ESTUDOS ASSOCIADOS AO PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA ESTUDO DE SUPRIMENTO À REGIÃO METROPOLITANA DE MANAUS

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1 ;/ ESTUDOS ASSOCIADOS AO PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERIA ESTUDO DE SUPRIMENTO À REIÃO METROPOLITANA DE MANAUS

2 OVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERIA MME/SPE Ministério de Minas e Energia Ministro Márcio Pereira Zimmermann Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho Diretor do Departamento de Planejamento Energético ilberto Hollauer ESTUDOS ASSOCIADOS AO PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERIA ESTUDO DE SUPRIMENTO À REIÃO METROPOLITANA DE MANAUS 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 eral Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar uerreiro Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias Diretor de Estudos de Petróleo, ás e Biocombustível Elson Ronaldo Nunes Diretor de estão Corporativa Ibanês César Cássel Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo Equipe Técnica Maria de Fátima de Carvalho ama Marcelo Willian Henriques Szrajbman Priscilla de Castro uarini Vanessa Penteado Stephan Vinicius Ferreira Martins URL: Sede SAN Quadra 1 Bloco B 1º andar Brasília DF Escritório Central Av. Rio Branco, 01 11º Andar Rio de Janeiro RJ N o EPE-DEE-RE-064/2010-r0 Data: 15 de outubro de 2010 EPE-DEE-RE-064/20010-r0 Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Manaus 2

3 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO OBJETIVO CONCLUSÕES RECOMENDAÇÕES DADOS, PREMISSAS e CRITÉRIOS Base de Dados Horizonte do Estudo Cenários de eração Térmica Mercado Premissas e Critérios DIANÓSTICO DO SISTEMA ALTERNATIVAS ANALISADAS Alternativa Alternativa Alternativa AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DAS ALTERNATIVAS Desempenho da Alternativa 1 (Alternativa de melhor desempenho técnico-econômico) Desempenho da Alternativa Desempenho da Alternativa NIVEIS DE CURTO CIRCUITO DESEMPENHO DINÂMICO AVALIAÇÕES SOCIOAMBIENTAIS PRELIMINARES Análise sociambiental Localização do corredor da linha de transmissão Vegetação e uso do solo Áreas de interesse socioambiental Conclusões preliminares ANÁLISE ECONÔMICA Custos de Investimento Custos de Perdas Custos de Investimento e Perdas Elétricas REFERÊNCIAS EQUIPE TÉCNICA ANEXO A Resultado das Simulações ANEXO B - Parâmetros das LTs e Transformadores de Rede Básica ANEXO C Perdas das Alternativas

4 ANEXO D - Plano de Obras e Estimativa de Custos ANEXO E - Fichas PET ANEXO F Abreviaturas ANEXO - Níveis de Curto-Circuito das Redes de Distribuição kv e 69 kv

5 1. INTRODUÇÃO O fornecimento de energia elétrica ao Estado do Amazonas vem apresentando sérios problemas de natureza estrutural. Atualmente, o sistema elétrico da região opera isolado do Sistema Interligado Nacional - SIN, contando apenas com UHE Balbina, de 250 MW como geração hidráulica de porte, sendo a maior parte da energia suprida por usinas térmicas a óleo. Existe a previsão de conversão de parte das usinas térmicas a óleo para gás natural, perfazendo um total de cerca de 600 MW. A normalização completa do atendimento à Região Metropolitana de Manaus se dará a partir de 2012, ano para o qual está prevista a conexão desse sistema ao SIN, através de duas linhas de transmissão em 500 kv entre Tucuruí e Manaus (Interligação Tucuruí Macapá Manaus). Visando a melhoria do atendimento no curto prazo à cidade de Manaus, importante pólo industrial, e a preparação do sistema local para a conexão com o SIN, a EPE publicou, a partir de estudos desenvolvidos anteriormente pela Eletrobrás, Eletronorte e Amazonas Energia, o documento EPE-DEE r0, referência [1], no qual foi proposto um elenco de obras a ser implantado no curto prazo para normalizar o atendimento à Região. Entretanto, consoante recomendações do MME, conforme Nota Técnica 099/2008/DPE/SPE/MME - Atendimento à Região Metropolitana de Manaus - Curto Prazo Ref.[7], faz-se ainda necessário a realização de estudos específicos para a determinação de solução estrutural de melhor desempenho técnico-econômico, em consonância com o planejamento setorial de longo prazo, com a proposição de reforços de Rede Básica e de distribuição além dos indicados em [1] 5

