da matriz energética brasileira com destaque para as usinas hidráulicas - UHE s e térmicas - UTE s. Tabela Matriz energética - Setembro de 2005 T ip o E m p re e n d im e n to s e m O p e ra ç ã o Q u a n tid a d e P o tê n c ia In s ta la d a (M W ) U H E < 1 M W ,1 0 E O L ,0 3 P C H ,4 1 S O L 1 0 0,0 0 U H E ,9 2 U T E ,3 6 U T N ,1 7 T o ta l % Milhares MW UHE<1MW EOL PCH SOL UHE UTE UTN OBS: Informação obtida no site da ANEEL - BIG (Banco de Informações de Geração) - Setembro de 2005 Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

9 Legenda com as siglas utilizadas nas tabelas: UHE Usina Hidrelétrica UTE Usina Termelétrica EOL Central Geradora Eolielétrica PCH Pequena Central Hidrelétrica SOL Central Geradora Solar Fotovoltaica UTN Usina Termonuclear O Plano de Geração de referência considerado nos estudos foi proposto pela EPE, levandose em consideração as informações do DMSE - 14/07/2005 divulgadas por ocasião do início dos estudos, em julho de Tabela Plano de Geração de Referência - EPE Julho de 2005 Ano SE/CO S NE N existente Manaus Rondônia Madeira BMonte TOTAL PREVISTO Plano de Geração /2015 ( MW ) Sistemas Isolados TOTAL TOTAL ( Existente + Previsto ) Intercâmbios Regionais O Sistema Interligado Nacional SIN está dividido em 4 subsistemas - Sul, Sudeste/Centro- Oeste, Norte e Nordeste. Estes sistemas estão interligados possibilitando a otimização energética entre as bacias hidrográficas das regiões, aproveitando a diversidade hidrológica existente. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

10 Sul (S) Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná. Sudeste - Centro-Oeste (SE/CO) Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, São Paulo, Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul. Norte (N) Pará, Tocantins e Maranhão. Nordeste (NE) Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia. Para elaboração do Plano Decenal da Transmissão os intercâmbios regionais escolhidos, dado importante para a definição dos despachos nas regiões analisadas, teve como objetivo a obtenção de um conjunto de casos base adequados para as análises do ciclo 2006/2015. Cabe notar que estes intercâmbios não se baseiam em estudos energéticos nem têm a intenção de explorar a capacidade das interligações, sendo estas possibilidades analisadas em estudos específicos a serem desenvolvidos no âmbito da EPE. Na definição dos intercâmbios Sudeste/Sul, Norte/Sudeste, Sudeste/Nordeste e Norte/Nordeste foram considerados dois cenários, a saber: nos anos pares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o regime hidrológico representativo do segundo semestre do ano, quando a região Sul é exportadora para o Sudeste e este exportador para o Norte e o Nordeste. nos ímpares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o regime hidrológico representativo do primeiro semestre do ano, quando a região Sul é importadora do Sudeste e este importador do Norte e exportador para o Nordeste. Figura Intercâmbios Região Norte Região Nordeste Anos Pares Região Sudeste Anos Ímpares Região Sul Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

11 Interligação Sul-Sudeste As interligações elétricas existente entre as regiões Sul e Sudeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas. A implantação da LT Londrina-Assis-Araraquara e da SE Assis 500/440kV de 1500MVA, prevista para o ano de 2006, completa a configuração representada ao longo do ciclo 2006/2015. Esta interligação considera as seguintes linhas de transmissão: Transformadores de Ivaiporã 750/525kV (3 x 1650MVA); LT Ibiúna - Bateias I e II em 525kV; LT Londrina - Assis em 525kV; LT Guaíra - Dourados em 230kV; LT Londrina - Assis em 230kV; LT Londrina (COPEL) - Assis em 230kV; LT Itararé Jaguariaíva em 230kV (prevista); LT Figueira - Chavantes em 230kV; LT Loanda - Rosana em 138kV; LT Eldorado Guairá em 138kV; LT Paranavaí - Rosana em 138kV (prevista) e; LT Andirá - Salto Grande I e II em 88kV. Interligação Norte-Sudeste As interligações elétricas existente entre as regiões Norte e Sudeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas. Atualmente, esta interligação é formada por dois circuitos em 500kV desde a SE Imperatriz até Serra da Mesa, foram leiloados em nov/2005, 2600km de linhas de transmissão em 500kV, que formarão o terceiro circuito desta interligação.a partir de Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

12 Como a usina de Lajeado pertence ao submercado Sudeste, esta interligação é medida através do somatório dos fluxos de potência ativa nos três circuitos da LT Miracema-Gurupi. Interligação Norte-Nordeste As interligações elétricas existente entre as regiões Norte e Nordeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas. A interligação Norte-Nordeste existente é constituída pelas linhas de transmissão em 500 kv Presidente Dutra - Boa Esperança e Presidente Dutra Teresina C1 e C2. O segundo circuito em 500 kv entre Teresina e Fortaleza será comissionado em fevereiro de 2006 e a expansão desta interligação será dará com a entrada em operação da LT 500 kv Colinas Ribeiro Gonçalves São João do Piauí Sobradinho, já licitada, entrando em operação em maio de Interligação Sudeste-Nordeste As interligações elétricas existente entre as regiões Nordeste e Sudeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas. A interligação Sudeste-Nordeste é constituída pela linha de transmissão em 500 kv entre Serra da Mesa Correntina Bom Jesus da Lapa Ibicoara Governador Mangabeira. Interligação Acre-Rondônia Sudeste A interligação do sistema da região Sudeste/Centro Oeste com o sistema, atualmente isolado, dos estados do Acre e Rondônia está prevista para entrar em operação em final de 2007 e, portanto está representada nos casos de fluxo de potência a partir do ano de A previsão desta interligação, caso se concretize a disponibilidade de gás na região, é de operar nos dois sentidos. Entretanto, foi implantado neste ciclo apenas com a região Sudeste exportadora. A interligação Acre-Rondônia Sudeste considera o fluxo de potência ativa das LT s Jauru- Vilhena I e II em 230kV. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

13 Figura Esquema das Interligações Interligação Norte-Nordeste Interligação ACRO-SE Interligação Norte-Sul Interligação Sudeste-Nordeste Sudeste/Centro-Oeste Interligação Sul-Sudeste Tabela Intercâmbios Regionais CARGA PESADA Interligações N-NE SE-NE N-SE S-SE SE-Acre-Rondônia CARGA MEDIA Interligações N-NE SE-NE N-SE S-SE SE-Acre-Rondônia CARGA LEVE Interligações N-NE SE-NE N-SE S-SE SE-Acre-Rondônia Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

14 3 Recomendações Considerando as análises de desempenho realizadas neste Plano Decenal para a região Sul e Mato Grosso do Sul, recomendamos a formação de Grupos de Trabalho para o desenvolvimento de estudos específicos para: reavaliar a compensação reativa no sistema interligado da Rede Básica da região Sul; avaliar o impacto do desbalanço de despachos entre as usinas das bacias dos rios Iguaçu e Uruguai no sistema de transmissão da Rede Básica, considerando os cenários de intercâmbios Sul/Sudeste; analisar o atendimento elétrico ao estado do Mato Grosso do Sul; analisar o atendimento elétrico às regiões metropolitana de Porto Alegre e de Caxias; analisar o atendimento elétrico à região Noroeste do estado do Rio Grande do Sul; analisar o atendimento à região Sul do estado do Rio Grande do Sul, incluindo a área abrangida por Guaíba, Eldorado e Camaquã; analisar o atendimento elétrico às regiões de Uberaba e Cidade Industrial na região metropolitana de Curitiba; verificar a necessidade de expansão da transformação nas subestações de fronteira da Rede Básica (RBF); identificar os níveis de curto circuito nas subestações do sistema interligado da Rede Básica (RB) em função de sua importância na realização dos estudos de planejamento; e identificar os níveis máximos de intercâmbios entre as regiões Sul e Sudeste, levando-se em consideração os novos elos de interligação previstos. Recomendamos que os próximos estudos realizados pelas distribuidoras para atendimento ao seu mercado contemplem o mesmo período de análise definido pelo Plano Decenal. Recomendamos, ainda, que sejam envidados esforços no sentido de que as soluções apontadas nos estudos para a região Sul, tanto para a Rede Básica (RB), Rede Básica de Fronteira (RBF), expansão das Demais Instalações de Transmissão (DIT) e na rede de distribuição, sejam viabilizadas de modo a não comprometer a otimização do planejamento da expansão da transmissão do sistema interligado. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

15 4 Configuração de Referência A base de dados referente à topologia da rede foi atualizada a partir dos dados do ciclo anterior, com as atualizações pertinentes resultantes dos Estudos Especiais da Transmissão, dos empreendimentos consolidados no PET (Plano de Expansão da Transmissão) e atualizações de topologia das empresas distribuidoras referentes as suas áreas de atuação. Para o entendimento e interpretação dos resultados, estamos destacando alguns termos técnicos e expressões utilizadas: Rede Básica (RB) - Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios: linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230kV. Rede Básica de Fonteira (RBF) - Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios: transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230kV, bem como as respectivas conexões e demais equipamentos ligados ao terciário Demais Instalações de Transmissão (DIT s) - Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios: linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo; interligações internacionais e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica; e linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica. A relação dos equipamentos existentes e sua evolução está apresentada nas tabelas do anexo. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

16 5 Critérios Utilizados As análises desenvolvidas seguem os critérios de desempenho usuais de planejamento, conforme documento Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão, de novembro/2002, do CCPE. Despachos de Geração Considerados: A partir do estabelecimento dos intercâmbios, os despachos regionais obedeceram os seguintes critérios: usinas hidráulicas adotou-se uma reserva girante mínima de 10% da potência instalada; usinas térmicas a gás e a carvão foram respeitados os limites mínimos e máximos de potência correspondentes a cada usina; e usinas eólicas 30% da potência instalada que corresponde ao fator de capacidade das usinas Limites de Carregamento da Transmissão: Foram adotados os limites de carregamento segundo os critérios abaixo: para as linhas de transmissão e transformadores existentes, constantes das Resoluções ANEEL n e n de 2000, foram considerados os valores fornecidos pelas empresas em conformidade com os CPST s homologados pela ANEEL. para as linhas de transmissão e transformadores novos, com data de entrada em operação após as Resoluções ANEEL n e n de 2000, foram considerados os limites definidos CPST s homologados pela ANEEL. para as linhas de transmissão e transformadores previstos foram considerados os limites definidos pelos estudos de planejamento. Data de entrada dos empreendimentos: Foram considerados os seguintes critérios para definição da data de entrada dos empreendimentos definidos, em estudos específicos, para o período 2006/2015. empreendimentos com outorga da ANEEL data do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE empreendimentos planejados já consolidados com o ONS mas sem outorga da ANEEL 06/ prazo de execução constante no PET empreendimentos planejados mas sem consolidação com o ONS e sem outorga da ANEEL 06/ prazo de execução constante no PET empreendimentos planejados com data de necessidade após 2009 data indicada nos estudos. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

17 Cabe notar que as datas de entrada em operação de alguns empreendimentos constantes deste plano decenal diferem das datas de necessidade do PET em função da data de exeqüibilidade das mesmas. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

18 6 Sistema de Transmissão e Análise de Desempenho 6.1 Região Sul e Estado do Mato Grosso do Sul A Região Sul, constituída pelos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná, cumpre um importante papel na integração com os países do Mercosul, com destaque na importação/exportação de energia com a Argentina, Uruguai e Paraguai. A região possui uma extensa malha de Rede Básica em 525kV que constitui o sistema de conexão entre as usinas hidrelétricas das Bacias dos rios Iguaçu e Uruguai. Os grandes centros de carga são atendidos por subestações de 525/230kV, a partir das quais se desenvolve a malha de 230kV. Este sistema, além do atendimento ao mercado regional, participa da otimização energética entre as regiões Sul e Sudeste através de conexões com os estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul Plano de Geração Regional Este sistema possui uma capacidade instalada da ordem de MW, sendo MW hidráulicas (87%) e 3.875MW térmicas (11,6%), com a maior parte dos aproveitamentos hidráulicos localizados nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Paraná. A tabela abaixo mostra de forma detalhada a matriz energética da Região Sul + Mato Grosso do Sul com a inclusão da UHE Itaipu, por estar geograficamente localizada na Região Sul Paraná. Tabela Matriz energética da Região Sul + Mato Grosso do Sul Tipo Empreendimentos em Operação Quantidade Potência Instalada (MW) UHE<1MW ,12 EOL 3 8 0,02 PCH ,20 SOL 0 0 0,00 UHE ,02 UTE ,63 UTN 0 0 0,00 Total % Milhares MW 30,00 20,00 10,00 0,00 UHE<1MWEOL PCH SOL UHE UTE UTN OBS: Informação obtida no site da ANEEL - BIG (Banco de Informações de Geração) - Setembro de 2005 Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

19 Os aproveitamentos termoelétricos a carvão, integrados ao sistema de transmissão através de linhas de transmissão em 138kV e 230kV totalizam montantes de 538MW no Rio Grande do Sul, 857MW em Santa Catarina e 20MW no Paraná. As usinas térmicas a gás, UTE Uruguaiana (RS), UTE Canoas (RS) e UTE Araucária (PR) têm uma grande influência no sistema elétrico a que se integram, com impacto na expansão do sistema em função da possibilidade de despachos nulos. A tabela a seguir apresenta o Plano de Geração de referência adotado da Região Sul neste ciclo de planejamento Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

