ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

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1 ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1 Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados:

2 GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE NISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA SPE Ministro Edison Lobão Secretário-Executivo Márcio Pereira Zimmermann Secretário Adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho Diretor do Departamento de Planejamento Energético Gilberto Hollauer ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1 Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 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. Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim Amilcar Guerreiro José Carlos de Miranda Farias Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustível Elson Ronaldo Nunes Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo Flavia Pompeu Serran Equipe Técnica Carina Siniscalchi Carolina Moreira Borges Daniela Souza Henrique Abreu de Oliveira Marcelo Pires Roberto Rocha Tiago Campos Rizzotto Valentine Jahnel URL: Escritório Central Av. Rio Branco, 01 11º Andar Rio de Janeiro RJ N o EPE-DEE-RE-005/2011-r0 Data: 25 de janeiro de 2011

3 IDENTIFICAÇÃO DO DOCUMENTO E REVISÕES Contrato/Aditivo Data de assinatura do contrato/aditivo Área de Estudo ESTUDOS PARA LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO Estudo Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia Macro-atividade Ref. Interna (se aplicável) Revisões Data de emissão Descrição sucinta r0 25/01/2011 Emissão original III

4 GRUPO DE ESTUDOS DE TRANSMISSÃO - NORDESTE PARTICIPANTES EMPRESAS Carolina Moreira Borges Daniela Souza Henrique Abreu de Oliveira Marcelo Pires Tiago Campos Rizzotto Valdson Simões Carlos Leoncio Gonzaga Costa Helon D. M. Braz Valentine Jahnel Carina Siniscalchi EPE-STE EPE-STE EPE-STE EPE-STE EPE-STE CHESF-DEPT CHESF-DEPT CHESF-DEAT EPE-SMA EPE-SMA COORDENAÇÃO Roberto Rocha Fernando Rodrigues Alves EPE-STE CHESF-DES 4

5 APRESENTAÇÃO A EPE, a partir da consolidação de estudos de planejamento desenvolvidos no âmbito dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET) 1 sob coordenação da EPE e com sua efetiva participação, apresenta relatórios com os empreendimentos de transmissão recomendados como objetos de licitação ou autorização, a serem definidos pelo MME. Especificamente, este documento trata da análise efetuada no âmbito do GET-NE, do Estudo de Suprimento à Região Nordeste até o horizonte de Este estudo tem a finalidade de definir os reforços necessários para escoamento das eólicas vencedoras do LFA e LER 2010, bem como a indicação dos reforços futuros na região Nordeste do Brasil necessário para escoar o potencial previsto na região. 1 Grupo de estudos de transmissão regionais de apoio à EPE formado por empresas transmissoras, distribuidoras e geradoras. 5

6 SUMÁRIO APRESENTAÇÃO Introdução Objetivo Premissas, Critérios e Dados Utilizados Configuração Inicial do Sistema de Transmissão Horizonte do Estudo Projeções de Mercado Geração Eólica Cenários de Intercâmbio Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras Critérios e Procedimentos Suporte de Reativo Existente Custos Definição das Subestações Coletoras Coletora Ibiapina - CE Suporte de Reativo em Condição Normal Análise de Contingências Coletora João Câmara II - RN Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal Análise de Contingências Coletora Lagoa Nova RN Suporte de Reativo em Condição Normal Análise de Contingências Coletora Morro do Chapéu Suporte de Reativo em Condição Normal Análise de Contingências Modulação dos Transformadores Modulação do Transformador 500/230 kv Extremoz II Modulação do Transformador 500/230 kv Campina Grande II Modulação do Transformador 500/138 kv João Câmara II Modulação do Transformador 230/69 kv Lagoa Nova Modulação do Transformador 230/69 kv Ibiapina Modulação do Transformador 230/69 kv Morro do Chapéu Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz

7 10.1 Energização de Linha de Transmissão Energização da LT 500 kv Garanhuns Campina Grande II Energização da LT 500 kv Campina Grande II Extremoz II Energização da LT 500 kv Extremoz II-João Câmara II Rejeição de Carga Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kv Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Norte Frente à Expectativa de Novos Leilões de Energia Alternativa Alternativa Alternativa Alternativa Alternativa Alternativa Alternativa Alternativa Alternativa Análise Econômica Totalização dos Investimentos Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários Incorporação do Custo de Perdas Análise Socioambiental Análise de Curto-Circuito Avaliação preliminar das relações SCR (Short Circuit Ratio) potência de curtocircuito trifásico / potência do EOL Análise do Desempenho Dinâmico Perda da LT 500 kv Campina Grande II Extremoz II Perda da ATR 500/138 kv João Câmara II Características Básicas dos Equipamentos Subestação Transformador 230/69 kv 100 MVA Transformador 230/69 kv 150 MVA Autotransformador 500/ kv 450 MVA Autotransformador 500/ kv 600 MVA Autotransformador 500/ kv 450 MVA Configuração mínima do CE Conclusões Referências ANEXO I - Características das Instalações

8 ANEXO II Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET ANEXO III Detalhamento dos Investimentos das Alternativas

9 1 Introdução Os Leilões de Fontes Alternativas de Energia Elétrica de 2010, específico para contratação de energia elétrica proveniente de fontes alternativas, realizados em agosto de 2010, resultaram na contratação de 1.206,6 MW de potência instalada. Diferentemente dos anteriores, as 3 fontes alternativas - Usinas à Biomassa, Pequenas Centrais Hidrelétricas e Usinas Eólicas tiveram suas energias contratadas pelos agentes de distribuição numa ampla competição entre as fontes. A maioria dos projetos eólicos se concentrou na região Nordeste, com os empreendimentos negociados nos estados da Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte, conforme destacado na tabela abaixo. Tabela 1- Empreendimentos negociados no Nordeste do Brasil no LER e LFA 2010 Totais por Potência Empreendimentos estado (MW) RN CE BA O aporte das Garantias Financeiras relativas à Chamada Pública nº. 01/2010, que teve por objetivo a inscrição e a firmação de compromisso por parte de empreendimentos que comercializaram energia elétrica nos Leilões nº. 05/2010 (LER) e nº. 07/2010 (FA), cujas vendedoras se interessariam em compartilhar as ICG, conforme Portaria do Ministério de Minas e Energia (MME) nº. 910, de 5 de novembro de 2010, estabeleceu quatro ICG: uma no Ceará, duas no Rio Grande do Norte e uma na Bahia, vide Tabela 2. Tabela 2- Subestações Coletoras e ICGs propostas frente ao resultado do LER 2010 Coletora km Cabo (MCM) Estado: Ceará ICG (transformador 500/138 kv) ICG (transformador 230/69 kv) Ibiapina 9 1x636-2 x 100 MVA Estado: Rio Grande do Norte João Câmara II 81 4x954 2 x 450 MVA - Lagoa Nova 62 2x795-2 x 150 MVA Estado: Bahia Morro do Chapéu 67 1 x x 150 MVA 9

10 A energia eólica era considerada uma alternativa de difícil viabilidade econômica no país. Esta fonte de energia ganhou outro status após o resultado dos leilões LER 2009 e LER e LFA de 2010, onde foram contratados MW de potência instalada de energia eólica. Além da contratação via leilões, foram adquiridos MW através do Proinfa com 766 MW atualmente em operação. Neste contexto, a energia eólica tende a ter um crescimento significativo com predominância na região do Nordeste brasileiro. Dessa forma, torna-se necessário que o dimensionamento da expansão da rede básica desta região contemple esta perspectiva de crescimento. 10

11 2 Objetivo Com base no resultado da Chamada Pública 001/2010 um conjunto de empreendimentos aptos a participarem por meio de aporte de garantias financeiras, para o compromisso de contratação de construção, montagem, operação e manutenção, das ICG, a partir das subestações Coletoras integrantes da Rede Básica, e mediante licitação para concessão, a EPE teve a incumbência de estabelecer as ICG que atendam aos requisitos definidos na Resolução Normativa nº 320/2008, que define os critérios para classificação das ICG e dimensioná-las. Nesse sentido, pode-se afirmar que o objetivo deste estudo foi avaliar a oferta de energia a partir das usinas eólicas, vencedoras do leilão LER-2010 e LFA-2010, com a implantação de novas ICG visando a sua integração ao sistema interligado. Esta perspectiva resulta na necessidade de se avaliar também o sistema de transmissão existente e definição de reforços na expansão deste sistema, permitindo não só o escoamento da expansão da oferta, mas também possibilitando a operação dentro dos critérios definidos para o planejamento da transmissão. Como resultado deste estudo foi definido o plano de obras necessário para conexão destas usinas ao sistema existente por meio de ICG e suas respectivas subestações coletoras. 11

12 3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados No desenvolvimento do estudo são consideradas as diretrizes constantes no documento Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica [1]. Os critérios e procedimentos do estudo devem estar de acordo com o documento Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão - CCPE/CTET Novembro/2002 [2], além das premissas apresentadas nos subitens a seguir. 3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão Foi considerado como configuração inicial do estudo o sistema de transmissão previsto para 2012, conforme diagrama eletrogeográfico apresentado na Figura 1. Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas II Mossoró II Açu II RN João Câmara I Natal II Natal III Ico Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim II Sobradinho P. Afonso Figura 1 Configuração inicial do estudo o sistema de transmissão Tendo em vista que os estudos de transmissão para o escoamento da UHE Belo Monte, no que se referem à expansão da interligação Norte/Nordeste, apontam para reforços ao sistema existente por uma nova rota, via Miracema, conforme ilustrado na Figura 2 12

13 Rota via Miracemas Figura 2 - Rota via Miracema, ampliação do sistema de transmissão da interligação Norte-Nordeste indicada nos estudos de transmissão da UHE Belo Monte. A antecipação da expansão da interligação está sendo tratada em estudo específico coordenado pela EPE, atualmente em desenvolvimento, com vistas a atender à necessidade de um aumento da capacidade de exportação da região Nordeste para a região Sudeste. A expansão prevista dos troncos, em 500 kv, entre as subestações Miracema e Bom Jesus da Lapa II e outro entre Miracema e São João do Piauí, com inclusão das subestações intermediárias Gilbués e Barreiras, conforme ilustra a Figura 3. Adicionalmente, visualiza-se um terceiro circuito em 500kV entre P. Dutra Teresina II Sobral III. 13