6 2. OBJETIVO O objetivo deste estudo é indicar a melhor alternativa de expansão estrutural de longo prazo da Rede Básica para a Região Metropolitana de Manaus. O estudo deve indicar, do ponto de vista técnico, econômico e ambiental, qual o melhor cronograma de obras a ser implantado, considerando as alternativas de expansão que garantam o atendimento à capital amazonense, com padrões de qualidade e continuidade adequados, frente ao crescimento do mercado de energia elétrica previsto para essa região. 6

7 3. CONCLUSÕES O estudo analisou três alternativas tecnicamente equivalentes, detalhadas no item 7 e descritas a seguir: Alternativa 1 Constituída por quatro pontos de suprimento: Manaus, Lechuga, Jorge Teixeira e Mauá III; Alternativa 2 Constituída por cinco pontos de suprimento: Manaus, Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Tarumã. Essa alternativa considera a subestação Tarumã entrando em operação no ano inicial (2012); Alternativa 3 Constituída por cinco pontos de suprimento: Manaus, Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Tarumã. Essa alternativa considera a subestação Tarumã entrando em operação no ano As análises efetuadas, observando-se o critério de mínimo custo global, indicam Alternativa 1 a mais atrativa do ponto de vista técnico-econômico. ser a As análises consideraram o valor presente dos custos das alternativas, referidos a 2012 (ano inicial do estudo) e utilizaram o método dos rendimentos necessários, com truncamento das séries temporais em 2022 (ano horizonte do estudo). O custo de cada alternativa, por sua vez, foi calculado tomando-se por base os investimentos exclusivos de cada alternativa e as perdas diferenciais em relação à alternativa que apresentou menores perdas. A Tabela 3-1 apresenta o resumo da comparação econômica das três alternativas analisadas neste trabalho, sendo computados somente os investimentos decorrentes de obras não comuns. O detalhamento da análise econômica é apresentado no item 12. Tabela 3-1 Comparação econômica das alternativas: Investimento + Perdas (R$ x 1000) Alternativas Detalhe Investimento Perdas Total % Alternativa 1 4 Fontes ,0% Alternativa 2 5 Fontes ,9% Alternativa 3 Mista ,5% 7

8 4. RECOMENDAÇÕES Sob o ponto de vista técnico-econômico, recomenda-se a implantação da Alternativa 1, com o cronograma de obras conforme Tabela 4-1 à Tabela 4-4. Tabela 4-1 Alternativa 1 - Principais obras em subestações de Rede Básica e Rede Básica de Fronteira Ano Tensão Subestação Equipamento N o TR - 230/138/13,8 kv - T - 2 x 150 MVA 1 o e 2 o Lechuga Banco de Capacitores - T - 1 x 55 Mvar 1 o e 2 o kv Jorge Teixeira TR - 230/138/13,8 kv - T - 2 x 150 MVA 3 o e 4 o Manaus TR - 230/69/13,8 kv - T - 1 x 150 MVA 4 o Lechuga TR - 230/138/13,8 kv - T - 1 x 150 MVA 3 o kv Mauá III TR - 230/138/13,8 kv - T - 1 x 150 MVA 4 o kv Lechuga ATR - 500/230/13,8 kv - M - 3 x 200 MVA 4 o Banco de Capacitores - T - 1 x 55 Mvar Lechuga kv TR - 230/138/13,8 kv - T - 1 x 150 MVA Mauá III Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 1 o e 2 o Lechuga Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 4 o e 5 o kv Mauá III Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 3 o e 4 o Jorge Teixeira TR - 230/138/13,8 kv - T - 1 x 150 MVA 5 o kv Lechuga 3 o 4 o Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 6 o e 7 o TR - 230/138/13,8 kv - T - 1 x 150 MVA 5 o Tabela 4-2 Alternativa 1 - Principais obras em linhas de transmissão Ano Tensão Origem Destino Configuração Distância 230 kv SE Lechuga SE J. Teixeira CS - 2x954 MCM 29 km 2014 Total em linhas 230 kv 29 km 8