20 Tabela Plano de Geração Regional Usina SUL Data de Início da Motorização Potência Instalada Final (MW) STA CLARA JORDÃO set BARRA GRANDE nov MONTE CLARO jan CAMPOS NOVOS fev FUNDÃO jul CASTRO ALVES set UTE Canoas fev MONJOLINHO mar DE JULHO mar SALTO DO PILÃO set CACHOEIRINHA mar SÃO JOÃO mar SALTO GRANDE CHOPIM ago FOZ DO CHAPECÓ jan UTE Araucária jan UTE Carvão 350 jan TELÊMACO BORBA ago MAUÁ set GARIBALDI jan BAIXO IGUAÇU jan SAO ROQUE mar ITAPIRANGA abr CEBOLAO jun SÃO JOSE jul PASSO SÃO JOÃO out PARANHOS mar VOLTA GRANDE CHOPIM mar JATAIZINHO jun UTE Carvão 500 jan Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

21 A figura abaixo mostra a participação dos vários tipos de geração na matriz energética da Região Sul. Tabela Participação na Matriz Energética 100% POTÊNCIA INSTALADA - Região Sul 80% 60% 40% 20% 0% HIDRO GÁS CARVÃO Outras Evolução do Mercado Regional Os maiores centros de consumo da Região Sul estão localizados nas áreas metropolitanas de Porto Alegre e Caxias do Sul no Rio Grande do Sul; na área Metropolitana de Curitiba e região Norte do Paraná e na área Leste de Santa Catarina. Em sua maioria, estes centros de carga estão distantes das fontes de geração, e como tal, são atendidos por extensa rede de transmissão em alta tensão. As tabelas e os gráficos a seguir mostram a evolução das projeções de mercado de energia elétrica da Região Sul e do Mato Grosso do Sul (ENERSUL). Tabela Evolução das Projeções de Mercado Região Sul Evolução do Mercado - Região SUL Ano Pesada M édia Leve MW MW Evolução do Mercado - Região SUL C.Pesada C.Média C.Leve Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

22 Tabela Evolução das Projeções de Mercado Mato Grosso do Sul (ENERSUL) Evolução do Mercado - ENERSUL Ano Pesada Média Leve MW MW Evolução do Mercado - ENERSUL C.Pesada C.Média C.Leve No início dos estudos foi prevista uma compatibilização das Projeções de Mercado utilizada pelo Plano Decenal, fornecidas pelas empresas em meados do mês de Julho, e a Projeção de Mercado Consolidada, resultante dos estudos desenvolvidos pela EPE em conjunto com as empresas e divulgado em Setembro de O gráfico abaixo mostra a comparação entre as projeções onde se verifica que a compatibilização é desnecessária. Tabela Comparação entre as projeções de Mercado Plano Decenal EPE Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

23 6.1.3 Sistema Elétrico O sistema interligado da Região Sul + Mato Grosso do Sul é constituído por uma rede de transmissão de 2.745km em 525kV e km em 230kV, que formam a Rede Básica, um sistema em 138kV, 88kV e 69kV com 8.145km referente as Demais Instalações de Transmissão e uma Rede de Distribuição com km nas tensões de 138kV a 34,5kV. As empresas ELETROSUL, COPEL-T e CEEE-T são as principais responsáveis pela Rede Básica e as empresas CELESC, COPEL-D, CEEE-D, AES-Sul e RGE são as principais concessionárias de distribuição que atendem a Região Sul. A ENERSUL é a principal concessionária de distribuição do Mato Grosso do Sul sendo responsável pelo atendimento a 94% dos municípios do estado. As interligações internacionais constituem característica marcante da Região Sul, destacando-se as interligações com a Argentina através da Conversora de Garabi (2100MW) e da Conversora de Uruguaiana (50MW), a interligação com o Uruguai através da Conversora de Rivera (70MW) e a interligação Copel/Ande através de um conversor de 55MW Análise da Rede Básica de Transmissão em 525kV Considerando o programa de obras previsto para atendimento a região Sul, foram feitas as seguintes verificações. Análise em Regime Normal Perfil de tensão As avaliações realizadas demonstraram não haver problemas com relação ao controle de tensão no sistema de 525kV da região Sul para carga pesada e média. Nestes dois patamares de carga o perfil de tensão observado se encontra entre 0,99 e 1,02 pu, na maioria dos casos analisados. No patamar de carga média, para se estabelecer um perfil de tensão adequado no sistema de 525kV que atende a região metropolitana de Porto Alegre é necessário que a tensão nos barramentos de 525kV de Itá, Machadinho e Campos Novos seja superior a 1,03 pu. Na carga leve, são verificados problemas quanto ao controle de tensão dos barramentos de 525kV das SE s Blumenau, Biguaçu, Campos Novos, Caxias e Nova Santa Rita em alguns anos do período de análise. Destes casos, o mais crítico é o da SE Biguaçu, pois apresenta problema de controle de tensão após o ano de Esta situação é agravada em condições hidráulicas desfavoráveis na região Sul. Fluxo em linhas de transmissão e transformadores Durante todo o período não são observadas violações quanto a limites de carregamento de Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

24 linhas e transformadores em regime normal de operação no sistema de 525kV da região Sul. Análise de Contingências Perfil de tensão Os maiores problemas relacionados a contingências neste sistema são quanto ao controle de tensão na própria malha de 525kV em alguns casos no sistema de 230kV da região atendida. A seguir são apresentadas as análises realizadas por região. a. Região de Ponta Grossa A perda da LT 525kV Areia Curitiba ou da LT 525kV Areia Bateias provoca subtensão no barramento de 230kV de Ponta Grossa Norte em condição de intercâmbio Sudeste Sul, patamar de carga pesada, a partir de Neste ano a tensão atinge 0,9pu. b. Área leste de Santa Catarina Conforme mencionado anteriormente, o controle de tensão em carga leve dos barramentos de 525kV de Blumenau, Campos Novos e Biguaçu, em regime normal, é bastante difícil e obtido através de ajuste de tensão nas máquinas das usinas da bacia do Rio Uruguai e da UTE Jorge Lacerda para 0,95pu e com a manobra de todos os reatores de 525kV da região. Porém na perda das LT s 525kV Blumenau Biguaçu ou Blumenau Curitiba, em algumas situações não é possível adequar o nível de tensão no barramento de 525kV desta subestação mesmo com o ajuste de tensão das máquinas. No caso da perda da LT Blumenau Biguaçu, ano de 2009, condição de intercâmbio Sudeste-Sul, a tensão verificada é de 1,09 pu após o ajuste de tensão nas máquinas mencionadas. Caso seja implementado o mesmo ajuste de tensão nas máquinas da bacia do Rio Iguaçu, a tensão observada é de 1,08 pu. Nos anos posteriores não são observadas violações caso sejam implementados os ajustes mencionados. A perda da LT 525kV Blumenau Curitiba leva a problemas de controle de tensão nesta região ainda mais severos até o ano de As tabelas a seguir apresentam os resultados obtidos, onde se pode constatar a influência do forte incremento de geração hidráulica na Região Sul a partir de 2010, principalmente em Tabela Perfil de tensão em carga Leve na perda da LT 525kV Blumenau Curitiba com a tensão das usinas da bacia do Rio Uruguai e da UTE Jorge Lacerda em 0,95 pu SE s 525kV Tensão (pu) Blumenau 1,100 1,063 1,054 1,031 1,049 Biguaçu 1,110 1,072 1,059 1,033 1,051 C. Novos 1,064 1,031 1,018 1,001 1,015 Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

25 Tabela Perfil de tensão em carga Leve na perda da LT 525kV Blumenau Curitiba com a tensão das usinas da bacia do Rio Uruguai, Rio Iguaçu e da UTE Jorge Lacerda em 0,95 pu. SE s 525kV Tensão (pu) Blumenau 1,085 1,056 1,049 Biguaçu 1,095 1,064 1,054 C. Novos 1,045 1,022 1,012 Curitiba 0,969 0,952 0,961 Para a mesma contingência, na carga pesada, também são verificadas violações de tensão no barramento de 525kV de Biguaçu no período Porém nestes casos ainda existe a possibilidade de manobras de reatores e ajuste do perfil das máquinas. c. Regiões metropolitanas de Porto Alegre e Caxias. Esta região metropolitana, fortemente industrializada, apresenta um histórico de baixo perfil de tensão no sistema de 525kV em contingência, principalmente em patamar de carga média. No caso de Caxias isto se deve principalmente pela forte vinculação elétrica com a região metropolitana de Porto Alegre. Esta situação é agravada em cenários de hidraulicidade crítica no Rio Grande do Sul e despacho nulo da UTE Canoas. No curto prazo esta situação é muito mais grave, pois antes da implantação da LT 525kV Campos Novos Nova Santa Rita, a ser licitada este ano e prevista para entrar em operação em 2008, contingências nas LT s de 525kV que suprem a região provocam, no pior caso, subtensão no barramento de 525kV de Gravataí, atingindo 0,83 pu mesmo considerando o despacho da UTE Canoas. As tabelas a seguir apresentam o perfil de tensão nos barramentos de 525kV de Gravataí, Nova Santa Rita e Caxias em situação de contingência. Foram analisados, também, os casos após a implantação da LT 525kV Campos Novos Nova Santa Rita. Tabela 61.9 Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias Campos Novos SE s 525kV Tensão (pu) Gravataí 0,941 0,916 0,924 0,903 0,902 0,903 0,901 0,871 Caxias 0,952 0,936 0,944 0,919 0,922 0,923 0,923 0,894 N. S. Rita 0,952 0,928 0,934 0,917 0,916 0,916 0,914 0,886 Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

26 Tabela Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias Gravataí. SE s 525kV Tensão (pu) Gravataí 0,906 0,903 0,903 0,892 0,884 0,887 0,882 0,871 Caxias 1,030 1,052 1,048 1,008 1,017 1,030 1,019 1,005 N. S. Rita 0,927 0,923 0,922 0,910 0,902 0,906 0,901 0,892 Tabela Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias Itá. SE s 525kV Tensão (pu) Gravataí 0,931 0,914 0,913 0,899 0,896 0,898 0,891 0,850 Caxias 0,942 0,935 0,933 0,916 0,918 0,919 0,913 0,876 N. S. Rita 0,941 0,926 0,926 0,913 0,909 0,910 0,904 0,865 Tabela Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias Itá. SE s 525kV Tensão (pu) Gravataí 0,931 0,914 0,913 0,899 0,896 0,898 0,891 0,850 Caxias 0,942 0,935 0,933 0,916 0,918 0,919 0,913 0,876 N. S. Rita 0,941 0,926 0,926 0,913 0,909 0,910 0,904 0,865 Tabela Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV N. S. Rita C. Novos. SE s 525kV Tensão (pu) Gravataí 0,946 0,918 0,924 0,902 0,899 0,902 0,899 0,880 Caxias 0,980 0,962 0,968 0,940 0,941 0,945 0,943 0,926 N. S. Rita 0,948 0,923 0,928 0,911 0,906 0,909 0,906 0,887 Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

27 Tabela Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV N. S. Rita Itá. SE s 525kV Tensão (pu) Gravataí 0,904 0,892 0,893 0,884 0,875 0,879 0,862 0,825 Caxias 0,944 0,936 0,937 0,922 0,916 0,921 0,908 0,877 N. S. Rita 0,913 0,901 0,901 0,891 0,881 0,885 0,868 0,832 Para o patamar de carga pesada também foram verificadas violações na perda da LT 525kV Nova Santa Rita Itá, porém apresentando uma situação menos grave, visto que a tensão mínima observada foi 0,89 pu. Deve-se mencionar que apenas no ano 2012 não há despacho máximo da UTE Canoas. Caso seja considerado despacho nulo desta UTE, independentemente do despacho das UTEs Presidente Médici, Uruguaiana e Candiota (2010), são observadas violações de tensão ainda superiores ao apresentado nas tabelas anteriores. Tabela Perfil de tensão em carga Média para o ano 2011 e despacho nulo da UTE Canoas. Tensão (pu) SE s 525kV Itá - N.S.Rita Itá - Caxias C.Novos - N.S.Rita C.Novos - Caxias Caxias Gravataí Gravataí 0,831 0,867 0,870 0,872 0,869 Caxias 0,877 0,886 0,910 0,891 0,976 N. S. Rita 0,838 0,881 0,878 0,887 0,887 Tabela Perfil de tensão em carga Média para o ano 2013 e despacho nulo da UTE Canoas. Tensão (pu) SE s 525kV Itá - N.S.Rita Itá - Caxias C.Novos - N.S.Rita C.Novos - Caxias Caxias Gravataí Gravataí NC NC 0,843 0,851 0,854 Caxias NC NC 0,892 0,876 0,979 N. S. Rita NC NC 0,851 0,865 0,873 NC: Não Convergente Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

