Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica. Período Endereço na Internet:

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1 Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica Período Endereço na Internet:

2 ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO Conceitos 5 2 ANÁLISE GERAL DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA _ Interligações Sistema Tronco Norte Sistema Tronco Nordeste Sistema Tronco Centro-Oeste Sistema Tronco Sudeste Sistema Tronco Sul 13 3 DE ESTUDOS COMPLEMENTARES 15 4 PROPOSTA DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA HORIZONTE 2001/ AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA INTERLIGAÇÕES ENTRE REGIÕES PERÍODO 2001/ Interligação Norte/Sul AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA SISTEMA NORTE/NORDESTE PERÍODO 2001/ Estados de Alagoas, Pernambuco, Paraíba e R. G. do Norte Estados de Alagoas, Pernambuco, Paraíba e R. G. do Norte Estados de Alagoas, Pernambuco, Paraíba e R. G. do Norte Estados do Ceará e Piauí Estados do Ceará e Piauí Estados do Ceará e Piauí Estados do Pará, Maranhão e Tocantins Estados de Bahia e Sergipe Estados de Bahia e Sergipe AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA SISTEMA SUL/MATO GROSSO DO SUL PERÍODO 2001/ Estados do R. G. do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso do Sul Ano: Estados do R. G. do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso do Sul Ano: Estados do R. G. do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso do Sul Ano: AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA SISTEMA SUDESTE/CENTRO-OESTE PERÍODO 2001/ Estado de Minas Gerais Ano: Estado de Minas Gerais Ano: Estado de Goiás e Distrito Federal Ano: Estado de Goiás Ano: Estado de Goiás Ano: Estado de São Paulo Ano: Estado de São Paulo Ano: Estados de Rio de Janeiro e Espírito Santo Ano: Estados de Rio de Janeiro e Espírito Santo Ano: Página 2/101

3 Estado de Mato Grosso Ano: Estado de Mato Grosso Ano: REFERÊNCIAS 101 Página 3/101

4 1 INTRODUÇÃO Este documento tem por objetivo apresentar a visão do ONS sobre as ampliações e reforços da Rede Básica, necessárias para preservar a segurança e o desempenho da rede, garantir o funcionamento pleno do mercado de energia elétrica e possibilitar o livre acesso a todos os interessados em atuar no MAE. É através do Plano de Ampliações e Reforços - PAR que o ONS busca cumprir as suas responsabilidades legais, no sentido de elaborar, para envio à ANEEL, após compatibilizada e validada pelo Ministério de Minas e Energia, responsável pela coordenação do planejamento do setor elétrico, proposta anual de ampliações e reforços das instalações da Rede Básica de transmissão dos sistemas elétricos interligados, justificando técnica e economicamente a necessidade de cada empreendimento. O presente documento é o primeiro elaborado sobre uma base de estudos desenvolvida pelo ONS em conjunto com os Agentes. Os documentos emitidos anteriormente Ampliações da Rede Básica dos Sistemas Elétricos Interligados- Período " e Reforços na Rede Básica dos Sistemas Elétricos Interligados - Período ", foram consolidados a partir de estudos realizados anteriormente pelo GCOI, GCPS e pelas empresas. Basicamente, no processo de elaboração do PAR foram realizados estudos de avaliação elétrica do sistema. Essas análises tiveram por base os estudos de planejamento elaborados pelo CCPE/GCPS, as solicitações de acesso e conexão, bem como as ampliações e reforços propostos pelos Agentes [1],[2],[3], [4],[5],[6],[7],[8],[9],[10],[11],[12] e [13]. Além disso, buscou-se eliminar restrições de transmissão observadas na programação e no planejamento da operação, particularmente aquelas identificadas no Estudo de Planejamento da Operação Elétrica do Sistema Interligado Brasileiro - Período janeiro/2000 a abril/2001 [14]. Para permitir o tratamento das particularidades do Sistema Elétrico, os estudos que resultaram na proposição deste PAR foram realizados de forma descentralizada. Para tal foram constituídos Grupos Especiais, de acordo com orientação do Conselho de Administração do ONS, abertos à participação de todos os Agentes, abrangendo as Regiões Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte/Nordeste e interligações entre regiões. Neste primeiro ciclo do Plano de Ampliações e Reforços, considerando que o Módulo 4 dos Procedimentos de Rede ainda não está aprovado pelo Conselho de Administração do ONS e homologado pela ANEEL, foram discutidos e acertados no âmbito dos Grupos Especiais, as premissas, os critérios e os procedimentos para realização dos estudos. O documento Estudos para Identificação das Ampliações e Reforços na Rede Básica Período 2001/2004 Termo de Referência [15], consolidou os principais pontos acordados. No item 2 do presente documento, são descritas sucintamente as condições gerais de operação observadas nas análises realizadas, a partir das premissas e critérios adotados. Observa-se que nas análises são destacados os principais troncos da Rede Básica, aqueles de natureza notadamente sistêmica. No item 3 deste Plano de Ampliações e Reforços, são destacados determinados pontos do sistema para os quais será necessária a realização de estudos específicos Página 4/101

5 a serem desenvolvidos, principalmente no âmbito do CCPE, com o objetivo de identificar soluções estruturais para os problemas apontados. Finalmente no item 4 é apresentada a proposta de ampliações e reforços da Rede Básica, relacionando as obras identificadas como necessárias de acordo com os critérios adotados ao longo dos estudos desenvolvidos. São também sinalizadas, de forma preliminar, as melhorias julgadas necessárias para adequação das instalações aos padrões e requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Estas melhorias, juntamente com outras a serem identificadas pelo ONS e pelas empresas, serão objeto de nova versão do Plano de Melhorias da Rede Básica, a ser posteriormente elaborada. Deve-se salientar que, considerando o cronograma adotado pela ANEEL no presente exercício 2000 visando a definição das receitas das transmissoras existentes para o período jun/2000 a maio/2001, foi elaborado e discutido com ANEEL/CCPE, o documento, Ampliações e Reforços da Rede Básica Período abril/2000 a maio/2001 [16]. Nesse documento foram antecipadamente colocadas as obras do PAR referentes ao 1 o quadrimestre de Ressalta-se adicionalmente que o presente documento deverá sofrer permanente acompanhamento e atualização visando incorporar mudanças dos condicionantes adotados nos estudos, tais como: contexto de oferta (geração e importação) e demanda (mercado e exportação) sinalizado pelos Agentes, solicitações de acesso, proposições de expansão dos Agentes, restrições operativas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica e Energética, informações do MAE, instrumentos contratuais estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao uso e à conexão ao sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção, à autorização para importação e exportação de energia e aos padrões de desempenho estabelecidos no Módulo Conceitos Cabe ressaltar os seguintes conceitos, que são aplicados ao longo do relatório: (a) AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA : implantação de um novo elemento funcional (linha de transmissão ou subestação) na Rede Básica, representando uma nova concessão de transmissão. A sua implementação é contemplada por um novo CPST e é remunerada através de Receita Autorizada; (b) REFORÇO DA REDE BÁSICA : implantação ou substituição de equipamentos (transformadores, equipamentos de compensação reativa, etc.) em um elemento funcional (linha de transmissão ou subestação) existente na Rede Básica. Estas implantações ou substituições são contempladas no CPST existente através de aditivo e são remuneradas através de Receita Autorizada; e (c) MELHORIAS : implantação ou substituição de equipamentos visando manter a disponibilidade e a supervisão das instalações de transmissão, não acarretando modificação da topologia da rede. Página 5/101