9 Tabela Alternativa 1 - Principais obras em subestações de distribuição Ano Tensão Subestação Equipamento Lechuga Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Jorge Teixeira Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Mauá III Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/69/13,8 kv - T - 2 x 150 MVA Rio Preto da Eva Novo Pátio de Subestação - Pequeno Porte - BS TR - 138/13,8 kv - T - 2 x 10 MVA Itacoatiara II Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 1 x 40 MVA Santa Etelvina Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Parque Dez TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA 138 kv 2012 Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Mutirão TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA C. rande Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA Compensa Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA Centro Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA Distrito Industrial III Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA Distrito Industrial IV Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA 69 kv Marapatá Novo Pátio de Subestação - Pequeno Porte - BS 2014 Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Petrópolis TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA 138 kv Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Amazonas TR - 138/13,8 kv - T - 2 x 40 MVA Tarumã II Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 2 x 40 MVA kv Cidade de Deus Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kv - T - 2 x 40 MVA Iranduba Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/69/13,8 kv - T - 2 x 40 MVA kv Iranduba TR - 138/69/13,8 kv - T - 1 x 40 MVA kv Tarumã II TR - 138/13,8 kv - T - 1 x 40 MVA Cidade De Deus TR - 138/13,8 kv - T - 1 x 40 MVA kv Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Itaoca TR - 138/13,8 kv - T - 3 x 40 MVA 9

10 Tabela Alternativa 1 - Principais obras em linhas de distribuição Ano Tensão Origem Destino Configuração Distância SE Lechuga SE Rio Preto da Eva CS - 1x477 MCM 55 km SE Lechuga SE Santa Etelvina CD - 2x795 MCM 8 km SE Itacoatiara I SE Itacoatiara II CD - 1x795 MCM 125 km SE Santa Etelvina SE Parque Dez CD - 2x795 MCM 10,5 km SE Jorge Teixeira SE Mutirão CD - 2x795 MCM 6,4 km 138 kv SE Mutirão SE C. rande CD - 2x795 MCM 7 km SE C. rande SE Compensa CD - 2x795 MCM 10 km SE Compensa SE Centro CD - 2x795 MCM 2,5 km SE Mauá III SE D. Industrial III CD - 2x795 MCM 10 km 2012 SE Mauá III SE D. Industrial IV CD - 2x795 MCM 6 km Total em linhas 138 kv 452,8 km SE Distrito II SE Cachoeirinha CS - 1x954 MCM 8 km SE Aparecida SE Ponta do Ismael CS - 1x954 MCM 4,5 km SE Ponta Negra SE Ponta do Ismael CS - 1x954 MCM 5 km 69 kv SE Iranduba SE Manacapuru CS - 1x266 MCM 70 km SE Iranduba SE Manacapuru CS - 1x954 MCM 70 km SE Marapatá Cons. Especiais CS - 1x954 MCM 4 km SE Mauá III Cons. Especiais CD - 1x954 MCM 4 km Total em linhas 69 kv 169,5 km SE D. Industrial IV SE Petrópolis CD - 2x795 MCM 10 km 138 kv SE Lechuga SE Amazonas CD - 2x795 MCM 2,5 km 2014 Total em linhas 138 kv 25 km 69 kv SE Iranduba SE Manacapuru CS - 1x954 MCM 70 km Total em linhas 69 kv 70 km SE Amazonas SE Tarumã II CD - 2x795 MCM 22,5 km 138 kv SE Compensa SE Iranduba CD - 2x795 MCM 19 km SE Santa Etelvina SE Cidade de Deus CD - 2x795 MCM 8 km 2016 Total em linhas 138 kv 99 km SE D. Industrial Cons. Especiais CS - 1x954 MCM 1 km 69 kv SE D. Industrial SE V8 CS - 1x954 MCM 3,5 km SE Manaus SE D. Industrial CS - 1x954 MCM 4,7 km Total em linhas 69 kv 9,2 km kv SE J. Teixeira SE Mutirão CS - 2x795 MCM 7 km Total em linhas 138 kv 7 km kv SE Mutirão SE C. rande CS - 2x795 MCM 7 km Total em linhas 138 kv 7 km kv SE Parque 10 SE Itaoca CD - 2x795 MCM 9 km Total em linhas 138 kv 18 km As linhas em 69 kv: D. Industrial V8 e Manaus D. Industrial, previstas para 2016, são obras de repotenciação. Ressalta-se que não estão explicitadas nas tabelas 4.1 a 4.4 obras já licitadas ou autorizadas. Para que a solução de atendimento a Manaus proposta pela Alternativa 1 seja efetiva, é 10