28 d. Região Noroeste do Rio Grande do Sul. O sistema elétrico da região é altamente dependente da SE 525/230kV Santo Ângelo e sofre influência do despacho da UTE Uruguaiana. Desta forma, a perda da LT 525kV Itá Santo Ângelo provoca violações de tensão nas SE s Santo Ângelo, Missões, São Borja e Santa Rosa. Deve-se mencionar que a LT 525kV Itá Santo Ângelo não pertence a Rede Básica, sendo considerado sistema de integração da Conversora de Garabi de propriedade da CIEN. As violações de tensão ocorrem nos dois sentidos de intercâmbio, embora haja diferenças no perfil de tensão da região com relação à importação de energia da Argentina através da Conversora de Garabi. As tabelas a seguir apresentam as violações mais severas observadas no período em função da importação de energia através da conversora Garabi A conectada a Santo Ângelo. Tabela Perfil de tensão em carga Média para o ano 2012 (interc. S-SE) na perda da LT 525kV Itá Santo Ângelo. SE s 230kV Tensão (pu) por importação de energia por Garabi A 0 MW 400 MW S. Ângelo 0,894 0,854 Missões 0,903 0,848 S. Borja 0,895 0,829 S. Rosa 0,900 0,876 Pode-se observar que as violações de tensão ocorrem independentemente da importação de energia da Argentina, porém é agravado na condição de intercâmbio Sul-Sudeste e importação de energia. Neste caso o despacho da UTE Uruguaiana foi definido, devido aos níveis de intercâmbio considerados, em aproximadamente 100MW. Na situação de intercâmbio Sudeste-Sul esta relação de redução no perfil de tensão em função do aumento da importação de energia não se verifica. Até uma determinada potência pode-se observar justamente o contrário, um aumento no perfil de tensão na região. Porém, caso se promova o aumento do montante de energia importado volta-se a observar uma degradação nas tensões. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

29 Tabela Perfil de tensão em carga Média para o ano 2011 (interc. SE-S) na perda da LT 525kV Itá Santo Ângelo. SE s 230kV Tensão (pu) por importação de energia por Garabi A 0 MW 400 MW 500 MW S. Ângelo 0,838 0,872 0,813 Missões 0,843 0,879 0,818 S. Borja 0,848 0,889 0,829 S. Rosa 0,857 0,891 0,838 Tabela Perfil de tensão em carga Média para o ano 2013 (interc. SE-S) na perda da LT 525kV Itá Santo Ângelo. SE s 230kV Tensão (pu) por importação de energia por Garabi A 0 MW 400 MW 500 MW 550 MW S. Ângelo 0,941 0,952 0,932 0,903 Missões 0,954 0,964 0,944 0,914 S. Borja 0,938 0,950 0,932 0,901 S. Rosa 0,945 0,957 0,941 0,915 Nestes dois casos o despacho da UTE Uruguaiana foi ajustado para o máximo valor de MWmédio definido pela portaria MME 153/2005, isto é, igual a 217 MW. Caso seja analisado o caso de despacho nulo desta UTE haverá um agravamento desta situação. e. Subestações de 525kV de Curitiba e Bateias. O sistema elétrico da região sofre forte influência do montante e do sentido do intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste e do despacho da UTE Araucária. Desta forma, para observar a robustez do sistema que atende esta região é importante realizar as análises de contingência para máximos valores de intercâmbio considerando o despacho pleno e nulo da UTE Araucária. No caso de referência, com os montantes de intercâmbio em torno de 3000 MW, que são menores que os valores máximos praticados nos estudos regionais, não houve problemas de controle de tensão na região. O mesmo se verificou na análise de contingência na condição de intercâmbio Sudeste-Sul máximo, em torno de 4000 MW, para qualquer situação de despacho da UTE Araucária. A tabela a seguir apresenta os resultados da análise com o intercâmbio Sul-Sudeste igual a 4400 MW em 2012 e 3500 MW em 2014 em que foram verificadas violações de tensão nos barramentos de 525kV de Curitiba e Bateias. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

30 Tabela Perfil de tensão em carga Pesada intercâmbio S-SE despacho nulo da UTE Araucária. Tensão (pu) SE s 525kV Normal Perda LT Areia - Bateias Perda LT Areia - Curitiba Bateias 0,964 0,945 0,920 0,882 0,919 0,878 Curitiba 0,955 0,951 0,905 0,898 0,903 0,896 Visto que a violação de tensão é verificada apenas em 2014 e que recentemente esta região foi plenamente estudada tendo como ano horizonte 2013, recomenda-se que seja monitorado nos próximos ciclos do Plano Decenal o perfil de tensão nestas subestações para identificar de forma definitiva a necessidade de um novo estudo. Fluxo em linhas de transmissão e transformadores A análise de contingência no sistema de 525kV demonstrou que os problemas estão mais concentrados e são mais severos com relação ao controle de tensão. Porém ainda são verificadas algumas violações de fluxo na análise do caso de referência do Plano Decenal. A tabela a seguir apresenta o diagnóstico das sobrecargas em linhas de transmissão e transformadores em função das contingências no sistema de 525kV. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

31 Tabela Diagnóstico das violações verificadas em condição de contingência. Contingência Verificação Areia Bateias Areia Curitiba Curitiba Bateias Curitiba Blumenau Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Elevação da sobrecarga de 7% verificada na LT 138kV Irati P.Grossa para valores variando de 15 a 30% no período entre 2008 e Carga Leve Intercâmbio S-SE Sobrecarga na LT 138kV Irati P.Grossa variando de 7 a 30% no período entre 2008 e Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Elevação da sobrecarga de 7% verificada na LT 138kV Irati P.Grossa para valores variando de 15 a 25% no período entre 2008 e Carga Leve Intercâmbio S-SE Sobrecarga na LT 138kV Irati P.Grossa variando de 7 a 15% no período entre 2008 e Carga Pesada Intercâmbio S-SE Sobrecarga na transformação 525/230kV da SE Curitiba (2 x 672MVA) no período que antecede a implantação da 3ª. unidade. Carga Média Intercâmbio SE-S Sobrecarga nas LT s 230kV Bateias Campo Comprido 1, 2 e 3 e C. Comprido Pilarzinho nos anos que antecedem a implantação da 2ª. LT 525kV Curitiba Bateias. Solução: Implantação da 2ª. LT 525kV Bateias Curitiba e do 3º. ATF 525/230kV na SE Curitiba conforme indicado estudo CCPE.CTET Esta recomendação é válida também para a contingência na transformação 525/230kV na SE Curitiba. Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga da ordem de 35% nas LT s 230kV Blumenau Joinville (lim = 223MVA) em todo o horizonte considerando o intercâmbio em torno de 5000MW. Carregamento em 2008 Carga Pesada = 2 x 310MVA. Carga Média = 2 x 290MVA. Carregamento em 2014 (LT Blumenau Joinville) Carga Pesada = 310MVA. Carga Média = 290MVA. Carregamento em 2014 (LT Blumenau Joinville Norte) Carga Pesada = 290MVA. Carga Média = 280MVA. Solução: A recapacitação das LT s Blumenau Joinville LT1 e LT2 já foi recomendada no estudo CCPE.CTET Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

32 continuação Blumenau Biguaçu SE 525/230kV Biguaçu Londrina Assis Caxias Gravataí Santo Ângelo Itá Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga em torno de 10%, em 2008, na LT 138kV Biguaçu Tijucas (lim = 113MVA) com despacho elevado na UTE Jorge Lacerda caso não seja implementado com a SE 525/230kV Biguaçu o seccionamento da LT 138kV Roçado Itajaí Fazenda na SE Biguaçu. Após o seccionamento verificase novamente sobrecarga nesta LT a partir de Solução: Implementar juntamente com a SE 525/230kV Biguaçu o seccionamento da LT 138kV Roçado Itajaí Fazenda na SE Biguaçu e em 2011 a recapacitação da LT 138kV Biguaçu Tijucas. Caso não seja viabilizado o seccionamento mencionado, a recapacitação se faz necessária juntamente com a SE 525/230kV Biguaçu. Estas soluções foram propostas no estudo CCPE.CTET e estão sendo revisadas no Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina Norte e Vale do Itajaí. Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga em torno de 4%, em 2008, na LT 138kV Biguaçu Itajaí Fazenda (lim = 113MVA) e despacho elevado da UTE Jorge Lacerda. Solução: Conforme proposto no estudo CCPE.CTET , a solução é a recapacitação da LT 138kV Biguaçu Itajaí Fazenda. Porém, na revisão em andamento pelo Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina Norte e Vale do Itajaí, a CELESC estuda a possibilidade alternativa de remanejamento de carga da SE Itajaí Fazenda.. Carga Pesada/Média Intercâmbio SE-S A partir de 2008, no período que antecede a entrada em operação do 2º. banco de autotransformadores 525/230kV na SE Biguaçu, previsto para 2011, são observadas sobrecargas na LT 138kV Itajaí Itajaí Fazenda, com despacho mínimo da UTE Jorge Lacerda, atingindo aproximadamente 20% em carga média. Solução: Conforme proposto no estudo CCPE.CTET , a solução é a recapacitação da LT 138kV Itajaí Itajaí Fazenda. Porém, na revisão em andamento pelo Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina Norte e Vale do Itajaí, a CELESC estuda a possibilidade alternativa de remanejamento de carga da SE Itajaí Fazenda.. Carga Pesada - Intercâmbio SE-S Sobrecarga de 5% nos transformadores de Andirá em Carga Pesada - Intercâmbio S-SE Sobrecarga de 23% na LT Farroupilha Scharlau em 2012 e 15% em Carga Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga de 4% na LT Farroupilha Scharlau em 2010, 40% em 2012 e 30% em Carga Média - Intercâmbio SE-S Sobrecarga de 7% na LT Farroupilha Scharlau em 2013 e Carga Pesada Intercâmbio SE-S Sobrecarga decrescente nas LT s Guarita S.Rosa (11%) e S.Ângelo S.Ângelo 2 (5%) e transformadores 230/69kV de Guarita (18%) a partir de Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

33 Análise de sensibilidade dos cenários de desbalanço de despacho entre as usinas da bacia do Rio Iguaçu e Uruguai. Nos últimos anos, a estiagem que atinge a região Oeste dos estados do Rio Grande do Sul e Santa Catarina apresenta forte influência na vazão dos rios da bacia do Rio Uruguai. Estes rios não possuem uma regularização marcante como os rios da bacia do Rio Iguaçu e, conseqüentemente, impactam a distribuição de fluxos do sistema elétrico da Região Sul. Desta forma foram verificados nos últimos anos despachos reduzidos das principais usinas do Rio Uruguai, Itá e Machadinho, com possibilidade de desligamento devido ao baixo nível de água nas barragens. Para avaliar a influência desta diferença de despachos nos fluxos em linhas de transmissão, em especial no sistema de 525kV que interliga estas bacias definiu-se um novo cenário a partir do caso de referência como descrito a seguir. Intercâmbio Sudeste-Sul. Carga Média (única situação no caso de referência com intercâmbio SE-S máximo). Despacho nas principais usinas da bacia do Rio Uruguai (Itá, Machadinho, Barra Grande, Campos Novos e Foz do Chapecó) com 1 máquina no mínimo operativo. Despacho nas principais usinas da bacia do Rio Iguaçu (Gov. Bento Munhoz, Segredo, Salto Santiago e Salto Caxias) suficiente para manter o montante de intercâmbio. Usinas térmicas da Região Sul despachadas no máximo operativo. As contingências avaliadas foram: LT 525kV Areia Campos Novos. LT 525kV Salto Santiago Itá. LT 525kV Curitiba Blumenau. Os resultados da contingência da LT 525kV Curitiba Blumenau não serão tabelados por não apresentarem nenhuma violação. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

34 Tabela Fluxos em LT s 525kV Ano 2009 intercâmbio SE-S = 4000 MW. LT s 525kV Normal Perda LT Areia - C. Novos Perda LT S.Santiago - Itá MVA % MVA % MVA % Areia C. Novos S. Santiago - Itá Tabela Fluxos em LT s 525kV Ano 2009 intercâmbio SE-S = 4000 MW UTE P. Médici mínimo contratual e UTE Canoas desligada*. LT s 525kV Normal Perda LT Areia - C. Novos Perda LT S.Santiago - Itá MVA % MVA % MVA % Areia C. Novos S. Santiago - Itá (*) - Compensação de potência das UTEs do RS feita pelas UHEs do Rio Iguaçu. Tabela Fluxos em LT s 525kV Ano 2013 intercâmbio SE-S = 4000 MW. LT s 525kV Normal Perda LT Areia - C. Novos Perda LT S.Santiago - Itá MVA % MVA % MVA % Areia C. Novos S. Santiago - Itá Tabela Fluxos em LT s 525kV Ano 2013 intercâmbio SE-S = 3600 MW*. LT s 525kV Normal Perda LT Areia - C. Novos Perda LT S.Santiago - Itá MVA % MVA % MVA % Areia C. Novos S. Santiago - Itá (*) - Aumento de 400 MW no despacho das UHEs do Rio Iguaçu. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

35 Tabela Fluxos em LT s 525kV Ano 2013 intercâmbio SE-S = 3600 MW UTE P. Médici mínimo contratual e UTE Canoas desligada*. LT s 525kV Normal Perda LT Areia - C. Novos Perda LT S.Santiago - Itá MVA % MVA % MVA % Areia C. Novos S. Santiago - Itá (*) - Compensação de potência das UTEs do RS feita pelas UHEs do Rio Iguaçu. Além das sobrecargas encontradas, verifica-se carregamentos acima de 350MVA nas LT s 230kV entre Salto Osório e Xanxerê em parte devido ao desbalanço de despacho ser compensado pela UHE Salto Osório. Deve-se ressaltar que a recapacitação das LT s 230kV entre Salto Osório e Xanxerê para 350MVA foi recomendada no estudo CCPE/CTET/ Atendimento Elétrico ao Oeste do Estado de Santa Catarina Meio e Extremo Oeste não levando em consideração estes cenários Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