14 N Açailândia P. Dutra Teresina Sobral Pecém Fortaleza Imperatriz Colinas UHE Estreito R. Gonçalves Milagres B. Esperança S. J. Piauí Quixadá NE Sobradinho L. Gonzaga Miracema Gilbués 300 km Ano :2014 Complexo Paulo Afonso Barreiras S. Mesa R. Éguas B. J. Lapa Ibicoara Sapeaçu Figura 3 Reforços em estudo para aumentar a capacidade de exportação da região Nordeste para a região Sudeste O reforço correspondente ao segundo circuito da LT 500 kv Luís Gonzaga-Milagres apontado na figura anterior, deve-se a necessidade de reforços para equacionar o esgotamento das LTs em 230 kv do trecho Paulo Afonso Bom Nome (previsão 2013) de modo a atender ao Programa de Integração do Rio São Francisco PISF, no cenário de exportação do Nordeste, estudo em fase de conclusão. 3.2 Horizonte do Estudo O estudo foi realizado considerando as projeções de demandas a serem consideradas adotadas no Plano Decenal - PDE, ciclo Projeções de Mercado A distribuição das cargas por subestação da distribuição é mostrada na Tabela 3. As cargas da distribuidora situadas ao sul de Natal foram ligadas em Natal III enquanto as cargas situadas ao norte de Natal foram conectadas na SE Extremoz II, novo ponto de atendimento. 14

15 Tabela 3- Mercado da Região Metropolitana de Natal Horizonte Subestação Carga (MW) NATAL II NATAL III EXTREMOZ II Máxima 449,42 161,22 172,59 183,52 195,23 207,68 220,92 235,01 250,00 265,94 Pesada 448,32 160,82 172,17 183,07 194,75 207,17 220,38 234,44 249,39 265,29 Média 445,94 159,97 171,26 182,10 193,72 206,07 219,21 233,20 248,07 263,89 Leve 266,47 95,59 102,33 108,82 115,76 123,14 130,99 139,35 148,23 157,69 Máxima 161,65 172,07 183,08 194,87 207,42 220,77 234,98 250,11 266,21 Pesada 161,26 171,65 182,64 194,39 206,91 220,23 234,41 249,50 265,56 Média 160,40 170,74 181,67 193,36 205,81 219,06 233,17 248,18 264,16 Leve 95,85 102,03 108,56 115,54 122,98 130,90 139,33 148,30 157,85 Máxima 156,01 167,02 177,60 188,93 200,98 213,79 227,43 241,93 257,36 Pesada 155,63 166,61 177,17 188,47 200,49 213,27 226,87 241,34 256,73 Média 154,81 165,73 176,23 187,47 199,42 212,14 225,67 240,06 255,37 Leve 92,50 99,03 105,30 112,02 119,16 126,76 134,85 143,45 152,60 15

16 3.1 Geração Eólica As usinas vencedoras do LER-2009, LER-2010 e LFA-2010, a serem consideradas no estudo, estão apresentadas na Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6. Tabela 4 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA Estado Ceará Empreendimento Município Usina Leilão Potência MW Conexão CGE Lagoa Seca LER SE Coletora Acaraú II CGE Vento do Oeste LER SE Coletora Acaraú II CGE Araras LER SE Coletora Acaraú II Acaraú CGE Coqueiros LER SE Coletora Acaraú II CGE Garças LER SE Coletora Acaraú II CGE Cajucoco LER SE Coletora Acaraú II CGE Buriti LER SE Coletora Acaraú II CGE Icaraí I LER SE Icaraizinho Amontada CGE Icaraí II LTDA LER SE Icaraizinho CGE Icaraí LER SE Icaraizinho Aracati CGE Quixaba LER SE Jaguarana Paracuru CGE Dunas de Paracuru LER SE Pecém II São Gonçalo do Amarante Tianguá Trairi Ubajara CGE Taíba Andorinha LTDA LER SE Pecém II CGE Colônia LTDA LER SE Pecém II CGE Taíba Águia LER SE Pecém II VENTOS do Morro do Chapéu LFA SE Coletora Ibiapina VENTOS de Tianguá LFA SE Coletora Ibiapina VENTOS de Tianguá Norte LFA SE Coletora Ibiapina CGE Embuaca LER SE Pecém II CGE FAISA I LER SE Pecém II CGE FAISA II LER SE Pecém II CGE FAISA III LER SE Pecém II CGE FAISA IV LER SE Pecém II CGE FAISA V LER SE Pecém II Vento Formoso LFA SE Coletora Ibiapina Ventos do Parazinho LFA SE Coletora Ibiapina Total

17 Tabela 5 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA e LER Estado Rio Grande do Norte Empreendimento Município Usina Leilão Potência MW Conexão CGE Areia Branca LER SE Mossoró II 69 kv Areia Branca Parque Eolico MEL 02 LFA SE Serra Vermelha 69 kv CGE Mar eterra LER SE Mossoró II 69 kv Serra de Santana III LER Coletora Lagoa Nova Parque Eólico Calango 1 LFA Coletora Lagoa Nova Bodó Parque Eólico Calango 2 LFA Coletora Lagoa Nova Parque Eólico Calango 3 LFA Coletora Lagoa Nova Parque Eólico Calango 4 LFA Coletora Lagoa Nova Parque Eólico Calango 5 LFA Coletora Lagoa Nova Caiçara do Norte Aratuá 3 LER SE João Câmara II CGE Aratuá 1 LER SE Açu II CGE Miassaba 3 LER SE Açu II Guamaré CGE de Mangue Seco 1 LER SE Polo 138 kv CGE de Mangue Seco 2 LER SE Polo 138 kv CGE de Mangue Seco 3 LER SE Polo 138 kv CGE de Mangue Seco 5 LER SE Polo 138 kv Galinhos CGE Rei dos Ventos 1 LER SE Açu II CGE Rei dos Ventos 3 LER SE Açu II Macacos LFA Coletora João Câmara II Pedra Preta LFA Coletora João Câmara II Costa Branca LFA Coletora João Câmara II Juremas LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Eurus I LER Coletora João Câmara II Parque Eólico Eurus II LER Coletora João Câmara II Parque Eólico Campo dos Ventos II LFA Coletora João Câmara II João Câmara Parque Eólico Asa Branca VI LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Cabeço Preto IV LER Coletora João Câmara II CGE Morro dos Ventos I S.A. LER SE João Câmara CGE Morro dos Ventos III S.A. LER SE João Câmara CGE Morro dos Ventos IV S.A. LER SE João Câmara CGE Morro dos Ventos VI S.A. LER SE João Câmara CGE Cabeço Preto LER SE Natal II 69 kv CGE Eurus VI LER SE João Câmara Lagoa Nova Serra de Santana I LER Coletora Lagoa Nova Serra de Santana II LER Coletora Lagoa Nova CGE Morro dos Ventos IX S.A LER SE João Câmara CGE Santa Clara I LER SE João Câmara CGE Santa Clara II LTDA. LER SE João Câmara CGE Santa Clara III LER SE João Câmara CGE Santa Clara IV LER SE João Câmara CGE Santa Clara V LER SE João Câmara CGE Santa Clara VI LER SE João Câmara Parque Eólico Renascença I LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Renascença II LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Eurus IV LER Coletora João Câmara II Parazinho Parque Eólico Eurus IV LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Renascença III LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Renascença IV LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Renascença V LER Coletora João Câmara II Parque Eólico Asa Branca I LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Asa Branca II LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Asa Branca III LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Asa Branca IV LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Asa Branca V LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Asa Branca VII LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Asa Branca VIII LFA Coletora João Câmara II Parque Eólico Ventos de São Miguel LFA Coletora João Câmara II Rio do Fogo Arizona 1 LFA SE Extremoz 69 kv Pedra Grande DREEN Boa Vista LFA Coletora João Câmara II São Bento do Norte DREEN Olho D Água LFA Coletora João Câmara II DREEN São Bento Do Norte LFA Coletora João Câmara II CGE Farol LFA Coletora João Câmara II Total

18 Tabela 6 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 e LER Estado Bahia. Empreendimento Município Usina Leilão Potência MW Conexão Cge Igapora LER SE Coletora Igaporã CGE Ilheus LER SE Coletora Igaporã Igaporã CGE Nossa Senhora Conceição LER SE Coletora Igaporã Parque Eólico da Prata LER SE Bom Jesus da Lapa II CGE Porto Seguro LER SE Coletora Igaporã Caetité CGE Pajeu do Vento LER SE Coletora Igaporã CGE Planaltina LER SE Coletora Igaporã CGE Serra do Salto LER SE Coletora Igaporã CGE Guanambi LER SE Coletora Igaporã CGE Candiba LER SE Coletora Igaporã CGE Pindai LER SE Coletora Igaporã Guanambi CGE Guirapá LER SE Coletora Igaporã CGE Licinio De Almeida LER SE Coletora Igaporã Parque Eólico Tanque LER SE Bom Jesus da Lapa II Parque Eólico Morrão LER SE Bom Jesus da Lapa II CGE Alvorada LER SE Coletora Igaporã CGE Rio Verde LER SE Coletora Igaporã SE Bom Jesus da Lapa Parque Eólico Seraíma LER II Caetité Caetité 2 LFA SE Coletora Igaporã Caetité 3 LFA SE Coletora Igaporã Parque Eólico Arapuã LER SE Bom Jesus da Lapa II Sobradinho CGE Pedra do Reino LER SE Sobradinho I PEDRA do Reino III LER SE Salitre I CGE Macaúbas LER Secc BJL - Irecê Brotas de CGE Novo Horizonte LER Secc BJL - Irecê Macaúbas CGE Seabra LER Secc BJL - Irecê Bonito Parque Eólico Cristal LER Coletora Morro do Chapéu Coletora Morro do Morro do Chapéu Parque Eólico Primavera LER Parque Eólico São Judas LER Chapéu Coletora Morro do Chapéu Casa Nova Casa Nova LER SE Sobradinho Pindaí Parque Eólico Ventos Do Nordeste LER SE Brumado II Parque Eólico dos Araças LER SE Brumado II Eolica São Pedro do Lago LER SE Sobradinho II Sento Sé Pedra Branca LER SE Sobradinho II Sete Gameleiras LER SE Sobradinho II Total