11 essencial que as obras de distribuição associadas a ela e descritas na Tabela 4-3 e na Tabela 4-4 sejam implantadas nas datas indicadas. Adicionalmente, recomendam-se consultas aos fabricantes das máquinas térmicas da Região Metropolitana de Manaus quanto à capacidade de sobretorque de seus equipamentos. Dependendo da resposta, pode ser estudada a implantação do esquema regional de corte de carga (ERAC) referido no Item 10. Recomenda-se, ainda, que o presente estudo seja complementado pelos estudos de planejamento do sistema de distribuição, a ser realizado pela Amazonas Energia, de forma a contemplar, dentre outros, os seguintes aspectos: Atendimento aos municípios Novo Airão e Careiro da Várzea que são parte integrante da Região Metropolitana de Manaus; Otimização dos condutores das linhas de 138 kv. 11

12 5. DADOS, PREMISSAS e CRITÉRIOS 5.1 Base de Dados Considerou-se como referência para as simulações de fluxo de potência a base de dados correspondente ao Plano Decenal , com as atualizações pertinentes da topologia da rede e de mercado. A Tabela 5-1 apresenta os parâmetros do sistema elétrico da Rede Básica da Região de Manaus. Tabela 5-1 Parâmetros do Sistema Elétrico de Transmissão da Região de Manaus (2012) Linhas de Transmissão Capacidade por circuito (MVA) MCM Km Lechuga J. Teixeira 230 kv 625/781 2 x Mauá III J. Teixeira 230 kv 625/781 2 x Lechuga Manaus 230 kv 494/617 2 x Transformadores Capacidade por transformador (MVA) Tensão Unidades SE Lechuga 600/ /230 kv 3 SE Jorge Teixeira 150/ /138 kv 2 SE Mauá III 150/ /138 kv 3 SE Manaus 150/ /69 kv Horizonte do Estudo Considerando que o prazo mínimo para a implantação de qualquer obra de expansão da Rede Básica, é de 2 anos, contados desde a incorporação no PET Plano de Expansão da Transmissão, passando por todo o processo de licitação ou autorização, realizado pela ANEEL, até a instalação do empreendimento, o ano inicial do estudo é 2012, tendo como o horizonte o ano Serão analisados, portanto, 11 anos. 5.3 Cenários de eração Térmica Foram considerados dois cenários de geração térmica na cidade de Manaus: eração Mínima: Este cenário corresponde a geração térmica nula. É o cenário mais crítico para a Rede Básica da região, em que a Interligação Tucuruí Manaus e demais linhas de transmissão se encontram mais carregadas. Corresponderia à situação de indisponibilidade de fornecimento de gás para geração das usinas térmicas; 12

13 eração Máxima: Este cenário corresponde a geração térmica a gás natural prevista de cerca de 600 MW (ver Tabela 5-2), em que as usinas térmicas à gás estariam gerando a plena carga face contratos vigentes de compra de energia e de consumo de gás, com duração de 20 anos. Este cenário é o menos crítico para a Rede Básica pois a Interligação Tucuruí Manaus e demais linhas de transmissão que suprem Manaus ficam menos carregadas. Tabela 5-2 Usinas Térmicas convertidas para gás natural Nome Potência (MW) APARECIDA B1 70 APARECIDA B2 80 MAUA B3 110 PIE C ROCHA 65 PIE JARAQUI 60 PIE MANAUARA 60 PIE TAMBAQUI 60 PIE PONTA NERA (ERA) 60 MANACAPURU 17 IRANDUBA 18 Total Mercado As projeções de demanda para o período analisado, referentes ao patamar de carga pesada para a Região Metropolitana de Manaus, foram fornecidas pela Amazonas Energia, em consonância com os valores informados ao ONS para o PAR e à EPE para o Plano Decenal O mercado na área de interesse é apresentado conforme Tabela 5-3 a Tabela