36 6.2 Estado do Rio Grande do Sul Evolução do Mercado e da Potência Instalada A evolução do mercado para o estado do Rio Grande do Sul prevista para o ciclo de 2006/2015, apresentada abaixo, representa 40% do mercado de energia elétrica da Região Sul durante todo o período. Tabela Evolução das Projeções de Mercado Rio Grande do Sul R.G.do Sul MW Pesada Média Leve A evolução da potência instalada no Rio Grande do Sul para o ciclo 2006/2015 mostra um crescimento de cerca de 53%, com uma participação de 24% no montante total da região durante todo o período. Tabela Evolução Potência Instalada Rio Grande do Sul MW EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA - Rio Grande do Sul Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

37 6.2.2 Sistema Elétrico Os principais pontos de suprimento ao estado do Rio Grande do Sul são: SE 525/230kV Gravataí, SE 525/230kV Caxias, SE 525/230kV Santo Ângelo e a SE 525/230kV Nova Santa Rita, prevista para o início de 2006, atendidas por linhas de transmissão provenientes das SE s Itá, Campos Novos e Garabi. O sistema de 230kV do Rio Grande do Sul interliga-se com o Estado de Santa Catarina através de duas LT s em 230kV oriundas da SE Xanxerê, que se conectam à UHE Passo Fundo, da LT 230kV que interliga a SE Siderópolis, em Santa Catarina, à subestação Farroupilha, passando pelas subestações Lajeado Grande e Caxias 5 e, também, da LT 230kV Barra Grande Lagoa Vermelha Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s As principais obras de atendimento ao estado do Rio Grande do Sul, previstas nos estudos, são apresentadas na tabela a seguir. Tabela Programa de Obras Rio Grande do Sul DESCRIÇÃO DA OBRA DATA PREVISTA LT 230kV Gravataí 2 Porto Alegre * LT 230kV Nova Santa Rita - Porto Alegre * LT 230kV Porto Alegre 9 Porto Alegre * LT 230kV Porto Alegre 9 Porto Alegre * SE 230 / 69kV Porto Alegre 8 1 TR 83MVA 2006* LT 230kV Camaquã Porto Alegre LT 230kV Caxias - Caxias LT 230kV Monte Claro Garibaldi 2008 LT 230kV Osório 2 Atlântida LT 230kV Atlântida 2 Gravataí LT 230kV Scharlau - Nova Santa Rita C SE 230 / 13,8kV Pal 6-1 TR 50MVA 2008 SE 230 / 69kV Panambi - 1 TR 25MVA 2008 LT 230kV Scharlau - Nova Santa Rita C Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

38 continuação SE 230 / 69kV Atlântida 2 1, 2 e 3 TR 83MVA 2009 SE 230 / 69kV Caxias 6-1 TR 165MVA 2009 SE 230 / 69kV Gravataí 3-1 Banco TR Monofásicos 4 x 55MVA 2009 SE 230 / 138kV Scharlau - 1, 2 e 3 ATFs 150MVA 2009 LT 230kV Campo Bom Taquara 2010 LT 230kV Candiota Presidente Médici Circ. Duplo 2010 LT 230kV Foz Chapecó Guarita 2010 SE 230 / 69kV Pal 14 1 e 2 TR s 83MVA 2010 SE 230 / 69kV Viamão 3 1 e 2 TR s 83MVA 2010 SE 230 / 138kV Cachoeirinha 3 1 e 2 TR s 83MVA 2011 SE 230 / 69kV Farroupilha 2 1 TR 83MVA 2011 LT 230kV Santa Maria 3 São Vicente 2012 LT 230kV Candiota UT Seival 2015 SE 525 / 230kV Candiota - 900MVA 2015 LT 525kV Candiota Nova Santa Rita 2015 Ampliação ou adequação nas subestações de fronteira: Cidade Industrial, Nova Santa Rita, Garibaldi, Guaíba 2, Lajeado 2, Santa Cruz 1, Missões, Alegrete 2, Uruguaiana, Gravataí 3, Canoas 1, Scharlau, Viamão 3 e Cachoeirinha OBS: a data prevista leva em consideração a exeqüibilidade da obra em função dos critérios estabelecidos como premissas neste estudo. * obras já autorizadas ou licitadas Análise de desempenho da Rede Básica Considerando o programa de obras previsto para atendimento ao Estado, foram feitas as seguintes verificações. Análise em Regime Normal Perfil de tensão As avaliações realizadas não apresentaram problemas com relação ao perfil de tensão na malha de 230kV no Rio Grande do Sul em patamares de carga leve, média e pesada em todo o período de estudo. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

39 Fluxo em linhas e transformadores No período de 2006 a 2008 os transformadores e as LT s da Região de Cidade Industrial e Scharlau apresentam sobrecargas cuja solução está apontada no estudo da Região do Vale dos Sinos, CCPE / CTET , porém conforme premissas estabelecidas neste plano decenal, o ano de entrada em operação previsto é Ressalta-se que a partir do ano de 2006 a região de Gravataí e Litoral Norte apresentam problemas localizados de controle de tensão e de sobrecargas em transformadores e linhas de transmissão, sendo a solução apontada no estudo das Regiões Gravataí e Litoral Norte - CCPE / CTET , porém conforme premissas estabelecidas neste plano decenal, o ano de entrada em operação previsto é A partir de 2013, a transformação 230/23kV 50MVA da SE Gravataí 2, que atende carga das distribuidoras RGE e AES-SUL, começa a apresentar sobrecarga. Porém, com a entrada em operação da SE Gravataí 3 (TR 69/23) e também a instalação de mais um transformador 138/23kV na SE Cachoeirinha (DIT), esta sobrecarga deverá ser eliminada. São encontrados problemas de tensão no atendimento às regiões de Santa Maria e Alegrete, Faxinal e Agudo, Quaraí e Harmonia, sobrecarga nos transformadores das SE s Lageado 2, Santa Cruz 1 e Santa Maria 1 bem como sobrecarga nas LT s 138kV Jacuí Santa Maria 1 e 69kV Alegrete 1 Alegrete 2. A ELETROSUL, a CEEE-T e a AES-Sul estão desenvolvendo análises conjuntas no âmbito da EPE para regiões Central e Oeste do estado que visam a solução destes problemas. A partir de 2011 a LT 69kV Santa Marta Carazinho (DIT) apresenta sobrecarga em regime normal de operação sem solução prevista para este problema. Na região Metropolitana de Porto Alegre, no período de 2007 a 2008, ocorre sobrecarga no transformador da SE PAL / 13kV bem como a partir do ano de A região sul do Rio Grande do Sul apresenta sobrecarga no transformador da SE Pelotas 4 138/69kV a partir de 2009 em patamares de carga pesada e média e, também, sobrecarga na LT Pelotas 1 Pelotas 3 138kV a partir de 2010 nos mesmos patamares, sem solução para estes problemas. Foi observado sobrecarga em torno de 10% em regime normal na LT 230kV Foz do Chapecó Guarita (lim = 260MVA) nos patamares de carga pesada e média a partir da operação plena da UHE Foz do Chapecó em condição de despacho da energia assegurada da UTE Uruguaiana (217MW). A solução para esta violação deverá ser tratada no estudo de atendimento elétrico a região Noroeste do estado do Rio Grande do Sul. Análise em Emergência Para o período 2006 a 2009 está prevista a adequação da configuração das subestações Guaíba 2, Santa Cruz 1, Lajeado 2, Missões, São Vicente e SE Canoas 1, ligadas em derivação simples, evitando cortes de carga quando da perda da linha da qual derivam. As principais constatações da análise de desempenho em contingências estão descritos a seguir. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

40 Tabela Contingências em Linhas de Transmissão 230 KV Contingência LT s 230kV Verificação Carga Pesada/Média Sobrecarga nos transformadores 230/138kV da Cidade 1. Caxias Taquara 2. Gravataí 2 Fibraplac 3. Fibraplac Osório 2 Industrial de 13% em 2006 e alcançando 60% em 2008 na contingência Caxias Taquara e subtensão em Osório 2 230kV e Taquara 230 KV. Solução: Entrada da Subestação Scharlau 2 em 2009 e Cachoeirinha 3 em 2011 previstas no estudo - CCPE / CTET Carga Pesada/Média atendimento deteriorado nas regiões de Guaíba 2, Eldorado e Camaquã. 4. Cid. Indust. Camaquã Solução: Implantação da LT 230kV Porto Alegre 9 Camaquã nov/2006 prevista no PAR / PDET , porém, em função das dificuldades ambientais, esta solução deverá ser reavaliada. 5. Cid. Indust. Pelotas 3 6. P. Médici Quinta Carga Pesada/Média Sobrecarga na LT Pelotas 1 Pelotas 3 138kV de 6% em 2010 aumentando para 25% em Pelotas 3 Quinta Carga Pesada/Média Sobrecarga de 2,5% a 33% no transformador 230/69kV da Subestação Alegrete 2, além de subtensão nas barras de 69kV conectadas a 8. D. Francisca S. Maria 3 9. Alegrete 2 S. Vicente 10. S. Maria 3 S. Vicente Santa Maria 3 em 2007 e Solução: Entrada do 2 Transformador 230/69kV 83MVA prevista para entrada em PDET (CCPE/GTPI ). O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste reavalia a solução deste problema. Carga Pesada/Média Sobrecarga a partir de 2012 na LT 230kV Monte Claro 11. Farroupilha Monte Claro Farroupilha remanescente da ordem de 10% na condição de despacho pleno das usinas do complexo do CERAN. Carga Pesada/Média Com a elevação da carga no verão ocorre sobrecarga 12. Gravataí 2 P. Alegre P. Alegre 6 - P. Alegre 4 nas LT s Gravataí 2 - P. Alegre 10 e P. Alegre 6 - P. Alegre 4. Solução: Previsão para entrada em operação comercial da LT 230kV Porto Alegre 9 Porto Alegre 4 em dez/2007 já autorizada pela ANEEL. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

41 continuação Carga Pesada Em 2013 fez necessário ajustar a tensão de Lagoa Vermelha, 14. Lagoa Vermelha Barra Grande para adequar a tensão desta barra para atendimento mínimo adequado. Para 2015, tem-se tensão na barra de Lagoa Vermelha inferior a 0.9pu. Carga Pesada/Média Sobrecarga a partir de 2010 nas LT s 230kV Farroupilha Monte Claro LT1 e LT2 da ordem de 10% na condição de despacho pleno das 15. Monte Claro Garibaldi usinas do complexo do CERAN. Em 2012, patamar de carga média, verifica-se sobrecarga de 20%. Tabela Contingências em Linhas de Transmissão DIT s Contingência LT s 138kV 1. Cachoeir. 1 Sapucaia 2. S. Leopoldo Sapucaia 3. Pelotas 1 Pelotas 3 4. S. Maria 1 - Alegrete Verificação Carga Pesada/Média Sobrecarga de 22% a 50% nos transformadores 230 / 138kV da Subestação Cidade Industrial em 2007 e Solução: Ampliação da Subestação Scharlau em 2009 e entrada da SE Cachoeirinha 3 em 2011, previstas no estudo - CCPE / CTET Carga Pesada/Média Sobrecarga de 20% no transformador 138/69kV da Subestação Pelotas 1 a partir de 2008 alcançando 60% em Carga Pesada Sobrecarga de 12% na LT 138kV Jacuí Santa Maria 1 a partir de Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste avalia a solução deste problema. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

42 Tabela Contingências em Transformadores de Fronteira Contingência TR s Fronteira 1. SE 230/138kV Cidade Industrial 2. SE 230/138kV Lagoa Vermelha 3. SE 230/138kV Passo Real Verificação Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga acima de 75% no transformador remanescente de 2006 a Além disto também há sobrecarga de 2,5% a 20% no transformador 230 / 138kV da Subestação Taquara em 2007 e Solução: Entrada da Subestação Scharlau 2 em 2009 e Cachoeirinha 3 em 2011, previstas no estudo - CCPE / CTET Carga Pesada/Média Na perda do transformador da SE Lagoa Vermelha ocorre sobrecarga de 6% a 12% nos transformadores 230/138 da SE Santa Marta em 2006 e 2007 e reaparece a partir de 2013 em função do crescimento da carga, alcançando 25% de sobrecarga em Solução: Entrada em operação da LT 138kV Erechim 2 Tapejara Lagoa Vermelha 2 em 2008 pertencente a distribuidora RGE prevista no Estudo da Expansão das Regiões de Caxias, Farroupilha e Garibaldi CCPE CTET Carga Pesada/Média Na perda deste transformador ocorre sobrecarga de até 30% na LT 138kV Jacuí Santa Maria 1 até o ano de 2014 com Intercâmbio Sul - Sudeste. 4. SE 230/138kV Pelotas 3 5. SE 230/138kV Santa Marta 6. SE 230/138kV Taquara 7. SE 230/69kV Pólo Petroquímico 8. SE 230/69kV Bagé 2 Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 12% a 90% no transformador remanescente a partir de Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 12 % a 40% no transformador remanescente a partir de Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 10% a 70 % nos transformadores 230/138kV da Subestação Cidade Industrial de 2006 a A partir de 2013, com a entrada do 2 transformador 230/138kV 150MVA na SE Taquara, na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga acima de 15% no transformador remanescente. Solução: Para SE Cidade Industrial é ampliação da Subestação Scharlau em 2009 e entrada da SE Cachoeirinha 3 em 2011 previstas no estudo - CCPE / CTET Para SE Taquara não há solução. Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 5% a 40% no transformador remanescente. A partir de 2009 sob carga pesada e a partir de 2012 sob carga média e pesada. 9. SE 230/69kV Camaquã Carga Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 5% a 25% no transformador remanescente a partir de Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