6 2 ANÁLISE GERAL DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA A análise das condições de atendimento revela a concentração da necessidade de ampliações e reforços nos primeiros anos do período estudado. Este resultado traduz o reduzido nível de investimentos realizados no sistema de transmissão, em anos anteriores. Convém ressaltar que o objetivo deste trabalho é, a partir das informações disponíveis, apresentar os problemas visualizados e indicar as ampliações e os reforços na Rede Básica necessários para garantir condições operativas adequadas. A entrada em operação das obras será determinada, de fato, pelos processos de licitação e de autorização, conduzidos pela ANEEL, e pela resposta dos Agentes interessados em atuar no setor de transmissão. As simulações e análises foram realizadas considerando, em termos gerais, o critério (n-1), buscando-se identificar o programa de obras necessário para atendê-lo. Tratamento especial foi dispensado aos casos de sistemas radiais e de subestações com apenas um transformador. Em ambos os casos foi feita uma análise econômica para identificar a necessidade de ampliações e reforços, conforme apresentado na nota técnica "Ampliações e Reforços na Rede Básica - Análise de Sistemas Radiais e de Subestações com um Único Transformador - Período "[19]. Salienta-se que o presente Plano de Ampliações e Reforços foi desenvolvido considerando-se as usinas com autorização ou concessão outorgada pela ANEEL. À medida em que forem sendo viabilizados novos empreendimentos de geração, com inclusive a formalização da solicitação de acesso junto ao ONS, especialmente para as usinas térmicas integrantes do Programa Prioritário de Geração Termelétrica coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, as conclusões aqui apresentadas deverão ser reavaliadas. 2.1 Interligações Até o ano 2003 estão previstas significativas ampliações nas interligações entre regiões. Nesse período, estas expansões estão suportadas pela ampliação do parque gerador das regiões Norte (usinas de Tucuruí II e Lajeado) e Sul (Importação de energia da Argentina/Garabi, Usinas de Machadinho e Itá) que tornará estas regiões exportadoras. Em decorrência do aumento de intercâmbio entre regiões vários reforços serão necessários nos sistemas receptores, para que estes não causem limitações nos intercâmbios previstos com base nos reforços das interligações. Desempenho das interligações em 2001 Em 2001, o desempenho das interligações Sul/Sudeste e Norte/Sul deverá ser impactado pela entrada em operação do terceiro circuito em 750 kv entre Itaberá e Tijuco Preto. A operação deste circuito está prevista para fins de 2000, considerando que sejam contornadas as dificuldades na obtenção das licenças ambientais. Observa-se que, em relação à interligação Sul/Sudeste, uma das condições restritivas para o aumento do intercâmbio, na configuração sem o 3 o circuito entre Ivaiporã e Tijuco Preto, do Tronco de 750kV, é a possibilidade de colapso de tensão na região de S.Paulo, ocasionada pela saída de um dos trechos entre Foz do Iguaçu e Tijuco Preto. Além disso, nas situações de intercâmbio máximo é prevista a atuação de Esquema de Controle de Emergências, que prevê o corte de duas máquinas em Itaipu quando da ocorrência de emergência no Tronco de 750kV que interliga as usinas de Itaipu aos subsistemas Sul e Sudeste. Página 6/101

7 O corte de geração mencionado acima, dependendo das condições de operação e devido a existência de um elo fraco em 345 kv entre Samambaia e o sistema do Paranaíba, pode causar colapso de tensão em Brasília. Esse problema está associado à resposta das usinas dos sistemas Norte e Nordeste quando da perda de geração no Sul/Sudeste, ocasionando aumento no intercâmbio Norte/Sul. Verifica-se que a entrada do terceiro circuito melhora o perfil de tensão no tronco de 750kV, principalmente na região de Tijuco Preto, e aumenta os limites de intercâmbio Sul-Sudeste, porém não altera os resultados referentes ao limite dinâmico de intercâmbio Norte/Sul, pois em certas condições a perda de um dos circuitos do Tronco de 750kV continua necessitando do corte de geração de até duas máquinas de Itaipu 60Hz. Desempenho das interligações em 2002 Em relação a 2001, está prevista a conexão da Usina de Lajeado em uma subestação intermediária da Interligação Norte-Sul, mais precisamente em Miracema. Entretanto sua presença não acarreta diferença significativa no desempenho da interligação Norte-Sul. Ressalta-se, todavia, que a operação da UHE Lajeado com apenas um circuito entre Imperatriz e Serra da Mesa poderá introduzir um conflito entre a geração da UHE Lajeado e os intercâmbios entre os subsistemas Norte/Nordeste e Sul/Sudeste. Este conflito decorre do fato de que a geração disponível na UHE Lajeado (850 MW) é bastante próxima ao máximo fluxo admissível em Serra da Mesa, da ordem de 800 MW para intercâmbios do Norte para o Sul, e em Imperatriz, cerca de 920 MW do Sul para o Norte. A integração da UHE Lajeado ao sistema de transmissão, sem a interligação Norte/Sul 2, deverá ser objeto de análise específica a ser realizada pelo ONS. Desempenho das interligações em 2003 Visualiza-se para 2003 mudanças significativas na capacidade de transmissão entre regiões. Estão previstas para dezembro de 2002 a instalação da: segunda etapa da interligação Norte/Sul - LT 500 kv Imperatriz Serra da Mesa; interligação dos subsistemas Sudeste e Nordeste - LT 500 kv Serra da Mesa-Bom Jesus da Lapa-Gov. Mangabeira; expansão da interligação Norte/Sul, compreendendo as LT 500 kv Serra da Mesa- Samambaia C3, LT 500 kv Samambaia Itumbiara e LT 500 kv Samambaia - Emborcação; e ampliação da interligação Sul/Sudeste através da LT 525 kv Ibiúna - Bateias. Do conjunto de obras previsto para ampliação da capacidade de transmissão entre regiões, a segunda etapa da interligação Norte/Sul, a interligação Nordeste/Sudeste e os reforços entre Samambaia e o sistema do Paranaíba estão com processo de licitação em curso. Com a entrada em operação da Interligação Sudeste-Nordeste, LT 500 kv Serra da Mesa-Governador Mangabeira, observam-se os seguintes aspectos: Página 7/101