19 Foram consideradas, adicionalmente, as usinas, contratadas no PROINFA, localizadas nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba e Pernambuco e que estão conectadas na rede básica. As mesmas perfazem um montante de cerca de 740 MW (Tabela 7). Tabela 7 - Potência instalada das EOL existentes e prevista para entrada em 2012 (PROINFA). SE Conexão SE Conexão EOL PROINFA P (MW) (230 kv) (69 kv) Icaraizinho 54,6 Sobral III Praia Formosa 104,6 Sobral III Volta Rio 42 Sobral III P. Morgado 28,8 Sobral III Enacel 31,5 Russas II Canoa Quebrada 57 Russas II Bons Ventos 50 Russas II EOL PB 65 Mussuré EOL PE 17 Angelim Lagoa do Mato 3,2 Russas Praias de Russas 28,8 Parajuru Beberibe 25,2 Russas Taiba Albatroz 16,5 Cauipe Paracuru 23,4 Cauipe Rio do Fogo 49,3 Natal II Alegria I 41 Açu II Alegria II 100,8 Açu II 19

20 3.2 Cenários de Intercâmbio Foram adotados diversos cenários de intercâmbio entre Norte e Nordeste de modo a garantir o escoamento pleno desta geração, com objetivo de identificar as restrições observadas no sistema em análise. Norte Exportador Representa o período úmido da região Norte e caracteriza-se por elevada geração nas usinas do rio Tocantins. Este cenário é o que proporciona maior exportação da região Norte para a região Nordeste, com as usinas hidráulicas da região Nordeste com despacho reduzido (NE importador), respeitando a vazão mínima (1300m 3 /s) necessária na cascata do rio São Francisco. Essa situação, sob o ponto de vista de controle de tensão, é bastante adversa para avaliação do perfil de tensão durante emergências considerando os intercâmbios limites de recebimento do Nordeste. No ano 2013 considerou-se recebimento da ordem de MW, vide Figura 4. Figura 4 Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmente praticados. Ano Com os reforços do sistema de transmissão das UHE Belo Monte, o intercâmbio de recebimento do Nordeste será de cerca de 8500 MW, como apresentado a seguir: 20

21 Figura 5 Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmente praticados. Ano Nordeste Exportador Neste cenário as usinas da região Nordeste, considerando os reforços previstos, juntamente com o despacho das usinas térmicas desta região e das eólicas previstas, possuem disponibilidade de geração que proporcionam uma exportação do Nordeste de cerca de 4800 MW, conforme ilustrado na Figura 6. 21

22 Figura 6 Cenário Nordeste Exportador. Ano 2013 A ampliação da interligação esperada na região Nordeste devido a antecipação do sistema previsto para escoar a energia da UHE Belo Monte, proporcionará valores elevados de intercâmbio de exportação do Nordeste que se estabelecerão, no patamar de carga pesada, em cerca de 6300 MW a partir do ano 2014, como apresentada na Figura 7. Figura 7 Cenário Nordeste Exportador. Ano

23 3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras Foi considerado para cada um dos empreendimentos de geração um sistema de conexão atendendo o critério n, ou seja, não se adotou o critério de confiabilidade n-1 para o sistema de conexão, e sim atender ao menor custo de integração com a rede elétrica, cabendo aos empreendedores definir a melhor forma de conexão final. O objetivo foi dar o mesmo tratamento econômico a todos os empreendimentos na análise comparativa de integração do empreendimento. 3.4 Critérios e Procedimentos No desenvolvimento do estudo foram considerados os critérios constantes no documento Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão - CCPE/CTET - Novembro/2002, além das premissas apresentadas a seguir. Níveis e Variação de tensão O sistema foi planejado admitindo-se níveis de tensão situados numa faixa de variação de ±5% em relação à tensão nominal para os níveis de tensão 230 kv e 69 kv. Para o nível de 500 kv, -5% a 10%. Níveis de carregamento de linhas de transmissão O carregamento das linhas de transmissão em condição normal de operação não deve exceder, em nenhuma hipótese, os limites de equipamentos, conexões e terminais, bem como os valores de limite térmico dos condutores e flecha máxima de projeto. Para linhas de transmissão futuras foram utilizados valores definidos no processo de licitação ou de autorização e informados pelos Agentes ou por valores típicos definidos observando o que estabelece a Resolução 191/2005, da ANEEL. Para os limites de carregamento das linhas de transmissão da Rede Básica em operação, foram considerados os valores constantes nos CPST (Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão). Para os limites de carregamento das linhas de transmissão da Rede Básica e transformadores de fronteira, em operação, foram considerados os valores constantes nos CPST (Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão). 23

24 Tabela 8 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência na região de Natal Equipamento Condição Normal (MVA) Carregamento Emergência (MVA) Transformador 230/69 kv Natal II Transformador 230/69 kv Natal III LT 230 kv Paraíso-Natal II LT 230 kv Campina Grande II-Natal III LT 230 kv Campina Grande II-Paraíso LT 230 kv Paraíso-Açu II LT 230 kv Açu II-Mossoró LT 138 kv Açu II-S. Matos LT 230 kv Campina Grande II-Tacaimbó LT 230 kv Campina Grande II-Angelim LT 230 kv Campina Grande II-P. Ferro LT 230 kv Campina Grande II-Goianinha Tabela 9 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência da região do Sudoeste da Bahia Equipamento Condição Normal (MVA) Carregamento Emergência (MVA) Transformador 500/230 kv Sobradinho Transformador 500/230 kv Bom Jesus da Lapa LT 230 kv B.Jesus da Lapa-Barreiras LT 230 kv B.Jesus da Lapa-Igaporã LT 230 kv Irecê-Brotas LT 230 kv Senhor do Bonfim-Irecê LT 230 kv Juazeiro-Senhor do Bonfim LT 230 kv Sobradinho-Juazeiro LT 230 kv B.Jesus da Lapa II-B.Jesus da Lapa Transformador 230/69 kv B.Jesus da Lapa Transformador 230/138 kv B.Jesus da Lapa LT 230 kv Brotas-B.Jesus da Lapa LT 230 kv Irecê-Morro do Chapéu

25 Tabela 10 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência do eixo Norte- Oeste da região Nordeste do Brasil Equipamento Condição Normal (MVA) Carregamento Emergência (MVA) Transformador 230/69 kv Teresina Transformador 230/69 kv Sobral II LT 230 kv Teresina - Piripiri LT 230 kv Ibiapina - Piripiri LT 230 kv Ibiapina - Sobral LT 230 kv Sobral II - Sobral III LT 230 kv Sobral II - Sobral III Transformador 500/230 kv Teresina II Transformador 500/230 kv Sobral III Níveis de carregamento de transformadores Em condições normais e em emergências, os carregamentos dos transformadores existentes foram limitados aos valores constantes nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão. As capacidades dos novos transformadores foram estabelecidas tomando-se como referência as recomendações da Resolução Normativa N 191, de 12 de dezembro de 2005 e a curva de carga da região. Dessa forma admitiram-se na análise comparativa sobrecargas de curta duração de 10 ou 20% nessas unidades, em contingência. As 25

26 Tabela 8, Tabela 9 e 26

27 Tabela 10 apresentam as capacidades dos equipamentos em regime permanente e emergência da área envolvida. Energização de linhas Nas análises de energização de linha de transmissão foram considerados os seguintes limites de tensão em nível de 500 kv: Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu; Tensão no terminal de linha aberto de 1,2 pu. Tensão no barramento de 500 kv com transformação: 1.10 pu No caso do nível de 230 kv os limites de tensão são: Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu; Tensão no terminal de linha aberto de 1,1 pu. Tensão máxima permitida nos barramentos com transformação: 1.05 pu Considerou-se a energização desta LT a partir de qualquer um de seus terminais. Para as linhas de transmissão que conectam a subestações coletoras o sentido da energização foi da rede para subestação coletora. Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em nenhuma das barras. 3.5 Suporte de Reativo Existente As Tabela 11, Tabela 12 e Tabela 13 apresentam o suporte de reativo previsto na região: Tabela 11 - Suporte de reativo existente da região de Natal SE Equipamento Mvar 230 kv 69 kv Banco Capacitor - 4 x 21,3 Natal II CE 1 x 0/20 Reator 1 x 10 (LT NTD-NTT) 1 x 10 (LT PAR-NTD) 1x30 Açu II Banco Capacitor 13.4 Mossoró Banco Capacitor 14.4 CE 1 x 0/20 27

28 Banco Capacitor 50 2 x 21.3 Campina Grande CE 0/200 - CS -10/20 Reator 1 x 10 1 x30 - Tabela 12 - Suporte de reativo existente da região Sudoeste da Bahia SE Equipamento Mvar 230 kv 69 kv B. J. Lapa RE 1 x 30 (LT BJL-BRO) 2 x 5 CS -15/30 Irecê RE 1 x 10 (LT IRE-NSB) 2 x 5 CS -15/30 Igaporã BC 1 x x 21.3 Morro do Chapéu RE 1 x 20 Tabela 13 - Suporte de reativo existente da região do eixo Norte-Oeste da região Nordeste do Brasil Mvar SE Equipamento 230 kv 69 kv Teresina II CS -105/150 - Teresina II BC - 2 x 21.3 Piripiri Sobral II BC 2 x 30 3 x 3.6 RE 1 x 10 (LT PIR-TER) - BC 1 x 20 2 x 24.4 RE 1 x 10 (LT SBD-PIR) Custos Para a estimativa dos custos de investimentos em equipamentos e instalações, no processo de comparação de alternativas, foram utilizados os custos ANEEL Referências de Custos LTs e SEs de AT e EAT, Ref. 10/2009 [4]. Na análise econômica, foi considerado custo marginal de expansão de 113,00 R$/MWh, taxa de desconto de 11% a.a e vida útil dos equipamentos de 30 anos. 28

29 4 Definição das Subestações Coletoras Com base no relatório [6] e diante dos aportes das garantias na Chamada Pública Nº. 01/2010 realizada pela ANEEL e na Resolução Normativa 320, foram estabelecidas quatro coletoras: uma para o estado do Ceará, duas para o estado do Rio Grande do Norte e uma no estado da Bahia. Outrossim, em função do resultado desta chamada pública, não haverá mais a ICG Sobradinho II (BA), prevista inicialmente em [6]. Seja por opção ou por motivos técnicos e/ou econômicos, as usinas que compartilhariam esta ICG se conectarão na Rede Básica ou diretamente na concessionária. A Figura 8, Figura 9, Figura 10 e Figura 11 apresentam ilustrações das novas ICG, para os estados:, respectivamente. Coletora Lagoa Nova GRUPO Usina MW 1 Ventos do Morro do Chapéu MW GRUPO 1 GRUPO 2 3 Ventos de Tianguá Norte 30 4 Vento Formoso 30 2 Ventos de Tianguá 30 5 Ventos do Parazinho ICG: 2 x 100 MVA 230/69kV Sobral Piripiri Figura 8 Esquema de conexão da Coletora Ibiapina Ceará. 29

30 ICG: 2 x 450 MVA 500/138 kv Coletora João Câmara II GRUPO Usina MW GRUPO 1 25 CGE Farol 19,8 26 DREEN Olho DÁgua DREEN São Bento do Norte DREEN Boa Vista 12,6 GRUPO 2 20 Parque Eólico Cabeço Preto IV 19,8 GRUPO 3 GRUPO 4 15 Macacos 20,7 16 Pedra Preta 20,7 17 Costa Branca 20,7 18 Juremas 16,1 22 Parque Eólico Eurus I Parque Eólico Eurus II Parque Eólico Eurus III 30 8 Parque Eólico Asa Branca II 30 9 Parque Eólico Asa Branca III Parque Eólico Asa Branca IV Parque Eólico Asa Branca V Parque Eólico Asa Branca VII Parque Eólico Asa Branca VIII 30 Coletora João Câmara II GRUPO Usina MW GRUPO 5 GRUPO 6 GRUPO 7 Parque Eólico Campo dos Ventos II 21 Parque Eólico Asa Branca VI 30 5 Parque Eólico Renascença V 30 6 Parque Eólico Eurus IV 30 7 Parque Eólico Asa Branca I 30 Parque Eólico Ventos de São Miguel 1 Parque Eólico Renascença I 30 2 Parque Eólico Renascença II 30 3 Parque Eólico Renascença III 30 4 Parque Eólico Renascença IV ,4 MW Coletora João Câmara II USINAS MW Km LT GRUPO 1 92,4 25 2X336 MCM - CS GRUPO 2 19,8 13 1X266 MCM - CS GRUPO 3 168,2 8 2X477 MCM CS GRUPO X477 MCM CS GRUPO GRUPO X336 MCM - CS GRUPO Extremoz II Figura 9 Esquema de conexão da Coletora João Câmara II Rio Grande do Norte ,4 MW ICG: 2 x 150 MVA 230/69kV Coletora Lagoa Nova GRUPO Usina MW 3 Parque Eólico Calango 4 30 GRUPO 1 4 Parque Eólico Calango Parque Eólico Calango 2 30 GRUPO 2 1 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA III 28,8 GRUPO 3 2 Parque Eólico Calango Parque Eólico Calango 1 30 GRUPO 4 7 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA I 19,8 8 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA II 28,8 Paraíso Coletora Lagoa Nova USINAS MW Km LT GRUPO X477 MCM - CS GRUPO 2 28,8 - - GRUPO GRUPO 4 48,6 6 1X636 MCM - CS Figura 10 Esquema de conexão da coletora Lagoa Nova Rio Grande do Norte. 30

31 Irecê Coletora Morro do Chapéu Usina MW 1 Parque Eólico Cristal 30 Parque Eólico 2 Primavera 30 Parque Eólico São 3 Judas 30 ICG: 1 x 150 MVA 230/69kV MW 1 Figura 11 Esquema de conexão da Coletora Morro do Chapéu Bahia 31

32 5 Coletora Ibiapina - CE As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão conectadas na SE Coletora Ibiapina que seccionará a LT 230 kv Piripiri-Sobral II. A Figura 12 apresentada na figura a seguir. Figura 12 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam no seccionamento da LT230 kv Piripiri-Sobral II. O diagrama esquemático da Figura 13 apresenta a conexão considerada para as instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas considerando a localização da subestação conforme definida em [6]. 32

33 Figura 13 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Ibiapina 5.1 Suporte de Reativo em Condição Normal A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na coletora Ibiapina foi avaliada com as usinas eólicas operando com fator na fronteira de cerca de 0.95, atendendo o critério exigido. Figura 14 - Conexão das eólicas na Coletora Ibiapina, despacho pleno, com fator de potência 0,95 33

34 Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo nos patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na Coletora Ibiapina. As eólicas foram despachadas com 100% de geração e fator de potência unitário, de forma a proporcionar a situação mais crítica para o sistema do ponto de vista de sobretensão. A curva PxV apresenta os despachos decrescentes das eólicas, até chegar a um despacho próximo a zero. Na figura a seguir pode-se observar que não foi identificado tensões acima do critério para qualquer patamar de despacho, não justificando, portanto, a presença de um reator na Coletora Ibiapina. Figura 15 - Conexão das eólicas na Coletora Ibiapina Caso de carga leve. Análise de sobretensão 5.2 Análise de Contingências Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da região operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de conexão da ICG, configurando-se, desta forma, a situação mais crítica para o sistema em análise. A contingência mais crítica para a região é a perda da LT 230 kv Sobral II Piripiri. Na análise, considerou a presença de um BC de 30 Mvar em Piriripi 230 kv, previsto para 2011 e o 2º BC para 2013, como apresentado no 3.5. Inicialmente considerou-se um suporte adicional de reativo de 12 Mvar (BC) na ICG Ibiapina (69 kv). Neste caso extremo, no instante após a falta, ainda sem a atuação dos LTC, a tensão cairia para valores inferiores a 0.95 pu, violando o critério estabelecido como mostra a Figura

35 Figura 16 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fator de potência - fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kv Sobral II Piripiri, com suporte adicional de reativo de 12 Mvar. Considerando um banco de capacitor de 21.3 Mvar no barramento de 69 kv da Coletora Ibiapina, a tensão atingiria níveis aceitáveis quando da perda da LT 230 kv Sobral II Piripiri, como mostra a Figura 17. Figura 17 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kv Sobral II Piripiri, com suporte de reativo adicional de 21.3 Mvar. 35

36 Nestas simulações, não se considerou a possibilidade de utilização dos recursos que as centrais eólicas dispõem em termos de suporte reativo. Através da análise da curva QxV apresentada na Figura 18, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de estabilidade na contingência Ibiapina-Sobral II com a presença do capacitor de 21.3 Mvar em Ibiapina, proposta neste estudo. No caso da utilização de suporte reativo disponível das centras eólicas, a necessidade do banco de capacitores, havendo pouca margem de estabilidade para a tensão atingir o limite de 0,95 pu. Considerou-se a possibilidade de operação das centras eólicas com fator de potência entre 0,95 indutivo e 0,95 capacitivo. Figura 18 - Curva QxV para perda da LT 230 kv Sobral II Ibiapina. 36

37 6 Coletora João Câmara II - RN O diagrama esquemático, Figura 19 apresenta a conexão de uso exclusivo das centrais eólicas nesta ICG considerada na análise. Cabe ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas e a localização da subestação conforme definida em [6]. CGE Farol 19,8 MW DREEN Olho D água 30 MW 0,69 kv 34,5 kv 120 MVA 138 kv 138 kv 34,5 kv 0,69 kv Grupo MW Renascença V 30 MW DREEN São Bento do Norte 30 MW DREEN Boa Vista 12,6 MW 10 km 2x336 MCM CS 150 MVA 0,69 kv 0,4 kv Eurus IV 30 MW Asa Branca I 30 MW 0,4 kv Grupo 1 92,4 MW 138 kv Ventos de São Miguel 30 MW Grupo 2 19,8 MW Cabeço Preto IV 19,8 MW 0,69 kv Grupo 3 168,2 MW 34,5 kv 138 kv Grupo 5 60 MW Macacos 20,7 MW Pedra Preta 20,7 MW Costa Branca 20,7 MW Juremas 16,1 MW Eurus I 30 MW Eurus II 30 MW Eurus III 30 MW Campo dos Ventos II 30 MW Asa Branca VI 30 MW 13 km 1x266 MCM CS 0,69 kv 34,5 kv 0,69 kv 0,69 kv 0,69 kv 0,4 kv 0,4 kv 0,4 kv 0,4 kv 138 kv 34,5 kv 100 MVA 200 MVA 8 km 2x477 MCM CS 150 MVA 34,5 kv João Câmara II 2x450 MVA 500 kv 11 km 2x477 MCM CS 138 kv 220 MVA 0,69 kv 34,5 kv Renascença I 30 MW Renascença II 30 MW 4x954 MCM Renascença III 30 MW Renascença IV 30 MW 81 km 0,4 kv Extremoz II Grupo MW Grupo MW Asa Branca II 30 MW Asa Branca III 30 MW Asa Branca IV 30 MW Asa Branca V 30 MW Asa Branca VII 30 MW Asa Branca VIII 30 MW Figura 19 - Esquema de conexão da Coletora João Câmara II A Figura 20 ilustra a localização destes empreendimentos. 37

38 Figura 20 - Localização dos empreendimentos EOL na região de João Câmara. A SE Extremoz II 230 kv, já licitada e prevista para 2012, possibilita o escoamento do montante de geração eólica negociado no LER 2009 oriundo da Coletora João Câmara, também se configurando como um novo ponto de atendimento a região metropolitana de Natal. Esta subestação seccionará um dos circuitos de Campina Grande II Natal III vide [3], como apresentado na Figura

39 Detalhe Figura 21 - Rede elétrica de suprimento ao estado do Rio Grande do Norte prevista para Devido o elevado montante vencedor do LER 2010 e LFA 2010 nesta região, cerca de 790 MW, verificou-se que haveria dificuldade desses parques acessarem a SE 230 kv João Câmara. Além disso, este montante de energia requisita níveis de tensão mais elevados tanto na ICG, em 138 kv, como da Coletora João Câmara II, em 500 kv. Adicionalmente, o estudo [5] apontou a necessidade de chegada de reforços em 500 kv, a partir de 2019, de modo a garantir o atendimento ao mercado da região de Natal. Foi analisada uma rota de expansão da rede em 500 kv a partir de uma nova rota entre Garanhuns - Campina Grande II Extremoz II, com rebaixamento 500/230 kv em Campina Grande II e Extremoz II. Outra possibilidade de expansão em 500kV analisada foi uma nova rota entre Pau Ferro Santa Rita Extremoz II com rebaixamento 500/230 kv em Santa Rita e Extremoz II. Esta rota embora seja mais curta quando comparada com a rota via Campina Grande II e Garanhuns, não foi considerada em função dos seguintes pontos: 39

40 Considerando o montante de energia já contratada dos leilões de 2010, na contingência do trecho em 500kV Santa Rita Pau Ferro, ocorreria sobrecargas no trecho em 230kV entre Santa Rita e Mussuré, demandando reforços adicionais neste trecho. Caso venha a ocorrer um pequeno acréscimo de geração nos próximos leilões, o setor de 500kV em Santa Rita não comportaria reforços adicionais além de que a malha em 230kV de Santa Rita ficaria comprometida em termos de carregamento. Convém lembrar que a SE Mussuré 230/69kV não possuí mais possibilidade de chegada de novas linhas em 230kV. Adicionalmente a SE Santa Rita está localizada numa região antropizada, resultando em dificuldades futuras para expansão tanto para novas linhas em 230kV quanto em 500kV. O mesmo ocorre em relação á saída da SE Pau Ferro para Santa Rita, inserida na mata atlântica. Esta rota demandaria reforços futuros que seriam cada vez mais complicadas a sua viabilização. A SE Campina Grande II já possui uma malha em 230kV que permite escoar a geração deste leilão e do montante previsto que venham a acontecer no Rio Grande do Norte, além da proximidade de novos parques próximos a SE 230kV Paraíso. Um cenário de baixa geração eólica demanda um suprimento para a região metropolitana de Natal, que seria suprida a partir das hidrelétricas do Rio São Francisco. A rota natural nesta situação seria via Garanhuns e Campina Grande. O atendimento no final do horizonte decenal à região metropolitana de João Pessoa seria feito a partir do novo setor de 500/230kV da SE Campina Grande II, em 230kV, já implementada na rota ria Campina Grande. Este reforço daria mais confiabilidade no atendimento à área metropolitana de João Pessoa, além de não provocar restrições ao atendimento devido a sobrecargas ou controle de tensão. Uma expansão futura que para Pau Ferro seria apenas mais um circuito em 500kV entre Pau Ferro e Campina Grande II. Deste modo, propôs-se para escoamento das EOL da energia gerada por estes parques a antecipação do reforço em 500 kv a partir da nova SE 500 kv Garanhuns [5], vide Figura

41 Figura 22 - Reforço necessário para escoar o montante vencedor no LER e LFA Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal A subestação 500 kv João Câmara II se conectará na SE Extremoz II nos setores de 500 kv e SE 230 kv. Cabe ressaltar que nas análises consideram o seccionamento da segunda LT 230 kv Campina Grande II-Natal III de modo a evitar sobrecarga quando da perda da LT 500 kv Extremoz II-Campina Grande II, conforme será mostrado no item 6.2. Considerando despacho pleno nas eólicas da região, no patamar de carga pesada, observa-se fluxo elevado nas linhas de transmissão da região, apresentando-se como a situação mais crítica para avaliação da necessidade adicional de suporte de reativo, vide Figura 23. Para este despacho, o caso mais extremo considera fator de potência de no mínimo 0,95 no ponto de conexão das EOL vencedoras do LER 2009 e LER e LFA Nesta 41

42 condição, observa-se a necessidade de suporte de reativo adicional de modo a possibilitar tensões adequadas em regime permanente. Considerou-se o suporte adicional de reativo de três bancos de capacitores de 21,3 Mvar em Natal III além da presença dos quatro bancos de capacitores de 21,3 Mvar previstos na SE João Câmara, ambos no 69 kv. Considerou-se um banco de capacitor de 50 Mvar em João Câmara II, no 138 kv, e um segundo CE -75/150 Mvar em Extremoz II para atender os níveis mínimos de tensão a ser demonstrado no item a seguir. Figura 23 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das eólicas. Ano Carga pesada. Através da análise da curva QxV apresentada na Figura 24, observa-se que caso as máquinas operassem com faixa de reativo de 0,95 indutivo a 0,95 capacitivo seria possível obter uma margem de suporte de reativo superior à obtida no caso em que as máquinas operam com potência reativa especificada. Em ambas as curvas considerouse presente os bancos de capacitores adicionais propostos além dos dois CE -75/150 Mvar em Extremoz. 42

43 Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap) Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas) Figura 24 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de capacitores propostos para Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009/10 com fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG. Espera-se que as centrais eólicas operem com fator de potência unitário, obtendo-se fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,97. Numa situação extrema, onde as máquinas estariam com fator de potência 0,95 capacitivo, configurando fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,99 capacitivo, não se observa violação da tensão em João Câmara, visto que o compensador estático de Extremoz II absorve esse excedente de reativo como mostra a Figura

44 Figura 25 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das eólicas fator de potência 0,95 capacitivo nas centrais eólicas. Ano Carga pesada. Despacho Reduzido Apesar do montante de geração eólica previsto na região ser bastante expressivo, que disponibilizará cerca de 1000 MW para esta região, foi avaliado a condição onde ela estaria com despacho reduzido. Esta consideração se deve ao fato da distribuição de vento poder ser bastante reduzida entre os meses entre fevereiro e outubro. A curva da Figura 27 e Figura 28 apresenta a velocidade média e da potência equivalente produzida ao longo de 12 meses na região do litoral do Rio Grande do Norte onde pode se observar que a velocidade do vento é inferiores a 5m/s. No horário de carga leve, pela análise da curva típica de vento durante um dia típico do mês de menor potência disponível na região do Rio Grande do Norte a potência é inferior a 20 % de sua capacidade nominal. De modo a proporcionar fluxo reduzido no trecho 500 kv Garanhuns-Extremoz II, foi assumido despacho das eólicas de cerca de 20% de modo a garantir o controle de tensão. Nesta situação, foi necessário 1 reator de 150 Mvar na SE 500 kv Garanhuns, 1 reator de 150 Mvar na SE 500 kv Campina Grande II e 1 reator de 150 Mvar na SE 500 kv Extremoz II, como mostra a 44

45 V. Media(m/s) Pot. PU Ministério de Minas e Energia Figura 26. Figura 26 - Diagrama esquemático considerando fluxo reduzido na LT 500 kv Garanhuns-Campina Grande II-Extremoz II em condição normal. Ano Carga leve V med P p.u Meses Figura 27 - Curva típica de velocidade média mensal do vento no RN 45

46 V. Media (m/s) Pot. PU Ministério de Minas e Energia V Med hora P Pu Hora Figura 28 - Curva típica de velocidade do vento no RN durante um dia típico do mês de menor potência Variação do Despacho das Centrais Eólicas Para analisar a necessidade de manobras os equipamentos de suporte de reativo previstos frentes as variações dos montantes de geração das usinas eólicas da coletora João câmara II, a curva PxV a seguir considerada as máquinas operando com fator de potência 0,95. É avaliada a necessidade nesta situação de manobrar o reator de barra da SE Extremoz II, estando presente o banco de capacitor previsto na SE 138 kv João Câmara II (50 Mvar) e os demais reatores de 500 kv previstos (150 Mvar em Campina Grande II e Garanhuns) desligados. A tensão mais crítica observada foi na SE Extremoz 500 kv que apresenta valores acima de 1,10 pu a partir de patamares de geração inferiores a 55 %, sendo necessário, desta forma, manobrar o reator de barra 150 Mvar previsto nesta subestação de modo a adequar a tensão ao limite operativo. A manobra é ilustrada na Figura 29 pela mudança do ponto de operação da curva azul para a vermelha. 46

47 Figura 29 Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função da geração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência 0.95 ind. Outra situação analisada levou em consideração que as usinas eólicas conectadas em João Câmara II estariam operando com fator de potência unitário. Da mesma forma, foi avaliada a necessidade de manobrar o reator de barra da SE Campina Grande e Garanhuns, estando ligado o reator de 150 Mvar na SE Extremoz II e desligado o banco de capacitor previsto na SE 138 kv João Câmara II (50 Mvar). Pode-se observara a tensão na SE 500 kv João Câmara II opera sem necessidade de manobrar os reatores de 150 Mvar na SE Garanhuns e Campina Grande II até patamares superiores a 60% (curva vermelha). Diminuindo deste patamar de geração, se faz necessário o ligar o reator de barra de 150 Mvar em Campina Grande II (curva azul), de forma a adequar a tensão em João Câmara 500 kv aos limites operativos. Neste ponto, a operação passa da curva vermelha para a curva azul, conforme pode ser observado na Figura 30. Conforme a geração continue a reduzir, a tensão voltará a subir, de modo que para patamares de geração inferiores a 36%, a tensão irá violar os limites operativos sendo necessário, portanto, ligar o reator de barra de 150 Mvar na SE Garanhuns, além de desligar dois capacitores no barramento de 69 kv em Extremoz II de modo a atender aos limites operativos de tensão. 47

48 Figura 30 Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função da geração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência unitário nas máquinas. A curva anterior ilustra que mesmo na situação mais adversa sob o ponto de vista de sobtensão (fator de potência unitário nas máquinas) observa-se necessidade de manobrar os reatores previstos apenas quando há variação significativa dos montantes de geração (acima de 250 Mvar). 6.2 Análise de Contingências As contingências mais críticas são a perda da LT 500 kv Extremoz II-Campina Grande II e a perda da LT 500 kv Campina Grande II-Garanhuns. A Figura 31 apresenta os níveis de tensão obtidos durante as emergências considerando a condição mais crítica, ou seja, fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG de João Câmara II. Nesta situação, foi considerado fator de potência unitário nas demais centrais eólicas (tanto para os empreendimentos do LER 2009 quanto dos referentes ao LER 2010). 48

49 (a) (b) Figura 31 - Diagrama esquemático na perda da (a) LT 500 kv Campina Grande II-Extremoz II e (b) LT 500 kv Campina Grande II-Garanhuns, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Ano Carga pesada. 49

50 Além das contingências mostradas anteriormente, foi avaliada também a contingência da LT 500 kv João Câmara II - Extremoz II, Figura 32. Figura 32 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kv João Câmara II- Extremoz II, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Ano Carga pesada. Considerando a situação mais provável, ou seja, fator de potência unitário nas máquinas, que proporcionam fator de potência 0,97 na fronteira da ICG, a Figura 33 apresenta os níveis de tensão obtidos durantes as emergências. 50

51 (a) (b) Figura 33 - Diagrama esquemático na perda da (a) LT 500 kv Campina Grande II-Extremoz II (a) e (b) LT 500 kv Campina Grande II-Garanhuns, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência 0,97 na fronteira da ICG. Ano Carga pesada. 51