43 continuação 10. SE 230/69kV Caxias SE 230/69kV Garibaldi 12. SE 230/69kV Gravataí SE 230/69kV Guarita 14. SE 230/69kV Lageado SE 230/69kV Maçambará 16. SE 230/69kV Santa Cruz 17. SE 230/69kV Santa Rosa 18. SE 230/69kV São Borja 19. SE 230/69kV Uruguaiana 5 Carga Pesada/Média Na perda deste transformador ocorrerá sobrecarga de 15% a 35% no transformador 230 / 69kV da SE Caxias 5 até Solução: Entrada da Subestação Caxias 6 em 2010 prevista no estudo CCPE/ CTET Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga no transformador remanescente de 2006 a Solução: Entrada da Subestação Farroupilha 2 230/69kV em 2011 prevista no prevista no estudo - CCPE / CTET Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 20% a 60% no transformador remanescente de 2006 a Solução: Entrada da SE Gravataí 3 em 2009 prevista no PAR / PDET 2004 para 2007 (estudo - CCPE / CTET ) e adequação das LT s nesta região. Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 20% a 100% no transformador remanescente em todo o período de estudo. Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 7% a 20% nos transformadores remanescentes a partir de Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste analisa a solução deste problema. Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 8% a 40% no transformador remanescente a partir de Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste avalia a solução deste problema. Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 45% a 120% no transformador remanescente a partir de Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste analisa a solução deste problema. Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 5% a 30% no transformador remanescente a partir de Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 5% a 70% no transformador remanescente a partir de Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste analisa a solução deste problema. Carga Pesada/Média Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga no transformador remanescente de 2006 a Solução: Entrada do 3 transformador 230/69kV 83MVA em 2009 referenciado no PDET (CCPE/GTPI ). Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

44 6.2.5 Análise de desempenho da Rede de Distribuição A distribuição de energia no estado do Rio Grande do Sul é realizado por três empresas distribuidoras: a AES-Sul, responsável pelo suprimento desde Canoas, na região metropolitana, estendendo-se ao Vale do Rio dos Sinos e às regiões Central e da Fronteira Oeste do Estado; a CEEE Distribuição, responsável pelo suprimento à parte da região metropolitana de Porto Alegre, à região Sul e ao Litoral Norte do Estado; a RGE, responsável pelo suprimento desde Gravataí, na região Metropolitana, estendendo-se às regiões da Serra e a todo Norte do Estado Área de atuação da AES Sul A AES Sul, com aproximadamente 1,05 milhões de consumidores, é responsável pelo fornecimento de energia elétrica à região Central do estado do Rio Grande do Sul. A sua área de concessão situa-se entre os municípios de Canoas e Morro Reuter, na região Metropolitana de Porto Alegre, estendendo-se ao município de Santana do Livramento, a sudoeste do estado, e ao município de Garruchos, à Noroeste do RS. Abaixo é mostrado o mapa esquemático do Rio Grande do Sul, tendo como destaque a área de concessão da AES Sul. Figura Área de Atuação da AES-Sul Para fins dos estudos de planejamento, a área de concessão da AES Sul foi subdividida em Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

45 quatro regiões de atuação. Estas regiões apresentam características distintas do ponto de vista de mercado, e têm peculiaridades que as distinguem entre si. Estas regiões são: Região da fronteira Oeste: esta região apresenta como principal característica a sua grande sazonalidade, devida à utilização de levantes hidráulicos para a irrigação de lavouras de arroz. Na fronteira Oeste a maior demanda é verificada no verão, principalmente nos meses de Janeiro e Fevereiro, no período de carga média. O sistema de subtransmissão desta região é composto, basicamente, de linhas de 69kV, radiais, longas e muitas vezes de baixa capacidade de transmissão. Estas duas principais características produzem, em épocas de irrigação, problemas de sobrecargas em linhas e subestações. Também devido às características do sistema de subtransmissão, necessita-se um forte controle sobre a regulação de tensão nas barras de 69kV das subestações de distribuição. O período de irrigação se dá, normalmente, entre o final do mês de outubro e início do mês de abril. Entretanto, nos meses em que não há irrigação muitas subestações ficam com baixo carregamento, chegando muitas vezes a ficar com apenas 10% do carregamento encontrado no período de irrigação; Região Central: esta região é caracterizada pela presença de longas linhas radiais de 69kV que suprem cargas com forte característica residencial e comercial, isto é, a maior demanda é encontrada no horário de ponta. Devido às grandes distâncias entre as subestações de distribuição da AES Sul e suas fonte de suprimento, há nesta região várias subestações onde o controle de tensão é bastante deficitário, podendo-se encontrar regulação de tensão na ordem de 17%; Região dos Vales: nesta região há uma forte sazonalidade motivada pelo beneficiamento de tabaco. Esta sazonalidade ocorre entre os meses de abril e junho, sendo que neste período a ocorrência da máxima demanda se dá no patamar de carga média. Nos demais meses do ano a ocorrência da maior demanda volta para o patamar de carga pesada. Nesta região também há predominância de subestações de distribuição supridas por longas linhas radiais em 69kV, gerando a necessidade de alto controle da regulação de tensão nas barras de 69kV de várias subestações; Região Metropolitana: na Região Metropolitana está concentrado aproximadamente 45% do mercado da área de concessão da AES Sul. Nesta região há uma forte predominância de cargas industriais, o que faz com que a maior demanda se dê no período de carga média. Devido à grande concentração de cargas nesta região, o principal problema encontrado é o elevado carregamento em transformadores e a pouca possibilidade de remanejamento de cargas entre as subestações no caso de ocorrência de alguma contingência. Outro problema verificado é a extrema dependência desta região de poucas fontes de suprimento, sendo que a grande maioria das cargas é suprida pelas subestações Cidade Industrial e Campo Bom. Mercado Previsto AES Sul Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

46 A previsão de mercado da AES Sul para o ciclo de estudos do Plano Decenal 2006/2015 pode ser observado no gráfico a seguir, onde o crescimento verificado situa-se na ordem de 4,5% ao ano. Tabela Evolução da Carga da AES-Sul Evolução da Carga AES Sul - ciclo 2006/ MW Pesada Média Leve Na composição deste mercado há uma expectativa de um maior crescimento na região Metropolitana, onde se estima que possa chegar a 6% ao ano em algumas subestações e um menor crescimento na região Central o qual poderá ficar em torno de 3% ao ano. Sistema Elétrico AES-Sul Como mencionado anteriormente, o sistema subtransmissão da AES Sul é composto basicamente de linhas radiais, tanto em nível de 69kV quanto em nível de 138kV. O Suprimento à área de concessão da AES Sul, através da Rede Básica, é realizado pela ELETROSUL e CEEE Transmissão. As subestações da ELETROSUL que suprem a AES Sul são: SE UTE Alegrete (DIT) e SE UTE Charqueadas. As subestações da CEEE Transmissão que suprem a AES Sul são: Uruguaiana 5, Alegrete 2, Livramento 2, Maçambará, São Borja 2, São Vicente, Santa Maria 3, Santa Maria 1 (DIT), Santa Cruz 1, Venâncio Aires, Lajeado 2, Pólo Petroquímico, Cidade Industrial, Campo Bom, Cachoeirinha (DIT) e Scharlau. A AES Sul também compartilha instalações da CEEE Transmissão com a RGE nas subestações UHE Jacuí e Gravataí 2. Programa de Obras AES-Sul No âmbito do sistema de subtransmissão da AES Sul, as obras de maior importância são apresentadas na tabela abaixo. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

47 Tabela Programa de Obras AES-Sul DESCRIÇÃO DA OBRA SE Pólo Indústrial 69/13.8kV LT Pólo Petroquímico Pólo Industria 69kV SE Uruguaiana 4 69/23kV SE Alegrete 3 69/23kV SE Estrela 2 69/23kV SE Sinimbu 69/13.8kV SE Sapucaia 1 138/23kV SE Certaja 1 69/13.8kVkV SE Certaja 2 69/13.8kV SE Formigueiro 2 138/69kV SE São Borja 3 69/23kV SE Novo Hamburgo 2 138/23kV SE Canoas 3 138/23kV SE Canoas 4 138/23kV SE Sobradinho 69/23kV LT Sobradinho Agudo 69kV LT Sobradinho Cachoeira do Sul 69kV LT Sobradinho Candelária 69kV SE Arroio do Meio SE São Leopoldo 2 138/23 SE Sapiranga 2 69/23kV DATA PREVISTA Maio/2006 Maio/2006 Julho/2006 Julho/2006 Julho/2006 Março/2007 Julho/2007 Setembro/2007 Setembro/2007 Outubro/2007 Outubro/2007 Novembro/2007 Setembro/2008 Outubro/2008 Setembro/2009 Setembro/2009 Setembro/2009 Setembro/2010 Outubro/2010 Outubro/2011 Novembro/2011 OBS: a data prevista leva em consideração a exeqüibilidade da obra em função dos critérios estabelecidos como premissas neste estudo. Análise em Regime Normal Sistema de transmissão da AES-Sul Perfil de Tensão Dentro da área de concessão da AES Sul, há várias subestações que apresentam problemas de controle de tensão devido, principalmente, às distâncias das subestações até as suas fontes de suprimentos. Dentre as subestações que apresentam problemas de tensão podemos destacar as seguintes: SE São Gabriel,SE São Sepé, SE Caçapava do Sul, SE São Francisco, SE Santiago, SE São Pedro do Sul, SE Uruguaiana 4; SE Agudo, SE Cachoeira do Sul e SE Candelária. Salienta-se que o problema de controle de tensão é observado apenas nas barras de 69kV, sendo que nas barras de média tensão não é observado tal problema pois todas as SE s possuem regulador de tensão. Cabe destacar que, as obras previstas, para o horizonte de estudo, deverão resolver tais problemas. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

48 Fluxo em Linhas e Transformadores O sistema de subtransmissão vem apresentando elevados carregamentos em várias linhas e transformadores. Dentre as linhas com elevado carregamento pode-se citar as seguintes: LT 138kV Cidade Industrial Scharlau circuitos 1 e 2; LT 69kV Uruguaiana 5 Uruguaiana 1; LT 69kV Santa Maria 1 Faxinal do Soturno; LT 69kV Campo Bom Sapiranga;e LT 69kV Cachoeirinha Esteio. Dentre as subestações que apresentam elevados carregamentos em seus transformadores pode-se citar: SE Uruguaiana 4; SE Alegrete 3; SE Estrela 2; SE Scharlau (DIT); SE Maçambará (DIT); SE São Borja 2 (DIT); SE Zoológico; SE Novo Hamburgo; SE Dois Irmãos. Salienta-se, novamente, que todos os elevados carregamentos verificados serão corrigidos no horizonte do horizonte de estudo com as obras previstas. Análise em Emergência Sistema de transmissão da AES-Sul Devido às características radiais do sistema de subtransmissão da AES Sul haverá desligamentos em subestações quando houver defeitos nas linhas de subtransmissão, tanto em nível de 69kV quanto em nível de 138kV. Estas interrupções são contornadas através de remanejamentos de cargas entre as subestações remanescentes. Dentro do ciclo está se buscando modificar esta topologia radial através da implantação de novas linhas ligadas às novas subestações de fronteira de Rede Básica Área de atuação da RGE Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

49 A RGE é responsável pelo suprimento a todo Norte-Nordeste do estado do Rio Grande do Sul, desde Gravataí, na região Metropolitana, estendendo-se às regiões da Serra e Planalto. Compreende uma área de atuação de km², com uma área de concessão que abrange cerca de 33% da carga do estado do Rio Grande do Sul. Mercado Previsto RGE A previsão de mercado da RGE para o ciclo de estudos do Plano Decenal 2006/2015 pode ser observado no gráfico a seguir, onde o crescimento verificado situa-se na ordem de 3,8% ao ano (em média). Tabela Evolução da Carga da RGE Evolução da Carga RGE - ciclo 2006/2015 MW ,2 1340,3 1963,5 1888, ,7 572, Pesada 1393,2 1462,6 1529,2 1592,4 1610,8 1678,8 1739,0 1818,2 1889,5 1963,5 Média 1340,3 1407,0 1471,0 1531,7 1549,5 1614,8 1672,8 1749,0 1817,6 1888,9 Leve 572,8 600,9 628,3 654,2 661,8 689,7 714,5 747,0 776,3 806,7 Sistema Elétrico RGE O suprimento à área de concessão da distribuidora RGE, através da Rede Básica, é realizado pela ELETROSUL, ETAU e CEEE Transmissão. As subestações da ELETROSUL que suprem a RGE são: Passo Fundo, Caxias 5, Farroupilha e Tapera 2, a subestação da ETAU que supre a RGE é Lagoa Vermelha 2 e as subestações da CEEE Transmissão que suprem a RGE são: Caxias 2, Garibaldi, Santa Rosa, Santo Ângelo, Taquara, Guarita, Santa Marta, Nova Prata 2 e Gravataí 2. A SE Missões é a única subestação 230kV de propriedade da RGE. No sistema elétrico na área de concessão da RGE existem também as seguintes Demais Instalações de Transmissão (DIT s): LT s 69kV Santo Ângelo 2 Santo Ângelo 1, Santo Ângelo 1 Ijuí, Cruz Alta Ijuí, Cruz Alta Panambi, Santa Marta Carazinho; LT s 138kV UHE Jacuí Cruz Alta, UHE Passo Fundo Erechim 1, Taquara Três Coroas, Três Coroas UHE Canastra, Cachoeirinha 1 Taquara, Santa Marta Passo Fundo 1, Passo Fundo 1 Lagoa Vermelha 1 e Lagoa Vermelha 1 Vacaria; Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