8 esta interligação apresenta carregamentos elevados (da ordem de 700MW) somente no cenário Sudeste Exportador; e a capacidade de transmitir energia nesta interligação é limitada pela contingência de qualquer um dos trechos entre Serra da Mesa e Gov. Mangabeira. É importante ressaltar que as análises dinâmicas realizadas sem a LT 500 kv Itumbiara-Marimbondo sinalizaram a ocorrência de oscilações pouco amortecidas no trecho Água Vermelha-São Simão, devido à emergência da LT Emborcação-São Gotardo 500kV. Destaca-se que a ausência da LT Itumbiara-Marimbondo elevaria o corte de carga da área Minas em contingências de LTs de 500 kv, quando de elevados intercâmbios entre as regiões Norte e Sul/Sudeste. A LT Itumbiara- Marimbondo não foi incluída na licitação acima citada. Com a entrada de mais uma linha de interligação (LT Ibiúna-Bateias 500kV) entre os subsistema Sul e Sudeste, aumenta o intercâmbio Sul-Sudeste em aproximadamente 900MW, limitado pela emergência da própria linha de transmissão. Para fluxos no sentido Sudeste-Sul o aumento de intercâmbio é da ordem de 600MW devido à emergência de um dos transformadores de Ivaiporã 750/525kV. 2.2 Sistema Tronco Norte O sistema tronco Norte é formado pelas instalações da Rede Básica das quais derivam linhas de transmissão que atendem os mercados dos estados do Maranhão, Pará e Tocantins. Em boa parte, esta parcela da Rede Básica, que se caracteriza pelas elevadas distâncias envolvidas, se confunde com as interligações regionais Norte-Nordeste e Norte-Sul. No que se refere ao atendimento aos estados do Maranhão, Pará e Tocantins ao longo dos próximos três anos, visualiza-se que em algumas áreas não é possível evitar corte de carga quando se consideram contingências. Com relação ao suprimento à região de Belém verificam-se problemas no atendimento a contingências, já na condição atual. Na perda da única LT 500 kv Tucuruí Vila do Conde, a SE Vila do Conde deixa de ser atendida verificando-se um corte de carga da ordem de 1250 MW. Esta importante subestação é responsável pelo atendimento de aproximadamente 78% de todo o mercado do Estado do Pará, inclusive a Capital, Belém, e o maior consumidor industrial do Estado, o complexo Albrás/Alunorte, com uma demanda atual de 670 MW. Além da LT 500 kv Tucuruí - Vila do Conde, para o adequado suprimento à região de Belém, é necessária a instalação de novas linhas na Rede Básica, de modo a assegurar o atendimento a contingências no eixo 230 kv Vila do Conde Guamá. Na área que corresponde ao eixo 230 kv Teresina São Luís, verificam-se problemas no atendimento às cargas, quando da perda de linhas de transmissão da Rede Básica. Esses problemas tornam-se ainda mais graves quando a contingência ocorre em uma das linhas 500 kv Presidente Dutra - São Luís. Neste caso verificam-se elevados cortes de carga para que o sistema possa atender aos critérios acordados pelos Agentes para os estudos do PAR. Registra-se que não há soluções estruturais disponíveis para essa região, tendo o assunto já sido encaminhado ao CCPE. Com relação aos sistemas radiais, o Tronco Norte atende em condições críticas o regional de Coelho Neto, com aproximadamente 80 km, alimentado em derivação da Página 8/101

9 LT 230 kv Teresina Peritoró, o regional de Porto Franco, com 111 km de linhas de transmissão da Rede Básica, a partir de SE Imperatriz, e o regional Tramoeste, que conta com 655 km de linhas de transmissão da Rede Básica, a partir de SE Tucuruí até a SE Rurópolis. Para estes sistemas de transmissão onde a contingência de apenas um trecho de linha poderá levar ao colapso no atendimento de energia a essas regiões, devem ser realizados estudos técnico-econômicos visando avaliar a melhor alternativa para a expansão dos mesmos. 2.3 Sistema Tronco Nordeste O sistema tronco Nordeste é formado pelas instalações da Rede Básica das quais derivam linhas de transmissão que alimentam os mercados dos estados do Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia. Este sistema é constituído em seis subsistemas, a saber: o subsistema Norte atende as cargas dos estados do Ceará, oeste do estado de Pernambuco, Paraíba e do Rio Grande do Norte e o leste do Piauí; o subsistema leste atende as cargas dos estados de Alagoas e grande parte dos estados de Pernambuco, Paraíba e parte do Rio Grande do Norte; o subsistema Sul que atende as cargas do estado de Sergipe e grande parte do estado da Bahia; o subsistema oeste que atende grande parte do estado do Piauí; o subsistema sudoeste que atende as cargas localizadas na região oeste da Bahia; e o subsistema centro que corresponde ao complexo de geração da CHESF e atende as cargas de parte dos estados de Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia. Com a configuração atual, o subsistema leste atende as condições normais de operação, sem que haja necessidade de ampliações na Rede Básica até dezembro de Por outro lado, considerando-se as análises de contingências, verifica-se uma necessidade de ampliação da Rede Básica, nesse subsistema, já a partir de 2001, através da implantação de uma linha de transmissão em 500 kv no eixo Xingó Angelim e de uma subestação transformadora 500/230 kv em Angelim. Ainda com relação ao subsistema leste destaca-se o atendimento a Região Metropolitana de João Pessoa que, em condições normais de operação, é satisfatório em todo o período. Entretanto, para se atender contingências no eixo 230 kv Goianinha Mussuré torna-se necessário a implantação de um terceiro circuito nesse eixo, a partir de O subsistema sudoeste, especificamente, o regional de Barreiras (Bahia) apresenta sérios problemas de atendimento ao mercado, até a data de entrada em operação da Interligação Sudeste/Nordeste em 500 kv, com a implantação de uma transformação 500/230 kv em Bom Jesus da Lapa, atualmente prevista para dezembro de O ONS, em conjunto com o CCPE, a CHESF e a COELBA, está desenvolvendo estudos que possibilitam evitar corte de carga na região de Barreiras, em condição normal de operação, antes da implantação da Interligação Sudeste/Nordeste. Esses estudos, que indicam a necessidade de uma compensação série em 230 kv no eixo Irecê Bom Jesus da Lapa e a implantação de uma geração de até 40 MW, dependendo do mercado previsto e da data de entrada em operação do circuito 500 kv da Interligação Sudeste/Nordeste, estão sendo consolidados. Com relação ao subsistema Sul, verifica-se que o seu atendimento, no horizonte estudado, está plenamente equacionado a partir de junho de 2001, com a implantação do segundo banco de capacitores de 50 Mvar 230 kv e de um compensador estático de (-100, +200) Mvar kv na SE Funil. Para o ano de 2002 estão previstas a entrada em operação da Interligação Sudeste/Nordeste e, em 2003, a entrada em Página 9/101

10 operação da UHE Itapebi, que possibilitarão uma operação adequada nesse subsistema. Analisando-se as contingências nos subsistemas Norte e Oeste, verificam-se problemas relacionados ao atendimento às cargas do eixo 230 kv Teresina Fortaleza, entretanto, não há uma solução estrutural disponível. O sistema Centro, considerando a ampliação da SE 230/69 kv Abaixadora para 200 MVA, em 2000, não apresenta problemas que indiquem a necessidade de reforços na Rede Básica, no período analisado. Com relação ao suprimento de sistemas radiais o tronco Nordeste atende em condições críticas os regionais de Picos no estado do Piauí (167 km), Coremas no estado da Paraíba (120 km), Penedo no estado de Alagoas (127 km) e Barreiras no estado da Bahia (235 km). Para estes sistemas de transmissão a contingência de linha leva ao colapso no atendimento de energia a essas regiões, devendo ser realizados estudos técnico-econômicos visando avaliar a melhor alternativa para a expansão dos mesmos. 2.4 Sistema Tronco Centro-Oeste Com a entrada em operação da Interligação Norte/Sul (março de 1999), o sistema de transmissão de 500 e 345 kv de suprimento à área Goiás/Brasília passou a fazer parte da malha de interligação entre as regiões Norte/Nordeste e Sul/Sudeste. Assim, o desempenho desse sistema tronco deixa de ser função somente da carga atendida nesta região, passando a depender também do fluxo da Interligação Norte-Sul. A partir de dezembro de 2002 estão previstas a ampliação da Interligação Norte/Sul (com a entrada em operação do 2º circuito 500 kv entre Imperatriz e Serra da Mesa) e a entrada em operação da Interligação Nordeste/Sudeste com um circuito de 500 kv entre Serra da Mesa e Governador Mangabeira. Atualmente esta área não apresenta problemas de controle de tensão tanto em regime permanente quanto em emergências no próprio tronco, quadro este que deverá permanecer durante o ciclo O maior problema da área está no carregamento das principais transformações que hoje já apresentam sobrecarga em condições normais de operação. Este é o caso das SEs Brasília Sul, Bandeirantes, Anhanguera e Xavantes O desempenho da área de Mato Grosso a partir deste ano de 2000 até o final do ciclo em 2003, é significativamente influenciado pela entrada em operação das usinas, autorizadas ou com concessão outorgada, com previsão de operação neste intervalo. Com estas usinas em operação o desempenho dessa área será satisfatório quanto ao atendimento à carga em condições normais de operação. A capacidade de suprimento do sistema de atendimento ao estado do Mato Grosso após a entrada em operação da UTE Cuiabá com potência total de 480 MW, prevista para janeiro de 2001, é de 870 MW. Com a operação plena da UTE Cuiabá, a disponibilidade de geração local será bem superior às previsões de mercado e, portanto, suficiente para atendimento às cargas esperadas para essa região, em condições normais de operação, ao longo de todo o horizonte considerado (2003). Observa-se que a operação da usina de Cuiabá e a entrada, no decorrer do período, de novas usinas hidrelétricas no estado de Mato Grosso com capacidade de 732 MW, deverá provocar a inversão do sentido do fluxo nos troncos de transmissão de 230 kv Página 10/101

11 entre Rio Verde e Coxipó e entre Nobres e Coxipó. Destaca-se a operação do aproveitamento hidrelétricos de Manso, programada para 2001, que irá reforçar o suprimento e o controle de tensão de Nova Mutum, Lucas do Rio Verde e Sinop. O atendimento a Sinop será reforçado com a instalação de um compensador estático que eliminará problemas de controle de tensão no ciclo diário de carga; já a ampliação do sistema de transmissão para atendimento a essa localidade deverá ser objeto de estudos complementares. Desta forma, com este parque gerador em operação, os problemas da área serão significativamente minimizados, afastando-se definitivamente a possibilidade de racionamento na área. Os problemas localizados serão resolvidos com obras de reforços programadas, como o 2º autotransformador 230/138/13,8 kv-100 MVA da SE Rio Verde e a instalação de um compensador estático 230kV ( Mvar) na SE Sinop. 2.5 Sistema Tronco Sudeste Minas Gerais A área Minas Gerais e seu principal centro de carga, a região central, são atendidas por um sistema elétrico de transmissão que interliga as usinas das bacias dos rios Paranaíba e Grande, distantes mais de 450 km. Assim, para a transferência de grandes blocos de energia são necessárias longas linhas de transmissão em 500 e 345kV. Na região central está localizada 80% da carga da área de Minas Gerais. Para o período o sistema de transmissão de atendimento à área Minas Gerais deverá passar por significativas mudanças tendo em vista as obras de expansão da Interligação Norte-Sul, da interligação com a área Rio de Janeiro/Espírito Santo em Ouro Preto e com a implantação de novas subestações e usinas hidráulicas. As novas LT s, associadas ao escoamento da Interligação Norte-Sul e da interligação com a área Rio de Janeiro/Espírito Santo, elevam a solicitação do sistema de 500 kv, acarretando a degradação da confiabilidade desse sistema para determinados intercâmbios entre as regiões Norte e Sudeste do país. Para contornar esses problemas, visualiza-se a necessidade de reforçar a compensação reativa da área central, além de implantar o seccionamento de três linhas de 500kV, que atendem à região central, próximo a localidade de Bom Despacho. Estas linhas seriam: S.Gotardo2 - Neves, Jaguara - Neves e Jaguara - São Gonçalo do Pará. Observa-se que esses reforços reduzem bastante, mas não eliminam o corte de carga em caso de contingências nas linhas de 500 kv que alimentam a área central. Com o objetivo de atender plenamente contingência de primeira ordem, foi considerada a instalação da LT 500 kv Nova Ponte - São Gotardo. Ressalta-se que essa alternativa requer análises complementares. Rio de Janeiro/Espírito Santo O desempenho do sistema de transmissão em 500 kv de atendimento a essa área apresenta condições insatisfatórias em situações de contingências simples de linhas de 500 e 345 kv para determinadas condições de carga e de indisponibilidade de geração local. Página 11/101

12 A confiabilidade do sistema de transmissão depende da disponibilidade de geração das usinas térmicas de Angra l, Angra II e de Santa Cruz bem como do suporte de potência reativa capacitiva instalada na região. Para o período verifica-se a necessidade de reforços de transmissão em 500 e 345 kv para atendimentos às cargas previstas da área RJ/ES. Cabe destacar a construção da LT 345kV Ouro Preto Vitória necessária para aliviar o tronco de transmissão em 345kV e garantir o atendimento ao estado do Espírito Santo e à região de Campos. Esta obra, prevista para o final do ano de 2002, trará um significativo benefício aos sistemas de 345 e 500 kv que suprem à região. Ressalta-se que para a instalação da LT 345kV Ouro Preto-Vitória é necessário que sejam implantados os reforços previstos na Rede Básica em Minas Gerais. Com relação ao sistema de 500kV, observa-se a partir de 2001 a necessidade da entrada em operação das ampliações e reforços propostos para esta área. Caso contrário, poderá ocorrer degradação do desempenho atual do sistema, havendo a necessidade de disponibilidade total da geração térmica das usinas de S.Cruz e de Angra I, para a operação do sistema em regime permanente. Ainda nesta situação, contingências simples no tronco de 500kV acarretarão elevados montantes de cortes de carga para evitar o colapso de tensão e, em algumas situações, sobrecargas inadmissíveis em circuitos. Estudos de planejamento apontavam para a construção da LT 500kV Taubaté-Angra (referida no relatório ONS sobre Ampliações na Rede Básica dos Sistema Elétricos Interligados - Período [17]) que entretanto, apresentou problemas ambientais não solucionados. A alternativa de transmissão considerada foi a construção dos circuitos em 500 kv Tijuco Preto - Cachoeira Paulista e Cachoeira Paulista - Adrianópolis C3 os quais aliviarão os elevados carregamentos dos circuitos atuais, propiciando condições operativas adequadas em regime normal de operação e em contingências. Observa-se que estas soluções necessitam ser consolidadas no âmbito do planejamento. Ressalta-se também a necessidade de reforços de transformadores, notadamente nas SEs T. Preto 750/500kV, Adrianópolis 500/345kV e Vitória 345/138kV, devido ao esgotamento, em condições normais de operação ou em emergência, da capacidade de transformação dessas subestações, o que pode implicar em situações críticas para o sistema devido à possibilidade de ocorrência de sobrecarga inadmissível nas unidades remanescentes. São Paulo Observa-se que a demanda prevista para a área São Paulo em 2001, da ordem de MW, somente será atendida no caso da entrada em operação de importantes obras, necessárias já para o ano 2000, como o 3º circuito Itaberá T. Preto 750 kv, da antecipação do 6º e 7º bancos de capacitores (2 x 200 Mvar) de T. Preto 345 kv bem como do reforço proporcionado pela LT 440 kv Taquaruçu Assis Sumaré, recentemente licitada e em início de construção. Deve-se observar que, sem as obras acima mencionadas, a área São Paulo apresenta desempenho crítico quanto ao controle de tensão para cargas da ordem de MW. Neste contexto, possíveis atrasos na instalação dessas ampliações e reforços poderão levar a cortes de carga. Página 12/101

13 Além disso, a Rede Básica que atende o estado de São Paulo apresenta problemas relacionados à capacidade transformadora de algumas subestações que se encontram esgotadas em regime normal de operação ou que apresentam elevadas sobrecargas em contingência. Alguns aspectos relacionados aos sistemas de atendimento regional dessa área deverão ser solucionados com a troca de equipamentos terminais e/ou com obras na distribuição. Note-se também que foram observados problemas relacionados às altas taxas de crescimento de mercado observadas em algumas regiões, consideradas atípicas quando comparadas aos valores históricos verificados Tendo em conta as obras previstas e de acordo com as previsões de carga que apontam para taxas de crescimento da demanda máxima da ordem de 5,4% para o ano 2001 em relação ao verificado em 2000 (maio), de 2,75% para 2002 e 1,41% para 2003 em relação ao ano anterior, verifica-se a necessidade de instalação de diversas obras nessa região para atendimento satisfatório do sistema. Outras obras ainda poderão ser indicadas após a conclusão de estudos complementares indicados no item 3 e que deverão ser elaborados o mais breve possível. 2.6 Sistema Tronco Sul Embora seja previsto um excedente no balanço de carga regional de 2001 a 2003 sob o aspecto energético, o desempenho elétrico do sistema nem sempre será favorecido, devido à localização das novas fontes em relação aos centros de carga e a forma em que se dará sua conexão ao sistema de transmissão. O suprimento em 525 kv ao Rio Grande do Sul converge para a SE Gravataí, localizada no maior centro de carga do estado, cujo atendimento é altamente concentrado em dois pontos de 230 kv: SE Cidade Industrial e SE Gravataí 2. Estas subestações apresentam-se próximas à saturação, seja para expansão de capacidade de transformação, ou para a saída de novas linhas de transmissão, implicando na degradação das condições de atendimento aos centros de cargas mais afastados, em Caxias e no litoral. A perda de uma das linhas de 525 kv que chegam à SE Gravataí causa cortes de carga crescentes desde 2001, que chegam a 800 MW no verão de Nestas contingências a SE Santo Ângelo 525/230 kv não se mostra um caminho eficaz para garantir o desempenho, face à distancia desta subestação do principal centro de carga do estado, o que causa o congestionamento da rede de 230 kv e conseqüente decréscimo no perfil de tensão. A partir do verão de 2003 não há mais como assegurar tensão aceitável em Gravataí em condições normais de operação. O sistema de transmissão apresenta-se esgotado, requerendo a ampliação da rede de 525 kv, para a qual ainda não há solução de planejamento visualizada. Para que esta expansão seja efetiva, também há a necessidade de adaptação da rede de 230 kv para desconcentração do suprimento de Gravataí e Cidade Industrial. Com a entrada da LT 525 kv Campos Novos-Blumenau, prevista para 2001, melhoram as condições de desempenho em Curitiba e no leste de Santa Catarina. As deficiências operativas mais marcantes ocorrem no oeste de Santa Catarina, cujo suprimento é realizado pelas subestações de Campos Novos, 525/ 230/138 kv, e Xanxerê, 230/138 kv. A perda do transformador de 336 MVA da SE Campos Novos provoca corte de carga de 300 MW em carga pesada, sendo necessária a instalação do segundo transformador, bem como a adequação do barramento de 138 kv desta Página 13/101

14 subestação. Persistem ainda as limitações de capacidade da SE Xanxerê, praticamente esgotada em 2002, para as quais ainda não há solução de planejamento atualizada. Além da expansão da transformação 230/138 kv na região, também é necessário equilibrar a repartição de cargas entre as duas subestações regionais, adaptando a rede de conexão de 138 kv para possibilitar melhor aproveitamento da SE Campos Novos. Na configuração atual a UHE Caxias é conectada radialmente à UHE Salto Santiago, de modo que contingências na LT Salto Caxias-Salto Santiago provocam a perda da usina, com risco de abertura da interligação Norte-Sul. Com a entrada da LT Caxias- Cascavel V em 2001, completa-se o esquema de integração de Salto Caxias e melhora o atendimento ao noroeste do Paraná, hoje dependente da UHE Salto Osório e da SE Londrina, 525/230 kv. Entretanto, mesmo após a duplicação da transformação de Londrina, a indisponibilidade da LT Ivaiporã - Londrina causa degradacão do perfil de tensão na rede de 230 kv do noroeste do Paraná, apontando a necessidade de uma solução de planejamento que enfoque tanto o suprimento regional como as condições de intercâmbio com o Sudeste. O mercado do Mato Grosso do Sul é composto por centros de carga esparsos e de pequeno porte, supridos por extensas linhas de 138 kv. Estas características estruturais indicam a geração local como a solução mais eficaz para a melhoria das condições de atendimento. Com a operação das três unidades da UTE Arjona junto ao centro de carga de Campo Grande e a importação de 150 MW da Bolívia em Corumbá, melhora o desempenho do sistema, permanecendo na região de Dourados a condição mais crítica. O suprimento em condições normais de operação melhora com a implantação da SE Cascavel V, embora persistam os problemas de corte de carga em contingência. Para esses problemas, uma possível solução, a ser melhor explorada, seria a relocação de compensação reativa de Campo Grande para Dourados. Página 14/101

15 3 DE ESTUDOS COMPLEMENTARES Ao longo do desenvolvimento dos estudos para identificação das ampliações e reforços na Rede Básica, foram visualizadas situações para as quais é necessário realizar estudos complementares. Basicamente são áreas do sistema onde foram identificados problemas caracterizados por: não atendimento aos critérios adotados, para os quais não há solução estrutural consolidada; atendimento a sistemas radiais; e ampliação da capacidade de subestações dotadas de apenas 1 transformador. Estas questões serão objeto de análise detalhada no âmbito dos Grupos Especiais, no menor prazo possível, algumas delas devendo inclusive ser remetidas para avaliação do CCPE, visando o estabelecimento de soluções com visão de longo prazo. Também serão objeto de análise, algumas questões apresentadas pelos Agentes após a conclusão dos estudos desenvolvidos no âmbito dos Grupos Especiais, para os quais não houve tempo hábil para tratamento e inclusão no presente Plano de Ampliações e Reforços. Página 15/101

16 PROBLEMA IDENTIFICADO ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS CORTE DE CARGA QUANDO DE EMERGÊNCIA NAS LINHAS DE 500 kv QUE SUPREM A ÁREA DE PORTO ALEGRE E DEGRADAÇÃO DA TENSÃO EM FARROUPILHA/CAXIAS (UF: RS) ESGOTAMENTO DO SISTEMA DE 230 kv DERIVADO DA SE SANTO ÂNGELO 525/230 kv A PARTIR DA 2 A ETAPA DA IMPORTAÇÃO DE GARABI (2000 MW) (UF: RS) SOBRECARGAS EM CONTINGÊNCIA NA SE CIDADE INDUSTRIAL 230/138 kv E NA SE GRAVATAÍ 2 230/69 kv (UF: RS) LT 525 kv SAINDO DA SE ITÁ OU DA SE SANTO ÂNGELO PARA GRAVATAÍ 2 OU PARA FARROUPILHA/CAXIAS LT 230 kv SANTO ÂNGELO-SANTA MARTA 2 a LT 525 kv QUE SAI DE GARABI CHEGANDO ATÉ ITÁ SE SAPUCAIA 230/138 kv Transferência de carga para outras SE s Possibilidade de aumento da importação da Argentina a partir de Garabi. Congestionamento do sistema de 230 kv derivado da SE Gravataí 2. Novas usinas térmicas no Rio Grande do Sul Restrição física para a expansão da SE Santa Marta Congestionamento do sistema de 230 kv na perda da LT 525 kv Itá-Santo Ângelo Restrição física para implantar novos módulos de 230 kv na SE Cidade Industrial e SE Gravataí 2 Página 16/101

17 PROBLEMA IDENTIFICADO SOBRECARGA DE 24 % NA PERDA DE UM TRANSFORMADOR DA SE GUARITA (UF: RS) CORTE DE CARGA NA PERDA DAS LT FARROUPILHA-CAXIAS E GRAVATAÍ-OSÓRIO 2 (UF: RS) ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS Restrições físicas para instalar um terceiro transformador DUPLICAÇÃO E/OU LT OSÓRIO 2-TAQUARA ESGOTAMENTO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO QUE ATENDE AO CENTRO DE PORTO ALEGRE (UF: RS) CORTE DE CARGA NA REGIÃO DE DOURADOS NA PERDA DA LT 230 kv GUAÍRA- DOURADOS (UF: MS) IMPLANTAÇÃO DA SE PORTO ALEGRE 7 230/13,8 KV E DA LT 230 KV PORTO ALEGRE 7- PORTO ALEGRE 9 COMPENSAÇÃO REATIVA EM DOURADOS NOVA ALTERNATIVA DE TRANSMISSÃO PARA O MATO GROSSO DO SUL Restrições físicas para a passagem de linhas na área central de Porto Alegre Intercâmbio do Sudeste para o Sul. Possíveis instalações de usinas e interligações internacionais no Mato Grosso do Sul Página 17/101

18 PROBLEMA IDENTIFICADO ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS SOBRECARGA NA SE XANXERÊ 230/138 KV (UF: SC) SE PINHALZINHO 230/138 kv E OTIMIZAR REPARTIÇÃO DE CARGA EM 138 KV ENTRE XANXERÊ E CAMPOS NOVOS Restrição física para a expansão da SE Xanxerê Sistema receptor de 138 kv em Campos Novos SUBTENSÃO NO OESTE DO PARANÁ NA PERDA DA LT 525 kv IVAIPORÃ-LONDRINA (UF: PR) COMPENSAÇÃO REATIVA NO OESTE DO PARANÁ LT CASCAVEL- UMUARAMA DUPLICAÇÃO DA LT IVAIPORÃ-LONDRINA Necessidade energética de expansão da interligação Sul-Sudeste Sistema de 230 kv da área sudoeste de São Paulo. RESTRIÇÃO DE CAPACIDADE NAS LINHAS DE 69 kv QUE SUPREM A CIDADE DE CURITIBA (UF: PR) IMPLANTAÇÃO DE TRANSFORMADORES 230/13,8 KV NA SE CIDADE INDUSTRIAL (FUTURA) Página 18/101

19 PROBLEMA IDENTIFICADO ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS CORTE DE CARGA NA REGIÃO DE JAGUARIAÍVA NO CASO DA ENTRADA DE NOVOS CONSUMIDORES OU DE AUMENTO DE CARGA DE GRANDES INDÚSTRIAS DA REGIÃO (UF: PR) IMPLANTAÇÃO DA LT 230 KV JAGUARIAÍVA- BATEIAS IMPLANTAÇÃO DO 230 KV NA SE FOZ DO IGUAÇU (UF: PR) CORTE DE CARGA EM EMERGÊNXCIA NA REDE DE 138 kv QUE ATENDE O LITORAL PARANAENSE NO VERÃO 2001/2002 (UF: PR) LT FOZ DO IGUAÇU CASCAVEL 230 KV C2 OPERANDO EM 138 KV IMPLANTAÇÃO DA SE POSTO FISCAL 230/138/13,8 KV SECCIONANDO A LT 230 KV GOV PARIGOT DE SOUZA-UBERABA Seqüência de eventos necessários para a operação da LT Foz do Iguaçu-Cascavel em 230 kv Página 19/101

20 PROBLEMA IDENTIFICADO ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS DE SUPORTE DE REATIVO NO TRONCO DE 750 KV (UF: SP/PR) CARREGAMENTO DA TRANSFORMAÇÃO DA SE SÃO JOSÉ DOS CAMPOS 230/88KV (UF: SP) DISJUNTOR PARA TORNAR MANOBRÁVEL REATOR DE LINHA 750 KV QUE CHEGA EM T. PRETO COMPENSAÇÃO VARIÁVEL EM TIJUCO PRETO COMPENSAÇÃO FIXA E/OU VARIÁVEL EM IVAIPORÃ Atualmente um dos reatores de linha do tronco de 750 kv encontra-se desligado para permitir melhores condições de suprimento por esse sistema, fundamental para o atendimento à área São Paulo e Rio de Janeiro. Considerando as condições de atendimento do sistema e as necessidades de recebimento elevado pela região sudeste, verifica-se níveis mínimos de tensão em T. Preto 765 kv em condições normais de operação, estando presente o 3º circuito Itaberá - T. Preto, a configuração completa de reatores nesse tronco e o 6º e 7º bancos de capacitores de 345 kv de T. Preto. Dessa forma, é importante dispor desse recurso que depende ainda de estudos específicos e de viabilidade para sua implantação. Deve ser avaliada a possibilidade e a oportunidade de instalação de equipamentos de compensação reativa no terciário do transformador 750/500/69 kv de Ivaiporã. Possibilidade de transferência de carga para SE Taubaté. Solicitação de reativo de Taubaté. Reflexos sobre a área Rio de Janeiro/Espírito Santo. Página 20/101

21 PROBLEMA IDENTIFICADO CARREGAMENTO ELEVADO NA SE CENTRO ALIADO AO ESGOTAMENTO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA REGIÃO CENTRAL DE SÃO PAULO (UF: SP) SUPORTE DE REATIVOS NO ANEL DE 230 kv ENTRE BAIXADA SANTISTA E INTERLAGOS (UF: SP) ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS CONSTRUÇÃO DO SETOR DE 88 kv NA ETT MIGUEL REALE COM A INSTALAÇÃO DE 2 BANCOS DE TRANSFORMADORES 345/88 kv 2 X 400 MVA As cargas que serão atendidas pela subestação de Miguel Reale apresentam acentuada demanda em horários fora de ponta do sistema. Construção do setor de 88 kv da SE Miguel Reale com a instalação de 2 bancos de transformadores de 345/88 kv- 2X400 MVA, obra em andamento pela EPTE com financiamento externo contratado e equipamentos comprados, cuja implantação está prevista para Esgotamento da capacidade de geração de reativo das máquinas da UHE Henry Borden CORTE DE CARGA NA REGIÃO DO VALE DO PARAÍBA QUANDO DA CONTINGÊNCIA DA LT 230 KV TAUBATÉ- APARECIDA (UF: SP) TRAFO 230/138 kv 180 MVA NA SE NILO PEÇANHA COMPENSAÇÃO REATIVA ADICIONAL NA REGIÃO Página 21/101

22 PROBLEMA IDENTIFICADO SOBRECARGA NA LT CHAVANTES- JURUMIRIM 230 kv NA PERDA DA LT BOTUCATU- CHAVANTES (UF: SP) ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS SUBSTITUIÇÃO DOS TCS NOS TERMINAIS DAS LINHAS ATENDER TENSÕES MÍNIMAS NO SISTEMA DE 138 KV NA CONTINGÊNCIA DO TRANSFORMADOR DE CAPIVARA 440/138 KV OU DO TRAFO DE TAQUARUÇU 440/138 KV (UF: SP) COMPENSAÇÃO REATIVA NA REGIÃO Controle do carregamento desses transformadores quando de disponibilidade reduzida na usina de Rosana. Sobrecargas decorrentes de emergências de LTs de 440 kv na região. Página 22/101

23 PROBLEMA IDENTIFICADO TENSÕES BAIXAS, A PARTIR DE 2002, NO SISTEMA DE 138 KV DERIVADO DA SE ÁGUA VERMELHA QUANDO DA CONTINGÊNCIA DO ÚNICO BANCO 440/138/13,8 KV (UF: SP) SOBRECARGA EM CASO DE CONTINGÊNCIA DE UM DOS TRAFOS DA SE BOM JARDIM 440/88 KV 2X300 MVA (UF: SP) ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS COMPENSAÇÃO REATIVA NA REGIÃO 2 o BANCO 440/138/13,8 KV 300 MVA NA SE ÁGUA VERMELHA Análise de reforços na transformação e na rede de distribuição de atendimento às cargas da região. CARREGAMENTO NA TRANSFORMAÇÃO 750/345 KV DA SE T. PRETO (UF: SP) 4º BANCO DE TRANSFORMADORES Possível necessidade em função ampliação da interligação Sul-Sudeste Página 23/101

24 PROBLEMA IDENTIFICADO ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS SUPRIMENTO À SE NORDESTE (UF: SP) TRANSFORMAÇÃO DE PORTO COLÔMBIA (UF: SP/MG) ADEQUAÇÃO DA CAPACIDADE DOS TRECHOS DAS LINHAS QUE SUPREM A SE REMANEJAR TRANSFORMADORES ATUALMENTE EM OPERAÇÃO NA SE BRASÍLIA SUL E CAMPINAS A SE Nordeste 345/88 3x400 MVA apresenta elevados carregamentos em regime normal, estando conectada na linha Guarulhos Mogi 345 kv cuja capacidade é de 1076 MVA, inferior a da subestação. O transformador de 150 MVA da SE P. Colômbia foi removido para a SE Brasília Sul. O retorno desse transformador está condicionado à entrada da SE Samambaia 345/138 kv, novo ponto de suprimento às cargas atendidas por B. Sul, e que deverá estar em operação a partir de janeiro de Após a entrada da SE Samambaia, as cargas dessa região supridas pela SE Brasília Sul são atendidas satisfatoriamente mesmo em contingência, até o final do período em O retorno dos transformadores para Porto Colômbia visa restabelecer as condições de atendimento, especialmente no que se refere a confiabilidade e ao nível de perdas, à região norte do estado de São Paulo. Para evitar sobrecargas em regime normal de operação, observa-se que o retorno desse trafo deve estar associado à entrada de um segundo banco, caso se mantenha a potência de 150 MVA como padrão da subestação. De fato, espera-se elevada solicitação de fluxo no transformador a partir desse ponto de suprimento, particularmente nos casos de geração reduzida em Porto Colômbia. Convém avaliar, a oportunidade de retorno do banco de B. Sul para P. Colômbia, tendo em conta a possibilidade de instalação nesta última de novo banco com potência superior a 150 MVA e a necessidade de reforço de transformação em Samambaia após Página 24/101

25 PROBLEMA IDENTIFICADO CORTE DE CARGA QUANDO DE EMERGÊNCIA NAS LINHAS DE 500 kv QUE ALIMENTAM A ÁREA CENTRAL DE MINAS GERAIS (UF: MG) ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS LT 500 kv NOVA PONTE - SÃO GOTARDO COMPENSAÇÃO REATIVA ADICIONAL CARREGAMENTO NA TRANSFORMAÇÃO DE O. PRETO 500/345 KV APÓS A IMPLANTAÇÃO DA LT 345 KV O. PRETO _ VITÓRIA (UF: MG) 3º BANCO DE TRANSFORMADOR Reavaliar necessidade da transformação de O. Preto após a entrada em operação da LT 345 kv de O. Preto- Vitória ELEVADO CARREGAMENTO NA TRANSFORMAÇÃO DE BARREIRO 345/138 kv 4 x 150 MVA (UF: MG) DEFICIÊNCIA DE SUPORTE DE REATIVO NA SE G. VALADARES 2 (UF: MG) SUBSTITUIÇÃO DOS TRANSFORMADORES EXISTENTES POR OUTROS 4 BANCOS DE 225 MVA INSTALAÇÃO DE CAPACITORES 2 x 18 Mvar / 138 kv Página 25/101

26 PROBLEMA IDENTIFICADO ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS SOBRECARGA NA SE VITÓRIA ANTES DA UHE AIMORÉS E DURANTE MANUTENÇÃO NESSA USINA (UF: ES) CORTE DE CARGA QUANDO DE EMERGÊNCIA NAS LINHAS DE 500 kv QUE ATENDEM A ÁREA RIO (UF: RJ) SE GUARAPARI 345/138 kv 1 x 225 MVA OUTRA LOCALIZAÇÃO LT 500 kv T. PRETO- C. PAULISTA LT 500 kv C. PAULISTA- ADRIANÓPOLIS SE NOVA IGUAÇU 500/138/13,8 KV TROCA DE TCS EM TAUBATÉ 500 KV Avaliar a necessidade de reforço no suprimento à ESCELSA quando da instalação da LT 345 kv O. Preto Vitória no caso de sua antecipação e de atraso da usina de Aimorés, considerando que a SE Vitória após a instalação do 4º banco apresenta restrição de espaço físico. Com a LT 345 kv Ouro Preto-Vitória e sem a UHE Aimorés prevê-se que, na ponta de 2002 (agosto/setembro), a contingência de um dos trafos da SE Vitória resultaria em sobrecarga entre 18% e 32% para os demais. A entrada da UHE Aimorés, prevista para novembro de 2002, reduziria a sobrecarga máxima esperada para 12%. Deve-se também contemplar a implantação de novo ponto de suprimento na localidade de Areinhas em substituição a Guarapari, por situar-se mais próxima ao centro de carga da região sul de Vitória Grande concentração na SE Adrianópolis e na SE Cachoeira Paulista. Página 26/101

27 PROBLEMA IDENTIFICADO SISTEMA DE TRANSMISSÃO DE ATENDIMENTO AO MATO GROSSO COM A ENTRADA EM OPERAÇÃO DA UTE CUIABÁ II (UF: MT) ESGOTAMENTO DA CAPACIDADE DE TRANSFORMAÇÃO QUE ATENDE A REGIÃO DE GOIÂNIA/ ANÁPOLIS (UF: GO) ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS SE PIRINEUS (NOVA) BANCO DE AT 230/138/13,8 kv 1 X 150 MVA SECCIONAMENTO DA LT 230 kv XAVANTES- B. GERAL Inversão de fluxos, carregamentos reduzidos nas LTs de 230 kv em carga leve, sobretensões. Novo ponto de suprimento à CELG para reforçar o atendimento à Anápolis e aliviar as transformações de Anhangüera e Xavantes que se encontram esgotadas em regime normal de operação. Entretanto, observa-se que ao final do horizonte em 2004, voltam a ocorrer sobrecargas em regime normal de operação nessas mesmas subestações. Tendo em conta a situação atual de atendimento à essa região, bem como os prazos envolvidos na implantação de obras e caso sejam contornáveis os problemas para a ampliação das subestações de Anhangüera e Xavantes, verifica-se a possibilidade de adiamento da SE Pirineus. Nessa hipótese, também se fazem necessários reforços no sistema de subtransmissão em 138 kv de atendimento à Anápolis e Corumbá para solucionar problemas de controle de tensão em regime normal e de contingência. O eventual atraso de obras nessa região acarretará sobrecargas, em regime normal de operação, nas SEs Xavantes 230/138 kv, Anhanguera 230/138 kv e Bandeirantes 345/230 kv (antes da entrada do 4º banco) da ordem de 6, 9 e 10% respectivamente, havendo nos anos subseqüentes degradação das tensões no sistema de 138 kv da região de Anápolis e Corumbá. Página 27/101

28 PROBLEMA IDENTIFICADO ESTUDOS COMPLEMENTARES POSSÍVEIS SOLUÇÕES ASPECTOS A SEREM CONSIDERADOS CONTROLE DE TENSÃO NA SE SAMAMBAIA 345 KV (UF: GO) COMPENSAÇÃO REATIVA ADICIONAL (FIXA E VARIÁVEL) Baixos níveis de tensão quando de elevadas transferências na interligação Norte-Sul SOBRECARGA NO TRANSFORMADOR 230/138 kv DA SE CACHOEIRA DOURADA QUNANDO DA PERDA DA LT ITUMBIARA- EMBORCAÇÃO (UF: GO) SOBRECARGA, PARA A CARGA DE SÁBADO, EM CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÃO NO TRAFO 230/69 KV NA SE PLANALTO (UF: GO) REFORMA DO TRAFO 220/138 KV INSTALAÇÃO DE UM NOVO TRAFO 230/138 KV 120 MVA IMPLANTAÇÀO DE AUTOTRAFO 345/138/13,8 KV NA SE CORUMBÁ Avaliar as condições para operação em 230 kv do transformador 220/138/69 kv MVA (isolado para 220 kv) que se encontra operando em 138/69 kv alimentando carga local. Esgotamento da distribuição na região de Caldas Novas. Página 28/101