14 Tabela 5-3 Mercado da Região Metropolitana de Manaus Subestações 69/13,8 kv (MW) Subestações 69/13,8 kv Aparecida 27,4 24,7 27,0 25,2 23,5 19,8 Cachoeirinha 26,1 23,5 25,7 24,0 22,4 21,1 Careiro da Várzea * 1,4 1,7 0,0 0,0 0,0 0,0 Cidade Nova 10,2 9,2 10,1 9,4 8,8 8,3 Distrito Dois 14,4 12,9 14,1 13,2 12,3 11,6 Distrito Industrial 18,2 16,4 17,9 16,7 15,6 18,8 Flores 34,9 31,4 34,4 32,0 29,9 28,2 Iranduba * 16,6 22,9 0,0 0,0 0,0 0,0 Manacapuru * 17,5 21,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Marapatá 12,2 11,0 12,0 11,2 10,4 9,8 Mauá 21,4 19,3 21,1 19,7 18,4 17,3 Novo Airão 2,0 2,5 0,0 0,0 0,0 0,0 Ponta Negra 32,2 29,0 31,7 29,6 27,6 23,0 Redenção 11,5 10,4 11,3 10,6 9,9 9,3 São José 25,7 23,2 25,3 23,6 22,1 25,1 Seringal Mirim 23,6 21,3 23,2 21,6 20,2 19,1 Sto. Antônio 12,0 10,8 11,8 11,0 10,3 9,7 V-8 34,5 31,1 34,0 31,7 29,6 24,9 Total 341,8 322,4 299,7 279,4 261,1 246,0 * A partir de 2016 essas cargas passam a ser atendidas pela SE Iranduba 138 kv Tabela 5-4 Mercado da Região Metropolitana de Manaus Consumidores 69 kv (MW) Consumidores Atendidos em 69 kv DI 49,6 54,4 61,8 65,6 72,4 75,4 Marapatá 49,0 53,5 61,5 65,0 71,5 74,5 M1 37,9 42,1 44,6 51,7 54,6 58,2 M2 41,5 46,7 49,7 55,6 57,5 61,6 Arosuco/Flores 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,6 Águas Amazonas / Ponta do Ismael 15,0 15,6 15,6 15,6 15,6 16,7 Manauara Shopping 10,0 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 SIVAM/Santo Antônio 3,2 3,2 3,2 3,2 3,4 3,4 Total 211,6 231,3 252,3 272,6 290,9 306,0 14

15 Tabela 5-5 Mercado da Região Metropolitana de Manaus Subestações 138/13,8 kv (MW) Subestações 138/13,8 kv Cachoeira rande 81,4 77,5 70,5 91,3 102,4 94,0 Centro 78,6 72,9 80,4 97,4 109,2 100,9 Compensa 81,8 87,6 86,9 99,5 111,6 101,3 Distrito Industrial Quatro 89,4 83,0 91,5 95,4 107,0 114,0 Distrito Industrial Três 90,1 96,5 85,1 100,7 114,1 114,0 Itacoatiara 24,4 26,2 28,0 29,4 31,5 33,8 Mutirão 85,8 102,1 83,8 96,0 107,7 114,0 Parque Dez 75,6 90,0 69,2 79,3 88,9 86,1 Rio Preto da Eva 3,8 4,4 5,3 6,3 7,2 7,7 Santa Etelvina 85,1 60,8 53,6 61,4 68,9 76,0 Amazonas 41,9 44,7 51,2 57,4 63,4 Petropolis 83,8 92,4 95,3 106,8 96,0 Cidade de Deus 54,7 62,6 70,2 90,1 Tarumã II 63,5 72,7 81,6 90,0 Iranduba 66,9 90,1 104,1 112,1 Itaoca 103,0 Total 696,1 826,7 976,5 1128,7 1268,5 1396,5 Tabela 5-6 Mercado da Região Metropolitana de Manaus Subestações 138/13,8 kv (MW) Subestações 230/13,8 kv Presidente Figueiredo 7,4 8,6 10,2 12,2 14,0 16,0 5.5 Premissas e Critérios Foram seguidas as diretrizes para elaboração da documentação necessária para se recomendar à ANEEL uma nova instalação de transmissão integrante da Rede Básica através de ato licitatório, definidas no documento publicado pela EPE denominado Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica, Ref. [2]. Os critérios e procedimentos utilizados no estudo estão de acordo com o documento Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão - CCPE/CTET - Janeiro/2001, Ref. [3], além das premissas apresentadas nos subitens a seguir, onde se destacam: Manter o conceito de mínimo custo global para a escolha da alternativa; Atender ao critério N-1 para elementos da Rede Básica e transformadores de fronteira. Ressalta-se que, por decisão da Amazonas Energia esse critério foi também adotado para as redes de 138 e 69 kv; Variação máxima de 5% da tensão do barramento decorrente da manobra de equipamentos; Utilizar os limites de carregamento das linhas de transmissão e transformadores 15

16 existentes nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST). Para os novos equipamentos a serem instalados na rede, levar em consideração as recomendações contidas na Resolução n o. 191 da ANEEL para determinação das capacidades em contingência; Para cálculo de perdas elétricas utilizar o fator de carga característico da região, informado pelo Agente de Distribuição. Para a Região Metropolitana de Manaus adotou-se o valor de 0,80. O custo das perdas foi calculado com base no custo marginal de expansão da geração informado pela EPE de 113,00 R$/MWh; A estimativa dos investimentos em transmissão foi efetuada com base no documento: ELETROBRÁS - Referência de Custo de LT e SE de AT e EAT - Dezembro 04, Ref. [4]. Para comparação dos custos entre as alternativas analisadas, foi utilizado o método dos rendimentos necessários, com o truncamento das séries temporais no ano horizonte do estudo. Dada as peculiaridades da área metropolitana de Manaus, foram utilizadas estimativas de custo específicas para as linhas de transmissão e distribuição pertinentes; O estudo foi realizado para um período de 11 anos, tendo por ano inicial 2012 e como horizonte o ano de Adotou-se 5 unidades como número máximo de tranformadores 230/138 kv nas subestações de fronteira. Face peculiaridades da área urbana de Manaus, adotou-se 4 unidades de 40 MVA como número máximo de transformadores 138/13,8 kv nas subestações de distribuição. Foi adotado o fator de potência igual a 0,95. Ressalta-se que, além das simulações de fluxo de carga, serão analisados os níveis de curtocircuito da alternativa selecionada para a expansão do sistema, tanto em sua configuração inicial como no ano horizonte do estudo. Também será realizada simulação de dinâmica. 16

17 6. DIANÓSTICO DO SISTEMA De acordo com o diagnóstico apresentado no Plano de Ação do TSEM, Ref. [5], foram identificadas necessidades urgentes de aumento de oferta de energia e de garantia de implementação das soluções recomendadas em estudos anteriores, cujos planos de obras ainda não foram viabilizados, de forma a atender com um mínimo de qualidade o mercado previsto para a região. O diagnóstico identificou, ainda, problemas gerados por sobrecarga no sistema de distribuição, tanto em linhas como em transformadores, além de um elevadíssimo percentual de perdas elétricas e comerciais. Ademais, há que se adequar o sistema elétrico da região para a futura conexão com o Sistema Interligado Nacional - SIN, prevista para 2012, por meio de duas linhas de transmissão em 500 kv provenientes de Tucuruí. No documento Ref. [1], foi proposto um elenco de obras a ser implantado no curto prazo para normalizar o atendimento à Região Metropolitana de Manaus. Entretanto, ainda são detectados problemas tais como: alto nível de curto circuito na rede em 69 kv e sobrecarga no circuito remanescente quando da contingência em um dos circuitos da LT 230 kv Lechuga Jorge Teixeira e na perda de transformadores de fronteira, necessidade de suporte de tensão adicional na SE Lechuga, bem como a necessidade de expansão da rede de distribuição em 138 kv. 17

18 7. ALTERNATIVAS ANALISADAS As alternativas de expansão do sistema elétrico da Região Metropolitana de Manaus foram propostas com o objetivo de atender ao crescimento previsto do mercado da região até o ano horizonte de 2022, com o menor custo possível. Todas as alternativas de expansão consideram como ponto de origem a subestação de Lechuga 500/230 kv, licitada no Leilão 004/2008, realizado em 27 de junho de 2008, arrematada pelo Consórcio Amazonas, no qual a Eletronorte tem participação de 30%, e com data prevista para entrar em operação no início de Essa subestação (SE) será o ponto de conexão da região com o Sistema Interligado Nacional. A seguir são descritas as 3 alternativas consideradas neste trabalho. 7.1 Alternativa 1 A Alternativa 1 propõe que a evolução do sistema de transmissão e distribuição de Manaus ocorra a partir de quatro subestações de Rede Básica existentes em 2012, a saber: Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Manaus, conforme apresenta a Figura 7-1. Legenda: Lechuga Itacoatiara Oriximiná 500 kv 230 kv 138 kv 69 kv 2012 SIN J. Teixeira 2012 Mauá III Manaus Figura 7-1 Diagrama esquemático da Alternativa Alternativa 2 A Alternativa 2 propõe que a evolução do sistema de transmissão e distribuição de Manaus ocorra a partir de cinco subestações de Rede Básica. Além das subestações existentes em 2012: Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Manaus, seria também construída a subestação 18

19 Tarumã, em 2012, conforme apresenta a Figura 7-2. Legenda: Lechuga Itacoatiara Oriximiná 500 kv 230 kv 138 kv 69 kv 2012 SIN J. Teixeira Tarumã Mauá III Manaus Figura 7-2 Diagrama esquemático da Alternativa Alternativa 3 A Alternativa 3 propõe que a evolução do sistema de transmissão e distribuição de Manaus ocorra a partir das quatro subestações de Rede Básica existentes em 2012, a saber: Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Manaus. Entretanto, a quinta subestação de Rede Básica é proposta em 2016, conforme apresenta a Figura 7-3. Legenda: Lechuga Itacoatiara Oriximiná 500 kv 230 kv 138 kv 69 kv 2012 SIN J. Teixeira Tarumã Mauá III Manaus Figura 7-3 Diagrama esquemático da Alternativa 3 19

20 8. AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DAS ALTERNATIVAS A seguir estão resumidos os fatos e contingências que determinaram o cronograma de obras das alternativas. No Anexo A são apresentadas as figuras com o resultado das simulações de fluxo de potência referentes ao cenário mais crítico de intercâmbio para a região (geração térmica nula), determinante para indicação de reforços. 8.1 Desempenho da Alternativa 1 (Alternativa de melhor desempenho técnicoeconômico) Da Figura A-1 a Figura A-48 são apresentados os resultados das simulações de fluxo de potência para a Alternativa 1, tanto em regime normal como durante contingências para os anos 2012, 2014, 2016, 2018, 2020 e A Alternativa 1 considera, em 2012, a implantação de dois transformadores 230/138 kv na SE Lechuga (1º e 2º), dois transformadores 230/138 kv na SE Jorge Teixeira (3º e 4º) e o 4º tranformador 230/69 kv na SE Manaus. Essas obras são necessárias para atender o mercado da cidade de Manaus na situação de carga pesada, geração térmica nula e adequar a transformação de fronteira ao novo sistema de distribuição planejado para esse ano. A Figura A-1 apresenta o fluxo de potência na Rede Básica, ano 2012, depois de inseridos os reforços propostos. O fluxo de potência na rede 138 kv e rede 69 kv são apresentados respectivamente na Figura A-2 e Figura A-3. Ainda em 2012, há a necessidade de implantação de bancos de capacitores nas SEs: Lechuga (110 Mvar em 230 kv). Em 2014, verifica-se sobrecarga no circuito remanescente da LT 230 kv Lechuga Jorge Teixeira, em situação de contingência de um dos circuitos, como apresenta a Figura A-13. Por essa razão, nesse ano é recomendada a implantação do terceiro circuito da LT Lechuga Jorge Teixeira. Também, em situação de contingência de um dos transformadores 230/138 kv das SE Lechuga e SE Mauá III, é verificada sobrecarga nos transformadores remanescentes, conforme apresentam a Figura A-15 e a Figura A-17, sendo recomendados o terceiro transformador 230/138 kv de Lechuga e o quarto transformador 230/138 kv de Mauá III. Em 2016, verifica-se sobrecarga nos transformadores 500/230 kv de Lechuga, conforme representado na Figura A-22. Dessa forma, recomenda-se o quarto ATR 500/230 kv de Lechuga nesse ano. Em 2018, há a necessidade de se implantar o quarto transformador 230/138 kv de Lechuga pois, em situação de contingência, é verificada sobrecarga nos transformadores remanescentes além do limites estabelecidos, conforme pode ser verificado na Figura A

21 Ainda em 2018, há a necessidade de implantação de bancos de capacitores adicionais na SE Lechuga 230 kv (55 Mvar) e de dois bancos de capacitores de 55 Mvar na SE Mauá III 230 kv (110 Mvar) para controle de tensão. Em 2020, há a necessidade de se implantar o quinto transformador 230/138 kv de Jorge Teixeira pois, em situação de contingência, é verificada sobrecarga nos transformadores remanescentes de acordo com a Figura A-32. Ainda em 2020, há a necessidade de implantação de bancos de capacitores adicionais nas SEs: Lechuga (110 Mvar em 230 kv) e Mauá III (110 Mvar em 230 kv) para controle de tensão. Em 2022, será necessária a implantação do quinto transformador em Lechuga devido a sobrecarga em situação de contingência, conforme apresentado na Figura A-37. Também será necessária a implementação de bancos de capacitores adicionais em Lechuga (110 Mvar em 230 kv) para controle de tensão. 8.2 Desempenho da Alternativa 2 Da Figura A-49 a Figura A-103 são apresentados os resultados das simulações de fluxo de potência para a Alternativa 2, tanto em regime normal como durante contingências para os anos 2012, 2014, 2016, 2018, 2020 e A Alternativa 2 considera, em 2012, a implantação de dois transformadores 230/138 kv na SE Lechuga (1º e 2º), o 4º transformador 230/69 kv na SE Manaus, uma nova subestação de médio porte (Tarumã) com dois transformadores 230/138 kv de 150 MVA e uma LT 230 kv, circuito duplo, 2x954 MCM por fase, entre Tarumã e Lechuga. Essas obras são necessárias para atender o mercado da cidade de Manaus na situação de carga pesada, geração térmica nula e adequar a transformação de fronteira ao novo sistema de distribuição planejado para esse ano. A Figura A-49 apresenta o fluxo de potência na Rede Básica, ano 2012, depois de inseridos os reforços propostos. O fluxo de potência na rede 138 kv e rede 69 kv são apresentados respectivamente na Figura A-50 e na Figura A-51. Ainda em 2012, há a necessidade de implantação de bancos de capacitores nas SEs: Lechuga (110 Mvar em 230 kv). Em 2014, verifica-se sobrecarga em situação de contingência nos transformadores 230/138 kv de Lechuga e Mauá III, conforme apresentam a Figura A-63 e a Figura A-65, sendo recomendados o terceiro transformador 230/138 kv de Lechuga e o quarto transformador 230/138 kv de Mauá III. Em 2016, verifica-se sobrecarga nos transformadores 500/230 kv remanescentes de Lechuga, quando da ocorrência de contingência em um dos bancos, conforme apresenta a Figura A-70. Dessa forma, recomenda-se o quarto ATR 500/230 kv de Lechuga nesse ano. Também em situação de contingência, é verificada sobrecarga nos transformadores 21