50 Ativos de tensão inferior a 230kV em subestações da CEEE ou ELETROSUL que pertencem a estas transmissoras. O mapa geo-elétrico, mostrado a seguir, ilustra o sistema da RGE. Figura Sistema Elétrico da RGE Programa de Obras RGE No âmbito do sistema de subtransmissão da RGE, as obras de maior importância são apresentadas na tabela abaixo. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

51 Tabela Programa de Obras RGE DESCRIÇÃO DA OBRA DATA PREVISTA LT Gravataí 2 Gravataí 3 69kV Dez 2007 LT Gravataí 3 Derivação 1 Pirelli 69kV Dez 2007 LT Gravataí 3 Derivação 2 Pirelli 69kV Dez 2007 Caxias 6 Caxias 4 69kV Dez 2008 Caxias 6 Caxias 3 69kV Dez 2008 Erechim 2 Tapejara 2 138kV Dez 2008 Garibaldi 1 B.Gonçalves 2 Circ. 2 69kV Dez 2010 C.Barbosa Farroupilha 2 69kV Dez 2010 Farroupilha 1 Farroupilha 2 69kV Dez 2010 OBS: a data prevista leva em consideração a exeqüibilidade da obra em função dos critérios estabelecidos como premissas neste estudo. Análise em Regime Normal Sistema de transmissão da RGE O sistema de transmissão em 230kV apresenta um bom desempenho em todas as áreas e em todos os períodos de carga neste período, apresentando carregamentos satisfatórios e níveis de tensão dentro dos patamares sugeridos nos critérios de controle de tensão. O sistema de transmissão em 138kV apresenta também bom desempenho, chegando no limite de tensão, em regime normal, na região de Cruz Alta no final do período. Nas demais regiões, os níveis de tensão e os carregamentos se apresentam satisfatoriamente até o final do período. A partir de 2011, a LT 69kV Santa Marta Carazinho(DIT) apresenta operação em regime de sobrecarga, desta maneira deverá ser realizado estudo a fim da solução deste problema. A partir de 2013, o TR 230/23kV 50MVA da SE Gravataí apresenta sobrecarga, principalmente em regime de carga média, levando a necessidade de realização de estudo para a solução deste problema. Análise em Emergência Sistema de transmissão da RGE Na região de Caxias do Sul algumas contingências apresentam sobrecarga no início do período, mais especificamente a perda da transformação 230/69kV de Caxias 2 ou Caxias 5, que operam em anel fechado no sistema de 69kV. Estas constatações levam a instalação da SE Caxias 6 230/69kV 165MVA em 2009, com a abertura da LT 230kV Caxias Caxias 2 e também a instalação de duas linhas de 69kV Caxias 4 Caxias 6 e Caxias 3 Caxias 6. Para o final do período, a perda do TR 230/69kV da SE Caxias 6, provocará sobrecarga na capacidade de regime normal nas LT s 69kV Caxias 2 Rondon Eberle de propriedade da Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

52 RGE, porém os carregamentos permanecerão abaixo dos limites de emergência. Na região de Farroupilha, contingências nas transformações 230/69kV de Garibaldi ou Farroupilha provocam sobrecarga nos transformadores remanescentes, o que implicará na instalação da SE Farroupilha 2 230/69kV 83MVA em 2011, através do seccionamento da LT 230kV Farroupilha - Garibaldi, juntamente com a instalação de novas LT 69kV Carlos Barbosa Farroupilha 2 e o segundo circuito em 69kV de Garibaldi 1 B.Gonçalves 2. Para promover o aumento da confiabilidade no atendimento às regiões de Erechim e Tapejara, quando da perda das LT s 138kV Usina Passo Fundo Erechim 1 ou Lagoa Vermelha 2 Tapejara 2, será necessário o fechamento do anel em 138kV desta região com a instalação da LT 138kV Erechim 2 Tapejara 2. Em 2008, após a interligação Passo Fundo Erechim 1 Tapejara 2 - Lagoa Vermelha 2, com a perda da transformação 230/138kV 165MVA de L.Vermelha 2 ou da LT 138kV L.Vermelha 2 Tapejara 2, a LT 138kV Usina de Passo Fundo Erechim 1 passa a operar em regime de sobrecarga, provocando a necessidade de sua recapacitação. Para não interferir no atendimento as cargas da região, a recapacitação citada no parágrafo anterior deverá ocorrer após a entrada em operação da LT 138kV Erechim 2 Tapejara 2. A partir de 2009, com a operação em anel no sistema de 138kV entre Lagoa Vermelha 2 e Santa Marta, a perda de um dos TR's 230/138kV 75MVA da subestação Santa Marta provocará sobrecarga na unidade remanescente. A partir de 2009, a perda da LT 138kV Usina de Passo Fundo Erechim 1, provoca sobrecarga no TR 230/138kV 150MVA da subestação Lagoa Vermelha2. A partir de 2013, a perda da LT 138kV L. Vermelha 2 L.Vermelha 1 provoca sobrecarga nos TR's 230/138kV 2x75MVA da SE Santa Marta. Já no início do período, contingência na transformação 230/69kV da SE Guarita, provoca sobrecarga no TR remanescente. Até 2011, na contingência de um transformador 230/69kV 83MVA na SE Santa Rosa, ocorre sobrecarga na unidade remanescente. Na região Metropolitana, a SE Gravataí 2, com duas unidades 230/69kV de 165MVA apresenta, já no início do período, sobrecarga na unidade remanescente na perda de um dos transformadores. Para solução deste problema foi identificada a necessidade de instalação da nova subestação 230/69kV 165MVA de Gravataí 3, prevista para Dezembro de 2007 e com segunda unidade em Juntamente com esta nova subestação serão instaladas as linhas de 69kV Gravataí 3 Glorinha e Gravataí 3 Pirelli circuitos 1 e 2. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

53 Área de atuação da CEEE-D Mercado Previsto CEEE-D Tabela Evolução do mercado da CEEE-D Evolução da Carga CEEE-D - ciclo 2006/ pesada 1337,9 1409,1 1488,3 1555,5 1624,9 1698,4 1774,5 1854,9 1929,1 2006,3 média 1364,0 1435,8 1513,8 1576,2 1640,3 1707,5 1777,7 1849,8 1923,8 2000,7 leve 695,3 784,8 910,5 948,5 1028,8 1028,8 1071,5 1115,9 1160,5 1207,0 pesada média leve Sistema Elétrico CEEE-D Região Metropolitana: Nesta região as subestações de Guaíba 2, Eldorado do Sul e Charqueadas participam do suprimento à área de concessão da CEEE Distribuição. Região Litoral Norte: As maiores demandas de energia elétrica no Litoral Norte ocorrem no período do veraneio, com grande destaque durante o carnaval e no final do ano, em função da grande concentração de veranistas na orla marítima do Estado. Esta região é suprida através da LT 230 kv Gravataí 2 - Osório 2 e da LT 230 kv Taquara Osório 2 e da SE 230/69 kv Osório 2-3 x 83MVA, e a partir daí através de um extenso sistema radial em 69 kv, abastecendo todas as praias do Litoral Norte. Região Sul: Na região Sul do Estado do Rio Grande do Sul as subestações de Camaquã, Pelotas 3, Quinta, Presidente Médici e Bagé 2 são as responsáveis por este suprimento. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

54 6.3 Estado de Santa Catarina O estado de Santa Catarina possui 293 municípios, compreendendo uma área total de ,2km 2, sendo 282 municípios atendidos integral ou parcialmente pela Distribuidora Celesc Evolução do Mercado e da Potência Instalada O Estado de Santa Catarina, no ciclo 2006/2015, representa 25% do mercado de energia elétrica da região Sul, com uma evolução do mercado mostrada abaixo. Tabela Evolução do mercado do Estado de Santa Catarina Santa Catarina MW Pesada Média Leve A evolução da potência instalada em Santa Catarina para o ciclo 2006/2015 mostra um crescimento de cerca de 24%, com uma participação de 64% no montante total da região durante todo o período. Tabela Evolução da potência instalada do Estado de Santa Catarina MW EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA - Santa Catarina Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

55 6.3.2 Sistema Elétrico O atendimento elétrico ao estado de Santa Catarina é feito por instalações da Rede Básica nas tensões de 525kV e 230kV, por DIT s na tensão de 138kV de propriedade da Eletrosul, pelo complexo termelétrico de Jorge Lacerda (carvão), com capacidade instalada de 857MW, que em condições normais de hidraulicidade opera no mínimo (318MW), e por geração local de pequeno e médio porte (190MW) conectadas diretamente ao sistema de distribuição. O Estado conta com duas SE s 525/230kV, a SE Blumenau (3 x 672MVA) suprida por duas linhas de 525kV, provenientes de Campos Novos e Curitiba, e a SE Campos Novos ( MVA). Nesta subestação, que é ponto de confluência das usinas do Rio Uruguai, estão conectadas quatro linhas de 525kV, provenientes de Machadinho, Areia, Gravataí e Blumenau. Região Leste de Santa Catarina: concentra a maior parte do consumo industrial do Estado, cerca de 60% do mercado de energia elétrica de Santa Catarina. É atendida a partir da SE 525/230kV Blumenau. Esta área é suprida pelas SE s 230/138kV Joinville, Blumenau, Itajaí e Palhoça, interligadas mediante duas linhas de 230kV, localizadas próximas ao Litoral do Estado e por um sistema de DIT s em 138kV interligando as SE s Jorge Lacerda A, Blumenau e Joinville. A Eletrosul também possui transformação em 138/69kV integrante das DIT s nas SE s Jorge Lacerda A, Ilhota e Joinville, bem como um compensador síncrono (2 x 15Mvar) instalado na SE Ilhota. Região do Planalto Norte: é atendida por uma linha de transmissão em 138kV, em circuito duplo, alimentado pelas SE s 230/138kV Canoinhas e Joinville. A SE Canoinhas está conectada em 230kV por um circuito simples na SE São Mateus e a SE Joinville está interligada em 230kV as SE's de Blumenau e Curitiba. Região Sul do Estado: é suprida principalmente pela UTE Jorge Lacerda, que está conectada por dois circuitos de 230kV que percorrem o Litoral do Estado, pela SE 230/138/69kV Jorge Lacerda A e pela SE 230/69kV Siderópolis que está interligada em 230kV às SE s Jorge Lacerda B e Lajeado Grande. Região Oeste do Estado: é atendida pela rede de 525kV por meio da SE 525/230/138kV Campos Novos, pela SE 230/138kV Xanxerê e em parte pela UTE Jorge Lacerda, através de uma linha de circuito duplo de 138kV, que interliga esta usina térmica com Campos Novos e Xanxerê. Por sua vez a SE Xanxerê está conectada em 230kV às UHEs Salto Osório (Paraná) e Passo Fundo (Rio Grande do Sul) Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s As principais obras de atendimento ao estado de Santa Catarina, previstas nos estudos, são apresentadas na tabela a seguir. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

56 Tabela Programa de Obras Santa Catarina DESCRIÇÃO DA OBRA DATA PREVISTA SE 230/138kV Biguaçu 1 x 150MVA 2006 * SE 230/138kV Desterro 1 x 150MVA 2006 * LT 230kV Biguaçu Desterro (trecho de 4km submarino) 2006 * LT 230kV Biguaçu Palhoça 2006 * SE 525/230kV Campos Novos 3º. ATF 672MVA 2007 * SE 525/230kV Campos Novos Substituição do ATF 336MVA por um de 672MVA 2007 * SE 230/138kV Lages 3 x 150MVA 2008 * SE 230/138kV Rio do Sul 2 x 150MVA 2008 * LT Barra Grande Lages Rio do Sul, CD 2008 * LT 230kV Canoinhas São Mateus do Sul 2008 SE 525/230kV Biguaçu 1 x 672MVA 2008 SE 230/138kV Videira 2 x 150MVA 2009 LT 230kV Campos Novos Videira, CD 2009 SE 230/138kV Joinville Norte 2 x 150MVA 2009 LT 230kV Joinville Norte Curitiba 2009 SE 230/69kV Forquilhinha 1 x 150MVA 2009 LT 230kV Jorge Lacerda B Siderópolis LT SE 525/230kV Biguaçu 2º. ATF 672MVA 2011 SE 230/138kV Foz do Chapecó 2 x 150MVA 2013 Ampliação de transformação nas subestações de fronteira: Palhoça, Biguaçu, Siderópolis, Jorge Lacerda A, Itajaí, Joinville, Xanxerê, Rio do Sul, Forquilhinha, Joinville Norte OBS: a data prevista leva em consideração a exeqüibilidade da obra em função dos critérios estabelecidos como premissas neste estudo. * obras já autorizadas, licitadas ou em fase de licitação pela ANEEL Análise de desempenho da Rede Básica Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

57 Considerando o programa de obras previsto para atendimento ao Estado, foram feitas as seguintes verificações. Análise em Regime Normal Perfil de tensão Não são verificados problemas com relação ao controle de tensão na malha de 230kV e DIT s do estado de Santa Catarina. Fluxo em linhas e transformadores Não são verificadas sobrecargas no sistema de 230kV e DIT s que atendem o estado de Santa Catarina. Análise em Emergência No ciclo , período de análise dos estudos anteriores ou em andamento, não foram verificados problemas de atendimento ao estado de Santa Catarina no sistema de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s que não houvesse solução contemplada em estudos anteriores ou que esteja sendo analisada. Perfil de tensão Tabela Problemas de tensão em condição de contingência na Rede Básica Contingência LT's 230kV Verificação LT 230kV Canoinhas - São Mateus do Sul São Mateus do Sul Curitiba Carga Média No período anterior a implantação da 2 a. LT 230kV Canoinhas - São Mateus do Sul, obra já consolidada no PAR/PDET ciclo , verificam-se violações de tensão severas (0,8 pu) na região de Mafra e Canoinhas. Solução: Recomenda-se agilidade no processo de implantação desta LT. Carga Média Intercâmbio S-SE: Subtensão na SE 230kV Canoinhas a partir de 2012 em torno de 0,88 pu. Este nível de tensão pode ser corrigido para 0,9 pu através da SE 230kV Areia. Fluxo em linhas e transformadores A tabela a seguir apresenta as violações no sistema de transmissão que atende o estado de Santa Catarina em função das contingências no sistema de 230kV. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