52 Dentre os diagramas mostrados, observa-se que o da Figura 31a, contingência da LT 500 kv Campina Grande II-Extremoz II, com fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG, corresponde à situação em que há necessidade de maior suporte de reativo por parte do compensador estático. Sensibilidade à entrada do Empreendedor União dos Ventos Geradora Eólica (172 MW) na SE 230 kv João Câmara Ao se considerar um montante maior para a central eólica União dos Ventos (de cerca de 172 MW), observa-se a necessidade de suporte adicional de 50 Mvar na SE 230 kv de João Câmara considerando que as máquinas deste empreendedor estivessem com fator de potência unitário. Caso as máquinas estivessem com fator de potência indutivo, haveria necessidade de suporte adicional de potência reativa. Este suporte adicional de potência reativa é requerido na perda da LT 500 kv Campina Grande II-Extremoz II. 52

53 (a) (b) Figura 34 - Diagrama esquemático considerando despacho pleno das eólicas e BC em João Câmara 230 kv. (a) Condição normal e (b) emergência da LT 500 kv Extremoz II-Campina Grande. Ano 2013 considerando 172 MW na SE 230 kv João Câmara. 53

54 Considerando o montante previsto de central eólica nesta região não foi observada nenhuma contingência que acarretasse fluxos superiores ao limite de carregamento das linhas de 230 kv que atendem a Natal. 54

55 7 Coletora Lagoa Nova RN As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão conectadas na SE Lagoa Nova, que será ligada por meio de uma linha de transmissão, em 230 kv, com 62 km, a Rede Básica na subestação 230 kv Paraíso, Figura 35. Figura 35 - Sistema de transmissão da região de interesse onde se conectam as usinas do LER 2010, na Coletora Lagoa Nova O diagrama esquemático da Figura 36 apresenta a conexão considerada para as instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas considerando a localização da subestação conforme definida em [6]. 55

56 0,69 kv 34,5 kv EOL Calango 2 30 MW 69 kv EOL Calango 4 30 MW EOL Calango 5 30 MW Grupo 1 90 MW 6 km 2X477 MCM - CS Lagoa Nova 69 kv EOL Serra de Santana III 28,8 MW Grupo 2 28,8 MW 0,69 kv 34,5 kv Lagoa Nova 230 kv 62 km 2X795 MCM Paraíso 230 kv EOL Calango 1 30 MW 0,69 kv 34,5 kv 2 x 150 MVA EOL Calango 3 30 MW Grupo 3 60 MW EOL Serra de Santana I 19,8 MW EOL Serra de Santana II 28,8 MW 6 km 1X636 MCM - CS Grupo 4 48,6 MW Figura 36 - Esquema de conexão das instalações de uso exclusivo das centrais eólicas da Coletora Lagoa Nova 7.1 Suporte de Reativo em Condição Normal A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na Coletora Lagoa Nova foi realizada com geração plena das centrais geradoras de Lagoa Nova e João Câmara e II, cenário de carga pesada. Este cenário é o mais crítico para região analisada, pois proporciona carregamento elevado das linhas desta região. A Figura 37 apresenta o cenário analisado. 56

57 Figura 37 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo na fronteira da ICG. A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95, conforme o item 3.4. Pode-se observar na Figura 38 que com as usinas eólicas operando com fator de potência unitário, proporcionando um fator de potência na fronteira de 0,988, as tensões em regime em condição normal apresentam-se cerca de 3% maior. 57

58 Figura 38 - Conexão das eólicas na ICG Lagoa Nova com fator de potência unitário. 7.2 Análise de Contingências Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da região e estas operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de conexão da ICG, configurando a situação mais crítica para o sistema. A emergência mais crítica é a perda da LT 500 kv Campina Grande II Extremoz II. Neste caso, no instante após a falta, ainda sem a atuação dos LTC, a tensão não atinge valores inferiores a 0.95 pu, como mostra a Figura 39 (a). 58

59 Figura 39 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kv Garanhuns Campina Grande II. Outra emergência analisada é a perda da LT 500 kv Campina Grande II- Garanhuns onde a tensão na Coletora 230 kv Lagoa Nova atingiria níveis aceitáveis. Nesta contingência, as LTs 230 kv Paraíso-Campina Grande II apresentam carregamento elevado, contudo, bastante inferior a capacidade de emergência desta linha. Figura 40 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kv Campina Grande II Extremoz II. 59

60 Da mesma forma, na perda da LT 230 kv Campina Grande II Paraíso não se verifica sobrecarga na linha remanescente, como se observa na Figura 41. Figura 41 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kv Campina Grande II - Paraíso. Nas análises em regime permanente constatou-se que não foi observada necessidade de banco de capacitores nesta região. Através da análise da curva QxV, apresentada na Figura 42, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de estabilidade mesmo na situação mais crítica, ou seja, com fator de potência 0,95 na fronteira da ICG (fp=1 nas centrais eólicas). Caso utilize-se dos recursos que as centrais eólicas dispõem, a margem de estabilidade será ainda maior. 60

61 LAG-NOVA LAG-NOVA ,966 0,985 1,004 1,022 1,041 1,06 Tensao (pu) Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap) Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas) Figura 42 - Curva QxV em condição normal. Outrossim, considerando o montante previsto na Coletora 230 kv Lagoa Nova e tomando como referência o potencial habilitado nessa região, cerca de 360 MW, haveria necessidade de um terceiro transformador, além de um suporte adicional de cerca de 3 BC de 21,3 Mvar na SE Lagoa Nova 69 kv. A contingência mais crítica é a perda da LT 500 kv Campina Grande II Extremoz II, vide Figura 43. Figura 43 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kv Campina Grande II- Extremoz II. Montante adicional de 133 MW em Lagoa Nova. Com a presença de 3 BC de 21,3 Mvar no 69 kv (referenciais). Ano

62 8 Coletora Morro do Chapéu As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão conectadas na SE Morro do Chapéu, que será ligada por meio de uma linha de transmissão, em 230 kv, com 67 km, à Rede Básica na subestação Irecê, vide Figura 44. Figura 44 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam na Coletora Morro do Chapéu O diagrama esquemático da Figura 45 apresenta a conexão considerada para as instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas considerando a localização da subestação conforme definida em [6]. 62

63 Figura 45 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Morro do Chapéu 8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95, conforme o item 3.4. Através do diagrama, Figura 46, pode se observar que com as usinas eólicas operando com fator de potência na fronteira de 0.95 o nível de tensão exigido é atendido. Figura 46 - Conexão das eólicas na ICG Morro do Chapéu, despacho pleno, com fator de potência 0,95 63

64 Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo no patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na Coletora Morro do Chapéu. A curva PxV apresenta despachos decrescentes das eólicas, até chegar a um despacho próximo a zero. Esta simulação foi feita com e sem a presença de um reator de -20 Mvar no barramento de 230 kv na Coletora Morro do Chapéu. As curvas relacionando tensão e percentual de geração eólica na coletora 230 kv Morro do Chapéu, considerando com e sem a presença do reator, vide Figura 47. Figura 47 - Conexão das eólicas na ICG Morro do Chapéu caso carga leve. Análise de sobretensão Observa-se que no caso sem o reator, ocorreram violações de tensão na Coletora 230 kv Morro do chapéu para patamares de geração entre 15 e 90% aproximadamente. No caso com reator, a tensão oscilou dentro dos limites permitidos para qualquer patamar de geração, justificando a necessidade do reator de -20 Mvar na Coletora Morro do Chapéu. 8.2 Análise de Contingências Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da região operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de conexão da ICG. Considerou-se o patamar de carga pesada, configurando a situação mais crítica para o sistema em análise. Foram simuladas algumas contingências nas linhas da região, porém não houve violação do critério estabelecido nas tensões, nem mesmo na contingência que se demonstrou ser a mais crítica, no caso, a perda da LT 64

65 230 kv Irecê-Brotas. Nesta emergência, no instante após a falta, ainda sem a atuação dos LTC, a tensão ficaria dentro dos valores aceitáveis, não caracterizando, portanto, a necessidade de suporte de reativo capacitivo na região, conforme pode-se observar na Figura 48. Contudo, observa-se que no caso das eólicas conectadas a Brotas, seria necessário suporte adicional de reativo de modo a manter as tensões dentro dos critérios estabelecidos. Figura 48 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kv Irecê Brotas 65

66 9 Modulação dos Transformadores 9.1 Modulação do Transformador 500/230 kv Extremoz II As análises consideraram 2 autotransformadores 500/230 kv de 450 MVA. Na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentam fluxo de cerca de 410 MVA cada na perda de da LT 500 kv C. Grande II-Extremoz II, considerando o suporte previsto na ICG João Câmara II (vide Figura 49). Figura 49 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kv C. Grande II-Extremoz II. Ano Modulação do Transformador 500/230 kv Campina Grande II As análises consideraram 1 autotransformador 500/230 kv de 600 MVA nesta SE, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 574 MVA na perda de da LT 500 kv Garanhuns-C. Grande II, vide Figura

67 Figura 50 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kv Garanhuns-Campina Grande II. Ano 2013 Montante que venceu o LER e LFA de Da mesma forma, nas análises não foi considerado o montante de 170 MW referentes ao mercado livre na SE João Câmara 230 kv. Caso esta potência se conecte nesta SE, seria necessário que seja considerado sobrecarga de cerca de 10% neste transformador e suporte de potência reativa adicional, conforme descrito anteriormente na seção Modulação do Transformador 500/138 kv João Câmara II As análises consideraram 2 autotransformadores 500/138 kv de 450 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 418 MVA cada. Nesta condição, considerou-se a presença de 1 BC de 50 Mvar em João Câmara 138 kv. Figura 51 - Fluxograma esquemático considerando dois autotransformadores 500/138 kv João Câmara II 67

68 9.4 Modulação do Transformador 230/69 kv Lagoa Nova Na Coletora Lagoa Nova 230 kv, as análises consideraram 2 transformadores 230/69 kv de 150 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 123 MVA cada, vide Figura 52. Figura 52 - Fluxograma esquemático considerando e dois transformadores 230/69 kv 150 MVA na Coletora Lagoa Nova. 9.5 Modulação do Transformador 230/69 kv Ibiapina As análises iniciais consideraram 2 transformadores 230/69 kv de 100 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentam fluxo de 77 MVA, vide Figura 53. Figura 53 - Fluxograma esquemático considerando 2 (dois) transformadores de 230/69 kv 100 MVA na Coletora Ibiapina. 68

69 9.6 Modulação do Transformador 230/69 kv Morro do Chapéu As análises consideraram um transformador 230/69 kv de 150 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentam fluxo de 96.6 MVA. Cabe ressaltar que o nominal indicado do transformador comportará todo o montante previsto, com base no montante habilitado nesta região (120 MW), vide Figura 54. Figura 54 - Fluxograma esquemático considerando 1 (um) transformador de 230/69 kv 100 MVA na Coletora Morro do Chapéu. Carga pesada. Ano

70 10 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz Este item apresenta os resultados dos estudos de sobretensões à frequência industrial, realizados com o objetivo de verificar a possibilidade de ocorrência de valores proibitivos de tensões temporárias ou sustentadas, que venham a comprometer os equipamentos conectados ao sistema, em consequência das manobras programadas e/ou intempestivas dos circuitos da região onde a linha de transmissão que será implantada Energização de Linha de Transmissão Esta análise tem o objetivo de verificar o desempenho de regime permanente na energização da linha de transmissão, indicando se há necessidade adicional de reatores na linha de transmissão para permitir a energização. Nas análises considerou-se o cenário pessimista com fluxo reduzido nas linhas de transmissão da região em análise, ou seja, condição de carga leve e patamar de geração reduzido, Figura Energização da LT 500 kv Garanhuns Campina Grande II Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em nenhuma das barras. A Figura 55 e Figura 56 ilustram as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à energização da linha de transmissão de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de energização do primeiro terminal, ou seja, a linha de transmissão em vazio (Vazio), após energização da linha de transmissão quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Garanhuns de 1,050 pu. 70

71 Figura 55 - Energização da LT 500 kv Garanhuns Campina Grande II por Garanhuns. Figura 56 - Energização da LT 500 kv Garanhuns Campina Grande II por Campina Grande II. Desta forma, é possível energizar esse trecho por ambos os lados Energização da LT 500 kv Campina Grande II Extremoz II Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em nenhuma das barras. A Figura 57 e Figura 58 ilustram as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à energização da linha de interesse (Pré), na situação préenergização, no momento de energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Campina Grande II de 1,050 pu. 71

72 Figura 57 - Energização da LT 500 kv Campina Grande II-Extremoz II por Campina Grande II. Figura 58 - Energização da LT 500 kv Campina Grande II-Extremoz II por Extremoz II. Desta forma, é possível energizar esse trecho por ambos os lados. 72

73 Energização da LT 500 kv Extremoz II-João Câmara II Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em nenhuma das barras. A Figura 59 ilustra as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Extremoz II de 1,050 pu. Figura 59 - Energização da da LT 500 kv Extremoz II-João Câmara II por Extremoz II. Desta forma, é possível energizar a LT 500 kv Extremoz II-João Câmara por Extremoz II Rejeição de Carga Este estudo tem o objetivo de analisar os reflexos da abertura das linhas de transmissão previstas para escoamento das centrais eólicas no sistema interligado. Foi realizada uma análise do comportamento do sistema frente à perda das LT nos cenários em que as centrais eólicas estivessem com despacho pleno. Desta forma, os estudos de rejeição de carga visam verificar a existência de sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos associados quando de aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas de transmissão em questão. A 73

74 situação mais crítica é a abertura apenas de um destes terminais, devido a uma atuação intempestiva da proteção ou falha humana. Foi considerado patamar de carga pesada com despacho de cerca de 100%, de modo que os reatores previstos de 500 kv estivessem desligados, configurando-se condição mais adversa observada sob o ponto de vista de sobretensão. Figura 60 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência em 2013, carga pesada. 74

75 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,10 pu nos terminais da linha quando da rejeição em Campina Grande II. As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando da abertura em Campina Grande II, e quando da abertura em Extremoz, respectivamente, para o ano ,168 1,142 VOLT 546 DJ3-CGD-EXT VOLT 544 CGD-500 VOLT EXT-500 1,115 1,088 1,062 0, 2,8 5,6 8,4 11,2 14, Figura 61 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal da linha quando da abertura em Campina Grande II. Ano

76 1,107 1,096 1,085 1,075 VOLT DJ4-EXT-CGD VOLT 544 CGD-500 VOLT EXT-500 1,064 0, 4, 8, 12, 16, 20, Figura 62 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal da linha quando da abertura em Extremoz. Ano Observa-se que nesta rejeição, a presença do compensador estático de (-75/150 Mvar) em Extremoz II e (0/200 Mvar) em Campina Grande II ajudam no suporte de reativo necessário. As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem sobretensão quando da ocorrência de rejeição no sistema. 76

77 QCES QCES EXTREMOZ CGD---CER , 3, 6, 9, 12, 15, Figura 63 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e Campina Grande quando da abertura em Campina Grande II. Ano Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,1 pu nos terminais da linha quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais. As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando da abertura em Garanhuns, e em Campina Grande II, respectivamente, para o ano

78 1,119 1,111 VOLT VOLT VOLT 548 DJ1-GAR-CGD 549 GARANH-PE CGD-500 1,103 1,095 1,088 0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8, Figura 64 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal da linha quando da abertura em Garanhuns. Ano ,11 1,099 1,088 VOLT VOLT VOLT 545 DJ2-CGD-GAR 549 GARANH-PE CGD-500 1,077 1,066 0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8, Figura 65 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal da linha quando da abertura em Campina Grande II. Ano

79 Observa-se que nesta rejeição, os compensadores estáticos de (-75/150 Mvar) em Extremoz II e (0/20 Mvar) Campina Grande II ajudam no suporte de reativo necessário. As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem sobretensão quando da ocorrência de rejeição no sistema. 31,6 17,9 4,2 QCES QCES EXTREMOZ CGD---CER013-9,5-23,2 0, 2, 4, 6, 8, 10, Figura 66 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e (0/200 Mvar) Campina Grande quando da abertura em Campina Grande II. Ano Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kv A rejeição múltipla que deve ser observada, para efeito de dimensionamento, para se observar possíveis sobretensões indesejadas, considera uma abertura simultânea no terminal de 500 kv Garanhuns e de Extremoz II, ou seja, numa abertura em guardachuva sobre a Campina Grande II. 79

80 Figura 67 - Diagrama esquemático da abertura em guarda-chuva em Campina Grande II. A abertura em guarda-chuva resulta em sobretensões instantânea da ordem de pu, nos terminais das linhas, quando da rejeição em guarda-chuva na SE Campina Grande II. 1,118 1,109 VOLT VOLT VOLT 548 DJ1-GAR-CGD DJ4-EXT-CGD 544 CGD-500 1,1 1,091 1,082 0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8, Figura 68 - Tensões na SE Campina Grande II, Garanhuns e Extremoz II quando da abertura em guarda-chuva em Campina Grande II. Carga Pesada. Ano

81 Nesta emergência não foi verificado necessidade de faixa indutiva no CE de Campina Grande II, pois se verifica um afundamento na rede de 230 kv de modo que o compensador estático fornece energia reativa para sustentar as tensões na região. Os geradores eólicos da Coletora Lagoa Nova atuam coerentemente, diminuindo a absorção de energia reativa durante a emergência. 21,1 11,4 FLXR LAG-NOVA LAG-NOVA ,8 QCES CGD---CER013-7,9-17,6 0, 4, 8, 12, 16, 20, Figura 69 - Reativo do CE de Campina Grande II (1 x 0/200 Mvar) e Coletora Lagoa Nova 69 kv, quando da abertura em guarda-chuva em Campina Grande II. Carga pesada. Ano

82 11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Norte Frente à Expectativa de Novos Leilões de Energia Frente à perspectiva de existência de um elevado potencial de geração de energia eólica no Rio Grande do Norte devido às condições propícias de aproveitamento desta região, serão avaliadas as alternativas de expansão do sistema de transmissão, que terão uma melhor definição em função dos resultados dos próximos leilões. A Tabela 14 e Tabela 15 apresentam os montantes habilitados nas regiões do nordeste e norte do Rio Grande do Norte. Tabela 14 - Montante (MW) habilitado na região nordeste do Rio Grande do Norte Vencedores Vencedores Mercado Potencial Coletoras Habilitadas Livre Restante João Câmara I e II (1) (2) Lagoa Nova (1) Touros (1) Coletora onde os agentes declararam interessados em compartilhar ICG (2) Montante habilitado que manifestou intenção de venda no mercado livre Total 1286 Tabela 15 Montante (MW) habilitado na região norte do Rio Grande do Norte Vencedores Vencedores Potencial Coletoras Habilitadas Restante Mossoró II 50, ,6 Galinhos (1) (1) Aportou garantia na Coletora João Câmara II Total 1388 Devido ao montante previsto na região norte do Rio Grande do Norte ser bastante expressivo, foram avaliadas ampliações em 500 kv. Como nesta região não existe sistema de transmissão em 500 kv foi considerado um novo ponto de escoamento nessa região em 500 kv, na SE Mossoró II ou SE Açu II. Cabe ressaltar que apesar de não ser vislumbrado no horizonte do decenal necessidade de reforço em 500 kv para atender a carga desta região, diferente do que ocorreu em Natal onde o 500 kv proposto foi uma antecipação de um reforço previsto, a rede de 230 kv necessita de reforços apenas para escoar o montante de energia dos parques previstos (acima de 30% do montante habilitado) devendo ser avaliada frente ao resultado dos futuros leilões a chegada deste 500 kv. A Figura 70 apresenta de forma simplificada as possibilidades de direcionamento do excedente de energia eólica vislumbrado, seja reforçando o sistema previsto para escoamento das usinas vencedoras do LER e LFA 2010, ampliando a rede existente em 82

83 500 kv (Milagres, Quixada ou Fortaleza) até o novo ponto previsto para a região norte do Rio Grande do Norte ou mesmo interligando as duas regiões de geração (Mossoró II Extremoz II). Figura 70 Possibilidades de direcionamento do montante de energia eólica vislumbrado. Foram analisadas as diversas possibilidades de interligação entre as regiões com excedente de energia eólica e a rede existente e prevista para Com relação a melhor localização da nova subestação na região norte do Rio Grande do Norte, foram analisadas alternativas considerando uma subestação Mossoró II ou em Açu II. No caso de se considerar um novo ponto em 500 kv em Açu II, devido ao esgotamento da SE 230 kv Açu II, será considerada uma nova subestação nas proximidades de Açu II. As alternativas analisadas constaram basicamente de nove possibilidades. Em todas elas observou-se a necessidade dos seguintes reforços em linhas de transmissão: - 1 LT 500 kv Campina Grande-Pau Ferro a partir de

84 - 1 LT 230 kv Campina Grande-Santa Rita a partir de Duplicação da LT 230 kv Piripiri-Ibiapina a partir de LTs 230 kv Banabuiú-Russas II, sendo a primeira partir de 2014 e a segunda em A seguir são apresentadas as descrições destas alternativas de expansão: Alternativa 1: Duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Alternativa 2: Duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza II e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Alternativa 3: Duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra em direção a Extremoz II. Alternativa 4: Duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II- Campina Grande II. Alternativa 5: Duas LTs 500 kv saindo de Açu II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Alternativa 6: Duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Alternativa 7: Duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Extremoz II. Alternativa 8: Duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II. Alternativa 9: Duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Diante da quantidade de alternativas avaliadas, totalizando nove, será apresentado um breve histórico das análises preliminares que selecionaram as alternativas mais atrativas a serem custeadas e avaliadas sob a ótica do mínimo custo global. 84

85 11.1 Alternativa 1 A Figura 71 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW 262,8 MW Galinhos 760 MW Açu II RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Figura 71 Diagrama esquemático da Alternativa 1. Considerou-se que todo o montante de energia previsto para essas regiões, Tabela 14 e Tabela 15, seriam explorados até o ano A análise utilizou o cenário Nordeste exportador, com cerca de 6300 MW de exportação da região Nordeste para a região Norte/Sudeste, no patamar de carga pesada. A Figura 72 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE Xingó. 85

86 Figura 72 Alternativa 1. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Essa alternativa é a que apresenta menor perda, como apresentada na Tabela 16. Tabela 16- Diferencial de perdas observado na UHE Xingó, ano Variável Alt 1 Alt 2 Alt 3 Alt 4 Alt 5 Alt 6 Alt 7 Alt 8 Alt 9 UHE Xingó (MW) D Perdas (MW) Apesar da distância entre Açu II e Quixadá ser menor, será avaliado inicialmente o reforço entre Açu II-Milagres visto que a SE 500 kv Milagres apresenta maior quantidade de linhas em 500 kv para escoar essa energia. 86

87 11.2 Alternativa 2 A Figura 73 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW 262,8 MW Galinhos 760 MW Açu II RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 73 Diagrama esquemático da Alternativa 2. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 74 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, capturadas na UHE Xingó. 87

88 Figura 74 Alternativa 2. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Apesar de Fortaleza ser um centro de carga, observa-se que essa alternativa necessidade de maior quantidade de circuitos em 500 kv. Isto ocorre porque também está previsto uma quantidade expressiva de eólica no Ceará além das usinas térmicas. Adicionalmente, o diferencial de perdas elétricas é bastante elevado, não se apresentando uma alternativa atrativa. 88

89 11.3 Alternativa 3 A Figura 75 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW 262,8 MW Galinhos 760 MW Açu II RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 75 Diagrama esquemático da Alternativa 3. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 76 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, capturadas na UHE Xingó. 89

90 Figura 76 Alternativa 3. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra em direção a Extremoz II. Apesar da ligação entre Extremoz II e Açu II, formando um anel entre a região de Fortaleza e Natal, que dispensa a necessidade de duplicação da LT 500 kv Extremoz II- Campina Grande II para atender a condição n-1. Observa-se que as cargas na região de Fortaleza não absorvem esse excedente de geração, levando a necessidade de duplicar o trecho Fortaleza-Milagres. Contudo, observa-se fluxos bastante reduzidos em regime normal na LT 500 kv Açu II- Extremoz II demonstrando que as regiões de Natal e Campina Grande não absorvem o excedente da região norte do estado visto que há um montante expressivo na região próxima a essas subestações (nordeste do Rio Grande do Norte). Desta forma, em função das razões acima apresentadas além do diferencial de perdas elétricas elevado, vide Tabela 16, faz com que esta alternativa não se mostre atrativa. 90

91 11.4 Alternativa 4 A Figura 77 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW 262,8 MW Galinhos 760 MW Açu II RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 77 Diagrama esquemático da Alternativa 4. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 78 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE Xingó. 91

92 Figura 78 Alternativa 4. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II. A ligação entre Açu II - Milagres e Açu II Campina Grande II, formando um anel entre a Milagres e Campina Grande II, dispensaria a necessidade de duplicação da LT 500 kv Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1. Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Mossoró II- Banabuií com uma 3ª LT 230 kv. Apesar do elevado fluxo na LT 500 kv Açu II-Campina Grande II, dado o excedente de geração em Paraíso e Extremoz II, e o diferencial de perdas ser um pouco maior que a alternativa 1, vide Tabela 16, ela pode se apresentar uma alternativa atrativa a depender do custo das instalações. 92

93 11.5 Alternativa 5 A Figura 79 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW 262,8 MW Galinhos 760 MW Açu II RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 79 Diagrama esquemático da Alternativa 5. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 80 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE Xingó. 93

94 Figura 80 Alternativa 5. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Açu II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. O direcionamento do excedente de geração de Açu II diretamente para a SE 500 kv Milagres apresenta-se como uma alternativa atrativa. O diferencial de perdas é bastante semelhante à alternativa 1, vide Tabela

95 11.6 Alternativa 6 A Figura 81 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW Açu 262,8 MW Galinhos 760 MW RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 81 Diagrama esquemático da Alternativa 6. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 82 apresenta os fluxos das expansões de transmissão consideradas nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, capturadas na UHE Xingó. 95

96 Figura 82 Alternativa 6. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. Semelhante a alternativa 1, contudo com uma subestação em 500 kv localizada em Mossoró II, essa alternativa apresenta diferencial de perdas em relação a alternativa 1, vide Tabela 16. Desta forma, essa alternativa pode apresentar-se atrativa a depender do custo das instalações. Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar a LT 230 kv Açu II- Mossoró II com uma 3ª LT 230 kv entre estas subestações. Apesar da distância entre Açu II e Quixadá ser menor, será avaliado, inicialmente, o reforço entre Mossoró II-Milagres visto que a SE 500 kv Milagres apresenta maior quantidade de linhas em 500 kv para escoar essa energia. 96

97 11.7 Alternativa 7 A Figura 83 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW Açu 262,8 MW Galinhos 760 MW RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 83 Diagrama esquemático da Alternativa 7. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 84 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE Xingó. 97

98 Figura 84 Alternativa 7. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Extremoz II. A ligação entre Mossoró II - Milagres e Mossoró II- Extremoz II, formando um anel entre a Milagres e Extremoz, dispensando a necessidade de duplicação da LT 500 kv Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1. Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Açu-Mossoró II- Banabuiú com uma 3ª LT 230 kv. A ligação à SE Extremoz II acarreta uma circulação de fluxo pela rede de 230 kv entre Mossoró II e Extremoz II além de elevar o fluxo de Mossoró II a Milagres, que pode levar a necessidade de maiores reforços na emergência da LT 500 kv Mossoró II- Milagres. Além disso, o diferencial de perdas é elevado em relação a alternativa 1, vide Tabela 16, fazem com que esta alternativa não se mostre atrativa. 98

99 11.8 Alternativa 8 A Figura 85 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW 262,8 MW Galinhos II Galinhos 760 MW Açu RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 85 Diagrama esquemático da Alternativa 8. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 86 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE Xingó. 99

100 Figura 86 Alternativa 8. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II. A ligação entre Mossoró II - Milagres e Mossoró II- Campina Grande II, formando um anel entre a Milagres e Campina Grande II, dispensando a necessidade de duplicação da LT 500 kv Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1. Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Açu II-Mossoró II-Banabuiú com uma 3ª LT entre estas subestações. Apesar do fluxo na LT 500 kv Mossoró II-Campina Grande II dado o excedente de geração em Paraíso e Extremoz II, e o diferencial de perdas ser um pouco maior que na alternativa 1, vide Tabela 16, ela pode se apresentar uma alternativa atrativa a depender do custo das instalações. 100

101 11.9 Alternativa 9 A Figura 87 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa. Ibiapina Pecém Cauípe Sobral Fortaleza Piripiri 50,4 MW Tauá CE Quixadá Banabuiú Russas Mossoró 28 MW 262,8 MW Galinhos II Galinhos 760 MW Açu RN 336,2 MW João Câmara 1 Natal II Natal III Ico 227,4 MW Paraíso Extremoz II Picos Milagres Coremas PB Campina Grande II Santa Rita Mussuré Goianinha Bom Nome Pau Ferro Mirueira S. J. Piauí PE Tacaimbó Suape Recife II Garanhuns L. Gonzaga Angelim Sobradinho P. Afonso Figura 87 Diagrama esquemático da Alternativa 9. Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas anteriormente, a Figura 88 apresenta os fluxos considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE Xingó. 101

102 Figura 88 Alternativa 9. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kv saindo de Mossoró II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kv prevista Extremoz II-Campina Grande II. A ligação do excedente de geração de Mossoró II diretamente para a SE 500 kv Milagres apresenta-se como uma alternativa atrativa. O diferencial de perdas é semelhante a alternativa 1, vide Tabela

103 11.10 Análise Econômica Para o avaliação do custo das alternativas utilizou-se a referência de custos ANEEL 10/2009. As alternativas tecnicamente equivalentes tiveram todas as obras associadas consideradas Totalização dos Investimentos Através da Figura 89, verifica-se que os investimentos totais previstos no período , quando trazidos a valor presente em 2013, somam cerca de 1,8 bilhões de reais. As tabelas do Anexo II apresentam o detalhamento dos investimentos previstos para as alternativas. R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 Investimentos R$ 0, Figura 89 Valor Presente dos Investimentos das Alternativas ($ 1000) Essa totalização não é utilizada para recomendação do investimento de menor monta, pois para tanto é necessário utilizar o Método dos Rendimentos Necessários, incorporando no custeio o valor das perdas anuais. 103

104 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários Neste método, os investimentos são transformados em uma série equivalente de trinta anos, que corresponde ao período de vida útil esperado das novas instalações. Cada série inicia-se no ano de entrada dos equipamentos e é truncada sempre no ano horizonte do estudo (2020). As séries de pagamento resultantes são referidas a valor presente para o ano inicial do estudo. A taxa utilizada é de 11% ao ano e os valores obtidos são utilizados apenas para comparação entre as alternativas, aumentando a atratividade de alternativas com investimentos mais próximos do fim do período de estudo. A Figura 90 apresenta o valor presente das séries de investimentos resultantes, considerando o truncamento da série em Investimentos Truncados R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ 0, Figura 90 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários (R$ 1000) 104