58 Tabela Sobrecargas em condição de contingência na Rede Básica Contingência LT's 230kV Verificação Jorge Lacerda B Palhoça Carga Leve Intercâmbio S-SE: Sobrecarga na LT 230kV J. Lacerda B Biguaçu em torno de 20% (lim = 223MVA) a partir de 2006 com despacho pleno da UTE Jorge Lacerda. Esta sobrecarga é verificada em todo o período nestas condições. Mesmo considerando o despacho nulo da UTE J. Lacerda P (2 x 50 MW), ainda é verificada sobrecarga em torno de 10% na mesma LT. Solução: está sendo contemplada no estudo em andamento Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina Sul e Extremo Sul. Jorge Lacerda B Biguaçu Idem anterior, considerando os efeitos na LT 230kV Jorge Lacerda B Palhoça. Blumenau Joinville Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE: Sobrecarga da ordem de 20% na LT 230kV Blumenau Joinville remanescente (lim = 223MVA) em todo o horizonte com o intercâmbio em torno de 5000 MW. Carregamento em 2008 Carga Pesada = 266MVA. Carga Média = 273MVA. Carregamento em 2014 (LT Blumenau Joinville Norte) Carga Pesada = 270MVA. Carga Média = 264MVA. Solução: A recapacitação das LT's Blumenau Joinville LT1 e LT2 foi recomendada no estudo CCPE.CTET Biguaçu - Desterro Carga Média Sobrecarga na LT 138kV Ilha Centro Palhoça a partir de Também se verifica sobrecarga em 2 transformadores 230/138kV Palhoça em 2014 (5%) e nos 4 transformadores em 2015 (15%). É necessário que seja feito um acompanhamento em virtude do crescimento do mercado. Canoinhas - São Mateus do Sul Biguaçu Palhoça Carga Média No período anterior a implantação da 2 a. LT 230kV Canoinhas - São Mateus do Sul, obra já consolidada no PAR/PDET ciclo , verifica-se sobrecarga na transformação de Joinville mesmo após a substituição de uma das unidades de 75MVA para 150MVA. Solução: Recomenda-se agilidade no processo de implantação desta linha. Carga Média/Pesada Após a implantação da SE 525/230kV Biguaçu, prevista para 2008, com despacho mínimo da UTE Jorge Lacerda é verificada sobrecarga em torno de 40% na LT 138kV Biguaçu Roçado (DIT). Solução: Como recomendado no estudo CCPE.CTET , a solução é o seccionamento da LT 138kV Itajaí Fazenda Roçado (DIT) na SE Biguaçu. Este seccionamento também soluciona violações de tensão observadas na SE 138kV Itajaí Fazenda na contingência da LT 138kV Itajaí Fazenda Itajaí. A tabela a seguir apresenta as violações no sistema de transmissão que atende o estado de Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

59 Santa Catarina em função das contingências na transformação de fronteira e DIT s. Tabela Sobrecargas em condição de contingência na Rede Básica de Fronteira e DIT s Contingência Verificação Blumenau 230/138kV Canoinhas 230/138kV Carga Média Até a entrada da SE Rio do Sul 230/138kV, em 2008, são verificadas sobrecargas em Blumenau em contingência do TT4, obtendo-se valores em torno de 10% nos transformadores remanescentes. Em 2015 ocorre sobrecarga marginal nos 3 transformadores de Blumenau remanescentes, ano este não contemplado pelo estudo Atendimento Elétrico do Estado de Santa Catarina Regiões Norte e Vale do Itajaí que tem como ano horizonte É necessário que seja feito um acompanhamento desta violação frente a novas projeções de mercado. Carga Média Sobrecarga nos 2 transformadores de Canoinhas remanescentes de 4 a 11% no período Solução: está sendo contemplada no estudo em andamento Atendimento Elétrico do Estado de Santa Catarina Regiões Norte e Vale do Itajaí. Desterro 230/138kV Idem contingência da LT 230kV Desterro - Biguaçu. Rio do Sul 230/138kV Videira 230/138kV Xanxerê 230/138kV Palhoça 230/138kV Carga Média Na entrada em operação da SE Rio do Sul em 2008, há necessidade do terceiro transformador em Rio do Sul, em virtude de sobrecarga (16%) na unidade remanescente com o intercâmbio Sul/Sudeste. Solução: Implantação do 3º. ATF 230/138kV como recomendado no estudo CCPE.CTET Carga Pesada Atinge limite nominal de carregamento na perda de uma unidade desta SE em É necessário que seja feito um acompanhamento em virtude do crescimento do mercado. Carga Média São verificadas sobrecargas nos transformadores remanescentes em 2010 em condição de despacho mínimo das usinas PCHs do Proinfa a serem integradas no sistema de distribuição local e despacho elevado da UHE Foz do Chapecó. Considerando a ampliação do 3º. transformador da SE Xanxerê ainda são verificadas sobrecargas em 2014 na mesma condição. Solução: Substituição do 3º. e 4º. transformadores em 2010 e 2014, respectivamente, conforme recomendado no Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina Meio e Extremo Oeste. Carga Média Sobrecarga marginal em Recomenda-se um acompanhamento deste fluxo frente a novas projeções de mercado. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

60 continuação Ilhota 138/69kV Forquilhinha 230/69kV Joinville 230/138kV Jorge Lacerda 230/69kV Carga Média/Pesada Atualmente já apresenta problemas de na transformação remanescente em emergência. Solução: Deverá ser contemplada no estudo em andamento Atendimento Elétrico do Estado de Santa Catarina Regiões Norte e Vale do Itajaí. Carga Média/Pesada Esta SE é necessária para atender o mercado do Extremo Sul do Estado de Santa Catarina, em contingência da transformação de Siderópolis ou no sistema de 69kV da região. A partir de 2011, é preciso o segundo transformador para atender contingências em Siderópolis e Forquilhinha. Solução: está sendo contemplada no estudo em andamento Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina Sul e Extremo Sul. Carga Média/Pesada Foram visualizados sobrecargas na transformação remanescente nos anos 2006 a Na contingência de um dos dois transformadores de 150MVA 230/138kV verificam-se sobrecargas nos transformadores remanescentes. Solução: está sendo apontada no estudo Atendimento Elétrico do Estado de Santa Catarina Regiões Norte e Vale do Itajaí em andamento com a implantação de uma nova subestação 230/138kV no norte de Joinville, prevista para 2009 conforme as premissas de viabilidade do Plano Decenal. Não foi detectado problema no transformador Joinville 230/69kV, depois da implantação da SE Joinville Norte, até Carga Média/Pesada Em 2015 verificou-se sobrecarga no transformador remanescente. Recomenda-se um acompanhamento deste fluxo frente a novas projeções de mercado. Análise de flexibilização do despacho da UTE Jorge Lacerda Foi realizado uma análise de flexibilização do despacho da UTE Jorge Lacerda de forma a identificar alguma restrição sistêmica que impossibilitasse o despacho nulo das máquinas ligadas ao sistema de 138kV (A1 e A2). Considerando o programa de obras previsto constatou-se que são verificadas sobrecargas na transformação 230/69kV e 230/138kV da SE Jorge Lacerda A nos patamares de carga pesada e média em condição de contingência, em todo o período analisado, apenas no caso de se praticar o máximo despacho das máquinas remanescentes no complexo (total remanescente 757MW). A sobrecarga observada na transformação 230/138kV em contingência foi da ordem de 5% em todo período. Na transformação de 230/69kV observou-se sobrecarga variando de 5 a 25% no decênio. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

61 6.3.5 Análise de Desempenho da Rede de Distribuição Área de atuação da CELESC A CELESC - Centrais Elétricas de Santa Catarina é a principal concessionária de distribuição do Estado e atende integralmente, em distribuição, a 257 municípios (área de ,8km 2 ), parcialmente são atendidos 25 municípios (área 4.672,7km 2 ) e 11 municípios (área de 3.140,9km 2 ) são atendidos por outras concessionárias ou cooperativas. No estado do Paraná a Celesc atende o município de Rio Negro (área de 561,0km 2 ). A rede de subtransmissão da CELESC se compõe de 2.664,4km de linhas nas tensões 138kV e 69kV, e de 4.197MVA em capacidade transformadora instalada, distribuída entre 93 subestações. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

62 Mercado Previsto CELESC Figura Evolução do Mercado da CELESC 4500 Evolução da Carga CELESC - ciclo 2006/ pesada 2548,9 2686,8 2826,2 2970,0 3120,9 3286,8 3453,6 3635,3 3825,5 4026,2 média 2638,0 2785,8 2928,3 3074,1 3226,6 3392,7 3560,5 3744,4 3934,9 4137,4 leve 1404,1 1469,9 1532,8 1600,5 1673,2 1756,1 1837,8 1926,8 2019,8 2118,3 pesada média leve Programa de Obras CELESC As principais obras de distribuição de Santa Catarina, são apresentadas na tabela a seguir. Tabela Principais Obras Sistema Distribuição CELESC SUBESTAÇÕES / LINHA DE TRANSMISSÃO TENSÃO km / MVA Data Prevista LT Desterro sec. (Trindade Ilha Sul) 138 1, LT Biguaçu R.B. Derivação Biguaçu 138 7, SE Florianópolis Morro da Cruz 138/13, LT Florianópolis Morro da Cruz - Trindade 138 6, LT Ilha Centro Florianópolis Morro da Cruz 138 3, SE Itajaí Itaipava 138/23 53, LT Itajaí Itajaí Itaipava 138 6, LT Itajaí Brusque , LT Brusque Brusque Rio Branco 138 8, LT Desterro Ilha Norte , LT Rio do Sul RB sec. (Blumenau Rio do Sul II) 138 1, Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

63 continuação LT Lages RB Vidal Ramos Jr , LT Biguaçu RB sec. (Florianópolis Itajaí Fazenda) 138 4, LT Pinhalzinho - São Miguel D Oeste (2º circuito) , SE Jarivatuba 138/13,8 26, LT Joinv. Sta Catarina - Joinv. Jarivatuba 138 6, SE São Francisco II 138/69 33, LT Joinville Santa Catarina São Francisco do Sul II , LT São Francisco II São Francisco 69 1, LT Ibirama Rio do Sul II , SE Navegantes 138/13,8 138/23 26,6 26, LT Itajaí Itaipava Navegantes , SE Capinzal II 138/69 33, SE Concórdia II 138/69 33, LT Catanduvas Concórdia II , LT Concórdia II sec. (seara Concórdia) 69 4, SE Florianópolis Ingleses 138/13,8 26, LT Ilha Norte Florianópolis Ingleses 138 7, SE São José Sertão 138/13,8 26, LT Palhoça São José Sertão 138 6, SE Blumenau Fortaleza 138/23 26, LT sec. (Blumenau Blumenau Garcia) Blumenau Fortaleza 138 3, SE Presidente Getúlio 138/23 26, LT Rio do Sul RB Presidente Getúlio , SE Garopaba 138/13,8 26, LT sec. (Imbituba Palhoça) Garopaba 138 5, LT Videira Fraiburgo , LT Ponte Alta São Cristóvão , SE Pomerode 138/23 26, LT Blumenau II Pomerode 138 6, SE Tubarão III 138/13,8 26, Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

64 continuação LT sec. (Jorge Lacerda Vidal Ramos Jr.) Tubarão III 138 2, LT Videira RB sec. (Videira-Caçador) 138 2, SE Garuva 138/13,8 26, LT Pirabeiraba Garuva , SE Joinville VI 138/13,8 26, LT Joinville Norte Joinville VI LT Videira RB Videira 138 5, OBS: a data prevista leva em consideração a exeqüibilidade da obra em função dos critérios estabelecidos como premissas neste estudo. Análise em Regime Normal Sistema de transmissão da CELESC As tabelas a seguir apresentam as subestações que tiveram seus limites de tensão violados e sobrecargas em linhas de transmissão e transformadores ao longo do horizonte analisado em regime normal de operação. Tabela Violações de Tensão para Regime Normal de Operação. CARGA MÉDIA Magnitude da tensão na barra [p.u.] Nome da barra [p.u.] Otacílio - 138kV 0,928 0,947 0,970 0,968 0,964 0,961 0,962 0,956 0,958 0,950 Cacador - 138kV 0,932 0,929 0,936 1,006 1,004 1,004 1,002 1,002 0,999 0,997 Perdigão Videira 138kV 0,947 0,945 0,944 1,008 1,006 1,008 1,005 1,007 1,004 1,004 Videira PCH 0,947 0,946 0,945 1,009 1,007 1,008 1,006 1,008 1,005 1,004 Arabuta - 69kV 0,965 0,952 0,940 1,005 0,990 0,994 0,977 0,990 0,970 0,975 Concordia - 69kV 0,927 0,944 0,946 1,011 0,998 1,002 0,987 1,000 0,983 0,988 Araranguá - 69kV 0,934 0,938 0,935 0,986 1,003 1,001 1,005 1,003 1,003 0,997 Maracajá - 69kV 0,937 0,944 0,943 0,984 1,000 0,997 1,001 1,000 0,999 0,994 Em regime normal de operação foi constatada violação dos limites mínimos de tensão para as seguintes regiões: No Planalto catarinense (SE Otacílio Costa), no período de 2006 à 2007, que será solucionada com a implantação da SE 230/138kV Lages na região, prevista para o final de Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

65 Nos extremos de radiais do meio oeste catarinense (SE s Caçador, Videira e Perdigão Videira), que serão solucionadas com a implantação da SE 230/138kV Videira na região, prevista para No extremo sul catarinense (SE s Araranguá e Maracajá), que serão solucionadas com a implantação da SE 230/138kV Forquilhinha na região, prevista para No extremo Oeste catarinense (SE s Arabutã e Concórdia), que serão solucionadas com a implantação da SE 138/69kV Concórdia na região, prevista para o final de Tabela Sobrecargas em Regime Normal de Operação. CARGA MÉDIA DE PARA CAPACIDADE Nome da barra Nome da barra NC [MVA] [%] Otacílio 138kV Otacilio PCH São F.Sul II - 138kV São F.Sul II - 69kV Tabela Sobrecargas em Regime Normal de Operação. CARGA PESADA DE PARA Capacidade Nome da barra Nome da barra NC [MVA] [%] Otacílio Otacilio PCH São F.Sul II São F.Sul II As únicas sobrecargas verificadas em regime normal de operação foram nas transformações 138/69kV das subestações de Otacílio Costa e São Francisco do Sul II, no final do horizonte, que serão solucionadas com a implantação da segunda unidade transformadora nestas subestações. Nesse ciclo de estudo, para fornecer confiabilidade ao município de São Francisco do Sul bem como melhorar o seu atendimento,foi considerado como obra de referência a implantação de uma subestação de 138/69kV em São Francisco do Sul, atendida a partir da SE Joinville Santa Catarina. Análise em Emergência Sistema de transmissão da CELESC As tabelas a seguir apresentam as subestações que tiveram seus limites de tensão violados e sobrecargas em linhas de transmissão e transformadores ao longo do horizonte analisado em situação de emergência. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

66 Tabela Violações de tensão em emergências CARGA MÉDIA CONTINGÊNCIA - Itajaí Fazenda - ITAJAI - Circuito 1-138kV Magnitude da tensão na barra [p.u.] Nome da barra Itajaí Fazenda 138kV 0,937 0,928 0,918 0,926 0,927 0,918 0,910 0,900 0,888 0,876 As violações de tensão na subestação de Itajaí Fazenda verificadas no final do horizonte, em situação de emergência, deverão ser solucionadas através de compensação capacitiva ou com o remanejamento de carga no sistema de distribuição. Tabela Violações de tensão em emergência CARGA MÉDIA CONTINGÊNCIA - Herval - Videira PCH - Circuito 1-138kV Magnitude da tensão na barra [p.u.] Nome da barra Caçador 138kV 0,864 0,856 0,861 1,007 1,006 1,007 1,007 1,004 1,003 1,000 Perdigão Videira 138kV 0,881 0,875 0,871 1,010 1,009 1,011 1,010 1,009 1,008 1,007 Videira 69kV 0,911 0,904 0,899 1,000 1,001 1,003 1,005 1,000 1,004 1,003 Videira PCH 0,882 0,876 0,872 1,010 1,010 1,011 1,011 1,010 1,009 1,008 Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Herval - Videira PCH - Circuito 1-138kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Herval 138 Videira PCH A perda de um dos circuitos da LT Herval Videira em 138kV no período de 2006 à 2008 além de provocar sobrecarga no circuito remanescente, provoca degradação dos níveis de tensão nas subestações atendida a partir da SE 138kV Videira. Após a implantação da SE 230/138kV Videira, prevista para 2009, esses problemas deixarão de existir. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

67 Tabela Violações de tensão em emergência CARGA MÉDIA CONTINGÊNCIA - Campos Novos - Derivação LT Herval - Vidal Ramos Jr kV Magnitude da tensão na barra [p.u.] Nome da barra Otacílio 138kV 0,886 0,907 0,973 0,967 0,964 0,959 0,961 0,955 0,957 0,949 Caçador 138kV 0,881 0,880 0,892 1,007 1,005 0,999 1,001 0,997 0,998 0,997 Perdigão Videira 138kV 0,898 0,898 0,902 1,009 1,006 1,002 1,004 1,001 1,002 1,003 Videira PCH 0,898 0,899 0,903 1,010 1,007 1,003 1,004 1,002 1,003 1,003 Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Campos Novos - Derivação LT Herval - Vidal Ramos Jr kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Derivação C.Novos C. Novos - RB Herval 138 Derivação C.Novos Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Campos Novos - Derivação LT Herval - Vidal Ramos Jr kV Carga Pesada Nome da barra Nome da barra NC [%] Derivação C.Novos C. Novos - RB Herval 138 Derivação C.Novos As violações de tensão e sobrecargas no sistema de 138kV, no período de 2006 a 2008, provocada pela perda de um dos dois circuitos de 138kV que atende ao planalto e meiooeste catarinense, a partir da subestação de Campos Novos, serão solucionadas com a implantação da SE 230/138kV Lages no final 2007 e da SE 230/138kV Videira em Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

68 Tabela Violações de tensão em emergência CARGA PESADA CONTINGÊNCIA - Joinville SC - JOINVILLE - Circuito 1-138kV Magnitude da tensão na barra [p.u.] Nome da barra Jarivatuba 138kV ,985 0,989 0,939 0,927 0,922 0,918 0,899 0,887 Joinville SC 138kV 1,001 1,003 0,986 0,990 0,940 0,929 0,923 0,920 0,901 0,889 S.Francisco do Sul II 138kV ,992 0,927 0,916 0,910 0,909 0,887 0,874 Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Joinville SC - JOINVILLE - Circuito 1-138kV Carga Pesada Nome da barra Nome da barra NC [%] Picarras Ilhota Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Picarras - ILHOTA - Circuito 1-138kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Joinville SC Joinville Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Picarras - ILHOTA - Circuito 1-138kV Carga Pesada Nome da barra Nome da barra NC [%] Joinville SC Joinville Na perda do circuito de 138kV de Joinville Joinville Santa Catarina, a subestação de Joinville Santa Catarina fica sendo atendida a partir da subestação de Ilhota cuja linha também atende a subestação de Piçarras repercutindo em elevada queda de tensão nessa linha e elevados carregamentos no trecho entre Ilhota e Piçarras. Para a perda do circuito 138kV de Piçarras Ilhota, tem-se sobrecarga no circuito Joinville Joinville Santa Catarina a partir de 2012 na carga pesada. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

69 Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Joinville 4 - JOINVILLE - Circuito 1-138kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Joinville Joinville Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Joinville 4 - JOINVILLE - Circuito 1-138kV Carga Pesada Nome da barra Nome da barra NC [%] Joinville Joinville Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Joinville I PCH - Joinville 3 - Circuito 1-69kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Joinville Joinville Joinville Joinville Na região de Joinville, as sobrecargas verificadas no sistema de 138kV, em contingências, serão solucionadas com a implantação da SE 230/138kV Joinville Norte, prevista para Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Forquilhinha - SIDEROPOLIS. Circuito 1-138kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Criciuma - 69 Sideropolis Criciuma - 69 Sideropolis Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

70 Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Forquilhinha - SIDEROPOLIS. Circuito 1-138kV Carga Pesada Nome da barra Nome da barra NC [%] Criciuma - 69 Sideropolis Criciuma - 69 Sideropolis Na região do extremo sul catarinense, as sobrecargas verificadas no sistema de 69kV, em contingências, serão solucionadas com a implantação da SE 230/69kV Forquilhinha, prevista para Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Timbo - Salto Pilão - Circuito 1-138kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Ibirama - 69 Rio do Sul Blumenau Indaial R. Morto Indaial R. Morto 000 Salto Pilão Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA - Timbo - Salto Pilão - Circuito 1-138kV Carga Pesada Nome da barra Nome da barra NC [%] Ibirama - 69 Rio do Sul Blumenau Indaial R. Morto Indaial R. Morto 000 Salto Pilão Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA Indaial Rio Morto - Salto Pilão - Circuito 1-138kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Ibirama - 69 Rio do Sul Timbo Blumenau Timbo Salto Pilão Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

71 Tabela Sobrecargas em emergência CONTINGÊNCIA Indaial Rio Morto - Salto Pilão - Circuito 1-138kV Carga Pesada Nome da barra Nome da barra NC [%] Ibirama - 69 Rio do Sul Timbo Blumenau Timbo Salto Pilão Em condição de intercâmbio sul-sudeste, considerando elevados despachos na UHE Salto Pilão, na perda do circuito de 138kV Salto Pilão Timbó ou do circuito de 138kV Salto Pilão Indaial Rio Morto ocorrerão sobrecargas no circuito remanescente. Nesta condição a obra indicada é a implantação da LT 138kV UHE Salto Pilão Blumenau Garcia. Tabela Violações de tensão em emergência CONTINGÊNCIA - LT BIGUAÇU - DESTERRO 230kV Carga Média Nome da barra Nome da barra NC [%] Ilha Centro 138 Palhoça RB Palhoça RB 138 Palhoça Palhoça RB 138 Palhoça Palhoça RB 138 Palhoça Palhoça RB 138 Palhoça A partir de 2013, a perda da única linha de 230kV que abastece a Ilha de Santa Catarina são verificadas sobrecargas na LT de 138kV Palhoça - Ilha Centro e sobrecarga nos transformadores 230/138kV da SE Palhoça. Recomenda-se um acompanhamento deste fluxo frente a novas projeções de mercado. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

72 6.4 Estado do Paraná Evolução do Mercado e da Potência Instalada A evolução do mercado para o estado do Paraná prevista para o ciclo de 2006/2015, apresentada abaixo, representa 35% do mercado de energia elétrica da Região Sul durante todo o período. Figura Evolução do mercado para o estado do Paraná Paraná MW Pesada Média Leve A evolução da potência instalada no Paraná para o ciclo 2006/2015 mostra um crescimento de cerca de 66%, com uma participação de 12% no montante total da região durante todo o período. Figura Evolução potência instalada para o estado do Paraná MW EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA - Paraná Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

73 6.4.2 Sistema Elétrico Para fins dos estudos de planejamento, o Estado do Paraná está dividido em cinco regiões geo-elétricas: região metropolitana de Curitiba e Litoral, região Norte, região Noroeste, região Oeste e região Centro-Sul. Estas regiões apresentam características distintas do ponto de vista de mercado, e têm peculiaridades que as distinguem entre si. Estas regiões são atendidas, principalmente, pela Copel Transmissão e pela ELETROSUL na tensão de 525kV a 69kV e pela Copel Distribuição nas tensões de 34,5kV e 13,8kV. Os principais pontos de suprimento ao Estado Paraná são: SE 525/230kV Curitiba, SE 525/230kV Areia, SE 525/230kV Bateias, SE 525/230kV Londrina Eletrosul e SE 525/230kV Cascavel Oeste atendidas por linhas de transmissão provenientes das SE s Itá, Campos Novos, Blumenau e Ibiúna (Sudeste). Área de Curitiba e Litoral: Esta área tem o suprimento principal realizado através das subestações Bateias 525kV, Curitiba 525kV, pela UHE Governador Parigot de Souza (260MW) e UTE Araucária (480MW). Além da Rede Básica, a RMC região metropolitana de Curitiba possui três subsistemas de 138kV, atendidos por transformação 230/138kV. O subsistema de Campo Largo, alimentado pela SE Bateias, o subsistema de São José dos Pinhais, atendido pela SE Campo do Assobio e o subsistema do Litoral, atendido pelas SE s Gov. Parigot de Souza e Posto Fiscal (prevista para 2006). A RMC possui também uma grande área em 69kV, que é atendida por transformações 230/69kV. Área Centro Sul: A região Centro-Sul é basicamente suprida pelas subestações de Areia 525kV, Bateias 525kV e Curitiba 525kV. Essa área é formada por um sistema em 230kV e 138 kv e pelas UHEs Fundão (120MW) e Santa Clara (120MW). O sistema de 69kV da região Centro-Sul está sendo progressivamente reisolado para 138kV. Área Norte: A região Norte do Paraná é atendida, principalmente, pela SE 525/230kV Londrina Eletrosul. A partir desta subestação partem linhas em 230kV para o suprimento das subestações de Ibiporã, Figueira, Apucarana e Maringá. Área Oeste: A região Oeste do Paraná tem como principais fontes às subestações Cascavel 230kV e Cascavel Oeste 525kV. Nessa área destaca-se a interligação em 230kV entre o Sul e Sudeste através das subestações Guairá (Paraná) e Dourados(Mato Grosso do Sul), uma interligação de suma importância para o atendimento ao sistema elétrico do Mato Grosso do Sul. Região Noroeste: A região Noroeste do estado do Paraná é atendida através de linhas em 138kV, sendo a UHE Rosana, situada no estado de São Paulo, o seu principal ponto de suprimento. Assim, a ligação entre a UHE Rosana e a cidade de Loanda (PR) representa um dos elos de interligação entre as regiões Sul e Sudeste. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia

74 Figura Divisão geo-elétrica do estado do Paraná NOROESTE NORTE OESTE CENTRO SUL RMC Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT s As principais obras de atendimento ao estado do Paraná, previstas nos estudos, são apresentadas na tabela a seguir. Plano decenal de Expansao da Transmissao da Regiao Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia