Estudos do Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico

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1 Governo Federal Ministério de Minas e Energia Ministro Silas Rondeau Cavalcante Silva Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Márcio Pereira Zimmermann Diretor do Departamento de Planejamento Energético Iran de Oliveira Pinto Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n , de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras. Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro Diretor de Estudos da Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Bioenergia José Alcides Santoro Martins Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel URL: Sede SAN Quadra 1 Bloco B 1º andar Brasília DF Escritório Central Av. Rio Branco nº 1, 11º andar Rio de Janeiro RJ Estudos do Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico Estudos da Expansão da Transmissão - Análise dos Sistemas Regionais - Subsistema Sudeste/Centro Oeste e Acre/ Rondônia Ciclo Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo Equipe Técnica Alzira Noli Silveira Edna Araújo Jurema Ludwig Laura Bahiense Maria de Fátima Gama Roberto Rocha No. EPE-DEE-RE-043/2005 Data: 21 de novembro de 2005

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3 1 Introdução e Objetivo Sistema Interligado Nacional Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil Intercâmbios Regionais Interligação Sul-Sudeste Interligação Norte-Nordeste Interligação Norte-Sul Interligação Sudeste-Nordeste Interligação Acre / Rondônia- Sudeste/Centro-Oeste Recomendações Estudos a serem desenvolvidos no âmbito da EPE para o SIN Área São Paulo Área Rio de Janeiro/ Espírito Santo Área Minas Gerais Região Centro-Oeste e Acre/Rondônia Configuração de Referência: Critérios Utilizados Evolução do Programa de Geração e do Mercado Região Sudeste/Centro Oeste Mercado Geração Análise de Desempenho Sistema de Transmissão Associado à Usina de Itaipu Estado de São Paulo REDE BÁSICA CTEEP e FURNAS DUKE - ENERGY EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A AES - TIETÊ C E S P Bandeirante Energia AES ELETROPAULO GRUPO REDE C L F S C E L E K T R O C P F L C P F L P I R A T I N I N G A Estado de Minas Gerais Rede Básica e DITs CEMIG e FURNAS CEMIG Distribuidora CFLCL Estado do Espírito Santo Rede Básica e DITs- ESCELSA e FURNAS e Acre/ Rondônia Ciclo

4 7.4.2 ESCELSA Estado do Rio de Janeiro Rede Básica - FURNAS LIGHT AMPLA CENF Estado de Goiás e Distrito Federal REDE BÁSICA CELG e FURNAS Endesa Cachoeira C E B CELG Estado de Mato Grosso Rede Básica FURNAS e ELETRONORTE CEMAT Estado do Mato Grosso do Sul ENERSUL Estados do Acre e Rondônia REFERÊNCIA Anexo A. Mercado (Potência Ativa e Reativa) e Perdas por Patamar de Carga 220 Anexo B. Capacidade Geradora Instalada (MW) 230 Anexo C. Programa de Geração de Referência (MW) 239 Anexo D. COMPENSAÇÃO REATIVA EXISTENTE (Mvar) 244 e Acre/ Rondônia Ciclo

5 AES TIETÊ AMPLA BANDEIRANTE CDSA CEB CELG CEMAT CEMIG CENF CEPEL CESP CFLCL CLFSC CPFL CPFL PIRATININGA CTEEP DUKE-GP ELEKTRO ELETROBRÁS ELETRONORTE ELETROPAULO EMAE EPE ESCELSA FURNAS GRUPO REDE LIGHT AES Tietê S.A. Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro Bandeirante Energia S.A. Centrais Elétricas Cachoeira Dourada Companhia Energética de Brasília Companhia Energética de Goiás Centrais Elétricas Mato-grossenses S.A. Companhia Energética de Minas Gerais Companhia de Eletricidade de Nova Friburgo Centro de Pesquisa de Energia Elétrica Companhia Energética de São Paulo Companhia Força e Luz Cataguazes Leopoldina Companhia Luz e Força Santa Cruz Companhia Paulista de Força e Luz S.A. Companhia Piratininga de Força e Luz S.A. Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. Elektro Eletricidade e Serviços S.A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. Empresa de Pesquisa Energética Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Furnas Centrais Elétricas S.A. REDE - Empresas de Energia Elétrica Light Serviços de Eletricidade S.A. e Acre/ Rondônia Ciclo

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

7 1 Introdução e Objetivo A expansão da transmissão, no novo contexto setorial, deve ser estabelecida de forma robusta o suficiente para que os agentes de mercado tenham livre acesso à rede, possibilitando um ambiente propício para a competição na geração e na comercialização de energia elétrica. Desempenha, ainda, um importante e relevante papel de interligar os submercados, permitindo a busca na equalização dos preços da energia, por meio da minimização dos estrangulamentos entre os submercados, permitindo a adoção de um despacho ótimo do parque gerador. Os estudos para elaboração do Programa Decenal de Transmissão dos sistemas interligados são executados a partir das Projeções de Mercado e do Plano de Geração (Anexo C) com a utilização dos critérios de planejamento vigentes e visa: Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos regionais realizados em grupos específicos, no âmbito dos GET s Grupos de Estudos de Transmissão Regionais; Compatibilizar os planos de obras resultantes dos demais estudos desenvolvidos pela EPE (interligações regionais, integração de novas usinas, etc.); Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos de expansão do sistema de distribuição; Apresentar um diagnóstico do desempenho do sistema interligado Brasileiro em condição normal e em emergência (n-1), com base nos planos de obras citados; Recomendar estudos específicos para solucionar os problemas detectados no diagnóstico de desempenho do sistema; Elaborar e manter atualizados o Plano Decenal de Expansão da Transmissão; Atualizar a infra-estrutura de dados de fluxo de potência, no horizonte decenal. No capítulo 2 é feita uma caracterização do Sistema Interligado Nacional SIN, de forma a proporcionar uma contextualização do sistema Sudeste/Centro-Oeste, objeto desse relatório, no sistema brasileiro. As análises da evolução e do desempenho dos sistemas de transmissão do sistema interligado da região Sudeste/Centro Oeste, são descritas, por estado, no capítulo 6, com a indicação das principais obras de transmissão correspondentes. O Plano de Obras considerado nas análises neste ciclo 2006/2015, assim como a estimativa de custos associada, compõem o Relatório de Estimativa de Custos da Expansão da Transmissão ciclo 2006/2015, emitido pela EPE. e Acre/ Rondônia Ciclo

8 2 Sistema Interligado Nacional O Sistema Interligado Nacional (Figura 1), devido à sua extensão territorial e ao parque gerador predominantemente hidráulico, se desenvolveu utilizando uma grande variedade de níveis de tensão em função das distâncias envolvidas entre as fontes geradoras e os centros de carga. Desta forma, a Rede Básica de transmissão, compreende as tensões de 230 kv a 750 kv, com as principais funções de: Transmissão da energia gerada pelas usinas para os grandes centros de carga; Integração entre os diversos elementos do sistema elétrico para garantir estabilidade e confiabilidade à rede. Interligação entre as bacias hidráulicas e regiões com características hidrológicas heterogênas de modo a otimizar o uso da água; e Integração energética com os países vizinhos como forma de otimizar os recursos e aumentar a confiablidade do sistema. Obs: Informação obtida no site do ONS Mapa do SIN Figura 1. Diagrama do Sistema Interligado Nacional e Acre/ Rondônia Ciclo

9 2.1 Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil As projeções de mercado para os patamares de carga pesada, média e leve foram informadas pelas empresas e consolidadas, no decorrer das análises com os estudos de mercado da EPE. As projeções de carga, para os três patamares, estão apresentadas no Anexo A. O Gráfico 1 apresenta o reultado da comparação deste mercado com o consolidado pela EPE, em MW médio Empresas EPE Empresas EPE Gráfico 1. Projeção da Craga Própria de Energia (MWmédio) A capacidade instalada total no Brasil é de MW distribuídos em sete tipos de empreendimentos de geração. A tabela e o gráfico abaixo mostram a composição da matriz energética brasileira com destaque para as UHE s e UTE s. Tabela 1 Matriz Energética - Setembro de 2005 T ip o E m p re e n d im e n to s e m O p e ra ç ã o Q u a n tid a d e P o tê n c ia In s ta la d a (M W ) U H E < 1 M W ,1 0 E O L ,0 3 P C H ,4 1 S O L 1 0 0,0 0 U H E ,9 2 U T E ,3 6 U T N ,1 7 T o ta l % Milhare s M W UHE<1 M W EO L P CH S OL UHE UTE UTN O Plano de geração de referência considerado nos estudos foi proposto pela EPE, levando-se em consideração as informações do DMSE 14/05/2005 divulgadas por ocasião do início dos estudos. e Acre/ Rondônia Ciclo

10 Tabela 2 Plano de Geração de Referência - EPE Julho de 2005 Ano SE/CO S NE N existente Manaus Rondônia Madeira BMonte TOTAL PREVISTO Plano de Geração /2015 ( MW ) Sistemas Isolados TOTAL TOTAL ( Existente + Previsto ) Intercâmbios Regionais A interligação elétrica existente entre as regiões, possibilita a otimização energética aproveitando a diversidade hidrológica existente entre os sistemas. O Sistema Interligado Nacional SIN está dividido em quatro subsistemas: Sul (S) Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná; Sudeste - Centro-Oeste (SE/CO) Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, São Paulo, Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul; Norte (N) Pará, Tocantins e Maranhão; Nordeste (NE) Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia. A região Sudeste/ Centro-Oeste se interliga com todas as demais regiões do país, como mostra a Figura 2. e Acre/ Rondônia Ciclo

11 Interligação Norte-Nordeste Interligação ACRO-SE Interligação Norte-Sul Interligação Sudeste-Nordeste Sudeste/Centro-Oeste Interligação Sul-Sudeste Figura 2. Interligações entre as Regiões Para a elaboração do Plano Decenal da Transmissão os intercâmbios regionais escolhidos, dado importante para a definição dos despachos nas regiões analisadas, teve como objetivo a obtenção de um conjunto de casos base adequados para as análises do ciclo 2006/2015. Cabe notar que estes intercâmbios não se baseiam em estudos energéticos nem têm a intenção de explorar a capacidade das interligações, sendo estas possibilidades analisadas em estudos específicos a serem desenvolvidos no âmbito da EPE. Na definição dos intercâmbios Sudeste/Sul, Sudeste/Norte e Sudeste/Nordeste foram considerados dois cenários, a saber, mostrados na Figura 3: Nos anos pares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o regime hidrológico representativo do segundo semestre do ano, quando a região Sul é exportadora para o Sudeste e este exportador para o Norte e o Nordeste. Nos ímpares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o regime hidrológico representativo do primeiro semestre do ano, quando a região Sul é importadora do Sudeste e este importador do Norte e exportador para o Nordeste. e Acre/ Rondônia Ciclo

12 N NE SE/CO SUL Interligação Sul-Sudeste Figura 3. Cenários de Intercâmbios Os sistemas elétricos das Regiões Sul e Sudeste eram, até o início da década de 80, fracamente interligados. Basicamente, essa interligação se dava por meio de elos de 230 kv no norte do Paraná, em particular as LT Chavantes Figueira e Assis - Londrina. Com a construção da UHE Itaipu, o sistema de transmissão associado foi concebido, desde o princípio, com a dupla finalidade de escoar toda a energia produzida na usina e reforçar a interligação entre as Regiões Sul e Sudeste através da transformação 750/500 kv da SE Ivaiporã. Iniciou-se a exploração mais efetiva das diversidades hidrológicas existentes entre as bacias destas regiões. Por necessidades energéticas a capacidade de intercâmbio foi reforçada com a entrada do circuito duplo 500 kv Ibiúna-Bateias em 2003, e do terceiro banco da SE Ivaiporã em A implantação da LT Londrina-Assis-Araraquara e da SE Assis 500/440kV, 1500MVA, prevista para o início de 2006, completa a configuração representada ao longo deste ciclo. Esta interligação considera o somatório dos fluxos de potência ativa nas seguintes instalações: Transformadores de Ivaiporã 750/525 kv (3 x 1650 MVA); LT Ibiúna - Batéias em 500 kv; LT Londrina - Assis - Araraquara em 500 kv; e Acre/ Rondônia Ciclo

13 LT Guairá - Dourados em 230 kv; LT Londrina - Assis em 230 kv; LT Maringá - Assis em 230 kv; LT Figueira - Chavantes em 230 kv; LT Loanda - Rosana em 138 kv; LT Paranavaí - Rosana em 138 kv; e LT Andirá - Salto Grande em 88 kv. O Gráfico 2 mostra o intercâmbio adotado ao longo do decênio para esta interligação nos três patamares de carga Interligação Sudeste-Sul Leve Media Pesada Gráfico 2. Interligação Sudeste Sul Interligação Norte-Nordeste A interligação Norte-Nordeste existente é constituída pelas linhas de transmissão em 500 kv Presidente Dutra - Boa Esperança e Presidente Dutra Teresina C1 e C2. O segundo circuito em 500 kv entre Teresina e Fortaleza será comissionado em fevereiro de A expansão desta interligação será dará com a entrada em operação da LT 500 kv Colinas Ribeiro Gonçalves São João do Piauí Sobradinho, já licitada, entrando em operação em maio de Esta interligação é ilustrada na Figura 4. e Acre/ Rondônia Ciclo

14 2.2.3 Interligação Norte-Sul Figura 4. Interligação Norte Nordeste Até 1998, o Sistema Elétrico Brasileiro foi constituído pelos Sistemas de Transmissão Norte/Nordeste e Sul/Sudeste, que operavam separadamente até a entrada em operação do primeiro circuito da Interligação Norte-Sul, formando o Sistema Interligado Nacional (SIN). Atualmente, esta interligação é formada por dois circuitos em 500 kv desde a SE Imperatriz até Serra da Mesa, mostrados na Figura 5. Como a usina de Lajeado pertence ao submercado Sudeste, esta interligação é medida através do somatório dos fluxos de potência ativa nos dois circuitos da LT Miracema-Colinas. e Acre/ Rondônia Ciclo

15 Imperatriz Colinas Ponto de Medição do Intercâmbio Miracema Lajeado 136 Mvar 136 Mvar 136 Mvar 136 Mvar Gurupi 136 Mvar 136 Mvar Serra Da Mesa 136 Mvar TCSC s 136 Mvar Nordeste Expansão Figura 5. Configuração da Norte-Sul em 2005 É prevista para 2008 a expansão desta interligação, com a entrada do terceiro circuito entre Imperatriz e Serra da Mesa e com a adição de reforços na região Sudeste. Tais obras, recomendadas nas referências [2], [3] e [4]., foram objeto de licitação em , correspondendo a um total da ordem de 2600 km de linhas de transmissão em 500 kv. Este estágio de evolução da interligação Norte-Sul é mostrado na Figura 6. e Acre/ Rondônia Ciclo

16 Figura 6. Diagrama Elétrico da Interligação Norte-Sul com o Terceiro Circuito e Reforços na Região Sudeste São ainda previstos reforços complementares na região Sudeste, associados ao citado terceiro circuito e também vinculados ao aumento da injeção de potência na SE Itumbiara, devido à interconexão em 500 kv com o estado de Mato Grosso. Tais reforços possibilitam também o escoamento da nova injeção de potência prevista na SE São Simão, devido à conexão com a SE Cachoeira Alta, ponto coletor da geração de futuras usinas previstas no Sudeste de Goiás. A licitação destas obras, as quais foram definidas na referência [9], é prevista para A Figura 7 mostra e Acre/ Rondônia Ciclo

17 esquematicamente o conjunto de reforços na região Sudeste acima citados, cuja entrada em operação, para efeito dos estudos da expansão da transmissão, foi considerada durante o ano de Gurupi Peixe Samambaia S. Mesa S. Mesa II Correntina Luziânia Paracatu 4 Licitado em 2005 A licitar em 2006 C.Alta Cuiabá Itumbiara Emborcação S.Gotardo 2 500kV 440kV São Simão N.Ponte Bom Despacho 3 AVermelha Jaguara Marimbondo Estreito 500/345 kv I.Solteira Rib. Preto 500 /440 kv Poços de Caldas Assis Jupiá Bauru Araraquara Assis Campinas Santa Bárbara Figura 7. Interligação Norte-Sul Reforços complementares na região Sudeste A partir da entrada do Complexo de Belo Monte a interligação entre as regiões Norte e a região Sudeste será ampliada. Neste ciclo foi considerado um sistema referencial descrito na referência [6] Interligação Sudeste-Nordeste A interligação Sudeste-Nordeste é constituída pela linha de transmissão em 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas Bom Jesus da Lapa Ibicoara Sapeaçu - Camaçari, mostrada na Figura Interligação Acre / Rondônia- Sudeste/Centro-Oeste A interligação do sistema da região Sudeste/Centro-Oeste com o sistema, atualmente isolado, dos estados do Acre e Rondônia foi considerada, neste ciclo, a partir do ano de 2008 [5] e é mostrada na Figura 8. e Acre/ Rondônia Ciclo

18 Figura 8. Interligação Acre-Rondônia / Sudeste Centro Oeste A previsão desta interligação, caso se concretize a disponibilidade de gás na região, é de operar nos dois sentidos. Entretanto, foi implantado neste ciclo apenas com o cenário em que a região Sudeste se apresenta exportadora, conforme mostrado no Gráfico Interligação Sudeste/Centro Oeste-Acre/Rondônia Leve Media Pesada Gráfico 3. Fluxo na LT Jauru Vilhena 230 kv Observa-se a influência da entrada das usinas do rio Madeira em 2011, com uma ligação em 230 kv da usina de Jirau para Porto Velho, reduzindo o montante importado da região Sudeste pelo tronco em 230 kv Jauru-Vilhena. Considerando o complexo do rio Madeira como parte da região Acre/Rondônia, o intercâmbio total entre estas regiões é mostrado no Gráfico 4. e Acre/ Rondônia Ciclo

19 Interligação Sudeste/Centro-Oeste-->Acre/Rondônia Leve Media Pesada Gráfico 4. Fluxo na Interligação Sudeste / Centro Oeste Acre / Rondônia e Acre/ Rondônia Ciclo

20 3 Recomendações Com base nas análises de desempenho elaboradas para o Sudeste e descritas nesse relatório, recomendamos a formação de Grupos de Trabalho para desenvolvimento dos estudos específicos para propor soluções de transmissão aos problemas encontrados. 3.1 Estudos a serem desenvolvidos no âmbito da EPE para o SIN Formação de grupo permanente para a definição dos limites e indicação da expansão das Interligações no Sistema Interligado Nacional; Formação de grupos permanentes para desenvolver análises de estabilidade e confiabilidade para o Sistema Interligado Nacional; Definição dos limites de carregamento de linhas e transformadores para estudos de planejamento; Reavaliação dos impactos e definição dos reforços na região Sudeste, associados à integração das usinas do Madeira e de Belo Monte; 3.2 Área São Paulo Recomendam-se estudos específicos, no âmbito do GET/SP para: Identificar a necessidade de compensação de potência reativa (montante, localização e tipo) de forma a garantir um perfil de tensão adequado e fator de potência dentro dos limites permitidos, substituindo os montantes referenciais adotados nesse ciclo (cerca de 500 Mvar de capacitores na área São Paulo); Identificar e solucionar o elevado intercâmbio de potência reativa entre Tijuco Preto e Baixada Santista e na LT Ibiúna-Interlagos; Reavaliar o planejamento de expansão vigente para a região da Grande Campinas, uma vez que tanto a instalação do 5 o autotransformador 345/138 kv na SE Campinas como a construção da SE Sousas 500/138 kv não se mostraram eficazes para controlar os carregamentos observados nesses pontos em níveis admissíveis; Analisar, em estudo conjunto com as empresas concessionárias das regiões de São José do Rio Preto, Catanduva e Votuporanga (CPFL, Grupo REDE, ELEKTRO e CTEEP), a data de necessidade de ampliação da SE Mirassol (ou a análise de outra alternativa, como a ampliação da SE Água Vermelha 440/138 kv), visto que houve sobrecarga em operação normal nessa transformação em 2013; Estudar, em conjunto com a CTEEP e ELETROPAULO, alternativas de expansão para a região de Sorocaba; Solucionar problemas de sobrecarga nas transformações de Fronteira de Santa Bárbara, Anhanguera, Mirassol, Santa Bárbara, Oeste, Embu Guaçu, Cabreuva, Jandira, Bom Jardim, Norte, Nordeste, Leste, Sul I, Sul II, e Acre/ Rondônia Ciclo

21 Bandeirantes, Milton Fornasaro. Guarulhos, Jurumirim, Aparecida, São José dos Campos e Pirituba; Solucionar problemas de sobrecarga no sistema de 138 kv. Reavaliar a necessidade da reconversão para 440 kv da LT Santo Ângelo Taubaté, atualmente operando em 500 kv, e construção de uma LT em 500 kv para esse trecho. 3.3 Área Rio de Janeiro/ Espírito Santo Recomendam-se estudos conjunto GET-SE/CO e empresas envolvidas para Equacionamento das sobrecargas dos transformadores que atendem a área Rio Transformação em Adrianópolis 345/138 kv - sobrecarga a partir de 2009; Transformação em Jacarepaguá 345/138 kv - sobrecarga a partir de 2009; Transformação em São José 500/138 kv - sobrecarga a partir de 2011; Transformação em Cachoeira Paulista 500/138 kv sobrecarga no ano de 2006 e a partir de Solucionar sobrecarga nos troncos Santa Cruz Jacarepaguá, Funil Saudade e Cachoeira Paulista Funil Volta Redonda. 3.4 Área Minas Gerais Avaliar o seccionamento da LT 345 kv Vitória-Ouro Preto no município de Matipó para atendimento à CFLCL.; Recomenda-se reavaliar as seguintes obras adotadas referencialmente nesse ciclo: LT Bom Despacho 3 Ouro Preto kv, em função da redução do fluxo para o Rio de Janeiro e das novas solictações de aumento de carga na região Mantiqueira, citadas nos itens 7.3 e 7.5; LT Pirapora Montes Claros 345 kv, como reforço interno à região norte de Minas; LT Poços de Caldas Varginha e SE Varginha /138 kv, como reforço ao sul de Minas; Compensação reativa referencial (150 Mvar de capacitores em Poços de Caldas e 136 Mvar de reatores em São Gotardo). 3.5 Região Centro-Oeste e Acre/Rondônia Recomenda-se a formação imediata de um grupo de estudo no âmbito da EPE com as empresas envolvidas para estudar o suprimento de todo o estado de Goiás tendo em vista as sobrecargas nas transformações: e Acre/ Rondônia Ciclo

22 SE Bandeirantes 345/230 kv; SE Brasília Sull 230/230 kv; SE Rio Verde 230/138 kv; SE Barro Alto 230/69 Kv. Recomenda-se um estudo de atendimento global às regiões de Goiânia e Anápolis a ser desenvolvido no GET/SE, de forma a substituir as obras referenciais consideradas nos casos (LT Anhanguera - Goiânia Leste 230 kv circuito 2 em 2010 e 600 Mvar de Compensação Reativa na SE Anhanguera 230 kv ); Estudo de sistemas radiais atendidos por elos singelos em todo o estado de Goiás atendimento ao critério n -1; Recomenda-se um estudo específico para avaliar o comportamento do sistema de transmissão 230 kv e 138 kv de Mato Grosso, assegurando o atendimento ao critério de confiabilidade n-1 na região (Ex.: 230 kv do trecho entre Coxipó e Sinop), A partir da interligação com o Mato Grosso, avaliar o atendimento ao critério n- 1 no sistema de transmissão de 230 kv no trecho entre Porto Velho e Rio Branco. Recomenda-se reavaliar as obras referencialmente previstas para a integração das usinas em 138 kv do sul de Goiás, que contempla uma subestação coletora de 500/138 kv, SE Cachoeira Alta, e uma LT em circuito simples de 55 km 500 kv de Cachoeira Alta-São Simão. e Acre/ Rondônia Ciclo

23 4 Configuração de Referência: Os dados de topologia dos sistemas foram fornecidos pelas empresas com base nos seguintes documentos: Arquivos disponíveis do ciclo anterior atualizados pelo PDET ; Consolidação PAR/PDET ; Resultados dos estudos do CTET no âmbito dos núcleos regionais e Atualizações de topologia das empresas referentes a suas áreas de atuação. Atualizações das datas dos empreendimentos de acordo com os dados obtidos junto ao CMSE Além dessas atualizações foram consideradas, principalmente nos anos finais do ciclo, obras referenciais referentes à integração das grandes usinas, de estudos internos das empresas e compensação reativa adicional. Constam no Plano de Geração para este decênio as usinas do rio Madeira com entrada em operação prevista para 2011 e o CHE Belo Monte para A bacia do Rio Madeira é caracterizada por um potencial hidroelétrico expressivo, sendo o foco no momento o complexo produtor composto pelos aproveitamentos de Jirau e Santo Antônio totalizando 6450 MW. O Complexo Hidrelétrico de Belo Monte localiza-se na região de Volta Grande do rio Xingu, próximo às cidades de Altamira e Vitória do Xingu, no estado do Pará. De acordo com os estudos originais da bacia em questão, na sua configuração final este complexo teria capacidade instalada de MW. Entretanto, dentro do horizonte deste Plano de Decenal está contemplada a motorização de apenas 10 máquinas de 550 MW, perfazendo um total de MW, a partir de Nos estudos desenvolvidos no âmbito deste Plano Decenal de Expansão da Transmissão considerou-se, a título de referência, os sistemas de transmissão indicados em [6] e [7]. Essa consideração torna-se necessária para que se elabore as análises dos sistemas receptores, considerando a injeção da potência destas usinas (Madeira e Belo Monte). A Figura 9 mostra possíveis corredores de transmissão destas usinas. e Acre/ Rondônia Ciclo

24 Figura 9. Possíveis Corredores de Transmissão Associados às Interligações entre Subsistemas Regionais e às Usinas na Região Amazônica Cabe destacar o grau de complexidade que envolve sistemas de transmissão deste porte, com longas distâncias e elevados carregamentos. É importante ressaltar que os sistemas de transmissão de integração destas usinas ao Sistema Interligado Nacional (SIN), por vezes, se confundem com as expansões das interligações existentes, trazendo conseqüentemente, a necessidade de estudos aprofundados para sua definição. Por outro lado, o acréscimo de geração de MW ao SIN, independentemente de sua localização, requer reforços significativos na Rede Básica, além de, conforme mencionado, ampliações nas interligações regionais. No momento, os sistemas de transmissão de integração das referidas usinas estão sendo estudados por grupo de trabalho específico com coordenação da EPE e participação de diversas empresas. Nesse estudo está sendo contemplada a análise da escolha da tecnologia e do nível de tensão mais adequado ao escoamento da potência total destas usinas em função das distâncias e aos possíveis pontos de integração à Rede Básica. As alternativas que estão sendo analisadas para a integração à Rede Básica constam de: Transmissão em Corrente Alternada (CA) nas tensões 750 kv e 500 kv; Transmissão em Correte Contínua (CC) ( ±600 kv). Alternativas híbridas em CC e CA. e Acre/ Rondônia Ciclo

25 5 Critérios Utilizados As análises desenvolvidas seguiram os critérios e procedimentos de planejamento consolidados na referência [8], os quais norteiam o atendimento ao critério N-1, respeitando os limites de tensão e carregamentos máximos e mínimos estabelecidos. No que se refere ao carregamento das linhas de transmissão e transformadores existentes, foram adotados os limites de carregamento segundo os critérios abaixo: para as linhas de transmissão e transformadores existentes, constantes das Resoluções ANEEL n e n de 2000, foram considerados os valores fornecidos pelas empresas em conformidade com os CPST s homologados pela ANEEL. para as linhas de transmissão e transformadores novos, com data de entrada em operação após as Resoluções ANEEL n e n de 2000, foram considerados os limites definidos CPST s homologados pela ANEEL. para as linhas de transmissão e transformadores previstos foram considerados os limites definidos pelos estudos de planejamento. Despachos de Geração Considerados: A partir do estabelecimento dos intercâmbios os despachos regionais obedeceram aos seguintes critérios: Para usina hidráulica adotou-se uma reserva girante mínima de 10% da potência instalada; Para usinas térmicas a gás foram respeitados os limites mínimos e máximos de potência correspondentes a cada usina. Os fatores adotados para os despachos das usinas hidráulicas da região Sudeste/ Centro Oeste são mostrados no Gráfico 5. 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0, Pesada Media Leve Gráfico 5. Fator de Despacho Adotado nas Usinas Hidráulicas da Região e Acre/ Rondônia Ciclo

26 Observa-se que o período foi crítico para o fechamento da ponta de carga, sendo necessária uma elevação do despacho das usinas térmicas de 70 para 85% para que não se ultrapassasse os 90% para as usinas hidráulicas. Com a entrada das usinas do Rio Madeira e do CHE Belo Monte foi possível reduzir o despacho das usinas da região Sudeste. O despacho adotado nas grandes usinas é mostrado no Gráfico Pesada Media Leve Pesada Media Leve Pesada Media Leve Itaipu Madeira Belo Monte Gráfico 6. Despacho Adotado nas Grandes Usinas e Acre/ Rondônia Ciclo

27 6 Evolução do Programa de Geração e do Mercado Região Sudeste/Centro Oeste 6.1 Mercado As projeções de mercado para os patamares de carga pesada, média e leve utilizadas nesse ciclo estão mostradas no Gráfico SUDESTE/CENTRO OESTE (MW) Pesada Media Leve Pesada Media Leve Gráfico 7. Evolução do Mercado da Região Sudeste/Centro Oeste A participação dos mercados dos estados, no mercado global sudeste (Gráfico 8) confere ao estado de São Paulo a maior participação, seguido por Minas e Rio de Janeiro. Essa ordem e os valores percentuais permanecem praticamente os mesmos ao longo do decênio analisado. MS 2% GO/Brasilia 7% ES 4% SP 49% RJ 17% MT 2% MG 19% Gráfico 8. Participação dos Estados no Mercado da Região Sudeste/Centro-Oeste No Gráfico 9 é mostrada uma comparação entre as cargas totais da região Sudeste e Centro Oeste representadas neste ciclo e no ciclo nos casos de e Acre/ Rondônia Ciclo

28 fluxo de potência de carga pesada. Em termos globais a previsão atual apresenta pequeno acréscimo (0,5%) em relação à antiga Gráfico Ciclo Ciclo Ciclo Ciclo Obs: Neste valor esta incluída a carga do Paraguai da SE Margem Direita Comparação da Carga Pesada da Região Sudeste/Centro Oeste Representada nos Casos de Fluxo de Potência 6.2 Geração O sistema Sudeste / Centro-Oeste possui uma capacidade instalada da ordem de MW, distribuídos nos sete estados da região e no Distrito Federal. O Gráfico 10 mostra a composição da geração, sendo MW hidráulicas (71%), 12000MW térmicas (29%). Grande parte da geração térmica é proveniente de co-geração não representada nos casos de fluxo de potência A maior parte dos aproveitamentos hidráulicos está localizada nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, Paraná, Tocantins. O Gráfico 10 mostra a composição da matriz energética de cada estado. O Anexo A, mostra a relação das usinas hidráulicas e térmicas existentes, potências associadas e estados a que pertencem. e Acre/ Rondônia Ciclo

29 SP MG GO RJ ES MT MS Hidráulica Pequenas Centrais Hidráulicas Nuclear Térmicas Gráfico 10. Composição da Geração da Região Sudeste O Plano de Geração, considerado como referência nos estudos da tranmissão, foi proposto pela EPE, levando-se em consideração as últimas informações do CMSE (Reunião DMSE 14 de julho de 2005) e é apresentado, de forma resumida, na Tabela 3 e de forma detalhada no Anexo C. A evolução da geração da região Sudeste/Centro-Oeste no decênio, assim como sua participação em relação ao total a ser implantado no país, pode ser vista no Gráfico 11 e sua distribuição por estado no Gráfico 12. e Acre/ Rondônia Ciclo

30 Tabela 3 Plano de Geração Simplificado da Região Sudeste/Centro-Oeste SUDESTE / CENTRO-OESTE + ITAIPU Usina Data de Início da Motorização Potência Instalada Final (MW) UTE TERMORIO out AIMORÉS ago OURINHOS set PONTE DE PEDRA ago PICADA set ITAIPU jan CORUMBA IV dez ESPORA jan CAPIM BRANCO 1 jan IRAPÉ fev PEIXE ANGICAL mai UTE Santa Cruz jul CAPIM BRANCO 2 dez UTE Cubatão (CCBS) set UTE Três Lagoas jan BARRA DO BRAUNA fev CORUMBA III fev OLHOS D ÁGUA jul BARRA DOS COQUEIROS set CAÇU set SERRA FACÃO out SALTO DO RIO VERDINHO nov SALTO nov MURTA fev CAMBUCI ago RETIRO BAIXO ago BARRA DO POMBA set PAULISTAS out BAÚ I fev BAGUARI ago ITAGUAÇU ago DARDANELOS set SÃO SALVADOR set UTE Biomassa SE mai FOZ DO RIO CLARO ago IPUEIRAS ago MIRADOR out SIMPLÍCIO out BURITI QUEIMADO jan MARANHÃO BAIXO jan SAO MIGUEL mar TRAIRA II mar TORICOEJO mai CACHOEIRÃO jun JURUENA jul NOVO ACORDO ago PORTO GALEANO set TORIXORÉU jan ÁGUA LIMPA fev TUCANO abr e Acre/ Rondônia Ciclo

31 Potência Hidráulica Adicional Sudeste (MW) MW SE %Brasil 54% 48% 46% 48% 46% 39% 35% 31% 26% 24% Gráfico 11. Evolução da Capacidade Instalada na Região Sudeste Centro Oeste 18% 20% 2% 18% 27% 15% GO MG MT ITAIPU RJ TO Gráfico 12. Capacidade Planejada por Estado e Acre/ Rondônia Ciclo

32 7 Análise de Desempenho O sistema interligado da região Sudeste / Centro-Oeste é constituído por uma Rede Básica de aproximadamente 2700 km em 750 kv, 6700 km em 500 kv, 6300 km em 440 kv, 8700 km em 345 kv e 8400 km em 230 kv e um sistema em 138 kv e 69 kv referente as Demais Instalações de Transmissão (DIT). Os maiores centros de consumo da região Sudeste estão localizados nas áreas metropolitanas de São Paulo, Rio de Janeiro e Minas Gerais. Em sua maioria, estes centros de carga estão distantes das fontes de geração, e como tal, são atendidos por extensa rede de transmissão em alta tensão. 7.1 Sistema de Transmissão Associado à Usina de Itaipu A usina hidrelétrica de Itaipu, aproveitamento binacional Brasil-Paraguai, entrou em operação em 1983 e em 1991 concluiu a montagem de todas as suas 18 unidades inicialmente previstas, totalizando uma capacidade instalada de MW. Metade desta potência (6.300 MW) é gerada no setor de 50 Hz da usina, sendo cerca de 800 MW entregues à ANDE, no Paraguai, e o restante escoado pelo sistema de corrente contínua e entregue na SE Ibiúna. A outra metade é gerada no setor de 60 Hz da usina e se destina exclusivamente ao atendimento do Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste. A Itaipu Binacional está indicando a entrada em operação de mais duas máquinas em Itaipu, uma no lado DC, prevista para fevereiro de 2006 e outra no lado AC, prevista para o final de 2005, de forma a aumentar a disponibilidade de geração da usina. O sistema de CC é composto de 2 bipolos de ± 600 kv ligando a SE Foz do Iguaçu a SE Ibiúna, ambas de FURNAS, com cerca de 800 km de extensão, num total de km de comprimento. Quanto ao sistema CA, em 2001 FURNAS colocou em operação o terceiro circuito da LT 765 kv Itaberá Tijuco Preto estando atualmente em operação três circuitos de 765 kv de Foz do Iguaçu a Tijuco Preto, totalizando km de linhas de transmissão, em uma extensão de cerca de 900 km, contando ainda com duas SE s intermediárias, a SE Ivaiporã, onde esse sistema se interliga com o sistema da região Sul através da transformação 765/500 kv e a SE Itaberá (Figura 10). Em 2002 FURNAS instalou os 6º, 7 o, 8 o e 9 o bancos de capacitores 345 kv, 200 Mvar cada, em Tijuco Preto. Em 2003 FURNAS instalou na SE Tijuco Preto o 3 o banco de transformadores, 765/500 kv 1650 MVA, e de forma provisória, com as unidades reserva, o 4 o banco de transformadores, 765/345 kv 1500 MVA. A empresa aguarda a autorização e receita da ANEEL para a aquisição de mais uma unidade e dos vãos de manobra para a instalação definitiva. Em maio de 2005 entrou em operação o 3 o banco de transformadores, 765/500 kv 1650 MVA na SE Ivaiporã. Esta obra e o 4 o banco de transformadores, 765/345 kv na SE Tijuco Preto estão associados a um maior intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste. No entanto, essas obras, associadas à entrada em operação do terceiro e quarto circuitos da LT Tijuco Preto Itapeti 345 kv, indicou a elevação dos níveis de curto circuito para valores próximos aos valores nominais dos disjuntores de 345 kv e superação por TRT. Com isso adotou-se a solução de seccionamento do barramento de 345 kv com a instalação de um reator limitador (RLC) de 15 ohms entre as barras seccionadas e remanejamento de alguns vãos de linha para equilibrar os fluxos em e Acre/ Rondônia Ciclo

33 condição normal de operação. Essa obra foi considerada presente nas simulações a partir de Está indicada a entrada em operação de dois bancos de reatores de 180 Mvar cada no terciário do terceiro banco de autotransformadores 765/500/69 kv na SE Ivaiporã em Análise em Regime Normal Figura 10. Sistema de Itaipu A análise dos casos, sob enfoque determinístico, indicou não haver problemas em regime normal, em todo decênio, com a consideração dos reforços apresentados acima e para os níveis de carregamento analisados neste estudo. A Tabela 4 apresenta o fluxo que chega em Tijuco Preto 765 kv e o fluxo nas transformações. Tabela 4 Fluxos na SE Tijuco Preto Fluxo chegando em Tijuco Preto [MVA] ,2 4758,0 6905,0 4761,4 6946,7 4786,1 7009,9 4448,0 7059,5 4335,2 765 / 500 kv % ( * ) 765 / 345 kv % ( * ) Fluxo nas Transformações da SE Tijuco Preto [MVA] ,1 658,4 1003,9 643,5 1000,2 641,2 971,8 500,4 834,4 304,6 64,3% 39,9% 60,8% 39,0% 60,6% 38,9% 58,9% 30,3% 50,6% 18,5% 910,0 686,2 978,6 694,7 1004,8 708,6 1020,6 723,7 1132,2 842,3 60,7% 45,7% 65,2% 46,3% 67,0% 47,2% 68,0% 48,2% 75,5% 56,2% (*) Valor correspondente ao % da capacidade instalada nominal. Obs. 1 Os valores MVA correspondem à média dos fluxos nos transformadores 2 São considerados: 3 Bancos 765/500 kv, 1650 MVA cada 4 Bancos 765/345 kv, 1500 MVA cada Análise de Emergências Foi avaliado o desempenho do sistema Sudeste frente a contingências simples no tronco de 765 kv. A análise dos resultados mostrou que para despacho de 6300 MW em Itaipu 60 Hz, carga pesada, na emergência de uma das transformações em Foz do Iguaçu 765/500 kv, as outras são submetidas a sobrecarga acima do limite de e Acre/ Rondônia Ciclo

34 emergência de longa duração, tornando-se necessária a adoção de medida operativa de redução do carregamento dessa transformação por redespacho de Itaipu. Na emergência de uma das três LT s Foz do Iguaçu - Ivaiporã 765 kv, com Itaipu 60 Hz despachada em 6300 MW e intercâmbio elevado do Sul para o Sudeste (situação representada nos anos pares nos casos de fluxo de potência) foi necessária a consideração de desligamento de uma máquina de Itaipu 60 Hz pelo esquema de controle de emergência (ECE) existente atualmente, baseado em controladores lógicos programáveis (CLP s) instalados no tronco, para não haver corte de carga. Também foi necessário o desligamento de máquina de Itaipu 60 Hz pelo esquema de controle de emergência (ECE) na simulação da emergência de um dos três circuitos da LT Itaberá Tijuco Preto a partir de Ressalta-se o elevado fluxo de potência reativa nas linhas que saem de Tijuco Preto 345 kv o que penaliza o desempenho do tronco para essa situação. 7.2 Estado de São Paulo O estado de São Paulo tem a maior potência instalada do Brasil (Gráfico 10) bem como a maior carga, como mostra o Gráfico 8. O mercado de ponta do estado de São Paulo para o ciclo 2006/2015 representa cerca de 49% da região Sudeste/Centro Oeste durante todo o período. Este mercado mostra um crescimento de cerca de 3,5% ao ano em média e é reproduzido no Gráfico 13 para os três patamares de carga São Paulo - Mercado - MW Pesada Media Leve Gráfico 13. Evolução do Mercado do Estado de São Paulo A rede básica em São Paulo é composta por uma extensa malha nas tensões de 500, 440, 345 e 230 kv de FURNAS e CTEEP, além de ser o ponto de chegada da energia proveniente da usina de Itaipu através dos sistemas CA em 750 kv e CC em 600 kv de propriedade de FURNAS, descrito no item 7.1. Cabe destacar que a partir de 2012 está representada a chegada do sistema de transmissão das usinas Jirau e Santo Antônio em Araraquara 765 kv, com transformação para 500 kv. Associadas a essa injeção foram consideradas as seguintes obras referenciais a partir de 2012: Quatro bancos de transformadores 500/440 kv, 1200 MVA, na SE Araraquara; LT Araraquara Campinas, circuito II, 500 kv; e Acre/ Rondônia Ciclo

35 LT Poços Itajubá - Cachoeira Paulista, circuito II, 500 kv. No item serão descritas as redes por nível de tensão e por empresa transmissora deste estado. Atuam no estado de São Paulo quatro geradoras, descritas nos itens e sete distribuidoras descritas nos itens , cuja participação de cada uma no mercado total do estado é mostrada no Gráfico 14. BANDEIRANTE 11,7% CPFL- PIRATININGA 10,8% CLFSC 0,9% ELETROPAULO 39,4% GRUPO REDE 1,1% ELEKTRO 11,9% CPFL 22,0% CESP 2,2% Gráfico 14. Participação de cada Distribuidora no Mercado Total do Estado REDE BÁSICA CTEEP e FURNAS A Rede de 500 kv (FURNAS) A partir da SE Tijuco Preto saem duas linhas direto para Cachoeira Paulista, uma de FURNAS e a outra da Cachoeira Paulista Transmissora de Energia LTDA e uma ligação para a SE Taubaté e dessa para Cachoeira Paulista. Cabe destacar que o trecho Santo Ângelo Taubaté é uma linha de 440 kv, da CTEEP, operando em 500 kv, formando, com um trecho de FURNAS a linha Cachoeira Paulista Taubaté. A necessidade de um novo trecho de linha entre torre 12 -Taubaté 500 kv para viabilizar a volta da operação da linha Taubaté-Santo Ângelo em 440 kv será reavaliada em estudo no âmbito da EPE. A linha Taubaté-Santo Ângelo 440 kv foi representada, referencialmente, nos casos de fluxo de potência a partir de A parte restante do sistema de 500 kv integra os parques geradores do Rio Paranaíba e baixo Rio Grande à rede de 345 kv de suprimento à área São Paulo (Poços e Campinas). A SE Água Vermelha, da CTEEP, é um ponto de conexão dos sistemas de 500 kv e 440 kv e é responsável pela interligação do sistema de 440 kv da CTEEP com o sistema de 500 kv da CEMIG através das LT s Água Vermelha - São Simão e com o sistema de 500 kv de FURNAS através da LT Água Vermelha-Marimbondo 500 kv. e Acre/ Rondônia Ciclo

36 Um novo ponto de conexão entre os sistemas de 500 kv e 440 kv será em Assis, com a implantação da transformação 500/440 kv, 1500 MVA e da LT Londrina-Assis- Araraquara 500 kv, representado nos casos de fluxo de potência a partir de Também foi indicado o reforço na transformação 500/345 kv, 560 MVA, na SE Campinas de FURNAS, associado a essa expansão. O estudo conjunto NAR-SE e NAR-SP [9] indicou um novo acoplamento entre os sistemas de 500 e 440 kv na SE Ribeirão Preto. As obras previstas para esse sistema são listadas a seguir: Terceiro banco 500/440 kv da SE Água Vermelha associado a expansão da Norte/Sul III, representado a partir de 2009; LT Marimbondo São Simão 500 kv, 190 km, cabo 3x954 MCM, a ser consolidado na análise de condutor ótimo, representada a partir de 2008; LT Marimbondo Ribeirão Preto 500 kv, 195 km, cabo 3x954 MCM, a ser consolidado na análise de condutor ótimo, representada a partir de 2008; LT Ribeirão Preto Poços 500 kv, 140 km, cabo 3x954 MCM a ser consolidado na análise de condutor ótimo, representada a partir de 2008; LT Estreito Ribeirão Preto 500 kv, 130 km, cabo 3x954 MCM a ser consolidado na análise de condutor ótimo, representada a partir de 2008; Setor de 500 kv na SE Ribeirão Preto, representado a partir de 2008; SE Ribeirão Preto - dois bancos de Autotransformadores 500/440 kv (tensão nominal 525 kv) de 1200 MVA compostos por 7 unidades monofásicas de 400 MVA cada, já incluindo uma unidade de reserva, com comutação automática em carga de no mínimo 0,90 a 1,10 pu e degrau de 0,02 pu e reatância de 12% a 13% na base própria; SE Ribeirão Preto - Um reator de 91 Mvar 500 kv e vão de manobra associado a partir de Análise em Regime Normal O sistema de 500 kv que supre a região apresenta bom desempenho, em condição normal de operação. O carregamento das LT s de 500 kv que partem de Tijuco Preto está apresentado na Tabela 5. Tabela 5 Tijuco Preto - Taubaté Cachoeira Paulista - Tijuco Preto I Cachoeira Paulista - Tijuco Preto II Fluxo nas Linhas que partem de Tijuco Preto 500 kv Fluxo de potência ativa [MW] Na Tabela 6, estão apresentados os fluxos no transformador de Taubaté 500/440 kv, carga pesada, onde se observa elevado fluxo de potência reativa para São Paulo, em boa parte do período analisado. e Acre/ Rondônia Ciclo

37 ANO FLUXO ( * ) Tabela 6 Fluxo na Transformação 500/440 de Taubaté Fluxo no Transformador de Taubaté 440/500 kv [MW / MVAr] MW MVAr MW MVAr MW MVAr MW MVAr MW MVAr -298,5-229,8-257,4-394,0-274,5-100,5-266,4-368,3-290,8-268,0 ANO FLUXO ( * ) MW MVAr MW MVAr MW MVAr MW MVAr MW MVAr -129,3-228,9-169,6-131,6-197,4-344,3-334,7-153,7-420,1-469,8 ( * ) Fluxo medido do lado de 440 kv do transformador Análise de Emergências Considerando a presença da LT Tijuco Preto - Cachoeira Paulista ll 500 kv, o sistema apresenta desempenho aceitável também em emergência. Não foram identificadas, no decênio, contingências que levassem esse subsistema a condições insatisfatórias em regime permanente. A Rede de 440 kv (CTEEP) Esta rede é composta por 6170 km de linha de transmissão em 440 kv no estado de São Paulo, a partir das usinas dos Rios Grande, Paraná e Paranapanema (Água Vermelha, Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá, Porto Primavera, Taquaruçu e Capivara) atendendo a centros consumidores no interior do estado (Ribeirão Preto, Araraquara, Bauru, Assis, Mogi Mirim III, Oeste, Santa Bárbara, Sumaré e Taubaté) e na região da Grande São Paulo (Bom Jardim, Cabreuva, Embu Guaçu e Santo Ângelo). O sistema 440 kv interliga-se com os sistemas 500 kv (SEs Água Vermelha e Taubaté), 345 kv (SEs Santo Ângelo e Embu Guaçu), e 230 kv (SEs Assis, Taubaté e Cabreuva). Mostrado na Figura 11. Convém observar que, embora a maioria das linhas seja de propriedade da CTEEP, as linhas em 440 kv Porto Primavera Taquaruçu (circuitos 1 e 2) são de propriedade da CESP e as LTs 440 kv Taquaruçu Assis e Assis Sumaré são de propriedade da ETEO. O desempenho desta rede, principalmente em termos de perfil de tensão, é afetado pelo despacho de geração das usinas a ela conectadas, e pelas condições de transferências energéticas entre as Bacias dos Rios Paraná e Paranaíba/Grande e intercâmbios energéticos regionais Sul Sudeste e Norte Sudeste. e Acre/ Rondônia Ciclo

38 Figura 11. Sistema de Transmissão da CTEEP e Acre/ Rondônia Ciclo

39 Estão previstas, além de ampliações nas transformações 440/138 kv e 440/88 kv que atendem a mercados regionais, as seguintes obras no sistema de 440 kv da Rede Básica: Seccionamento da LT Cabreuva Embu 440 kv, para energização do Consumidor Livre GERDAU (abril de 2005); Instalação de reatores de barra manobráveis nas SEs Sumaré (outubro de 2005) e Araraquara (março de 2006); Substituição do banco de Jupiá kv, 150 MVA por 300 MVA (fevereiro de 2006); Instalação do 3º banco kv, 300 MVA, na SE Mogi Mirim III (março de 2006); Instalação do 3º banco kv, 300 MVA, na SE Bom Jardim (junho de 2006); Seccionamento de 1 circuito da LT Bauru Embu 440 kv, para energização do Consumidor Livre CBA kv, 2x 375 MVA (dezembro de 2006); Novo engate da SE Oeste kv, 3x 400 MVA, transformando-a em subestação seccionadora do sistema de 440 kv, com a construção de 3,2km de circuitos em 440 kv (fevereiro de 2006); Segundo transformador 440/230 kv, 336 MVA, na SE Assis (junho de 2006); Autotransformador 440/500 kv, MVA, na SE Assis, associado ao empreendimento Londrina Assis Araraquara 500 kv (junho de 2006); Subestação 440/230 kv, 2x 450 MVA, junto à UHE Porto Primavera, associada às LTs 230 kv Porto Primavera - Dourados e Porto Primavera - Imbirussu (dezembro de 2006); Instalação do 4º banco kv, 300 MVA, na SE Santa Bárbara (dezembro de 2006); Instalação do 2º banco kv, 150 MVA, na SE Cabreuva (janeiro de 2007); Instalação do 3º banco kv, 300 MVA, na SE Embu Guaçu (dezembro de 2007); Substituição do banco de Capivara kv, 150 MVA por 300 MVA (dezembro de 2007); Instalação do 3º banco kv, 150 MVA, na SE Bauru (abril de 2008); Instalação de 2 bancos kv, 300 MVA, na SE Araras (junho de 2008); Instalação da transformação kv, MVA, na SE Ribeirão Preto, juntamente com a construção das linhas de 500 kv para Poços, Marimbondo e Estreito. Seccionamento dos dois circuitos da LT Ilha Solteira Araraquara, 440 kv, para energização da SE Mirassol kv, 1x 300 MVA, seccionando o anel de 138 kv de São José do Rio Preto (dezembro de 2008); Instalação do banco kv, 300 MVA, na SE Mirassol (dezembro de 2008); e Acre/ Rondônia Ciclo

40 Instalação do 3º banco kv, 300 MVA, na SE Sumaré (dezembro de 2008); Instalação do 3º banco kv, 750 MVA, na SE Água Vermelha (dezembro de 2008); Instalação do 3º banco kv, 300 MVA, na SE Ribeirão Preto (dezembro de 2008); Instalação do 3º banco kv, 315 MVA, na SE Taubaté (dezembro de 2008); Instalação do 4º banco kv, 300 MVA, na SE Ribeirão Preto (junho de 2009); Reconversão da LT Santo Ângelo Taubaté para operação em 440 kv (referencialmente junho de 2011); Seccionamento da LT Cabreuva Embu 440 kv, para a implantação da SE Jandira kv, 2x 400 MVA (dezembro de 2010); Instalação do 3º banco kv, 300 MVA, na SE Araras (junho de 2013); Instalação do 4º banco kv, 300 MVA, na SE Araraquara (junho de 2014). Análise em Regime Normal: As seguintes transformações estão em sobrecarga em regime normal: TR Cabreuva kv, 150 MVA, sobrecarga de 5% no ano 2006, tal sobrecarga será eliminada em janeiro de 2007, com a instalação do 2º banco de 150 MVA nesta subestação; TR Bom Jardim kv, 150 MVA, sobrecarga de 10% e 5% respectivamente, nos anos 2006 e 2015; TR Mirassol kv, 300 MVA, sobrecargas de 6%, 25% e 41% respectivamente, nos anos 2013 a O desempenho registrado no sistema de transmissão de 440 kv, responsável pelo transporte da potência gerada nas usinas até os grandes centros de carga do estado de São Paulo, durante todo o decênio, esteve dentro dos limites de capacidade do sistema. As tensões resultantes neste sistema, nas cargas média e pesada, são mostradas nas tabelas a seguir, destacando-se o efeito da implantação da SE Ribeirão Preto 500/440 kv em 2008 na melhoria do perfil de tensão desta região. Verifica-se também, no segundo qüinqüênio, um pequeno declínio do perfil de tensão nos troncos Bauru Embu, Bauru Cabreuva e Embu Cabreuva, que atendem grandes cargas de CBA, GERDAU, SE Oeste, SE Cabreuva, SE Embu Guaçu e SE Jandira. e Acre/ Rondônia Ciclo

41 Tabela 7 Tensões no Sistema de 440 kv - Carga Média Nome da barra pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu ASSIS ,036 1,018 1,037 1,034 1,029 1,021 1,025 1,027 1,027 1,028 BAURU ,030 0,992 1,030 1,007 1,016 0,988 1,028 0,996 1,022 1,004 ARARAQ ,020 0,972 1,025 1,000 1,012 0,979 1,032 0,998 1,018 0,980 R.PRET ,946 0,886 1,027 1,013 1,022 1,033 1,018 1,026 0,994 1,034 S.BARB ,944 0,901 1,001 0,972 0,987 0,968 1,006 0,972 0,985 0,955 SUMARE ,949 0,913 1,001 0,976 0,988 0,973 1,010 0,977 0,992 0,964 BJARDI ,958 0,935 1,000 0,973 0,982 0,969 1,010 0,977 0,998 0,970 OESTE ,989 0,953 0,986 0,950 0,961 0,937 0,971 0,934 0,958 0,973 EMBU ,989 0,971 0,995 0,971 0,980 0,969 0,994 0,967 0,983 0,982 CABREU ,960 0,938 0,999 0,966 0,975 0,961 1,006 0,970 0,998 0,968 CABRE ,959 0,937 0,998 0,964 0,973 0,960 1,004 0,969 0,998 0,967 SANGEL ,007 0,984 1,017 1,008 1,013 1,007 1,027 1,006 1,012 0,996 TAUBAT ,001 1,019 1,027 1,022 1,013 1,017 1,030 1,017 1,024 1,011 M.MIR ,020 0,965 1,024 0,996 1,013 0,978 1,027 0,977 1,004 0,955 DJAND ,961 0,999 0,966 0,991 0,969 DJAND ,961 0,998 0,965 0,989 0,970 JANDIR ,960 0,998 0,965 0,989 0,969 MIRAS ,017 1,027 0,997 1,036 1,016 1,045 1,007 CBA-TP ,955 0,986 0,950 0,960 0,939 0,972 0,937 0,959 0,979 ARARAS ,029 1,001 1,016 0,981 1,032 0,988 1,014 0,967 GERDAU ,966 0,946 0,997 0,966 0,975 0,960 1,000 0,967 0,993 0,968 Tabela 8 Tensões no Sistema de 440 kv - Carga Pesada Nome da barra pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu ASSIS ,030 1,034 1,022 1,034 1,021 1,017 1,019 1,017 1,024 1,012 BAURU ,027 1,012 1,032 1,015 1,023 0,995 1,020 0,994 1,027 0,991 ARARAQ ,024 1,003 1,037 1,014 1,030 0,990 1,029 0,993 1,021 0,989 R.PRET ,968 0,927 1,032 1,025 1,031 1,024 1,019 1,000 1,037 1,003 S.BARB ,964 0,961 1,024 1,004 1,011 0,994 1,020 0,976 1,015 0,947 SUMARE ,968 0,966 1,023 1,005 1,009 0,996 1,023 0,983 1,019 0,956 BJARDI ,976 0,972 1,019 0,995 0,998 0,983 1,019 0,983 1,018 0,964 OESTE ,998 0,977 1,001 0,967 0,971 0,941 0,979 0,954 0,990 0,959 EMBU ,999 0,989 1,011 0,986 0,986 0,965 1,003 0,972 1,003 0,968 CABREU ,977 0,972 1,015 0,987 0,991 0,974 1,014 0,975 1,018 0,959 CABRE ,975 0,972 1,014 0,986 0,990 0,973 1,013 0,974 1,018 0,959 SANGEL ,019 1,000 1,036 1,005 1,012 1,000 1,031 1,002 1,026 0,993 TAUBAT ,013 1,019 1,035 1,031 1,012 1,017 1,021 1,027 1,019 1,027 M.MIR ,023 0,996 1,042 1,006 1,024 0,982 1,024 0,973 1,008 0,953 DJAND ,969 1,008 0,971 1,011 0,958 DJAND ,967 1,006 0,970 1,008 0,958 JANDIR ,966 1,006 0,969 1,008 0,957 MIRAS ,027 1,038 1,001 1,036 1,016 1,031 1,017 CBA-TP ,977 1,001 0,966 0,969 0,942 0,980 0,953 0,988 0,964 ARARAS ,041 1,007 1,026 0,985 1,027 0,978 1,015 0,966 GERDAU ,982 0,977 1,014 0,987 0,990 0,970 1,009 0,972 1,012 0,958 Com a necessidade de aumentar a flexibilidade operativa do tronco 440 kv em carga leve e melhorar as condições de restabelecimento do sistema, a CTEEP está aguardando autorização da ANEEL para implantar, reatores manobráveis de barra na SEs Araraquara (180 Mvar) e Sumaré (90 Mvar). Devido à necessidade de adequar o perfil de tensão do sistema de 440 kv, da região de Santa Bárbara, Sumaré, Cabreuva, Bom Jardim e Embu Guaçu, em determinadas condições de carga, foi autorizado à CTEEP, a instalação de 200 Mvar de bancos de capacitores shunt no setor 138 kv da SE Santa Bárbara, em dezembro de e Acre/ Rondônia Ciclo

42 Além disso, estão previstas para junho de 2008, as instalações de: 100 Mvar de bancos de capacitores shunt no setor 138 kv da subestação Sumaré; 50 Mvar de bancos de capacitores shunt no setor 138 kv da subestação Cabreuva; 50 Mvar de bancos de capacitores shunt no setor 88 kv da subestação Bom Jardim. Para complementar este plano de compensação capacitiva, estão previstos também, referencialmente, a instalação de: 100 Mvar adicionais de bancos de capacitores shunt no setor 138 kv da subestação Sumaré, em junho de 2011; 150 Mvar adicionais de bancos de capacitores shunt no setor 138 kv da subestação Cabreuva, em junho de 2012; 150 Mvar adicionais de bancos de capacitores shunt no setor 88 kv da subestação Bom Jardim, em junho de 2012; 100 Mvar de bancos de capacitores shunt no setor 138 kv da subestação Embu Guaçu, em junho de Análise em Regime de Emergência, para Carga Pesada: A Tabela 9 mostra um resumo das análises das emergências em linhas de 440 kv que tiveram impacto no sistema. Tabela 9 Emergências das linhas em 440 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

43 Transformações do 440 kv: As tabelas a seguir mostram um resumo das análises das emergências das transformações 440/138 kv e 440/88 kv, agrupadas pela relação de transformação e potência. Tabela 10 Emergências das Transformações 440/138 kv 400 MVA e Acre/ Rondônia Ciclo

44 Tabela 11 Emergências das Transformações 440/138 kv 300 MVA Tabela 12 Emergências das Transformações 440/88 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

45 Tabela 13 Emergências das Transformações 440/138 kv 150 MVA Recomendações para o sistema de 440 kv: Que sejam realizados estudos para: Eliminar as sobrecargas na transformação de Anhanguera kv, 500 MVA, em todo o decênio, quando da separação de barramentos de 440 kv da SE Cabreuva; Eliminar as sobrecargas nas transformações das SEs Mirassol, S. Bárbara, Oeste, Embu Guaçu, Cabreuva, Jandira e Bom Jardim, no final do decênio; Eliminar a sobrecarga na LT Votuporanga 2 São José do Rio Preto 138 kv, no final do decênio, quando da perda da transformação kv, 300 MVA, da SE Mirassol. Sistema 345kV (FURNAS e CTEEP) Consistindo basicamente de um semi-anel em torno da área da Grande São Paulo, o sistema de 345 kv da CTEEP é suprido atualmente através das transformações 440/345 kv - 2x750 MVA - de Santo Ângelo e Embu-Guaçu, da CTEEP, pelos terminais do sistema de FURNAS, em Ibiúna (sistema C.C.) e Tijuco Preto (sistema C.A.) em 750/345 kv, 4500 MVA, bem como pelas SEs Guarulhos 345 kv e Mogi 345/230 kv, 2x500 MVA. Além de ampliações nas transformações 345/88 kv e 345/138 kv, que atendem o mercado regional, estão previstas as seguintes obras no sistema de 345 kv da Rede Básica: Instalação do 3º banco kv, 400 MVA, na SE Baixada Santista (abril de 2006); e Acre/ Rondônia Ciclo

46 Em abril de 2007, estão previstas a energização da LT Guarulhos Anhanguera 345 kv, circuito duplo, e a abertura temporária dos dois circuitos da LT Milton Fornasaro Anhanguera 345 kv, devido a problemas de superação da capacidade de disjuntores (permanecendo o anel de 345 kv aberto); Instalação de dois bancos kv, 400 MVA, na SE Anhanguera (abril de 2007); Em fase de licitação, estão previstas, para junho de 2007, a construção do 3º e 4º circuitos da LT Tijuco Preto Itapeti 345 kv e da LT Itapeti Nordeste 345 kv; Em dezembro de 2007, está prevista a construção da LT Alto da Serra Sul 345 kv e a mudança na configuração da LT Embu Baixada Santista 345 kv; Em janeiro de 2008, está prevista a instalação do 2º autotransformador na SE Baixada Santista kv, 500 MVA, proveniente da SE Itapeti; Em junho de 2008, está prevista a energização da transformação kv, 400 MVA, na SE Guarulhos (FURNAS); O anel de 345 kv em torno da Grande São Paulo somente será fechado a partir de junho de Nesta mesma data, está prevista a energização do 3º circuito da LT Interlagos Xavantes 345 kv; Em dezembro de 2009, está prevista a instalação de 2 bancos kv, 400 MVA cada, na nova SE Itapeti. Análise em Regime Normal O sistema apresenta desempenho satisfatório em condição normal de operação no decênio. A Tabela 14 mostra a geração dos compensadores síncronos da região, e a Tabela 15 apresenta o fluxo de potência reativa nas interligações com o sistema de 345 kv da área São Paulo com as SE s Tijuco Preto e Ibiúna e a. Cabe destacar os elevados fluxos de potência reativa nas LT s Tijuco Preto Baixada Santista e Ibiúna Interlagos. Tabela 14 Geração de Potência Reativa Compensadores Síncronos de São Paulo Geração de Potência Reativa [Mvar] Síncrono Tijuco Preto 184,6 104,4-34,9 27,4 194,8-37,4 56,8-70,3 80,8-16,2 Ibiuna 234,6-66,1 252,4 107,8 578,2-2,6 467,4 137,3 654,8 519,1 Embu 42,0 60,7 18,6 68,8 69,6 144,4 35,4 97,8 35,1 102,9 Santo Ângelo -0,5 37,0-32,6 30,9 15,9 61,2-21,9 37,2-11,6 52,2 e Acre/ Rondônia Ciclo

47 Tabela 15 Fluxo de Potência Reativa Linhas em 345 kv Tijuco Preto e Ibiúna Fluxo de potência reativa DE PARA CC T.PRETO ITAPET T.PRETO T.PRETO T.PRETO T.PRETO BAIXAD T.PRETO T.PRETO T.PRETO T.PRETO1-345 LESTE T.PRETO T.PRETO T.PRETO INTERL GUARULHO-345 IBIUNA T.PRETO T.PRETO T.PRETO Nas interligações com o sistema FURNAS as tensões encontram-se dentro das faixas desejadas pela CTEEP, em quase todo decênio, conforme Tabela 16. Tabela 16 Tensão nas Subestações de Interligação com a CTEEP Tensão nas SE's de Interligação kv (p.u.) Barra Faixa desejada Ibiuna 1,030-1,045 1,040 1,042 1,040 1,040 1,045 1,040 1,045 1,040 1,045 1,040 Tijuco Preto - I 1,020-1,045 1,035 1,035 1,030 1,035 1,025 1,040 1,035 1,040 1,030 1,035 Tijuco Preto - II 1,020-1,045 1,034 1,036 1,026 1,044 1,037 1,042 1,032 1,039 Mogi 1,015-1,030 1,018 1,024 1,020 1,023 1,012 1,026 1,018 1,018 1,012 1,008 Guarulhos 1,015-1,045 1,023 1,020 1,017 1,016 1,016 1,013 1,014 1,002 1,005 0,992 Análise em Emergência A Tabela 17 mostra um resumo das análises das emergências em linhas de 345 kv de São Paulo que tiveram impacto no sistema. Tabela 17 Emergências das Linhas em 345 kv de São Paulo e Acre/ Rondônia Ciclo

48 Transformações 345/138 kv de FURNAS Parte do sistema da CPFL é suprido pelas transformações 345/138 kv de FURNAS em Campinas (4 x 150 MVA), Mascarenhas de Moraes (1 x 150 MVA) e pelas UHEs Mascarenhas de Moraes e Porto Colômbia 138 kv. O estudo do NAR-SE/CO [10] que analisou as transformações de Mascarenhas de Morais e Porto Colômbia recomendou a substituição do banco de autotransformadores 345/138 kv, 150 MVA, existente, por dois bancos de 400 MVA na SE Mascarenhas de Morais e obras no sistema 138 kv. Foi adotada neste ciclo a operação das duas linhas de 138 kv Mascarenhas de Moraes - Morro do Cipó abertas na SE Morro do Cipó a partir da entrada em operação dos reforços associados à ampliação da interligação Norte/Sul. Esses circuitos poderão operar fechados em condições de despacho e intercâmbio que não levem a sobrecargas nas transformações 345/138 kv de Mascarenhas de Moraes ou nas linhas de 138 kv Mascarenhas de Moraes Morro do Cipó, em condição normal de operação ou em emergências. A partir de 2006 foi representado nos casos o 5 o banco de transformadores 345/138 kv em Campinas. No entanto, FURNAS recebeu o pedido de documentação para autorização da ANEEL somente em outubro de 2005, fato que acarretará atraso na entrada em operação com relação à data considerada nos casos. Este reforço foi definido no estudo do NAR-SP [10], com participação das empresas CPFL, FURNAS, ELEKTRO e CTEEP. Também foi indicado um novo ponto de suprimento à CPFL a partir de 2008, contemplando a SE Sousas II 500/138 kv com seccionamento da LT Ibiúna-Campinas 500 kv. No presente ciclo esse novo ponto de suprimento está representado a partir de Está previsto um novo setor de 138 kv na SE Guarulhos com transformação 345/138 kv, 400 MVA, representado a partir de Análise em Regime Normal Com os reforços previstos, esse sistema apresenta bom desempenho em condição normal de operação no decênio, exceto o sistema de 138 kv conectado a SE Porto Colômbia. Não foi possível sustentar a tensão em níveis adequados mantendo alguma reserva de potência reativa nas máquinas. É necessário um estudo de suporte de potência reativa para a região. A Tabela 18 mostra a evolução da tensão, em %, e do fluxo nas transformações das subestações de interligação ao longo do decênio. Tabela 18 Tensão nas Subestações de Interligação de FURNAS Tensão nas SE's de Interligação kv (p.u.) Barra Campinas 1,009 1,021 1,018 1,026 1,028 1,042 1,027 1,030 1,028 1,015 Porto Colômbia 1,012 1,015 1,024 1,027 1,010 0,983 0,965 0,983 0,957 0,998 Mascarenhas de Moraes 1,042 1,043 1,041 1,039 1,041 1,043 1,039 1,041 1,038 1,040 Sousas 1,041 1,026 1,030 1,028 1,029 1,022 1,014 Fluxo nas transformações de Interligação (MW+j Mvar), visto do barramentos de 138 kv da SE CAMPINAS 5x(138+j33) 5x(126+j49) 5x(124+52) 5x(83+j44) 5x(88+j55) 5x(95+j84) 5x(98+j58) 5x(98+j67) 5x(109+j68) 5x(115+j50) MASCARENHAS 2x(86+j35) 2x(149+j45) 2x(84+j44) 2x(139+j25) 2x(90+j65) 2x(155+j64) 2x(98+j76) 2x(166+j66) 2x(153+j81) 2x(207+j41) SOUSAS 2x(164+j58) 2x(215+j7) 2x(176+j12) 2x(249+j15) 2x(213+j24) 2x(268+j15) 2x(239+j13) e Acre/ Rondônia Ciclo

49 Análise em Emergência Nas emergências simuladas esse sistema de transmissão apresentou desempenho adequado em emergência, em todo o decênio, exceto: Na transformação de Campinas 345/138 kv que apresentou carregamentos superiores à capacidade nominal nas unidades remanescentes quando da perda de um dos bancos de transformadores nos anos de 2006 a 2008 e no 2º qüinqüênio, exceto no ano de Cabe destacar que a sobrecarga observada a partir de 2011 é por fluxo de potência reativa devendo ser avaliado em estudo conjunto no âmbito da EPE com as empresas envolvidas. Também foi observado sobrecarga nesta transformação na emergência da LT Cachoeira Paulista Campinas 500 kv em 2006; na transformação de Sousas que apresentou a partir de 2012 carregamentos superiores à capacidade nominal nas unidades remanescentes, quando da perda de um dos bancos de transformadores; situação de intercâmbio do sul para o sudeste e sudeste para norte/nordeste (anos pares). Transformações do 345 kv da CTEEP: Análise em Emergência As tabelas a seguir mostram um resumo das análises das emergências das transformações 345/230, 345/138 e 345/88 kv. Tabela 19 Emergências das Transformações 345/230 e 345/138 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

50 Tabela 20 Emergências das Transformações 345/88 kv 400 MVA de São Paulo Recomendações para o sistema de 345 kv: Realizar estudos para: Eliminar as sobrecargas no circuito 3 da LT Tijuco Preto Baixada. Santista 345 kv, conectada à barra 2 da SE Tijuco Preto, quando da perda do circuito 1 desta linha, conectado à barra 1 de 345 kv da SE Tijuco Preto, no final do decênio; Eliminar as sobrecargas nas transformações das SEs Anhanguera, Norte, Nordeste, Leste, Sul I, Sul II, Bandeirantes, Milton Fornasaro e Guarulhos (FURNAS), ao longo de todo o decênio; Identificar e solucionar o elevado intercâmbio de potência reativa entre Tijuco Preto e Baixada Santista e na LT Ibiúna-Interlagos. e Acre/ Rondônia Ciclo

51 A Rede de 230 kv A rede em 230 kv da CTEEP divide-se em quatro regiões: Região do Paranapanema A rede 230 kv da Região do Paranapanema compreende linhas de transmissão 230 kv entre as Subestações Assis, Salto Grande, Chavantes, Piraju (CBA), Jurumirim, Avaré, Botucatu e Capão Bonito, atendendo a sistemas de suprimento regional 88 kv e 138 kv. Esta rede conecta-se ao sistema 440 kv na SE Assis; interliga-se à Região Sul do Brasil nas SEs Assis e Chavantes; e está ligada à rede da Região Metropolitana de São Paulo através da LT 230 kv Botucatu - Edgar de Souza. O desempenho deste sistema é afetado pelo despacho de geração de usinas hidroelétricas do Rio Paranapanema conectadas em 230 kv (Chavantes, Piraju e Jurumirim) e 88 kv (Canoas I, Canoas II e Salto Grande); bem como pelo intercâmbio energético entre as Regiões Sul e Sudeste. Além de ampliações nas transformações 230/138 kv que atendem o mercado regional e na conexão ao sistema 440 kv, estão previstas: Substituição na SE Botucatu kv, de 2x 75 MVA por 2x 150 MVA (fevereiro de 2006); Substituição na SE Jurumirim kv, de 2x 75 MVA por 2x 150 MVA (maio de 2006); Substituição na SE Botucatu kv, do 3º banco de 75 MVA por 150 MVA (dezembro de 2008); LT 230 kv Jaguariaíva (Copel) Itararé II, com transformação 230/138 kv, 300 MVA, na SE Itararé II, constituíndo-se numa nova interligação com a Região Sul do Brasil (dezembro de 2008); Recapacitação da LT Piraju Jurumirim 230 kv (junho de 2010); Recapacitação da LT Chavantes Botucatu c1 230 kv (junho de 2010). Análise em Regime Normal: A região apresenta desempenho satisfatório para todo o decênio. Análise em Regime de Emergência, para Carga Pesada: A Tabela 21 mostra um resumo das análises das emergências em linhas de 230 kv da região do Paranapanema que tiveram impacto no sistema. e Acre/ Rondônia Ciclo

52 Tabela 21 Emergências das Linhas em 230 kv da Região do Paranapanema Região do Vale do Paraíba No Vale do Paraíba, o sistema de 230 kv é suprido pelas transformações 440/230 kv 330 MVA de Taubaté (CTEEP), 345/230 kv - 2x500 MVA de Mogi (FURNAS), pela transformação 345/230 kv 500 MVA da SE Itapeti (CTEEP) e pela interligação com a LIGHT em Nilo Peçanha 230/138 kv - 1 x 200 MVA. Vale ressaltar que a ligação entre a CTEEP e a LIGHT está limitada em condição normal a 200 MVA e em emergência a 240 MVA, enquanto a LT Aparecida Santa Cabeça 230 kv tem o limite de 192 MVA e a LT Santa Cabeça - Nilo Peçanha 230 kv tem o limite de 310 MVA. Vale ainda registrar que esta região foi objeto de estudo pelo antigo CCPE [11], que definiu os reforços necessários para um desempenho satisfatório desse sistema. Além de ampliações nas transformações 230/88 kv que atendem o mercado regional, estão previstas para junho de 2007 as seguintes obras: Reconstrução da LT Mogi (FURNAS) São José dos Campos 230 kv C1, em torre de circuito duplo, com lançamento apenas do primeiro circuito, na bitola 2x636MCM, 75ºC, 1.722A, com aproximadamente 50km de extensão (LT existente em torre de circuito simples); Recondutoramento da LT Mogi (FURNAS) São José dos Campos 230 kv C2, circuito simples, para a bitola 2x636MCM, 75ºC, 1.722A, com aproximadamente 50km de extensão; e Acre/ Rondônia Ciclo

53 Reconstrução da LT São José dos Campos Taubaté 230 kv, para circuito simples, 1x(2x 636MCM), 75ºC, 1.722A, com aproximadamente 35km de extensão (*); Reconstrução da LT Taubaté Aparecida 230 kv, para circuito duplo, 2x(2x636MCM), 75ºC, 1.722A por circuito, com aproximadamente 42km de extensão; Reconstruir a LT Aparecida Santa Cabeça 230 kv, para circuito simples, com bitola de 1x(2x 636 MCM), 75ºC, 1.722A (686 MVA), com aproximadamente 42km de extensão; Reconstrução da LT Itapeti Mogi (CTEEP) Mogi (FURNAS) 230 kv, para circuito simples, 1x(2x636 MCM), 75ºC, A, com aproximadamente 6km de extensão; Manutenção do autotransformador da SE Itapeti kv, 500 MVA. As obras para atendimento ao litoral norte de São Paulo, planejadas para dezembro de 2008, são as seguintes: Instalação do 3º banco kv, 315 MVA, na SE Taubaté; Construção da LT Taubaté Seccionamento 138 kv, CD, 795 MCM, 30 km; Reconstrução da LT Seccionamento Paraibuna de 88 kv para 138 kv, CD, 795 MCM, 38,2 km; Reconstrução da LT Paraibuna Caraguatatuba de 88 kv para 138 kv, CD, 795 MCM, 31,5 km; Instalação do segundo banco kv, 40 MVA, na SE Mairiporã (proveniente da SE Caraguatatuba); Instalação de 2 bancos de kv, 2x 60 MVA, na SE Paraibuna (sendo 1 novo e outro da SE Mairiporã reserva). Além destas obras, prevê-se ainda: Em junho de 2008, a SE Santa Cabeça kv contará referencialmente com o 3º banco de 60 MVA. Em dezembro de 2009 será desativada a SE Mogi (CTEEP) kv e será implantado o pátio de 88 kv, da SE Itapeti kv, 2 x 400 MVA, com conseqüentes remanejamentos de cargas. Análise em Regime Normal: A região apresenta desempenho satisfatório para todo o decênio, com exceção da LT Taubaté Aparecida 230 kv (192 MVA), que se encontra com 46% de sobrecarga, da LT Mogi Q1 São José dos Campos 230 kv (192 MVA), que se encontra com 38% de sobrecarga e da LT Mogi Q2 Itapeti 230 kv (304 MVA), que se encontra com 36% de sobrecarga, todas as três no ano Tais sobrecargas serão eliminadas a partir de junho de 2007, com a implantação das obras aprovadas pelo GEVAP [11]. Outra exceção são as tensões baixas no sistema de 138 kv do Litoral Norte de São Paulo, que serão solucionadas a partir de dezembro de 2008, com a implantação das obras aprovadas pelo grupo que estudou o Litoral Norte no âmbito do GET SP [13]. e Acre/ Rondônia Ciclo

54 Análise em Regime de Emergência, para Carga Pesada: A Tabela 22 mostra um resumo das análises das emergências em linhas de 230 kv da região do Vale do Paraíba que tiveram impacto no sistema. Tabela 22 Emergências em Linhas de 230 kv da Região do Vale do Paraíba Região Metropolitana de São Paulo Na região metropolitana de São Paulo, o sistema de 230 kv é suprido pelas transformações 440/230 kv 2x750 MVA da SE Cabreuva e 345/230 kv 500 MVA da SE Anhanguera, ambas da CTEEP. Além de ampliações nas transformações 230/88 kv que atendem o mercado regional, estão previstas: Em abril de 2007 será implantada a SE Anhanguera (Definitiva) kv, 1 x 500 MVA, já com a nova conexão dos dois circuitos de 230 kv que saem da SE Edgar de Souza em direção à ETR Centro, seccionando-os no barramento de 230 kv da SE Anhanguera; Em abril de 2007, transferência dos dois bancos de reatores de 60 Mvar cada, da ETR Centro para a SE Anhanguera; Em junho de 2007, recapacitação das LTs Edgar de Souza Pirituba 230 kv (21 km), Edgar de Souza Anhanguera 230 kv (15 km) e Anhanguera ETR Centro 230 kv (6 km), todas de CD, para 2x 477 MCM por fase e 75ºC. Análise em Regime Normal: A região apresenta desempenho satisfatório para todo o decênio. Análise em Regime de Emergência, para Carga Pesada: A perda de um circuito da LT Edgar de Souza Pirituba 230 kv, provocará no ano 2006, sobrecarga de 69% sobre a capacidade do circuito remanescente desta LT e Acre/ Rondônia Ciclo

55 Edgar de Souza Pirituba 230 kv (324 MVA). Tal sobrecarga será eliminada a partir de junho de 2007, com a recapacitação desta linha. Região da Baixada Santista O sistema que interliga a zona sul da cidade de São Paulo com a Baixada Santista é suprido pelas transformações 345/230 kv 2x 500 MVA da SE Interlagos, kv, 500 MVA da SE Baixada Santista e pelas injeções das usinas Henry Borden e Piratininga (ambas da EMAE), e pela usina Nova Piratininga (Petrobrás/EMAE) Além de ampliações nas transformações 230/88 kv que atendem o mercado regional, estão previstas: Em janeiro de 2008, será transferido o autotransformador kv, 500 MVA, da SE Anhanguera (Provisória) para a SE Baixada Santista; Em junho de 2008, seccionamento da LT Henry Borden Baixada Santista 230 kv, para conexão da UTE Cubatão (RPBC); Em dezembro de 2008, construção da SE Piratininga II, kv, 3x 150 MVA (referencialmente). Análise em Regime Normal: A região apresenta desempenho satisfatório para todo o decênio. Transformações do sistema de 230 kv: Análise em Emergência As tabelas a seguir mostram um resumo das análises das emergências das transformações 230/138 e 230/88 kv. Tabela 23 Emergências das Transformações 230/138 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

56 Tabela 24 Emergências das Transformações 230/88 kv Recomendações para o sistema de 230 kv: Recomenda-se desenvolver estudos para: Eliminar as sobrecargas existentes na LT Jurumirim Capão Bonito 138 kv, devido a perda de uma das linhas: Jaguariaíva Itararé II 230 kv, Jurumirim Avaré 230 kv, Botucatu Avaré 230 kv, Botucatu Capão Bonito 230 kv, no final do decênio; Eliminar as sobrecargas existentes na unidade transformadora remanescente da SE Jurumirim, kv, 75 MVA, quando da perda de uma unidade desta subestação, em todo o decênio. Eliminar as sobrecargas existentes nas unidades transformadoras remanescentes da SE Aparecida, kv, 60 MVA, quando da perda de uma unidade desta subestação, em quase todo o decênio. Eliminar as sobrecargas existentes nas unidades transformadoras remanescentes da SE São Jose dos Campos, kv, 150 MVA, quando da perda de uma unidade desta subestação, no final do decênio. A Rede de 138 kv da CTEEP - DIT Estão previstas as seguintes obras no sistema de 138 kv da CTEEP: 2006 jun ago set 2007 jun jun Recapacitação da LT Mairiporã Santo Ângelo 138 kv, CD, 336,4MCM, 56km, de 50ºC para 75ºC Recondutoramento da LT Araraquara S. Carlos 138 kv, CD, de 336,4MCM para 636MCM, 48km, de 60 C para 75ºC Recapacitação da LT T. Lagoas - T. Lagoas Y 138 kv, CD, 336,4 MCM, 3 km, de 50ºC para 75ºC. Construção da LT M. Mirim III ramal Jaguariúna 138 kv, CD, 636MCM, 75ºC, 18km e bays associados Reconstrução da LT Embu Parelheiros 138 kv, CD, de 2x (1x336,4MCM) para 2x (2x336,4MCM), 7km, de 60ºC para 75ºC e bays associados na SE Embu e Acre/ Rondônia Ciclo

57 dez dez dez dez dez dez dez dez dez 2008 jun Reconstrução da LT Jupiá - Três Irmãos 138 kv, CD, de 336,4 MCM para 636MCM, 47,0km, de 60ºC para 75ºC Construção da LT Três Irmãos engate Ilha Solteira 138 kv, CD, 636MCM, 75ºC, 2km e bays associados Construção da LT Três Irmãos engate Andradina 138 kv, CD, 636MCM, 75ºC, 20km e bays associados Recond. e recapacit. da LT Canoas II (Y) S. Grande 88 kv, CD, de 266,8 para 336,4MCM, 5km, de 50ºC para 75ºC Recapacitação da LT Canoas I (Y1) - Assis (Y2), 88 kv, CD, 8km, 336,4 MCM de 50ºC para 75ºC Recondutoramento da LT Salto Grande Chavantes (trecho entre S. Grande até Ourinhos II) 88 kv, CD, de 266,8MCM para 336,4MCM, 20km, de 50ºC para 75ºC Recond. da LT Chavantes Botucatu (ramal Bernardino) 88 kv, CD, 60,0 kmc, de 266,8 para 336,4 MCM, para 75ºC, e recapacitação de 50º para 75ºC, 336,4 MCM, CD, 5 km. Recond. e recapacit. da LT Canoas II (Y) Assis 88 kv, CD, de 266,8 para 336,4MCM, 40km, de 50ºC para 75ºC Fechamento da LT P.Prudente - Assis 88 kv e motorização das Usinas Canaã, Maracaí e Pioneiros (safra de maio a novembro) Recapacitação da LT Ilha Solteira Jales 138 kv, CD, 336,4MCM, 111km, de 50ºC para 75ºC jun Lançamento do 2º circuito da LT Flórida Paulista - Tupã 138 kv, 77,5km, 336,4 jun jun jun jun jun dez dez dez dez MCM, torre de CD. Instalação de 30 Mvar na SE Flórida Paulista Recapacitação da LT Andradina (ELEKTRO) Valparaíso 138 kv, CD, 336,4MCM, 60km, de 50ºC para 75ºC Recapacitação da LT Mairiporã Bragança Paulista 138 kv, CD, 336,4MCM, 42km, de 50ºC para 75ºC Recapacitação da LT M. Mirim III M. Mirim II 138 kv, CD, 477MCM, 11km, de 60ºC para 75ºC Recapacitação da LT S. Bárbara - M. Mirim II 138 kv, CD, 477MCM, 63km, de 50ºC para 75ºC (Pardo) Recapacitação da LT M. Mirim II - Bragança Paulista 138 kv, CD, 636MCM, 80km, de 50ºCpara 75ºC (Pardo) Recapacitar a LT Bariri - B. Bonita 138 kv, CD, 336,4 MCM, 26km, de 50ºC para 75ºC Recapacitação da LT Capivara Presidente Prudente 138 kv, CD, 336,4MCM, 53km, de 50ºC para 75ºC Recondutor. da LT Parelheiros Mongaguá 138 kv, CD, de 383,6MCM para 636MCM, 34km, de 60ºC para 75ºC Construção da LT Taubaté - Seccionamento 138 kv, CD, 795 MCM, 30,0 km e bays associados Recontrução da LT Seccionamento - Paraibuna de 88 kv para 138 kv, CD, 795 MCM, 39,2km e bays associados. Recontrução da LT Paraibuna - Caraguatatuba de 88 kv para 138 kv, CD, 795 MCM, 31,5 km e bays associados. Instalação de 2 Bancos de 40 MVA, kv, na SE Mairiporã (sendo 1 existente e outro de Caraguatatuba). Instalação de 2 Bancos de 60 MVA, kv, na SE Paraibuna (sendo apenas 1 novo outro de Mairiporã - reserva). e Acre/ Rondônia Ciclo

58 2010 jun Reconstrução da LT Poços de Caldas - S. J. Boa Vista II 138 kv, CD, de 477MCM para 636MCM, 34km, de 50ºC para 75ºC (Pardo/Poços) 2011 jun Recapacitação da LT M. Guaçu - S. J. Boa Vista II 138 kv, CD, 336,4MCM, 27,5km, de 50ºC para 75ºC (Pardo) 2013 jun Recapacitação da LT Limeira I - R. Claro I 138 kv, CD, 20km, 336,4MCM, de 50ºC para 75ºC (Pardo) Análise em Regime Normal: As seguintes linhas de transmissão de 138 kv se encontram em sobrecarga, na carga pesada: LT Embu Parelheiros (108 MVA), sobrecarga de 13% no ano Tal sobrecarga será eliminada a partir de junho de 2007, com a reconstrução desta linha; LT Mogi Mirim 2 Amparo (80 MVA), sobrecarga de 31% no ano Tal sobrecarga será eliminada a partir de junho de 2007, com a construção do ramal Jaguariúna; LT Chavantes Botucatu 138 kv (trecho até B. Campos), 38 MVA, sobrecargas de 3% e 5% respectivamente, nos anos 2006 e Tais sobrecarga serão eliminadas a partir de dezembro de 2007, com o recondutoramento desta linha; LT Jurumirim Itaí (S. Cruz), 80 MVA, sobrecargas que variam de 20% a 40%, no período 2006 a 2015; LT T. Lagoas T. Lagoas Y 138 kv, 80 MVA, sobrecarga de 13% no ano Tal sobrecarga será eliminada a partir de setembro de 2006, com a recapacitação desta linha; LT Três Irmãos Andradina 138 kv, 80 MVA, sobrecarga de 11% e 30% respectivamente, nos anos 2006 e Tais sobrecargas serão eliminadas a partir de dezembro de 2007, com a construção da LT Três Irmãos - engate Andradina; LT Jupiá Valparaíso 138 kv, 80 MVA, sobrecarga de 20% no ano Tais sobrecargas serão eliminadas a partir de dezembro de 2007, com a construção da LT Jupiá - Três Irmãos LT S. Grande Chavantes 138 kv (trecho até Ourinhos I), 44 MVA, sobrecarga de 16% e 9% respectivamente, nos anos 2006 e Tais sobrecargas serão eliminadas a partir de dezembro de 2007, com o recondutoramento desta linha; LT Bariri Barra Bonita 138 kv (trecho até Jaú), 80 MVA, sobrecarga de 6% no ano Tal sobrecarga será eliminada a partir de dezembro de 2008, com a recapacitação desta linha; Análise em Regime de Emergência, para Carga Pesada: A Erro! Fonte de referência não encontrada. mostra um resumo das análises das emergências em linhas de 138 kv que tiveram impacto no sistema. e Acre/ Rondônia Ciclo

59 Tabela 25 Emergências em Linhas de 138 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

60 A Tabela 26 mostra um resumo das análises das emergências em linhas de 88 kv que tiveram impacto no sistema. Tabela 26 Emergências em Linhas de 88 kv Transformações do sistema de 138 kv: Análise em Regime Normal A transformação da SE Penápolis kV, 25 MVA, apresenta sobrecargas variando de 8% a 48%, no período 2009 a Análise em Regime de Emergência A Tabela 27 mostra um resumo das análises das emergências das transformações 138/88 kv. Tabela 27 Emergências das Transformações 138/88 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

61 Recomendações para o sistema de 138 kv: Eliminar as sobrecargas existentes em regime normal e de emergência na LT Jurumirim Capão Bonito 138 kv, principalmente no trecho entre Jurumirim e Itaí (Santa Cruz), em todo o decênio. Eliminar as sobrecargas existentes em regime normal na transformação kv, 25 MVA, da SE Penápolis, a partir de Eliminar as limitações de equipamentos terminais da LT São Jose do Rio Preto Votuporanga kv, em todo o decênio. Eliminar as sobrecargas na transformação kv, 150 MVA, da SE Bom Jardim no final do decênio. Eliminar a sobrecarga no circuito remanescente da LT Mogi Mirim II M. Guaçu 138 kv, provocada pela perda de um circuito desta linha, no final do decênio. Eliminar as sobrecargas no circuito remanescente da LT Euclides da Cunha Caconde 138 kv, provocadas pela perda de um circuito desta linha, entre os anos 2007 e Eliminar as sobrecargas no circuito remanescente da LT Botucatu - Tietê 138 kv, provocadas pela perda de um circuito desta linha, no início e no final do decênio. Idem para a LT Botucatu Cerquilho 88 kv, em quase todo o decênio. Eliminar as sobrecargas em unidades remanescentes das transformações kv de: Presidente Prudente, Paraibuna, Botucatu e Itapetininga II e kv de Ubarana, quando da perda de uma unidade destas subestações DUKE - ENERGY A Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. possui atualmente uma capacidade instalada de 2237 MW, distribuídos por oito usinas hidrelétricas Jurumirim, Chavantes, Capivara, Taquaruçu, Salto Grande, Rosana, Canoas I e Canoas II - posicionadas ao longo do rio Paranapanema na divisa dos estados de São Paulo e Paraná, mostradas na Figura 12. As usinas Canoas I e Canoas II fazem parte do Consórcio Canoas, formado pela Duke e a CBA. e Acre/ Rondônia Ciclo

62 Figura 12. Usinas do Rio Paranapanema Na Tabela 28 estão listadas as oito usinas e suas respectivas potências. Atualmente não há previsão de construção de novas usinas. Tabela 28 Usinas Existentes Duke Energy Potência Instalada Atual das Usinas Empresa Usina Hidrelétrica Potência (MW) Jurumirim 98 Chavantes 414 Duke-GP Salto Grande 74 Capivara 619 Taquaruçu 526 Rosana 353 Consórcio Canoas Canoas II 72 (Duke/CBA) Canoas I 81 Potência total (MW) 2237 e Acre/ Rondônia Ciclo

63 7.2.3 EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. A Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - EMAE, foi criada pela Assembléia Geral, realizada em 11 de dezembro de 1997, através de reestruturação societária e patrimonial da ELETROPAULO Eletricidade de São Paulo S.A., prevista na Lei Estadual n 9.361, de 5 de julho de A EMAE é detentora do sistema hidráulico e gerador de energia elétrica localizado numa área que se estende desde o município de Salto (Oeste de São Paulo) até a Baixada Santista, passando pela Região Metropolitana da cidade de São Paulo. Esse complexo, constituído de reservatórios, canais, usinas e estruturas associadas, é caracterizado por uma operação voltada para o uso racional das águas superficiais, pelo aproveitamento múltiplo dos recursos hídricos disponíveis, gerando energia, controlando cheias e fornecendo água bruta para o abastecimento público. A EMAE atua em consonância com a Política Estadual de Recursos Hídricos do estado de São Paulo e tem permanente preocupação com a preservação do meio ambiente. O sistema de Geração da EMAE com capacidade instalada de aproximadamente 1400 MW, por se encontrar integrado ao meio urbano, promove um suprimento de energia elétrica de caráter estratégico, aumentando a confiabilidade do atendimento aos consumidores da Grande São Paulo. Em situações de emergência, o sistema é operado de forma a possibilitar o atendimento a cargas prioritárias, como hospitais, metrô, ferrovias e centros urbanos. Considerando a importância de seu sistema hidroenergético, a EMAE mantém o Centro de Operação do Sistema-COS, o qual supervisiona e comanda a operação desse complexo AES - TIETÊ Inicialmente denominada CGEET Cia de Geração de Energia Elétrica TIETÊ, a AES TIETÊ foi formada pela cisão da CESP - Cia Energética de São Paulo. A AES assumiu o controle da AES TIETÊ no leilão de privatização realizado em 27/10/1999. A potência total instalada no seu parque gerador é de aproximadamente MW, correspondente a 10 usinas hidrelétricas sendo cinco UHE s localizadas no rio Tietê, três UHE s no rio Pardo, uma UHE localizada no Rio Grande além de uma PCH no rio Mogi Guaçu, considerada de múltiplo aproveitamento. Para administrar suas Unidades de maneira ágil e eficiente, a AES - TIETÊ agrupou suas Usinas hidrelétricas em quatro Unidades de Negócio, constituídas segundo critérios de localização geográfica conforme mapa da Figura 13 e Tabela 29. e Acre/ Rondônia Ciclo

64 Tabela 29 Usinas Existentes AES TIETÊ Figura 13. Localização do Parque Gerador da AES-Tietê e Acre/ Rondônia Ciclo

65 7.2.5 C E S P A CESP, Companhia Energética de São Paulo, é a 4ª maior geradora do país em potência instalada, com MW instalados e a 2ª maior em geração de energia. A diretriz atual básica da empresa é a produção de energia elétrica, mantendo a integração entre o planejamento, operação, manutenção, meio ambiente e comercialização, na busca permanente da excelência nas atividades desenvolvidas. A Companhia possui seis usinas hidroelétricas: três no Rio Paraná (UHE Ilha Solteira, UHE Jupiá e UHE Porto Primavera), uma próxima à foz do Rio Tietê (UHE Três Irmãos), outra no Rio Paraibuna (UHE Paraibuna) e, ainda, uma no Rio Jaguari (UHE Jaguari). Em função do porte da UHE Ilha Solteira, essa usina é adotada como barra de referência (swing) nos casos de fluxo de potência. Uma outra característica do sistema CESP está relacionada à recomposição do sistema da região Sudeste, fato associado à interligação elétrica das grandes usinas ao sistema de transmissão principal do estado (440 kv), sendo as usinas Ilha Solteira e Jupiá importantes fontes de corredores de recomposição da rede elétrica, estando em processo de viabilização um outro corredor com origem em UHE Porto Primavera, representando uma alternativa em relação ao atual que envolve as UHEs Capivara e Taquaruçu. Na Tabela 30 estão resumidas algumas características das usinas da CESP: Usina Tabela 30 Parque Gerador da CESP Ano de conclusão N.º de turbinas Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada, 2002 (MW médios) Ilha Solteira ¹ ,0 Três Irmãos ¹ ² 807,5 ² Jupiá ,2 886 Porto Primavera ³ 1.540, Jaguari ,6 14 Paraibuna ,0 50 Totais , Os reservatórios de Ilha Solteira e Três Irmãos estão ligados pelo canal Pereira Barreto e a energia assegurada, refere-se ao Complexo Ilha Solteira. 2 - Existe a possibilidade de se acrescentar à Usina Três Irmãos três unidades geradoras adicionais, cada uma com 161,5 MW de potência instalada. 3 - Existe a possibilidade de instalação de mais quatro unidades geradoras na UHE Porto Primavera, cada uma com 110MW. e Acre/ Rondônia Ciclo

66 Recomendações Com a implantação da nova LT 525 kv Londrina - Assis Araraquara, que incluirá um abaixamento na SE Assis 440 kv, e com a interligação de Porto Primavera ao estado do Mato Grosso do Sul em 2007, através de linhas de transmissão 230 kv para Dourados e Imbirussu, torna-se necessária a reavaliação do sistema 440 kv da Região do Pontal do Paranapanema em regime permanente e dinâmico. Essa análise visa eliminar qualquer possibilidade de restrição de geração nas usinas daquela região interligadas ao sistema de 440 kv, bem como a revisão da necessidade dos sistemas especiais de proteção envolvendo a SE Assis e as usinas de Porto Primavera, Taquaruçu e Capivara Bandeirante Energia Geograficamente a Bandeirante Energia SA distribui energia em 28 municípios do estado de São Paulo: Aparecida, Biritiba Mirim, Caçapava, Cachoeira Paulista, Canas, Caraguatatuba, Cruzeiro, Ferraz de Vasconcelos, Guararema, Guaratinguetá, Guarulhos, Itaquaquecetuba, Jacareí, Jambeiro, Lorena, Mogi das Cruzes, Monteiro Lobato, Pindamonhangaba, Poá, Potim, Roseira, Salesópolis, Santa Branca, São José dos Campos, São Sebastião, Suzano, Taubaté e Tremembé. A Bandeirante Energia SA é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do estado de São Paulo, atende a uma população de cerca de 4 milhões de habitantes, em 28 municípios localizados nas regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba, numa área de 9,6 mil km2, mostrada na Figura 14. Sua área de concessão está localizada em uma região altamente desenvolvida em termos de infra-estrutura, escoamento da produção e ambiente empresarial. A Bandeirante Energia SA opera um sistema elétrico composto por 57 estações, com potência instalada de três mil MVA instalados, e mais de 866 km de linhas de transmissão nas tensões 138 kv ou 88 kv. Sua rede de distribuição, em média e baixa tensão, tem 24 mil km de extensão e cerca de 49 mil transformadores de distribuição com 2,5 mil MVA. Ao final de 2004 a automação e o telecomando das redes elétricas estavam em grande parte concluídos, com cerca de 80% das subestações existentes adequadas ao sistema de comando e controle e já supervisionadas e comandadas pelo Centro de Operação do Sistema da Bandeirante, em serviço desde 2003, aumentando a eficiência e flexibilidade operacionais, agilizando a recomposição do sistema em caso de falhas e melhorando ainda mais os indicadores de qualidade do serviço. Os indicadores DEC - Duração Equivalente por Consumidor e FEC - Freqüência Equivalente por Consumidor, anualizados a dezembro de 2004, foram de 6,75 horas e 5,76 interrupções, respectivamente. Resultado dos investimentos realizados nas redes e da criteriosa utilização de recursos, a Bandeirante Energia SA vem apresentando constante evolução da performance de seu sistema elétrico, obtendo indicadores de qualidade do serviço muito inferiores aos limites estabelecidos pelo órgão regulador. e Acre/ Rondônia Ciclo

67 Figura 14. Área de Concessão da Bandeirante No ano de 2004, na sua área de concessão, a Bandeirante forneceu ao seu mercado cativo 8,8 milhões de MWh a cerca de 1,4 milhões de clientes cuja composição é mostrada no Gráfico 15. Gráfico 15. Composição da Carga da Bandeirante A Tabela 31 mostra uma comparação do mercado da BANDEIRANTE do ciclo com o mercado do ciclo onde se observa que a previsão da carga decresceu na carga leve e teve uma grande elevação nas cargas pesada e média, destacando-se a elevação da parcela reativa da carga média. e Acre/ Rondônia Ciclo

68 Tabela 31 Mercado da BANDEIRANTE - Ciclo x Ciclo Características do Sistema Supridor A BANDEIRANTE tem seus pontos de conexão nos terminais da empresa CTEEP através dos sistemas de 440 kv, 345 kv e 230 kv, conforme segue: Tabela 32 Região do Alto Tietê Supridora Terminal Relação de Transformação (kv) Potência Instalada (MVA) Empresas Conectadas Supridora CTEEP Mogi x150 Bandeirante CTEEP Nordeste x 400 Bandeirante/Eletropaulo CTEEP Norte x 400 Bandeirante/Eletropaulo Terminal Tabela 33 Região do Vale do Paraíba Relação de Transformação (kv) Potência Instalada (MVA) Empresas Conectadas CTEEP São José x150 Bandeirante CTEEP Aparecida x 60 Bandeirante CTEEP Santa Cabeça x 60 Bandeirante CTEEP Taubaté x 300 Bandeirante/ELEKTRO e Acre/ Rondônia Ciclo

69 Análise do Sistema A região do Alto Tietê é responsável por aproximadamente 50% da demanda total da empresa. Esta área é suprida através das seguintes subestações: SE Mogi, com dois bancos de 150 MVA e um banco de 60 MVA, kv; SE Nordeste, com três bancos de 400 MVA, /88 kv; SE Norte com três bancos de 400 MVA, /88 kv. A região do Alto Tietê é responsável pela outra metade da demanda total da empresa. Esta área é suprida através das seguintes estações: SE Aparecida, com três bancos de 60 MVA, kv; SE Santa Cabeça, com dois bancos de 60 MVA, kv; SE São José dos Campos, com quatro bancos de 150 MVA, kv; SE Taubaté, com dois bancos de 300 MVA, kv. Todas as estações pertencem a CTEEP. Existem, também, cargas da Bandeirante alimentadas pela rede de subtransmissão da CTEEP em 138 kv e 88 kv. Estão previstos, no decorrer do decênio, os seguintes reforços de suprimento para a área de concessão da BANDEIRANTE: 2006 Substituição dos TCs do bay da LT Nordeste-Mogi 1-2, 88 kv Substituição de dois disjuntores e seis chaves seccionadoras da LTA Mogi- Nordeste 1-2, 88 kv Substituição de seis TCs no bay da LT Mogi-Nordeste 1-2, 88kV Substituição de seis chaves seccionadoras e reforço dos bays da LTA Aparecida Santa Cabeça 1-2, 88 kv Adequação dos bays da LT São José dos Campos-Jacareí 1-2, 88 kv 2007 Reforço do Sistema de Suprimento ao Vale do Paraíba, incluindo as seguintes obras: Reconstrução da LT Mogi (FURNAS) São José dos Campos 230 kv C1, em torre de circuito duplo, com lançamento apenas do primeiro circuito, na bitola 2 x 636 MCM, 75º C, A, com aproximadamente 50 km de extensão (LT existente em torre de circuito simples); Recondutoramento da LT Mogi (FURNAS) São José dos Campos 230 kv C2, circuito simples, para a bitola 2 x 636 MCM, 75º C, A, com aproximadamente 50 km de extensão; Reconstrução da LT São José dos Campos Taubaté 230 kv, para circuito simples, 1 x (2 x 636 MCM), 75ºC, A, com aproximadamente 35 km de extensão (*); Reconstrução da LT Taubaté Aparecida 230 kv, para circuito duplo, 2 x (2 x 636 MCM), 75º C, A por circuito, com aproximadamente 42 km de extensão; e Acre/ Rondônia Ciclo

70 Reconstruir a LT Aparecida Santa Cabeça 230 kv, para circuito simples, com bitola de 1 x (2 x 636 MCM), 75ºC, A (686 MVA), com aproximadamente 42 km de extensão; Reconstrução da LT Itapeti Mogi (CTEEP) Mogi (FURNAS) 230 kv, para circuito simples, 1 x (2 x 636 MCM), 75ºC, A, com aproximadamente 6 km de extensão; Manutenção do autotransformador da SE Itapeti kv, 500 MVA. Desativação da SE Mogi 230/88 kv (CTEEP), em junho de 2008, transferindose sua carga, para a SE Itapeti 345/88 kv (CTEEP) Instalação referencial do 3º banco de 60 MVA na SE Santa Cabeça, kv e bays associados. Obras para atendimento ao litoral norte de São Paulo: Instalação do 3º banco kv, 315 MVA, na SE Taubaté; Construção da LT Taubaté Seccionamento 138 kv, CD, 795 MCM, 30 km; Reconstrução da LT Seccionamento Paraibuna de 88 kv para 138 kv, CD, 795 MCM, 38,2 km; Reconstrução da LT Paraibuna Caraguatatuba de 88 kv para 138 kv, CD, 795 MCM, 31,5 km; Instalação do segundo banco kv, 40 MVA, na SE Mairiporã (proveniente da SE Caraguatatuba); Instalação de dois bancos de kv, 2 x 60 MVA, na SE Paraibuna (sendo um novo e outro da SE Mairiporã reserva) Instalação na SE Itapeti do 1º e 2º Bancos 400 MVA / 345 kv 138kV/88 kv AES ELETROPAULO A EMPRESA A área de concessão da AES ELETROPAULO tem a extensão de 4526 km² que representa 1,83% do estado de São Paulo e 0,05 % do território nacional, atende 24 Municípios que compreendem a região Sudoeste (com 16 municípios: Barueri, Cajamar, Carapicuíba, Cotia, Embu, Embu-Guacú, Itapecerica da Serra, Itapevi, Jandira, Juquitiba, Osasco, Pirapora do Bom Jesus, Santana do Parnaíba, São Lourenço da Serra, Taboão da Serra e Vargem Grande Paulista), o município de São Paulo (com 61 distritos comerciais) e a região do ABC (com 7 municípios : Diadema, Mauá, Ribeirão Pires, Rio Grande da Serra, Santo André, São Bernardo do Campo e São Caetano do Sul). e Acre/ Rondônia Ciclo

71 A área de concessão da AES ELETROPAULO esta dividida em seis unidades regionais: Oeste, São Paulo Sul, Anhembi, Centro, Leste e Grande ABC. A Figura 15 apresenta a área de concessão com seus respectivos municípios e unidades regionais: Figura 15. Área de Concessão da AES ELETROPAULO Característica de Mercado O consumo de energia requerida para o sistema da AES ELETROPAULO em 2004 foi de GWh, representando 11,7% da energia do país e 33,2% do estado de São Paulo e atendendo a 5,1 milhões de clientes. O Gráfico 16 representa a participação de mercado por classe de consumo: 28,9 % 10,2 % 26,5 % 34,4 % Residencial Industrial Com ercial Outros Gráfico 16. Área de Concessão da AES ELETROPAULO e Acre/ Rondônia Ciclo

72 A participação da área de concessão no PIB nacional é 12,2% e 36,7% no estado de São Paulo. A AES ELETROPAULO atende cerca 15,8 milhões de habitantes, que corresponde aproximadamente 43% da população do estado de São Paulo e 9% da população brasileira. Histórico de Demanda A ponta do sistema da AES ELETROPAULO verificada em 2004 foi de 6828 MW. Para o decênio as projeções indicam que poderá atingir 9122 MW. O Gráfico 17 apresenta um histórico da evolução do mercado: Gráfico 17. Histórico da Evolução do Mercado de Demanda A Tabela 34 mostra uma comparação do mercado da ELETROPAULO do ciclo com o mercado do ciclo onde se observa que a previsão da carga cresceu nos três patamares de carga, destacando-se a elevação da parcela reativa da carga pesada. Tabela 34 Mercado da ELETROPAULO - Ciclo x Ciclo LEVE ELETROPAULO Ciclo Ciclo MW MW ,1 3382,1 3522,9 3469,1 3614,8 3579,1 3707,9 3782, , , , ,9 Mvar Mvar ,1 1354,4 1473,6 1342,5 1489,8 1385,6 1481,1 1465,4 1520,5 1465,4 1560, ,5 1547,7 1643,7 1687,2 1732,2 Variação em relação MW 2,8% 4,2% 4,2% 3,6% 0,6% 3,2% 3,3% 3,0% ao Ciclo passado Mvar 7,0% 8,8% 11,0% 6,9% 3,8% 6,5% 6,6% 6,2% MEDIA ELETROPAULO Ciclo Ciclo MW MW 6255,9 6289, ,2 6496,2 6620,8 6699,1 6791, ,8 7257,8 7337,9 7475, , Mvar Mvar ,2 2082,6 2271,3 2034, ,7 2256,9 2195, ,1 2346,1 2487,5 2434,7 2568,8 2652,6 2738,1 Variação em relação MW 0,5% 1,9% 1,9% 1,4% 1,2% 1,0% 1,1% 0,8% ao Ciclo passado Mvar 5,7% 9,1% -2,5% 6,6% 6,3% 5,9% 6,0% 5,5% PESADA ELETROPAULO Ciclo Ciclo MW MW 7108, , , , , , Mvar Mvar 1868,7 1985,7 1818,6 1990,1 1765, ,4 1941,8 1909,6 2005,2 1980,8 2072,6 2045,3 2142,4 2124,8 2214,4 2288,6 2364,8 Variação em relação MW 1,7% 3,1% 3,1% 2,5% 2,3% 2,1% 2,3% 1,9% ao Ciclo passado Mvar 6,3% 9,4% 12,4% 5,5% 5,0% 4,6% 4,7% 4,2% e Acre/ Rondônia Ciclo

73 Caracterização do Sistema Elétrico O sistema elétrico da AES ELETROPAULO é suprido por 19 subestações da CTEEP (SE Bandeirantes 88 kv, Bandeirantes 34,5 kv, Centro 88 kv, Centro 20 kv, Bom Jardim (Parcialmente), Baixada Santista (Parcialmente), Embu-Guaçu (Parcialmente), Edgard de Souza, Leste, Miguel Reale 20 kv, Miguel Reale 88 kv, Milton Fornasaro, Nordeste (Parcialmente), Norte (Parcialmente) Piratininga, Pirituba, Ramon Reberte Filho, Sul I e Sul II) e através das Usinas Piratininga e Henry Borden (EMAE). Em 2004, este sistema elétrico era composto de: 1715,87 km de circuitos de linhas de subtransmissão, sendo 1536,34 km circuitos aéreos e 179,53 circuitos subterrâneos, que operam nas tensões de 138 e 88 kv; 102 subestações de consumidor do subgrupo A2; 132 subestações (127 operando em 88kV e 5 operando em 138 kv) com a capacidade instalada de 12674,8 MVA. Estas subestações suprem o sistema de distribuição (tensão inferior ou igual a 34,5 kv) ao qual estavam conectados 1738 circuitos primários. Avaliação do Desempenho do Sistema A avaliação do sistema da rede básica que atende ao mercado da AES ELETROPAULO, considerou-se diversos fatores, tais como os limites de capacidade dos transformadores de Fronteira com a Rede Básica e linhas de transmissão. A seguir apresentamos a avaliação do Desempenho do Sistema para condições normais de operação e para condições de emergência de operação, indicando as ampliações e reforços quando necessários. Diagnóstico para as condições normais de operação O desempenho do Sistema de transmissão e dos transformadores de Fronteira, durante o período decenal, esteve dentro de seus respectivos limites de capacidade operativa. Diagnóstico para as condições de emergência de operação Nestas condições são apresentadas as necessidades de ampliações e reforços na Fronteira com a Rede Básica, para o 1º qüinqüênio ( ) e o 2º qüinqüênio ( ). Vale ressaltar que para as obras na Fronteira com a Rede básica para o 1º qüinqüênio ( ) foram consideradas as datas de viabilidade determinadas em estudos realizados no âmbito do Grupo Regional de Estudos de Transmissão GET-SP, sendo assim, as ampliações e reforços no Sistema da AES ELETROPAULO estão coordenados com as obras na Fronteira com a Rede básica e estão previstas no seu Plano de Investimento. No 2º qüinqüênio ( ), as obras na Fronteira com a Rede básica foram referenciadas como sendo datas de necessidade. Portanto, para efetivação dessas obras é necessária a elaboração de estudos específicos de viabilidade técnicaeconômica. e Acre/ Rondônia Ciclo

74 Sistema de 230 kv SE Edgard de Souza Capacidade Instalada: 550 MVA (3 x x 100 MVA ) Capacidade Firme: 400 MVA Nos ano de 2006 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. Esta condição será eliminada após a execução dos seguintes reforços: Implantação da SE Anhanguera /88 kv (2 x 400 MVA); Obras no Sistema de Subtransmissão da AES ELETROPAULO, que possibilitará transferência de carga para a SE Anhanguera. SE Pirituba Capacidade Instalada: 600 MVA (4 x 150MVA) Capacidade Firme: 450 MVA Nos anos de 2006 e 2007 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. Esta condição será eliminada após a execução dos seguintes reforços: Obras no Sistema de Subtransmissão da AES ELETROPAULO, que possibilitará transferência de carga para a SE Milton Fornasaro. Em 2009 e 2010 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. Esta condição será eliminada após a execução dos seguintes reforços: Implantação da SE Jandira /88 kv (2 x 400 MVA); Obras no Sistema de Subtransmissão da AES ELETROPAULO, que possibilitará transferência de carga da SE Pirituba para a SE Anhanguera, da SE Anhanguera para a SE Jandira e da SE Edgard de Souza para a SE Jandira. SE Piratininga Capacidade Instalada: 400 MVA (4 x 100) Capacidade Firme: 300 MVA Nos anos de 2006, 2007 e 2008 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. Esta condição será eliminada após a execução dos seguintes reforços: Implantação da SE Piratininga II (3 x 150 MVA). Esta obra é referencial. O GET-SP está reavaliando a configuração desta obra através do grupo de trabalho composto pelas empresas CTEEP, AES ELETROPAULO, CPFL e EMAE, onde estão verificando a viabilidade técnico/econômico de duas alternativas, 230kV (4 x 300 MVA) e 345kV (3x400 MVA); Obras no Sistema de Subtransmissão da AES ELETROPAULO, que possibilitará transferência de carga da SE Piratininga para a SE Piratininga II, da SE Bandeirantes para a SE Piratininga II e da ETU Henry Borden para a SE Piratininga. e Acre/ Rondônia Ciclo

75 Sistema de 345 kv SE Bandeirantes Capacidade Instalada: 1200 MVA (3 x 400 MVA) Capacidade Firme: 800 MVA Nos anos de 2006, 2007 e 2008 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. Esta condição será eliminada após a execução dos seguintes reforços: Instalação do 3º Banco de Transformador de 300 MVA na SE Embu; Implantação da SE Piratininga II /88 kv (3 x 150 MVA). Esta obra é referencial. O GET-SP está reavaliando a configuração desta obra através do grupo de trabalho composto pelas empresas CTEEP, AES ELETROPAULO, CPFL e EMAE, onde estão verificando a viabilidade técnico-econômica de duas alternativas, 230 kv (4 x 300 MVA) e 345 kv (3 x 400 MVA); Obras no Sistema de Subtransmissão da AES ELETROPAULO, que possibilitará transferência de carga para as SE Embu e SE Piratininga II. SE Leste Capacidade Instalada: 1200 MVA (3 x 400 MVA) Capacidade Firme: 800 MVA No ano de 2015 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. Sistema de 440 kv SE Embu Capacidade Instalada: 600 MVA (2 x 300 MVA ) Capacidade Firme: 300 MVA Nos anos de 2006 e 2007 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. Esta condição será eliminada após a execução do seguinte reforço: Instalação do 3º Banco de Transformador de 300 MVA na SE Embu. SE Jandira Capacidade Instalada: 800 MVA (2 x 400 MVA ) Capacidade Firme: 400 MVA Nos anos de 2014 e 2015 opera acima de sua capacidade firme, no período de carga pesada. e Acre/ Rondônia Ciclo

76 Plano de Obras da AES ELETROPAULO Para atender ao crescimento da demanda do seu mercado a AES ELETROPAULO planeja para o qüinqüênio : Acréscimo de 1573,8 MVA em Estações de Distribuição; Construção de 40,3 km de circuitos de Subtransmissão Aéreo e Subterrâneo; Reconstrução de 85,3 km de circuitos de Subtransmissão Aéreo GRUPO REDE Ao completar 100 anos, a REDE consolida-se como um dos maiores grupos empresariais do Setor Elétrico nacional, atuando na distribuição, geração e comercialização de energia. Sua história teve início em 1903, com a fundação da Empresa Elétrica Bragantina S. A. (EEB). A partir de 1981, outras empresas do interior paulista foram adquiridas dando origem à REDE Empresas de Energia Elétrica. A partir de 1989 o Grupo REDE se espalhou pelo território nacional por meio da aquisição das seguintes empresas: Companhia de Energia Elétrica do estado do Tocantins (CELTINS) em 1989; Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO) de Guarapuava, no Paraná, em 1995; Centrais Elétricas Mato-grossenses S. A. (CEMAT) em 1997; Centrais Elétricas do Pará S. A. (CELPA) em Atualmente, através de suas concessionárias de Distribuição, o Grupo REDE fornece energia para 30% do território nacional destacado na Figura 16. Figura 16. Grupo Rede - Brasil e Acre/ Rondônia Ciclo

77 GRUPO REDE Região Sudeste As Empresas Elétrica Bragantina, Companhia Nacional de Energia Elétrica, Caiuá Serviços de Eletricidade e a Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema compõem as empresas do GRUPO REDE da região do estado de São Paulo, atendendo a mais de 520 mil consumidores (Figura 17). BRAGANTINA Figura 17. Grupo Rede Sudeste Explorando uma área de km2, a Bragantina atende a mais de consumidores distribuídos em 15 municípios dos estados de Minas Gerais e São Paulo, descritos a seguir: Bragança Paulista, Bueno Brandão, Camanducaia, Cambuí, Córrego do Bom Jesus, Estiva, Extrema, Itapeva, Munhoz, Pedra Bela, Pinhalzinho, Senador Amaral, Toledo, Tuiuti, Vargem. Sua rede elétrica é composta de linhas em 138 kv e 34,5 kv e sistema de distribuição em 13,8 kv. A BRAGANTINA, para atender aos seus consumidores, recebe energia através dos seguintes pontos de conexão com a CTEEP e CEMIG: SE Jorge Queiroz de Moraes 138 kv (EEB) conectada a SE Bragança- 138 kv da CTEEP SE Santa Terezinha 138 kv (EEB) em derivação à LT Bragança-Mogi Mirim-II 138 kv da CTEEP Cambuí 69 kv (SE EEB) conectada através da LT-69 kv à SE Pouso Alegre-69 kv da CEMIG. A demanda máxima anual coincidente para esses pontos de conexão, prevista para 2006, é de 140 MW e de 239 MW para e Acre/ Rondônia Ciclo

78 Estão previstas para 2006 as construções da LT Itajubá Cambuí 138 kv (CEMIG) e da SE Cambuí-2 (EEB), para o atendimento aos consumidores da Bragantina situados no sul de Minas Gerais. A região da Bragantina é objeto de estudo no GET-SP através de grupo específico que está avaliando o sistema de 138 kv da região da Mairiporã e Bragança Paulista. CAIUÁ A Caiuá possui uma área de concessão de quilômetros quadrados e atende a uma população de mais de 600 mil habitantes em 24 municípios da Alta Sorocabana e Alta Paulista. São eles: Adamantina, Alfredo Marcondes, Álvares Machado, Caiabu, Caiuá, Emilianópolis, Indiana, Inúbia Paulista, Lucélia, Martinópolis, Osvaldo Cruz, Parapuã, Piquerobi, Pracinha, Presidente Bernardes, Presidente Epitácio, Presidente Prudente, Presidente Venceslau, Regente Feijó, Ribeirão dos Índios, Sagres, Salmourão, Santo Anastácio, Santo Expedito. O sistema elétrico da CAIUÁ é constituído de linhas em 138 kv, 88 kv e 69 kv, além da rede de distribuição nas tensões de 34.5 kv, 13.8 kv e 11 kv. Pontos de Conexão com a CTEEP: Presidente Prudente 88 kv (SE CAIUÁ) ramal de 88 kv; Presidente Prudente-II 138 kv (SE CAIUÁ) em derivação à LT Flórida- Presidente Prudente-138 kv da CTEEP; Eneida 138 kv (SE CAIUÁ) em derivação à LT Flórida - Presidente Prudente- 138kV da CTEEP Presidente Venceslau 138 kv (SE CAIUÁ) em derivação à LT Taquaruçu- Dracena-138 kv da CTEEP Osvaldo Cruz 138 kv (SE CAIUÁ) em derivação à LT Flórida-Tupã-138 kv da CTEEP Martinópolis 88 kv (SE CAIUÁ) em derivação à LT Presidente Prudente- Assis-88 kv da CTEEP Adamantina 69 kv (SE CAIUÁ) ramal de 69kV Flórida-Adamantina PCH s da região: PCH Laranja Doce 0,72 MW PCH Quatiara 2,6 MW Cogeração Térmica de Autoprodutores: (geração sazonal de abril a novembro bagaço de cana) UTE Central de Álcool de Lucélia 8,0 MW UTE Floresta Usina Alto Alegre 10,0 MW (conectada diretamente no sistema de 138 kv da CTEEP LT Flórida-Presidente Prudente-138 kv) A demanda máxima anual coincidente, requerida nos pontos de conexão com a CTEEP, prevista para o ano de 2006 é de 185 MW e para 2015 é de 272 MW, não sendo considerado a cogeração térmica. O plano de expansão contempla a repotencialização para 138kV das suas SEs de P3 e P5, da CAIUÁ, hoje operando em 88 kv, para o início de Para tanto está prevista a construção de um ramal de linha em derivação a LT Rosana Presidente e Acre/ Rondônia Ciclo

79 Prudente, para a conexão destas duas subestações. Esta obra no sistema visa retirar a SE Presidente Prudente (CTEEP) do risco de sobrecarga na contingência de uma dos autotransformadores existentes. A região de Presidente Prudente é objeto de estudo no GET-SP através de grupo específico que está avaliando o sistema de 138 kv. NACIONAL A Nacional atua numa área de concessão que engloba 15 municípios da região de Catanduva e Novo Horizonte (interior do estado de São Paulo), num total de km 2. Atualmente, a empresa é responsável pelo atendimento a mais de 87 mil consumidores espalhados pelos municípios de Adolfo, Borborema (onde mantém a PCH Reynaldo Gonçalves), Catanduva, Catiguá, Elisiário, Irapuã, Itajobi, Marapoama, Mendonça, Nova Aliança, Novaes, Novo Horizonte, Sales, Tabapuã, Urupês. Seu sistema elétrico é composto de linhas em 138 kv, 69 kv, 34,5 kv e 13,8 kv e sua carga é atendida por: Pontos de Conexão com a CTEEP: Catanduva 138 kv (SE CNEE) conectada à SE Catanduva 138 kv da CTEEP; Borborema 138 kv (SE CNEE) em derivação à LT Catanduva-Ibitinga-138 kv da CTEEP; Nova Itapirema 69 kv (SE CNEE) conectada à SE Ubarana -69 kv da CTEEP. PCH da região: PCH Reynaldo Gonçalves 1,0 MW Cogeração Térmica de Autoprodutores: (geração sazonal de maio a novembro bagaço de cana) UTE Cerradinho 17,0 MW (Central Geradora participante do PROINFA com exportação prevista de 40MW e início de operação comercial prevista para 06/2006.) UTE São José da Estiva 8,0 MW UTE Fartura 29,9 MW (PROINFA) A demanda máxima anual coincidente prevista nestes pontos é de 88 MW para 2006 e de 124 MW para 2015, não considerando a cogeração térmica. VALE PARANAPANEMA A Vale Paranapanema atende a mais de 138 mil clientes, numa área de concessão de km 2, beneficiando os seguintes municípios: Arco-Íris, Assis, Bastos, Borá, Cândido Mota, Cruzália, Echaporã, Florínea, Iacri, Ibirarema, Iepê, João Ramalho, Lutécia, Maracai, Nantes, Oscar Bressane, Palmital, Paraguaçu Paulista, Platina, Pedrinhas Paulista, Quatá, Rancharia, Ribeirão do Sul, Rinópolis, Salto Grande, Tarumã, Tupã.Seu sistema elétrico é composto de linhas em 138 kv, 88 kv, 40 kv, 11,4 kv e 13,8 kv. e Acre/ Rondônia Ciclo

80 PCH da região: PCH Pary 1,34 MW Cogeração Térmica de Autoprodutores: (geração sazonal de maio a novembro bagaço de cana) UTE Maracaí 3,5 MW (Central Geradora participante do PROINFA com novo ponto de conexão na LT Presidente Prudente Assis 88 kv, da CTEEP, com exportação de 32 MW e início de operação comercial prevista para 2006) UTE Nova América 10,5 MW UTE Cocal 21,0 MW Esta usina faz parte do plano de energia emergencial, tendo condições de gerar em qualquer período do ano, com contrato até dez/2005. UTE Canaã 30 MW PROINFA, conexão na LT Presidente Prudente Assis 88kV, da CTEEP, através de ramal compartilhado com a UTE Cocal, com início de operação comercial previsto para 01/2006. UTE Água Bonita 10 MW PROINFA, conexão na SE Assis 3, em 88 kv. (Início de operação comercial prevista para 05/2006) Pontos de Conexão com a CTEEP: Subestações em derivação a LT Assis Salto Grande 88 kv (CTEEP) SE Assis-I SE Palmital (Assis/Canoas II) SE Ibirarema SE Cândido Mota Subestações em derivação a LT Presidente Prudente - Assis 88 kv (CTEEP) SE Assis-III SE Paraguaçu Paulista SE Santa Lina Subestações em derivação a LT Flórida Paulista - Tupã 138 kv (CTEEP) SE Tupã SE Bastos A previsão para 2006 da demanda máxima anual coincidente nestes pontos de conexão com a CTEEP é de 150 MW e 208 MW para 2015, não considerando a cogeração. A região de Tupã é objeto de estudo no GET-SP através de grupo específico que está avaliando o sistema de 138 kv. A Tabela 35 mostra uma comparação do mercado do GRRUPO REDE São Paulo do ciclo com o mercado do ciclo onde observa-se que a previsão da carga decresceu nas cargas media e pesada e teve uma grande elevação leve na carga leve, destacando-se a elevação da carga reativa. e Acre/ Rondônia Ciclo

81 Tabela 35 Mercado do GRUPO REDE - Ciclo x Ciclo LEVE GRUPO REDE Ciclo Ciclo MW MW 289,6 320,4 303,3 333,1 316,3 349,3 331, ,4 383,5 363,4 401,6 380,1 420,6 397,8 440,3 461,2 483,1 Mvar Mvar 51,1 96,2 50,7 100,4 52,8 105,4 56,2 111,4 61,6 90,8 61,6 88,5 64,3 83,8 80,8 87, ,4 Variação em relação ao MW 10,6% 9,8% 10,4% 10,5% 5,5% 10,5% 10,7% 10,7% Ciclo passado Mvar 88,3% 98,0% 99,6% 98,2% 47,4% 43,7% 30,3% 8,7% MEDIA GRUPO REDE Ciclo Ciclo MW MW ,7 486,4 571,1 520,8 596,9 545,3 623,7 570,8 651,9 597,2 680,8 624, ,6 683,9 715,6 Mvar Mvar 122,1 230,8 110,9 238,5 115,4 230, ,7 126,5 169,8 132,2 138,8 138,2 126,9 144,5 132,7 138,9 145,3 Variação em relação ao MW -10,7% -11,0% -8,8% -8,6% -8,5% -8,4% -8,2% -8,2% Ciclo passado Mvar 89,0% 115,1% 100,0% 70,0% 34,2% 5,0% -8,2% -8,2% PESADA GRUPO REDE Ciclo Ciclo MW MW 575, , , , , , , Mvar Mvar 110,3 195,4 105,1 199,2 108,3 208,6 113,2 211,7 118,8 175,9 124, ,3 149,9 159,2 156,7 163,9 171,4 Variação em relação ao MW -2,3% -2,2% -2,0% -1,8% -1,7% -1,7% -1,6% -1,7% Ciclo passado Mvar 77,2% 89,5% 92,6% 87,0% 48,1% 33,8% 15,9% -1,6% C L F S C Características do Sistema Elétrico: O sistema elétrico da Cia. Luz e Força Santa Cruz (CLFSC) é suprido pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) e pelas usinas UHE Paranapanema, PCH Boa Vista e PCH Rio Novo, que estão conectadas diretamente ao sistema de distribuição da Santa Cruz. Possui conexões com o SIN através da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP), nas subestações de Avaré Nova (230 kv), Itaí II (138 kv), Bernardino de Campos (88 kv), Ourinhos I (88 kv) e Ourinhos II (88 kv); e Companhia Paranaense de Energia Elétrica (COPEL), na subestação de Barra do Jacaré (34,5 kv). Para a compra de energia, a Santa Cruz mantém contratos com a Duke Energy International Geração Paranapanema S/A, com a Companhia Paranaense de Energia Elétrica (COPEL) e ainda através da aquisição em leilões da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Características do Mercado: A CLFSC atende 27 municípios dos estados de São Paulo e Paraná, abrangendo 41 localidades numa área de km 2. Numa população estimada próxima a habitantes, a Santa Cruz possui um total de consumidores (Figura 18). e Acre/ Rondônia Ciclo

82 Figura 18. Área de Concessão da Cia. Luz e Força Santa Cruz Figura 19. Localidades de Concessão da Cia. Luz e Força Santa Cruz Possuindo 26 subestações instaladas e crescimento anual próximo de 5%, o mercado de distribuição de energia elétrica na Santa Cruz pode ser resumido conforme o Gráfico 18. e Acre/ Rondônia Ciclo

83 Serviço Público 4,9% Consumidores Livres 4,6% Outros 0,2% Residencial 29,5% Iluminação Pública 7,0% Poder Público 3,1% Rural 19,3% Comercial 13,6% Industrial 17,7% Gráfico 18. Distribuição Percentual do Mercado da CLFSC, referência Histórico: A ponta máxima* do sistema CLFSC verificada em 2004 foi de 170,1 MW (setembro/2004). Previsão: Considerando o crescimento histórico espera-se em 2015 uma ponta máxima próxima a 300 MW. Previsão de Crescimento - Demanda Máxima MW Ano Gráfico 19. Previsão de Carga para o Período no Sistema da Santa Cruz Demanda Máxima e Acre/ Rondônia Ciclo

84 A Tabela 36 mostra uma comparação do mercado da CFLSC do ciclo com o mercado do ciclo onde observa-se que a previsão da carga manteve-se praticamente a mesma do ciclo passado. Tabela 36 Mercado da CFLSC - Ciclo x Ciclo LEVE CLFSC Ciclo Ciclo MW MW 81, ,9 86,4 90,7 91,3 95,8 96, ,4 113,2 111,1 119,7 115,9 121,1 126,8 Mvar Mvar 25,6 25,8 27,3 27,4 28, ,5 30,6 34,3 32,4 34,3 32,4 36,2 33,8 38,4 35,2 36,9 38,7 Variação em relação MW 0,7% 0,6% 0,7% 0,6% -4,7% -0,6% -1,9% -3,2% ao Ciclo passado Mvar 0,8% 0,4% 0,7% 0,3% -5,5% -5,5% -6,6% -8,3% MEDIA CLFSC Ciclo Ciclo MW MW 123, ,6 131,3 138, ,3 147, ,9 164, ,4 170,5 187,4 180,8 189,4 198,3 Mvar Mvar 38, ,1 41,2 43,6 43,8 46,3 46,5 49,2 49,5 52,9 51,1 55,7 53, ,8 59,4 62,4 Variação em relação MW 0,6% 0,5% 0,6% 0,5% 0,6% -0,9% -2,2% -3,5% ao Ciclo passado Mvar 0,5% 0,2% 0,5% 0,4% 0,6% -3,4% -4,3% -5,3% PESADA CLFSC Ciclo Ciclo MW MW 168, , , , , , Mvar Mvar 51,4 51,7 54,5 54,8 57,6 57,9 61,2 61,5 64,8 65,1 68,7 67, ,4 77, ,2 Variação em relação MW 0,7% 0,7% 0,6% 0,7% 0,6% -0,4% -1,0% -1,7% ao Ciclo passado Mvar 0,6% 0,6% 0,5% 0,5% 0,5% -1,3% -2,2% -3,4% Obras Constantes do Plano de Obras: Para garantir a qualidade no atendimento de seus consumidores e confiabilidade em seu sistema, a CLFSC tem previsto a execução das obras das Tabela 37 e Tabela 38. Tabela 37 Plano de Obras Subestações \ DESCRIÇÃO Subestações SE Santa Cruz do Rio Pardo 66/11 kv ampliação de 20,0 MVA SE Bernardino de Campos 88/66kV Ampliação de 30,0 MVA DATA e Acre/ Rondônia Ciclo

85 Tabela 38 Plano de Obras Linhas de Transmissão Descrição DATA LT 66 kv Piraju - Ribeirão Claro, recondutoramento 20 km 2006 LT 66 kv Ourinhos - Santa Cruz Do Rio Pardo, recondutoramento 31 km LT 33 kv Manduri - Aguas De Santa Barbara, recondutoramento 25 km LT 66 kv Avare - Cerqueira Cesar, recondutoramento 21 km 2007 LT 66 kv Piraju - Bernardino De Campos, recondutoramento 21 km 2007 LT 66 kv Ribeirao Claro - Jacarezinho, recondutoramento 22 km 2007 LT 66 kv TAP Roncador - Holambra II, instalação 12 km 2008 LT 66 kv Ourinhos Jacarezinho, instalação 22,8 km 2008 Obs.: As datas indicadas para as obras da Santa Cruz são referências de planejamento, podendo ser alteradas E L E K T R O Descrição A ELEKTRO foi privatizada em junho de 1998, fruto da cisão da CESP, com a concessão de Distribuição de Energia Elétrica. Atende a 223 municípios no estado de São Paulo e 5 municípios no estado do Mato Grosso do Sul. Sua área de concessão está distribuída em 8 regionais de distribuição, que são: Andradina, Votuporanga, Rio Claro, Limeira, Tatuí, Itanhaém, Guarujá e Atibaia. Sistema Elétrico Caracteriza-se por possuir um sistema de transmissão essencialmente radial, partindo de instalações da CTEEP em 138 kv, 88 kv e 69 kv. A energia que distribui é importada, sendo os principais supridores a CESP, AES Tiete, Duke Energy e Itaipú. Possui uma PCH de geração própria cuja capacidade é de 1,6 MW. A Tabela 39 mostra uma comparação do mercado da ELEKTRO do ciclo com o mercado do ciclo onde se observa que a previsão da carga manteve-se praticamente a mesma do ciclo passado na carga leve, e com pequena elevação nas cargas média e pesada. e Acre/ Rondônia Ciclo

86 Tabela 39 Mercado da ELEKTRO - Ciclo x Ciclo LEVE ELEKTRO Ciclo Ciclo MW MW 1259,1 1265,4 1306,6 1313,1 1355,4 1362,1 1406,7 1413,5 1514,3 1466,4 1514,3 1521,5 1571,9 1579,4 1631,6 1639,2 1696,8 1752,2 Mvar Mvar 257,9 263, ,8 277,8 283,9 267,8 274,1 310,1 284,1 310,1 316,9 321,7 328,8 333,8 341,1 352,8 364,3 Variação em relação ao MW 0,5% 0,5% 0,5% 0,5% -3,2% 0,5% 0,5% 0,5% Ciclo passado Mvar 2,2% 2,2% 2,2% 2,4% -8,4% 2,2% 2,2% 2,2% MEDIA ELEKTRO Ciclo Ciclo MW MW 1436,9 1461,8 1492,3 1518,2 1548, , ,9 1697,6 1733,4 1763, ,9 1869,5 1901,5 1974,3 2050,9 Mvar Mvar , , ,8 391,1 401,3 406,4 417,1 422,5 433,5 438,4 449,9 456,1 468,1 485,5 504,5 Variação em relação ao MW 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% Ciclo passado Mvar 2,6% 2,7% 2,6% 2,6% 2,6% 2,6% 2,6% 2,6% PESADA ELEKTRO Ciclo Ciclo MW MW 2146, , , , , , Mvar Mvar ,1 387,2 387,2 402,5 402,5 419,3 419,4 436,5 436,5 454,1 454,2 472,2 472,2 491,1 491,2 510,6 528,3 Variação em relação ao MW 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% Ciclo passado Mvar 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Programa de Obras : Linhas de Transmissão: Ramal Itanhaém 2 ( dois circuitos) 138 kv de 0,2 km para 2006 Principais Subestações: Itanhaém 2 138/13,8 kv - 33 MVA em 2006 Principais Ampliações da Capacidade Instada em Subestações: Francisco Morato - 138/13,8 kv - 33 MVA em 2007 Cordeirópolis - 138/13,8 kv - 33 MVA em 2007 Araras 2-138/13,8 kv - 33 MVA em 2008 Arujá - 138/13,8 kv - 33 MVA em 2009 Ubatuba 1-138/13,8 kv - 33 MVA em 2010 Guarujá 3-138/13,8 kv - 33 MVA em 2010 Análise do Sistema de Transmissão, em Regime Normal e Emergência Os limites de carregamento de linhas de transmissão considerados nas análises são os propostos pela ELEKTRO e amplamente utilizados pelo Setor Elétrico já há vários anos. A ELEKTRO não concorda com os limites de carregamento propostos pela CTEEP em suas linhas de transmissão e que implicam em custos adicionais para os consumidores de energia elétrica. Este assunto está sendo tratado pela ANEEL através da Audiência Pública 046/2004 e até que seja emitida uma resolução com a e Acre/ Rondônia Ciclo

87 posição definitiva, a ELEKTRO continuará usando os limites anteriormente praticados na elaboração do seu planejamento. Região de Rio Claro e Limeira A região de Araras, Leme e Rio Claro apresenta problemas de queda de tensão em regime normal, a partir de Esses problemas não se repetem em situações de contingência. A SE Santo Antonio de Posse também apresenta tensão abaixo de 0,95 pu a partir de 2008, em situação normal e em emergência. A LT Mogi Mirim 2 - Bragança Paulista apresenta violações no carregamento, a partir de 2006, em regime normal e contingência, principalmente no trecho entre Mogi Mirim 2 Santo Antonio da Posse. Para toda esta região, os problemas são resolvidos com o conjunto de obras indicado no Estudo da Região do Pardo [14], no âmbito do GET/SP, que são: Construir a SE Araras 440/138 kv no ano 2008, com dois transformadores de 300 MVA, secionando, na Rede Básica, um circuito da LT 440 kv Araraquara - Santo Ângelo e, nas demais instalações de transmissão, os dois circuitos da LT 138 kv Rio Claro I - Porto Ferreira; Recapacitar em 2011 a LT 138 kv S. Bárbara - M. Mirim II, CD, 63 km, em 477 MCM, para a temperatura de 75 o C; Instalar o quarto transformador 440/138 kv de 300 MVA na SE Ribeirão Preto no ano Região de Atibaia e Litoral Norte A região de Atibaia, Franco da Rocha, Francisco Morato e Bom Jesus dos Perdões apresenta problemas de nível de tensão a partir de As LTs Mairiporã Bragança Paulista e Mairiporã Santo Ângelo apresentam problemas de carregamento a partir de Esses problemas são resolvidos a partir de 2008 com as obras da região de Guarulhos e com a LT Guarulhos Mairiporã. Esse conjunto de obras está sendo reavaliado no âmbito do GET/SP. A região de Bom Jardim e Cabreuva apresenta problemas no nível de tensão, principalmente na perda da transformação 440/138 kv 150 MVA de Bom Jardim. Esses problemas são resolvidos com a instalação imediata de compensação reativa indicada em estudo do GET/SP [15] listados no item As transformações de Bom Jardim e Cabreuva 440/138 kv 150 MVA apresentam violações de carregamento para contingências a partir de 2006, resolvidas com a entrada do 2 o banco de Cabreuva, a partir de A região de Ubatuba apresenta problemas atuais no nível de tensão, verificados nos casos em regime normal, que são solucionados com as obras indicadas pelo Estudo do Litoral Norte do GET/SP [13], a partir de e Acre/ Rondônia Ciclo

88 Região Sul e Litoral Sul A transformação de Capão Bonito 230/138 kv 75 MVA, apresenta sobrecarga a partir de 2006 quando da perda de um transformador, que é solucionada com a entrada da transformação 230/138 kv em Itararé 2 e da LT 230 kv Jaguariaiva Itararé 2, a partir de O conjunto de ampliações previsto na Rede Básica da região de Capão Bonito mostrase extremamente necessário, pois a região apresenta situação precária em contingências n-1, tanto nos circuitos que interligam o sistema 230 kv da região quanto nas transformações da Rede Básica para a Rede de Conexão. Região Norte e Oeste Essa região apresenta problemas de violação de carregamento, em regime normal, a partir de 2006, nas LTs Três Lagoas Três Lagoas Y, Andradina Valparaíso, Três Irmãos Valparaíso. Esses problemas são resolvidos com o conjunto de obras previstos no estudo de integração da UTE Três Lagoas, pendentes de autorização da ANEEL. A SE Flórida Paulista apresenta problema de tensão em regime normal, a partir de 2006, resolvido com a entrada em operação do banco de capacitores de 30 Mvar, prevista para A SE Dracena apresenta problema de tensão em regime normal, a partir de 2006 e está sendo analisada no âmbito do GET/SP, com a revisão do estudo da região de Rosana/Prudente. Fato Relevante No âmbito das Distribuidoras, tem-se observado um aumento significativo das consultas de acesso de novos geradores de energia elétrica, principalmente oriundos do PROINFA e do Leilão de Energia Nova, solicitando conexão de geração a biomassa e PCHs, no sistema de distribuição ou nas Demais Instalações da Transmissão. No âmbito da ELEKTRO, pode-se destacar que no ano de 2005 foram analisadas 15 consultas. Outro fato relevante são os consumidores que estão solicitando a migração para o 138 kv nas DITs de São Paulo. Nesse caso, a ELEKTRO realizou 11 análises. Recomendações Devem ser considerados os estudos que estão sendo realizados no âmbito do GET/SP, principalmente relativos às regiões do Pardo (Araras), Mairiporã Bragança Paulista, Rosana Prudente e Litoral Norte. É necessário efetuar gestões junto à ANEEL no sentido de autorizar as obras indicadas para a Rede Básica e as DITs de São Paulo, principalmente na região de Capão Bonito Itararé 2 e Valparaíso Três Irmãos Jupiá Ilha Solteira. e Acre/ Rondônia Ciclo

89 C P F L A CPFL é hoje a quarta empresa distribuidora de eletricidade do Brasil, e o total de energia que fornece representa 6,6% do mercado brasileiro e 20,9% do mercado paulista. Em São Paulo, a CPFL ocupa a segunda posição entre as concessionárias distribuidoras de eletricidade, atendendo a uma população de aproximadamente 8 milhões de habitantes em uma área de 90 mil km², referente a 234 municípios e 3 milhões de consumidores. Mais de 40% da energia distribuída pela CPFL é consumida pelo setor industrial, enquanto o setor residencial consome pouco mais de 25%. O comércio é responsável pelo consumo de cerca de 15% da energia produzida, restando os demais 20% à iluminação pública, serviços públicos e setor rural, entre outros. O setor residencial é responsável por cerca de 40% do faturamento da CPFL, enquanto que o setor industrial responde por pouco mais de 30% do faturamento. A previsão para a demanda máxima anual coincidente no sistema da CPFL é de MW em 2006, evoluindo para MW em A Tabela 40 mostra uma comparação do mercado da CPFL do ciclo com o mercado do ciclo Observa-se que a previsão de carga (ativa e reativa) dos patamares médio e pesado cresceu sobremaneira, destacando-se o elevado crescimento da parcela reativa da carga média. Tabela 40 Mercado da CPFL - Ciclo x Ciclo Conforme a Figura 20, o sistema elétrico da CPFL é formado por três sistemas de subtransmissão em 138 kv interligados entre si: Sudeste, Noroeste e Nordeste, caracterizados a seguir. e Acre/ Rondônia Ciclo

90 Nordeste Noroeste Sudeste CPFL Sudeste Figura 20. Área de Concessão da CPFL A CPFL Sudeste tem como principais centros de carga as regiões de Campinas, Americana, Piracicaba e o Circuito das Águas Paulista. As subestações da CPFL nessas áreas são atendidas através de linhas de 138 kv, que derivam das transformações 440/138 kv das subestações Santa Bárbara, Sumaré e Mogi Mirim III, todas da CTEEP, e da transformação 345/138 kv da subestação Campinas, de FURNAS. Desta forma, o sistema de 138 kv da CPFL Sudeste, operando em anel, atua como um elo entre dois sistemas distintos, fazendo com que diferentes despachos de geração nas usinas conectadas à Rede Básica provoquem diferentes solicitações nessas transformações, causando, para um mesmo ano de análise, ora um maior carregamento nos transformadores 440/138 kv, ora nos transformadores 345/138 kv. Portanto, o dimensionamento da capacidade instalada em transformação nos pontos de fronteira com a Rede Básica depende não apenas do montante de carga a ser atendida, mas também do comportamento energético dos sistemas de 440 kv da CTEEP e de 345 kv e 500 kv de FURNAS. A CPFL Sudeste ainda conecta-se às regiões Nordeste e Noroeste da CPFL através das LTs 138 kv Piracicaba - Araraquara e Botucatu - Piracicaba, respectivamente. As Figura 21 a Figura 23 apresentam os sistemas de suprimento da CPFL Sudeste a partir das transformações de fronteira com a Rede Básica: e Acre/ Rondônia Ciclo

91 Araraquara 440 kv R. Preto 440 kv (CTEEP) Araraquara 440 kv Araraquara 500 kv (CTEEP) (FURNAS) Fidusa Fibra II Fibra Polyenka Alpargatas Ficap US.CARIOBA White Martins Toyobo Goodyear IPÊ Plastipak PAULINIA Replan STA. BÁRBARA (CTEEP) 440/138 kv ESMERALDA JARDIM AMERICANA CILLOS Ober NOVA ODESSA Air Liquide Rhodia Dupont MORUMBI TANQUINHO CAMPINAS (FURNAS) 500/345 kv 345/138 kv FAZ. VELHA NOVA VENEZA MONTE D'ESTE Pirelli II SUMARÉ ORQUÍDEA Fortilit Villares BARÃO GERALDO N. APARECIDA QUILOMBO Assis 440 kv (CTEEP) SUMARÉ (CTEEP) 440/138 kv Bemaf HORTOLÂNDIA MORRO AZUL Cobrasma GE BOA VISTA Bosch CHAPADÃO TAQUARAL CAMPINAS CENTRO PAINEIRAS NOTRE DAME SOUSAS CIDADE JARDIM ANDORINHA LEGENDA Pirelli II BANDEIRANTES TREVO FIGUEIRA SE TRANSFORMADORA EAT/AT Gessy VALINHOS SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL JD. MARAJÓ VIRACOPOS Subestação Particular LT 69 kv (CPFL) LT 138 kv (CPFL) Mercedes Benz DIC EATON SACI LT 345 kv (FURNAS) VIRACOPOS (FEPASA) LT 440 kv (CTEEP) LT 500 kv (FURNAS) B. Jardim 440 kv (CTEEP) Ibiúna 500 kv (FURNAS) Figura 21. Sistema de 138 kv das Regiões de Campinas e Americana S. J. B. Vista 138 kv (CTEEP) PINHAL US. ELOY CHAVES M. Guaçu I US. PINHAL M. Mirim II M. MIRIM III (CTEEP) 440/138 kv ITAPIRA PRADOS Araraquara 440 kv (CTEEP) Luk LINDOIA SERRA NEGRA LEGENDA Sta. Bárbara 138 kv (CTEEP) SE TRANSFORMADORA EAT/AT SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular Subestação CTEEP Subestação Outra Distribuidora LT 138 kv (CPFL) LT 440 kv (CTEEP) Jaguariuna (CMS) Sto. Antonio Posse (ELEKTRO) Pedreira (CMS) Jaguariuna (CTEEP) Sto. Ângelo 440 kv (CTEEP) TRÊS PONTES AMPARO Química Amparo Sta. Terezinha (REDE) Bragança Paulista 138 kv (CTEEP) Figura 22. Sistema de 138 kv da Região de Piracicaba e Acre/ Rondônia Ciclo

92 ARARAQUARA 138 kv (CPFL) Araraquara 440 kv (CTEEP) R. Preto 440 kv (CTEEP) G. PEIXOTO 138 kv (CPFL) SÃO PEDRO CHARQUEADA COSTA PINTO Codistil Dedini STA. TEREZINHA Cabreúva 440 kv (CTEEP) BOTUCATU 138 kv (CPFL) White Martins Belgo Mineira BEIRA RIO PIRACICABA VCP Piracicaba Caterpillar UNILESTE STA. BÁRBARA (CTEEP) 440/138 kv US.CARIOBA NAZARÉ STA. CECÍLIA PIRACICAMIRIM STA. BÁRBARA BARBARENSE Assis 440 kv (CTEEP) SALTINHO RIO DAS PEDRAS SUMARÉ (CTEEP) 440/138 kv LEGENDA SE TRANSFORMADORA EAT/AT MONTE MOR SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular CAPIVARI Vidraria Sta. Marina ELIAS FAUSTO B. Jardim 440 kv (CTEEP) LT 69 kv (CPFL) LT 138 kv (CPFL) LT 440 kv (CTEEP) Cabreúva 440 kv (CTEEP) Figura 23. Sistema de 138 kv da Região do Circuito das Águas As transformações que atendem ao sistema elétrico de 138 kv da CPFL Sudeste apresentam a seguinte configuração atual: SE Santa Bárbara 440/138 kv 3x300 MVA (CTEEP) SE Sumaré 440/138 kv 2x300 MVA (CTEEP) SE Mogi Mirim III 440/138 kv 2x300 MVA (CTEEP) SE Campinas 345/138 kv 4x150 MVA (FURNAS) Atualmente, na SE Santa Bárbara, em razão da superação do nível de capacidade interruptiva de curto-circuito da maioria dos equipamentos do setor de 138 kv, há separação de barras: dois dos três autotransformadores 440/138 kv de 300 MVA estão atendendo ao sistema da CPFL, enquanto que a outra unidade está voltada à região do Pardo. Essa configuração pode provocar sobrecarga em operação normal, dependendo-se do despacho da geração associada à rede de 440 kv. O programa de ampliações para a região da Grande Campinas, ajustado conforme as Resoluções ANEEL 197 de 2004 e 247 de 2005 e as referências [16] e [17] é mostrado na Tabela 41: Tabela 41 Programa de Obras para Região da Grande Campinas Para o ano 2009, está prevista a construção da SE Sousas II 500/138 kv, como expansão referencial do sistema supridor à região de Campinas em virtude do esgotamento da capacidade de ampliação das SEs Santa Bárbara e Campinas. A SE Sousas II foi projetada para secionar a LT 500 kv Campinas - Ibiúna, com a instalação e Acre/ Rondônia Ciclo

93 inicial de dois autotransformadores de 300 MVA. O programa de obras no sistema de 138 kv da CPFL Sudeste associado à SE Sousas II é apresentado a seguir, a partir do seccionamento dos dois circuitos da LT 138 kv Tanquinho - Viracopos; destaca-se que muitas das construções de linhas propostas ocorrem sobre as instalações existentes, aproveitando-se, portanto, as faixas de servidão disponíveis: Construção da LT 138 kv Sousas II - Tanquinho, circuito simples, em cabo 1x795 MCM a 75 graus, com 19 km de extensão. Construção da LT 138 kv Sousas II - Valinhos, circuito simples, em cabo 1x795 MCM a 75 graus, com 17 km de extensão. Construção da LT 138 kv Sousas II - Viracopos, circuito simples, em cabo 1x795 MCM a 75 graus, com 37 km de extensão, com a alteração da configuração do atendimento às SEs 138 kv da CPFL em Itatiba, que passarão a ser alimentadas em dupla derivação das LTs 138 kv Sousas II - Viracopos e Sousas II - Valinhos. Reconstrução da LT 138 kv Valinhos - Viracopos, circuito simples, de 23 km de extensão, para cabo 1x795 MCM a 75 graus. Construção da LT 138 kv Sousas II - Trevo, circuito simples, de 22 km de extensão, utilizando a faixa de servidão ocupada pelo sistema de 69 kv; para tanto, a SE Figueira deve ser convertida para a tensão de 138 kv e a atual LT 138 kv Tanquinho - Valinhos será desviada para a SE Paineiras, criando o terceiro circuito da LT 138 kv Tanquinho - Paineiras. A Figura 24 apresenta a conexão da SE Sousas II ao sistema de 138 kv da CPFL: R. Preto 440 kv (CTEEP) Araraquara 500 kv (FURNAS) Fidusa Fibra II Fibra Polyenka Alpargatas Ficap US.CARIOBA White Martins Toyobo Goodyear IPÊ Plastipak PAULINIA Replan STA. BÁRBARA (CTEEP) 440/138 kv ESMERALDA JARDIM AMERICANA CILLOS Ober NOVA ODESSA Air Liquide Rhodia Dupont MORUMBI TANQUINHO CAMPINAS (FURNAS) 500/345 kv 345/138 kv FAZ. VELHA SUMARÉ ORQUÍDEA NOVA VENEZA Fortilit Villares Pirelli II MONTE D'ESTE BARÃO GERALDO N. APARECIDA QUILOMBO Assis 440 kv (CTEEP) SUMARÉ (CTEEP) 440/138 kv Bemaf HORTOLÂNDIA MORRO AZUL Cobrasma GE BOA VISTA Bosch CHAPADÃO TAQUARAL CAMPINAS CENTRO PAINEIRAS NOTRE DAME CIDADE JARDIM ANDORINHA Pirelli II BANDEIRANTES TREVO FIGUEIRA Gessy VALINHOS SE TRANSFORMADORA EAT/AT SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL JD. MARAJÓ Mercedes Benz VIRACOPOS EATON SACI Subestação Particular DIC LT 138 kv (CPFL) LT 345 kv (FURNAS) VIRACOPOS (FEPASA) LT 440 kv (CTEEP) B. Jardim 440 kv Ibiúna 500 kv LT 500 kv (FURNAS) (CTEEP) (FURNAS) Figura 24. Sistema de 138 kv das Regiões de Campinas e Americana com a Conexão da SE Sousas II 500/138 kv Na Tabela 42 são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem à CPFL Sudeste, em condição normal de operação: e Acre/ Rondônia Ciclo

94 Tabela 42 Carregamento das Transformações de Fronteira SE Santa Barbara - Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) CTEEP e Transformador MVA TR-1 440/138 kv ,4 71,7 63,9 64,4 59,5 69,0 62,2 75,4 70,4 87,0 TR-2 440/138 kv ,4 71,7 63,9 64,4 59,5 69,0 62,2 75,4 70,4 87,0 TR-3 440/138 kv ,4 71,7 63,9 64,4 59,5 69,0 62,2 75,4 70,4 87,0 TR-4 440/138 kv 300 * 71,7 63,9 64,4 59,5 69,0 62,2 75,4 70,4 87,0 Entrada do 4 o ATR 440/138 kv de 300 MVA E Sumaré - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/138 kv ,5 60,1 60,1 39,1 38,2 45,5 42,2 45,2 43,8 46,0 TR-2 440/138 kv ,5 60,1 60,1 39,1 38,2 45,5 42,2 45,2 43,8 46,0 TR-3 440/138 kv 300 * * * 39,1 38,2 45,5 42,2 45,2 43,8 46,0 Entrada do 3 o ATR 440/138 kv de 300 MVA SE Campinas - FURNAS Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 345/138 kv ,2 91,4 89,0 62,1 69,1 85,9 75,3 82,6 87,6 88,2 TR-2 345/138 kv ,0 91,2 88,8 61,9 68,9 85,7 75,1 82,4 87,4 88,0 TR-3 345/138 kv ,9 81,3 79,2 55,2 61,4 76,4 67,0 73,5 77,9 78,5 TR-4 345/138 kv ,5 91,7 89,3 62,3 69,3 86,2 75,5 82,9 87,9 88,5 TR-5 345/138 kv ,8 81,2 79,1 55,2 61,4 76,4 66,9 73,4 77,9 78,4 Entrada do 5 o ATR 345/138 kv de 150 MVA SE Mogi Mirim III - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/138 kv ,4 57,6 55,8 46,5 55,7 50,7 62,9 64,6 66,8 71,9 TR-2 440/138 kv ,4 57,6 55,8 46,5 55,7 50,7 62,9 64,6 66,8 71,9 TR-3 440/138 kv ,4 57,6 55,8 46,5 55,7 50,7 62,9 64,6 66,8 71,9 Entrada do 3 o ATR 440/138 kv de 300 MVA Transformador MVA TR-1 500/138 kv 300 * * * 55,8 68,6 56,3 79,7 70,3 86,4 79,7 TR-2 500/138 kv 300 * * * 55,8 68,6 56,3 79,7 70,3 86,4 79,7 Na Tabela 43 são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem à CPFL Sudeste, em emergências: e Acre/ Rondônia Ciclo

95 Tabela 43 Carregamento Corrigido pela Tensão Perda de 1 ATR Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) SE Santa Barbara - e CTEEP MVA TR-1 440/138 kv 300 * * * * * * * * * * TR-2 440/138 kv , 8 86,1 78,3 78,8 71,0 83,7 76,9 92,3 87,2 107, 9 TR-3 440/138 kv , 86,1 78,3 78,8 71,0 83,7 76,9 92,3 87,2 107, MVA 8 9 TR-4 440/138 kv 300 * 86,1 78,3 78,8 71,0 83,7 76,9 92,3 87,2 107, 9 Entrada do 4 o ATR 440/138 kv de 300 MVA Capacidad Perda da LT 440 kv Santa Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Barbara - Sumaré (CTEEP) TR-1 440/138 kv , 90,6 67,8 91,7 67,8 97,4 71,0 112, 88,8 132, TR-2 440/138 kv , 90,6 67,8 91,7 67,8 97,4 71,0 112, 88,8 132, TR-3 440/138 kv , 90,6 67,8 91,7 67,8 97,4 71,0 112, 88,8 132, , TR-4 440/138 kv ,6 67,8 91,7 67,8 97,4 71,0 112, 88,8 132, TR-1 Entrada do 4 o ATR 440/138 kv de 300 MVA Capacidad Perda de 1 ATR Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e SE Sumaré - CTEEP MVA /138 kv 300 * * * * * * * * * * TR-2 440/138 kv ,5 94,7 84,1 49,9 48,7 58,2 54,1 57,6 56,1 58,4 TR-3 440/138 kv 300 * * * 49,9 48,7 58,2 54,1 57,6 56,1 58,4 Entrada do 3 o ATR 440/138 kv de 300 MVA Perda de 1 ATR SE Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) Campinas - FURNAS e MVA TR-1 345/138 kv 150 * * * * * * * * * * TR-2 345/138 kv , 1 112, 3 104, 4 69,4 87,6 108, 1 96,0 101, 1 111, 4 106, 8 TR-3 345/138 kv , 100, 93,0 61,8 78,1 96,4 85,6 90,1 99,3 95,2 0 1 TR-4 345/138 kv , 8 112, 9 104, 9 69,8 88,1 108, 7 96,5 101, 7 112, 0 107, 4 TR-5 345/138 kv ,9 100, 93,0 61,8 78,1 96,3 85,5 90,1 99,2 95,1 0 Entrada do 5 o ATR 345/138 kv de 150 MVA e Acre/ Rondônia Ciclo

96 Perda de 1 ATR SE Mogi Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) Mirim III - CTEEP e MVA TR-1 440/138 kv 300 * * * * * * * * * * TR-2 440/138 kv ,3 78,7 74,9 64,5 74,6 67,6 84,2 89,3 91,0 99,0 TR-3 440/138 kv ,3 78,7 74,9 64,5 74,6 67,6 84,2 89,3 91,0 99,0 Entrada do 3 o ATR 440/138 kv de 300 MVA Perda de 1 ATR SE Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) Sousas - FURNAS e MVA TR-1 500/138 kv 300 * * * * * * * * * * TR-2 500/138 kv 300 * * * 92,2 106, 6 Dos resultados das simulações, concluiu-se que: 87,5 124, 0 109, 6 Todas as transformações apresentaram desempenho adequado em condição normal de operação, porém houve restrições em situações de emergências. A SE Santa Bárbara 440/138 kv apresentou desempenho adequado somente após a entrada da 4 a unidade de 300 MVA (dezembro de 2006) e a troca dos equipamentos de 138 kv com capacidade interruptiva de curto-circuito superada (agosto de 2007). De 2007 a 2012 não foram observadas restrições. Em 2013 e 2015 registrou carregamento superior a 100% na hipótese de perda da LT 440 kv Santa Bárbara - Sumaré. Em 2015 registrou carregamento superior a 100% na hipótese de perda de uma de suas unidades transformadoras. As SEs Sumaré e Mogi Mirim III 440/138 kv apresentaram operação adequada em todo o período estudado para as emergências a que foram submetidas. A SE Campinas 345/138 kv não apresentou desempenho satisfatório, mesmo após a instalação do quinto autotransformador de 150 MVA em 2006, obra ainda não autorizada pela ANEEL. Nas simulações de emergência, registrou carregamento superior a 100% na maioria dos anos do período decenal, influenciada pelos elevados despachos associados aos sistemas de 345 kv e 500 kv, considerando-se o efeito combinado das LTs 500 kv Londrina - Assis - Araraquara, Araraquara - Campinas e Campinas - Ibiúna, além da ampliação da transformação 500/345 kv. No entanto, segundo o critério de carregamento de transformadores proposto pelas Empresas Distribuidoras, que admite uma sobrecarga de até 20% em situações de emergência, constatou-se desempenho adequado da SE Campinas 345/138 kv ao longo de todo o período. O quinto autotransformador 345/138 kv de 150 MVA da SE Campinas foi representado nos casos base do Plano Decenal a partir do ano Como esta obra requer a autorização da ANEEL e o prazo mínimo de execução é de aproximadamente 18 meses, é provável que esta ampliação esteja em operação somente em 2007, o que poderá agravar o carregamento dessa transformação em A SE Sousas 500/138 kv se mostrou ineficaz como expansão de referência para a região, registrando carregamentos superiores a 100% em 2010 e a partir de 2012 na perda de uma de suas unidades. A sobrecarga superou 20% em 2012 e a partir de , 1 122,0 e Acre/ Rondônia Ciclo

97 CPFL Nordeste A CPFL Nordeste tem como principais centros de carga as regiões de Araraquara, Ribeirão Preto, Barretos, Franca e São Carlos. As subestações da CPFL nessas áreas são atendidas através de linhas de 138 kv, que derivam das transformações 440/138 kv das subestações Araraquara e Ribeirão Preto, da CTEEP, da transformação 345/138 kv de Mascarenhas de Moraes (FURNAS) e das usinas Porto Colômbia e Mascarenhas de Moraes, ambas de FURNAS, e Euclides da Cunha e Ibitinga, da AES Tietê. A CPFL Nordeste ainda conecta-se às regiões Sudeste e Noroeste da CPFL através das LTs 138 kv Piracicaba - Araraquara e São José do Rio Preto - Barretos, respectivamente. As figuras a seguir apresentam os sistemas de suprimento da CPFL Sudeste a partir das transformações de fronteira com a Rede Básica: UHE Marimbondo 500 kv CTEEP) Laranjeiras 69 kv UHE Água Vermelha 440 kv CTEEP) DOBRADA Laranjeiras 138 kv Catanduva 138 kv (CTEEP) UHE Ilha Solteira 440 kv CTEEP) Citrosuco Paulista Iguapé 138 kv ITÁPOLIS MATÃO PROGRESSO RINCÃO UHE Ibitinga (CTEEP) 138 kv Laranjeiras 138 kv ARARAQUARA (FURNAS) AMÉRICO BRASILIENSE IBITINGA ARARAQUARA (CTEEP) 440/138 kv UIRAPURU Cutrale ARARAQUARA Poços de Caldas 500 kv GAVIÃO PEIXOTO PAIOL UHE A. S. Lima 138 kv (CTEEP) Bauru 69 kv Jau 69 kv IBATÉ DESCALVADO Porto Ferreira 138 kv (CTEEP) LEGENDA SE TRANSFORMADORA EAT/AT USINA HIDRELÉTRICA AES TIETÊ Bauru 440 kv (CTEEP) BOA ESPERANÇA DO SUL FERRAZ SALES São Carlos II (CTEEP) BETHÂNIA PARAÍSO BELA VISTA SÃO CARLOS SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular LT 69 kv (CPFL) LT 138 kv (CPFL) LT 440 kv (CTEEP) LT 500 kv (CTEEP) BROTAS UHE Barra Bonita 138 kv (CTEEP) Piracicaba 69 kv Piracicaba 138 kv Rio Claro 138 kv (CTEEP) Santa Bárbara 440 kv (CTEEP) Figura 25. Sistema de 138 kv das Regiões de Araraquara e São Carlos e Acre/ Rondônia Ciclo

98 UHE Porto Colômbia (FURNAS) 138 kv CEMIG IGARAPAVA UHE Estreito 345 kv (FURNAS) MIGUELÓPOLIS COLÔMBIA GÁVEA CATU UHE M. Moraes (FURNAS) PEDREGULHO 345/138 kv ITUVERAVA 138 kv OP. 69 kv IPUÃ UHE Furnas 345 kv (FURNAS) GUARÁ BARRETOS S. J. R. Preto 138 kv MINERVA PIONEIROS GUANABARA FRANCA J. Paulista 69 kv CHÃO PRETO V. DO ROSÁRIO S.J.BARRA Us. São Joaquim RESENDE DIAMANTE CUTRALE COLINA MORRO AGUDO US. DOURADOS PATROCÍNIO PTA. ANHANGUERA LEGENDA NUPORANGA Caiçara 138 kv M. Cipó 69 kv M. Cipó 138 kv SE TRANSFORMADORA EAT/AT USINA HIDRELÉTRICA FURNAS LT 69 kv (CPFL) SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL LT 138 kv (CPFL) Subestação Particular LT 345 kv (FCE) Figura 26. Sistema de 138 kv das Regiões de Franca e Barretos Barretos 138 kv UHE Água Vermelha 440 kv CAJOBI J. Paulista 69 kv MONTE AZUL PAULISTA BEBEDOURO FRUTESP VIRADOURO CAIÇARA Pioneiros 69 kv BATATAIS UHE M. Moraes 138 kv (FURNAS) CARGILL BRODOSQUI PITANGUEIRAS PONTAL R.PRETO NOROESTE JARDINÓPOLIS VILA ALBERTINA UHE Água Vermelha 440 kv (CTEEP) PIRANGI TAIUVA IPIRANGA PETROBRÁS IPANEMA MORRO DO CIPO ALTINÓPOPLIS STA. ADELIA MTE. ALTO ITACOLOMI CESTARI BARRINHA ATHENAS JABOTICABAL CORREGO RICO HUMAITÁ SERTÃOZINHO METROPOLITANA PATRIARCA IGUAPÉ RIB. PRETO BONFIM PTA. LEÃO XIII RIBEIRÃO PRETO (CTEEP) 440/138 kv SERRANA CAJURU LARANJEIRAS TAQUARITINGA ESPERANÇA Us. São Martinho US. Acucareira Corona PRADÓPOLIS CRAVINHOS ITAIPAVA E. Cunha 138 kv (CTEEP) Araraquara 440 kv (CTEEP) Us. G. Peixoto 138 kv Paiol / Araraquara (CTEEP) 138 kv Us. G. Peixoto 69 kv SÃO SIMÃO Mercocitrico Artivinco LEGENDA Araraquara / Araraquara (CTEEP) 138 kv São Simão (Fepasa) SE TRANSFORMADORA EAT/AT Celpav USINA HIDRELÉTRICA AES TIETÊ S. Bárbara 440 kv (CTEEP) Porto Ferreira 138 kv (CTEEP) SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular LT 69 kv (CPFL) LT 138 kv (CPFL) LT 440 kv (CTEEP) Figura 27. Sistema de 138 kv das Regiões de Franca e Barretos As transformações que atendem ao sistema elétrico de 138 kv da CPFL Nordeste apresentam a seguinte configuração atual: SE Araraquara 440/138 kv 3x300 MVA (CTEEP) SE Ribeirão Preto 440/138 kv 2x300 MVA (CTEEP) SE UHE Mascarenhas de Moraes 345/138 kv 1x150 MVA (FURNAS) As subestações da CTEEP são atendidas pelo sistema de 440 kv que está interligado às usinas hidrelétricas de grande porte situadas nos rios Paraná e Grande. Já as subestações UHE Mascarenhas de Moraes e Porto Colômbia, de FURNAS, estão conectadas ao sistema de 345 kv associado à geração das usinas do rio Grande, porém atualmente o transformador 345/138 kv de Porto Colômbia não está instalado e apenas a geração da usina alimenta o sistema de 138 kv da CPFL Nordeste. e Acre/ Rondônia Ciclo

99 O programa de ampliações para a região da CPFL Nordeste, ajustado conforme as Resoluções ANEEL 363 de 2004, e das referências [10], [16], [17] e [14] é o seguinte: Tabela 44 Plano de Obras para a Região CPFL Nordeste Destaca-se que a revisão do estudo de suprimento à região do Pardo ratificou a recomendação da construção de uma nova subestação 440/138 kv no município de Araras em 2008, região de Rio Claro antes da instalação do 4 o ATR 440/138 kv na SE Araraquara, que foi postergado para A principal razão desse adiamento se deveu ao impacto da nova SE Ribeirão Preto 500/440 kv, solução decorrente dos estudos de reforços da ampliação da interligação Norte - Sul no estado de São Paulo. Com isso, foi previsto um acréscimo de aproximadamente 200 MW no carregamento da SE Ribeirão Preto 440/138 kv, forçando nessa transformação a entrada em operação quase que simultaneamente das unidades 3 e 4, respectivamente 2008 e A seguir são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem à CPFL Nordeste, em condição normal de operação: Tabela 45 Carregamento nas Transformações que Atendem a CPFL Nordeste Regime Normal SE Araraquara - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/138 kv ,8 69,5 64,5 50,1 63,2 57,3 76,2 81,5 65,4 72,3 TR-2 440/138 kv ,8 69,5 64,5 50,1 63,2 57,3 76,2 81,5 65,4 72,3 TR-3 440/138 kv ,8 69,5 64,5 50,1 63,2 57,3 76,2 81,5 65,4 72,3 TR-4 440/138 kv 300 * * * * * * * * 65,4 72,3 Entrada do 4 o ATR 440/138 kv de 300 MVA SE Ribeirão Preto - Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) CTEEP e Transformador MVA TR-1 440/138 kv ,4 77,5 71,9 52,7 44,7 58,5 48,6 58,8 56,8 68,2 TR-2 440/138 kv ,4 77,5 71,9 52,7 44,7 58,5 48,6 58,8 56,8 68,2 TR-3 440/138 kv 300 * * * 52,7 44,7 58,5 48,6 58,8 56,8 68,2 TR-4 440/138 kv 300 * * * 52,7 44,7 58,5 48,6 58,8 56,8 68,2 Entrada do 3 o e 4 o ATRs 440/138 kv de 300 MVA em Dez/2008 SE M. Moraes - FURNAS Capacidade Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) Transformador MVA TR-1 345/138 kv ,8 38,7 23,0 34,1 27,1 40,9 30,2 44,1 42,7 51,0 TR-2 345/138 kv ,8 38,7 23,0 34,1 27,1 40,9 30,2 44,1 42,7 51,0 Entrada de 2 ATRs 345/138 kv de 400 MVA - Considerados em Caso Base a partir de 2006 A seguir são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem à CPFL Nordeste, em condições de emergências: e Acre/ Rondônia Ciclo

100 Tabela 46 Carregamento nas Transformações que Atendem a CPFL Nordeste Emergência Perda de 1 ATR Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) SE Araraquara - CTEEP e MVA TR-1 440/138 kv 300 * * * * * * * * * * TR-2 440/138 kv ,0 96,5 88,4 70,6 86,9 80,2 105, 112, 83,6 90,4 5 3 TR-3 440/138 kv ,0 96,5 88,4 70,6 86,9 80,2 105, 112, 83,6 90,4 5 3 TR-4 440/138 kv 300 * * * * * * * * 83,6 90,4 Entrada do 4 o ATR 440/138 kv de 300 MVA Perda de 1 ATR Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) SE Ribeirão Preto - e CTEEP MVA TR-1 440/138 kv 300 * * * * * * * * * * TR-2 440/138 kv , 126, 136, 67,9 58,0 75,3 63,0 75,9 73,7 87, TR-3 440/138 kv 300 * * * 67,9 58,0 75,3 63,0 75,9 73,7 87,4 TR-4 440/138 kv 300 * * * 67,9 58,0 75,3 63,0 75,9 73,7 87,4 Entrada do 3 o e 4 o ATRs 440/138 kv de 300 MVA em Dez/2008 Perda de 1 ATR Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) SE M. Moraes - FURNAS e MVA TR-1 345/138 kv 400 * * * * * * * * * * TR-2 345/138 kv ,6 69,1 43,1 62,6 51,4 76,4 59,2 81,4 81,4 94,2 Entrada de 2 ATRs 345/138 kv de 400 MVA - Considerados em Caso Base a partir de 2006 Dos resultados das simulações, concluiu-se que: Todas as transformações apresentaram desempenho adequado em condição normal de operação, porém houve restrições em situações de emergências. A SE Araraquara 440/138 kv apresentou desempenho adequado de 2006 a 2011, na hipótese de perda de 1 de suas unidades de 300 MVA. Em 2012 e 2013, registrou carregamento superior a 100%, reduzido em 2014 com a instalação da 4 o unidade. A restrição prevista em 2012 e 2013 se deveu à não consideração da ampliação da SE Araras 440/138 kv em 2012 nos casos base do ciclo decenal , diferentemente do que foi proposto pelo relatório que avaliou o reforço no suprimento à região do Pardo [14]. A SE Ribeirão Preto 440/138 kv apresentou desempenho adequado, considerando-se as unidades 3 e 4 em operação no caso base do ano No entanto, poderá haver sobrecarga inadmissível de 2006 a 2008, em emergência, até que as ampliações sejam concluídas. Os autotransformadores 345/138 kv de 400 MVA a serem instalados na SE Mascarenhas de Moraes foram representados nos casos base do Plano Decenal a partir do ano Como esta obra requer a autorização da ANEEL e o prazo mínimo de execução é de aproximadamente 18 meses, é provável que esta ampliação esteja em operação somente em 2007, o que poderá causar carregamentos elevados nessa transformação em 2006, em condição e Acre/ Rondônia Ciclo

101 normal de operação. Destaca-se que a obra exige também a troca de 12 disjuntores do setor de 138 kv da subestação. Com as novas unidades em operação, não foram observadas restrições até o fim do período estudado. CPFL Noroeste A CPFL Noroeste tem como principais centros de carga as regiões de Bauru, São José do Rio Preto, Lins, Marília, Botucatu e Araçatuba. As subestações da CPFL nessas áreas são atendidas através de linhas de 138 kv, que derivam das transformações 440/138 kv da subestação Bauru e 230/138 kv da subestação Botucatu, ambas da CTEEP, e das usinas Nova Avanhandava, Água Vermelha, Promissão, Barra Bonita e Bariri, em que as instalações de geração pertencem à AES Tietê e as subestações de 138 kv, à CTEEP. A CPFL Noroeste conecta-se às regiões Sudeste e Nordeste da CPFL através das LTs 138 kv Piracicaba - Botucatu e São José do Rio Preto - Barretos, respectivamente. Também apresenta uma extensa rede em 69 kv responsável pelo suprimento secundário aos centros de carga citados. As figuras a seguir apresentam os sistemas de suprimento da CPFL Noroeste a partir das transformações de fronteira com a Rede Básica e das usinas hidrelétricas da AES Tietê: S. J. R. Preto 138 kv (CTEEP) UHE N. Avanhandava 138 kv (CTEEP) UHE MARIO LOPES LEÃO Penápolis 69 kv (CTEEP) UHE Ilha Solteira 440 kv (CTEEP) PROMISSÃO TROPICAL BERTIN LINS UHE Ilha Solteira 440 kv (CTEEP) LEGENDA GETULINA CAFELÂNDIA SE TRANSFORMADORA EAT/AT GUARANTÃ USINA HIDRELÉTRICA AES TIETÊ SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL CAMBARÁ Subestação Particular PIRAJUÍ LT 69 kv (CPFL) LT 138 kv (CPFL) LT 440 kv (CTEEP) PRES. ALVES POMPÉIA TARUMÃ MARÍLIA ITAMBÉ VERA CRUZ VITÓRIA Bauru 440/138 kv (CTEEP) BAURU TERRA BRANCA Araraquara 440 kv (CTEEP) Us. G. Peixoto 69 kv UHE Bariri 138 kv (CTEEP) Cabreúva 440 kv (CTEEP) Embu Guaçu 440 kv (CTEEP) Assis 440 kv DUARTINA (CTEEP) Figura 28. Sistemas de 69 kv e 138 kv das Regiões de Bauru, Lins e Marília e Acre/ Rondônia Ciclo

102 LEGENDA SE CTEEP 138 kv USINA HIDRELÉTRICA AES TIETÊ SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular LT 69 kv (CPFL) UHE Ilha Solteira 440 kv (CTEEP) LT 138 kv (CPFL) LT 440 kv (CTEEP) UHE NOVA AVANHANDAVA UHEs Três Irmãos / UHE Jupiá 138 kv (CTEEP) UHE Ilha Solteira 440 kv (CTEEP) (CPFL) Valparaiso ARAÇATUBA GUARARAPES TRIANON BAGUAÇU IPORÃ GUARANI BIRIGUI S. J. R. Preto 138 kv (CTEEP) BARBOSA S. J. R. Preto 138 kv (CTEEP) UHE MARIO LOPES LEÃO ORIENTO COROADOS GLICÉRIO Lins 138 kv PENÁPOLIS BRAÚNA Penápolis Flórida Paulista 138 kv (CTEEP) PIACATU PROMISSÃO Lins 69 kv Araraquara 440 kv (CTEEP) Araraquara 440 kv (CTEEP) Figura 29. Sistemas de 69 kv e 138 kv da Região de Araçatuba UHE Ibitinga 138 kv (CTEEP) Us. Gavião Peixoto 69 kv BARIRI Araraquara 440 kv (CTEEP) Us. Gavião Peixoto 69 kv BOCAINA UHE Ilha Solteira 440 kv (CTEEP) Lins 69 kv BAURU UHE A. SOUZA LIMA Bauru 440/138 kv (CTEEP) HIPÓDROMO Cia. Jauense de Fiacao CANAVIAL ANTONINA Marília 138 kv Assis 440 kv (CTEEP) TERRA BRANCA PEDERNEIRAS JAÚ US. LAMBARI DOIS CORREGOS Rio Claro I 138 kv (CTEEP) ESTORIL US. da BARRA DURATEX AGUDOS MACATUBA B.BONITA GAIVOTA LENÇÓIS PAULISTA TRANS. LENCOIS IGARAÇU DO TIETÊ UHE BARRA BONITA Cabreúva 440 kv (CTEEP) Zillo Lorenzetti SÃO MANOEL LEGENDA Sumaré 440 kv (CTEEP) SE TRANSFORMADORA EAT/AT Assis 440 kv (CTEEP) BOTUCATU AUXILIADORA Piracicaba 138 kv USINA HIDRELÉTRICA AES TIETÊ Botucatu 230/138 kv (CTEEP) SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular LT 69 kv (CPFL) LT 138 kv (CPFL) UHE Chavantes 230 kv (CTEEP) Eucatex Duratex Cerquilho 88 kv (CTEEP) Edgar de Souza 230 kv (CTEEP) Tietê 138 kv (CTEEP) LT 230 kv (CTEEP) LT 440 kv (CTEEP) UHE Chavantes 88 kv (CTEEP) Capão Bonito 230 kv (CTEEP) Embu Guaçu 440 kv (CTEEP) Figura 30. Sistemas de 69 kv e 138 kv das Regiões de Botucatu e Jaú e Acre/ Rondônia Ciclo

103 UHE Marimbondo 500 kv (FURNAS) LEGENDA UHE Água Vermelha 440 kv (CTEEP) PALESTINA ICEM SE CTEEP 138 kv SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular Votuporanga II 138 kv (CTEEP) UHE Água Vermelha 440 kv (CTEEP) NOVA GRANADA ALTAIR LT 69 kv (CPFL) LT 138 kv (CPFL) LT 440 kv (CTEEP) LT 500 kv (FURNAS) Barretos 138 kv TANABI Ribeirão Preto 440 kv (CTEEP) Barretos 69 kv AMÉRICA UHE Ilha Solteira 440 kv (CTEEP) MONTE APRAZÍVEL MIRASSOL CONGONHAS S.JOSÉ DO RIO PRETO JARDIM PAULISTA AUSTA Pirangi 69 kv AEROPORTO PRIMAVERA S. J. R. Preto 138 kv (CTEEP) Araraquara 500 kv (FURNAS) Vila Ventura Araraquara 440 kv (CTEEP) JOSÉ BONIFÁCIO UHE N. Avanhandava 138 kv (CTEEP) Araraquara 440 kv (CTEEP) Catanduva 138 kv (CTEEP) Ubarana Catanduva 138 kv (CTEEP) UHE Promissão 138 kv (CTEEP) Figura 31. Sistemas de 69 kv e 138 kv da Região de São José do Rio Preto As transformações que atendem ao sistema elétrico de 138 kv da CPFL Noroeste apresentam a seguinte configuração atual: SE Bauru 440/138 kv 2x150 MVA (CTEEP) SE Botucatu 230/138 kv 3x75 MVA (CTEEP) A subestação Bauru é atendida pelo sistema de 440 kv que está interligado às usinas hidrelétricas de grande porte situadas no rio Paraná. Já a subestação Botucatu é suprida pela rede de 230 kv associada à geração das usinas do rio Paranapanema e ao intercâmbio Sul - Sudeste. O programa de ampliações para o suprimento à CPFL Noroeste, ajustado conforme a Resolução ANEEL 197 de 2004 e as referências [16] e [17] é mostrado na Tabela 47. Tabela 47 Programa de Obras da CPFL - Região Noroeste Como indicado na tabela anterior, está prevista para 2008 a construção da SE Mirassol II 440/138 kv, secionando os dois circuitos da LT 440 kv Ilha Solteira - Araraquara, obra definida no relatório [13] que estudou as regiões de São José do Rio Preto e Catanduva. Trata-se de uma solução para aliviar o carregamento das linhas de e Acre/ Rondônia Ciclo

104 138 kv da CTEEP e melhorar o perfil de tensão das subestações que atendem à região de São José do Rio Preto. O programa de obras no sistema de 138 kv da CPFL Noroeste associado à SE Mirassol II é apresentado a seguir, a partir do secionamento de dois circuitos da LT 138 kv São José do Rio Preto (CTEEP) - São José do Rio Preto (CPFL): Lançamento do segundo circuito no trecho de LT 138 kv São José do Rio Preto (CPFL) - Tap Mirassol, com 20 km de extensão, em cabo MCM. Construção da LT 138 kv Mirassol II - São José do Rio Preto (CTEEP), circuito duplo, sendo o trecho novo em cabo 1x795 MCM a 75 o C, com 9 km de extensão. Construção da LT 138 kv Mirassol II - São José do Rio Preto (CPFL), circuito duplo, sendo o trecho novo em cabo 1x795 MCM a 75 o C, com 13 km de extensão. A Figura 32 a seguir apresenta a conexão da SE Mirassol II ao sistema de 138 kv da CPFL: UHE Marimbondo 500 kv (FURNAS) LEGENDA UHE Água Vermelha 440 kv (CTEEP) ICEM PALESTINA Votuporanga II 138 kv (CTEEP) UHE Água Vermelha 440 kv (CTEEP) NOVA GRANADA ALTAIR TANABI AMÉRICA UHE Ilha Solteira 440 kv (CTEEP) MONTE APRAZÍVEL MIRASSOL CONGONHAS S.JOSÉ DO RIO PRETO JARDIM PAULISTA AUSTA Pirangi 69 kv AEROPORTO S. J. R. Preto 138 kv (CTEEP) Mirassol II 440/138 kv (CTEEP) PRIMAVERA Vila Ventura Araraquara 440 kv (CTEEP) Araraquara 500 kv (FURNAS) JOSÉ BONIFÁCIO UHE N. Avanhandava 138 kv (CTEEP) Ubarana Araraquara 440 kv (CTEEP) Catanduva 138 kv (CTEEP) Catanduva 138 kv (CTEEP) UHE Promissão 138 kv (CTEEP) Figura 32. Conexão da SE Mirassol 440/138 kv ao Sistema Elétrico A seguir são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem à CPFL Noroeste, em condição normal de operação: e Acre/ Rondônia Ciclo

105 Tabela 48 Fluxo nas Transformações que Atendem a CPFL Região Noroeste SE Bauru - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/138 kv ,2 63,2 51,6 44,4 50,1 50,3 59,8 66,4 79,8 86,5 TR-2 440/138 kv ,2 63,2 51,6 44,4 50,1 50,3 59,8 66,4 79,8 86,5 TR-3 440/138 kv 150 * * 41,0 44,4 50,1 50,3 59,8 66,4 79,8 86,5 Entrada do 3 o ATR 440/138 kv de 150 MVA SE Botucatu - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/138 kv ,0 58,1 69,0 49,8 61,6 56,4 73,4 61,9 77,1 66,9 TR-2 440/138 kv ,0 58,1 69,0 49,8 61,6 56,4 73,4 61,9 77,1 66,9 TR-3 440/138 kv 75/150 (*) 70,7 61,4 72,8 49,8 61,6 56,4 73,4 61,9 77,1 66,9 (*) Substituição da 3 a unidade 230/138 kv de 75 MVA por uma unidade de 150 MVA SE Mirassol - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/138 kv 300 * * * 52,9 67,0 92,3 92,0 104, 5 120, 9 139, 1 Construção da SE Mirassol 440/138 kv em Dez/2008 A seguir são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem à CPFL Noroeste, em condições de emergências: Tabela 49 Carregamento Corrigido pela Tensão Capacidad Perda de 1 ATR Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e SE Bauru - CTEEP MVA * TR-1 440/138 kv 150 * * * * * * * * * 128, 131, TR-2 440/138 kv ,8 66,3 74,8 76,6 90,4 100, TR-3 440/138 kv 150 * * 62,6 66,3 74,8 76,6 90,4 100, 118, 3 118, 3 131, 5 131, 5 5 Entrada do 3 o ATR 440/138 kv de 150 MVA Perda de 1 ATR Capacidade Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) SE Botucatu - CTEEP MVA TR-1 440/138 kv 150 * * * * * * * * * * TR-2 104, 440/138 kv ,6 106, 69,8 88,7 82,8 104, 86,6 108, 94, TR-3 440/138 kv 75/150 (*) 109, 96,6 112, 69,8 88,7 82,8 104, 86,6 108, (*) Substituição da 3 a unidade 230/138 kv de 75 MVA por uma unidade de 150 MVA 94,3 e Acre/ Rondônia Ciclo

106 Dos resultados das simulações, concluiu-se que: As transformações 440/138 kv de Bauru e 230/138 kv de Botucatu apresentaram desempenho adequado em condição normal de operação, porém registraram restrições em situações de emergências. A transformação 440/138 kv de Mirassol apresentou sobrecarga em condição normal de operação a partir de Houve sobrecarga inadmissível na transformação 440/138 kv da SE Bauru nos anos 2006 e 2007, eliminada somente com a instalação da terceira unidade de 150 MVA em abril de Segundo a CTEEP, esta unidade será deslocada da SE Capivara quando a última for ampliada com um novo transformador de 300 MVA. Na SE Botucatu 230/138 kv foram observados carregamentos superiores a 100% na hipótese de perda de uma de suas futuras unidades de 150 MVA, tanto em 2006, ano de realização da obra, como também no segundo qüinqüênio, tendo sido considerada a substituição da terceira unidade de 75 MVA. No entanto, conforme o critério de carregamento de transformadores proposto pelas Empresas Distribuidoras, que admite uma sobrecarga de até 20% em situações de emergência, constatou-se desempenho adequado da SE Botucatu 230/138 kv ao longo de todo o período. Recomendações Reavaliar o planejamento de expansão vigente para a região da Grande Campinas, uma vez que tanto a instalação do 5 o autotransformador 345/138 kv na SE Campinas como a construção da SE Sousas 500/138 kv não se mostraram eficazes para controlar os carregamentos observados nesses pontos em níveis admissíveis. Como outras soluções, propõe-se que a reavaliação considere, por exemplo, a instalação de autotransformadores de maior capacidade na SE Sousas e, alternativamente ao projeto de construção de uma nova subestação, analisar a viabilidade de aproveitamento do setor de 500 kv da SE Campinas para a instalação de uma transformação 500/138 kv no pátio existente. Analisar, em estudo conjunto com as empresas concessionárias das regiões de São José do Rio Preto, Catanduva e Votuporanga (CPFL, Grupo REDE, ELEKTRO e CTEEP), a data de necessidade de ampliação da SE Mirassol (ou a análise de outra alternativa, como a ampliação da SE Água Vermelha 440/138 kv), visto que houve sobrecarga em operação normal nessa transformação em Analisar alternativas para eliminação de sobrecarga na transformação da SE Santa Bárbara 440/138 kv, para a hipótese de desligamento da LT 440 kv Santa Bárbara - Sumaré, evento mais crítico para os autotransformadores do que a perda de uma de suas próprias unidades. e Acre/ Rondônia Ciclo

107 C P F L P I R A T I N I N G A A CPFL Piratininga possui 1,1 milhão de clientes e atende a 27 municípios e um distrito do estado de São Paulo, distribuídos nas regiões da Baixada Santista e Oeste Paulista, em cidades como Sorocaba, Jundiaí, Indaiatuba, Itu, Salto, Santos, Cubatão, São Vicente e Praia Grande. A sua área de atuação está localizada em uma região altamente desenvolvida em termos de infra-estrutura, grandes indústrias, turismo e escoamento da produção, além de significativas atividades no comércio e agricultura, tendo km² onde vivem mais de 3 milhões de habitantes. A Empresa possui 11,6% de participação no mercado de energia do estado de São Paulo e 3,6% do Brasil. Quase 60% da energia distribuída pela CPFL Piratininga é consumida pelo setor industrial, enquanto o setor residencial consome pouco mais de 20%. O comércio é responsável pelo consumo de cerca de 12% da energia produzida, restando os demais 8% à iluminação pública, serviços públicos e setor rural, entre outros. O setor industrial é responsável por mais de 45% da receita líquida da CPFL Piratininga, enquanto que o setor residencial responde por cerca de 30%. A previsão para a demanda máxima anual coincidente no sistema da CPFL Piratininga é de MW em 2006, evoluindo para MW em Conforme a Figura 33, o sistema elétrico da CPFL Piratininga é formado por dois sistemas de subtransmissão em 88 kv não interligados entre si: Oeste e Baixada Santista, caracterizados a seguir. Destaca-se que o sistema Oeste ainda se divide em dois subsistemas também não interligados: Sorocaba e Jundiaí. A Tabela 50 mostra uma comparação do mercado da CPFL Piratininga do ciclo com o mercado do ciclo Observa-se que a previsão de carga (ativa e reativa) dos patamares médio e pesado cresceu sobremaneira, destacando-se o elevado crescimento da parcela reativa da carga média. Tabela 50 Mercado da CPFL Piratininga - Ciclo x Ciclo e Acre/ Rondônia Ciclo

108 Oeste Baixada Figura 33. Área de Concessão da CPFL Piratininga Área Oeste Suprida pela SE Oeste 440/ kv, da CTEEP, que alimenta as linhas de 88 kv Oeste - Porto Góes 1-2, Oeste - São Roque 1-2 e Oeste - Sorocaba 1-2; e pela SE Bom Jardim 440/ kv, também da CTEEP, alimentando as linhas de 88 kv Bom Jardim - Vila Rami 1-2 e 3-4. Essa área é hoje responsável por 54% da demanda total da empresa. As figuras a seguir apresentam os sistemas de suprimento da Área Oeste a partir das transformações de fronteira com a Rede Básica: Sumaré 440 kv (CTEEP) Vinhedo PLAYCENTER FEPASA LOUVEIRA Bragança Paulista 138 kv (CTEEP) Taubaté 440 kv (CTEEP) Bom Jardim 440/88 kv (CTEEP) 2 2 Siemens Louveira Vera Cruz LEGENDA SE TRANSFORMADORA EAT/AT SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular LT 88 kv (CPFL PIRATININGA) LT 138 kv (CTEEP) LT 440 kv (CTEEP) Cabreúva 440 kv (CTEEP) Itupeva Ekanobel Pepsi Jundiai Vila Rami Terra da uva Duratex 2 Sifco 2 Alvorada Elekeiroz Varzea Paulista Continental Teves Krupp I Campo Limpo Krupp II Santo Ângelo 440 kv (CTEEP) Edgar Souza 230 kv (CTEEP) Jordanésia Pirituba 88 kv (CTEEP) Figura 34. Sistema de 88 kv da Região de Jundiaí e Acre/ Rondônia Ciclo

109 Bauru 440 kv (CTEEP) INDAIATUBA Toyota Botucatu 230 kv (CTEEP) PORTO FELIZ PAPEL SALTO PORTO GOES Eucatex Alcoa G. Lever Bom Jardim 440 kv (CTEEP) Bauru 440 kv (CTEEP) SCHINCARIOL Rondon CABREÚVA ITU LEGENDA ARAMAR FEPASA-IPERO BOITUVA VARNHAGEM SE TRANSFORMADORA EAT/AT SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Subestação Particular SOROCABA SIMUS PIRELLI FAÇO Oeste 440/88 kv (CTEEP) VOTORANTIM VOTOCEL BALTAR ENERTEC LUK REPRESA AÇOS IPANEMA ALÉM RIO DIXIE FEPASA Z.F. SOROCABA CBA CBA Cargill São Roque Mairinque Edgar Souza 88 kv (CTEEP) Embu Guaçu 440 kv (CTEEP) Edgar Souza 88 kv (CTEEP) Edgar Souza 230 kv (CTEEP) Subestação ELEKTRO LT 88 kv (CPFL PIRATININGA) VOTORANTIM SALTO DE PIRAPORA Ibiúna LT 230 kv (CTEEP) LT 440 kv (CTEEP) Piedade Embu Guaçu 440 kv (CTEEP) Figura 35. Sistema de 88 kv da Região de Sorocaba As transformações que atendem ao sistema elétrico de 88 kv da Área Oeste apresentam a seguinte configuração atual: SE Oeste 440/ kv 3x400 MVA (CTEEP) SE Bom Jardim 440/ kv 2x300 MVA (CTEEP) O carregamento das transformações 440/88 kv das SEs Oeste e Bom Jardim não é influenciado pelas variações dos despachos de geração do Sistema Interligado, visto que a demanda da CPFL Piratininga é atendida de forma radial. A SE Bom Jardim atende também a subestações da Eletropaulo, enquanto a SE Oeste alimenta também uma subestação da Elektro. O programa de ampliações para a Área Oeste, ajustado conforme a Resolução ANEEL 197 de 2004 e as referências [16] e [17] é o seguinte: Tabela 51 Programa de Ampliações para CPFL Piratininga Área Oeste Obra Data Instalação do 3 o ATR 440/ kv de 300 MVA na SE Bom Jardim ABR/2006 (*) Adequação do Vão de Interligação de Barras de 88 kv da SE Oeste ABR/2006 Adequação de 4 Módulos de Manobra de 88 kv da SE Bom Jardim DEZ/2006 Adequação de 6 Módulos de Manobra de 88 kv da SE Oeste DEZ/2006 Instalação de 50 Mvar de Compensação Reativa na SE Bom Jardim DEZ/2008 (Setor de 88 kv) (*) Obra autorizada à CTEEP pela Resolução ANEEL 197/04 e Acre/ Rondônia Ciclo

110 A seguir são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem à Área Oeste da CPFL Piratininga, em condição normal de operação: Tabela 52 Fluxo nas Transformações da CPFL Piratininga Região Oeste Regime Normal SE Oeste - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/88 kv ,6 74,1 75,3 81,2 84,3 90,7 90,9 90,6 91,1 98,2 TR-2 440/88 kv ,2 74,7 75,9 81,8 85,0 91,3 91,5 91,3 91,8 99,0 TR-3 440/88 kv ,2 74,7 75,9 81,8 85,0 91,3 91,5 91,3 91,8 99,0 SE Bom Jardim - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 440/88 kv ,2 67,7 58,0 61,9 64,3 68,0 65,7 69,7 71,1 77,3 TR-2 440/88 kv ,2 67,7 58,0 61,9 64,3 68,0 65,7 69,7 71,1 77,3 TR-3 440/88 kv ,2 67,7 58,0 61,9 64,3 68,0 65,7 69,7 71,1 77,3 Entrada da 3 a unidade 440/88 kv de 300 MVA em 2006 e Saída da Carga da Eletropaulo em A seguir são apresentados os desempenhos das transformações em análise que atendem a Área Oeste da CPFL Piratininga, em condições de emergências: Tabela 53 Fluxo nas Transformações da CPFL Piratininga Região Oeste Emergência Perda de 1 ATR SE Oeste Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) - CTEEP e MVA TR-1 440/88 kv 400 * * * * * * * * * * TR-2 440/88 kv , 5 114, 4 116, 6 126, 0 131, 0 142, 6 141, 7 139, 6 140, 6 152, 0 TR-3 440/88 kv , 5 114, 4 116, 6 126, 0 131, 0 142, 6 141, 7 139, 6 140, 6 152, 0 Perda de 1 ATR SE Bom Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) Jardim - CTEEP e MVA TR-1 440/88 kv 300 * * * * * * * * * * TR-2 440/88 kv , 2 104, 0 88,4 94,6 98,1 104, 1 98,4 105, 5 106, 4 117, 4 TR-3 440/88 kv , 2 104, 0 88,4 94,6 98,1 104, 1 98,4 105, 5 106, 4 117, 4 Entrada da 3 a unidade 440/88 kv de 300 MVA em 2006 e Saída da Carga da Eletropaulo em Dos resultados das simulações, concluiu-se que: e Acre/ Rondônia Ciclo

111 Não foram registradas violações do limite nominal das transformações estudadas em condição normal de operação. A SE Oeste 440/88 kv atingiu 99% de sua capacidade no ano horizonte. Em relação ao carregamento da SE Oeste 440/88 kv, observou-se em todo o período, em primeira contingência, a superação do limite adotado pela CTEEP. Para o critério considerado pelas empresas distribuidoras de São Paulo, que admite um carregamento de 120% nas unidades remanescentes na mesma situação de indisponibilidade, a violação foi verificada no ano Quanto à SE Bom Jardim, a operação com três transformadores de 300 MVA a partir de 2006 e a transferência das subestações da Eletropaulo para outro sistema supridor após a entrada em operação da SE Anhanguera 345/88 kv e da LT 88 kv Milton Fornasaro - Remédios foram medidas eficazes para manter o carregamento da transformação 440/88 kv em níveis adequados até o ano 2010, na hipótese de primeira contingência. A partir de 2011, o limite adotado pela CTEEP para a SE Bom Jardim 440/88 kv foi superado para a indisponibilidade de uma unidade, porém com o critério considerado pelas empresas distribuidoras de São Paulo o carregamento permaneceu abaixo do limite até Área Baixada Santista Com 46% da demanda total da empresa, a área da Baixada Santista tem suas cargas alimentadas pela SE Baixada Santista 345/ kv, da CTEEP, através das linhas de 88 kv Baixada Santista - Capuava 1-2 e Baixada Santista - Henry Borden ; e pela geração da UHE Henry Borden, da EMAE, através das linhas de 88 kv Henry Borden - Pedro Taques 1-2, Henry Borden - Jabaquara e Henry Borden - Refinaria 1-2. A Figura 36 apresenta o sistema de suprimento da Área Baixada Santista a partir da transformação de fronteira com a Rede Básica: LEGENDA Piratininga 230 kv (CTEEP) SE TRANSFORMADORA EAT/AT SUBESTAÇÃO PRÓPRIA CPFL Pedreira / Piratininga 88 kv (CTEEP) Sul 88 kv (CTEEP) Sul 345 kv (CTEEP) Santo Ângelo 440 kv (CTEEP) Capoava 88 kv (CTEEP) Tijuco Preto 750 kv (FURNAS) Tijuco Preto 345 kv (FURNAS) Manah Subestação Particular LT 88 kv LT 138 kv LT 230 kv LT 345 kv LT 440 kv LT 750 kv Embu Guaçu 345 kv (CTEEP) Embu Guaçu 440 kv (CTEEP) Itaberá 750 kv (FURNAS) Union Carbide Indag Baixada Santista 345/88 kv MRS Logística 2 Ultrafértil Piaçaguera 2 2 Columbian H.Borden H 2 Parisi 2 2 V. Carvalho 138 kv 2 Cosipa H.Borden 2 (CTEEP) 2 Petrobrás Cubatão Alemoa CIA Santista Papel Mário Brígido Marapé Voturuá Jabaquara km 5 Boqueirão Vila Matias Vila Nova Estuário Mongaguá 138 kv (CTEEP) Pedro Taques Praia Grande Figura 36. Sistema de 88 kv da Região da Baixada Santista e Acre/ Rondônia Ciclo

112 A transformação que atende ao sistema elétrico de 88 kv da Área Baixada Santista apresenta a seguinte configuração atual: SE Baixada Santista 345/ kv 2x400 MVA (CTEEP) O carregamento da transformação 345/88 kv da SE Baixada Santista não é influenciado pelas variações dos despachos de geração do Sistema Interligado, visto que a demanda da CPFL Piratininga é atendida de forma radial, exceção feita à geração da UHE Henry Borden. O setor de 88 kv da SE Baixada Santista atende também a subestações da Eletropaulo. O programa de ampliações para a Área Baixada, ajustado conforme a Resolução ANEEL 197 de 2004 e as referências [16] e [17] é mostrado na Tabela 54. Tabela 54 Programa de Ampliações para Área Baixada Santista Obra Instalação do 3 o ATR 345/ kv de 400 MVA na SE Baixada Santista Instalação de 2 Módulos de Manobra de 88 kv na SE Baixada Santista (LT 88 kv B. Santista - H. Borden 56) Adequação de 6 Módulos de Manobra de 88 kv da SE Baixada Santista Adequação do Setor de 88 kv da SE Henry Borden (Substituição de 25 disjuntores de 88 kv) (*) Obra autorizada à CTEEP pela Resolução ANEEL 197/04 (**) Instalação não é DIT - A obra não tem data definida Data mar/2006 (*) abr/2006 (*) jun//2007 (**) Na Tabela 55 é apresentado o desempenho da transformação em análise que atende à Área Baixada da CPFL Piratininga, em condição normal de operação: Tabela 55 Fluxo nas Transformações da CPFL Piratininga Baixada Santista Condição Normal SE Baixada - CTEEP Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) e Transformador MVA TR-1 345/88 kv ,3 58,2 60,4 61,3 51,1 38,0 27,1 29,5 35,1 61,1 TR-2 345/88 kv ,8 57,7 59,9 60,8 50,7 37,7 26,8 29,2 34,8 60,6 TR-3 345/88 kv ,8 57,7 59,9 60,8 50,7 37,7 26,8 29,2 34,8 60,6 Entrada da 3 a unidade 345/88 kv de 400 MVA em 2006 e Saída da Carga da Eletropaulo em 2009 Na Tabela 56 é apresentado o desempenho da transformação em análise que atende à Área Baixada da CPFL Piratininga, em condições de emergências: e Acre/ Rondônia Ciclo

113 Tabela 56 Fluxo nas Transformações Baixada Santista Emergência Perda de 1 ATR SE Capacidad Carregamento Corrigido Pela Tensão (%) Baixada - CTEEP e MVA TR-1 345/88 kv 400 * * * * * * * * * * TR-2 345/88 kv ,4 91,9 92,9 77,2 56,7 40,7 43,6 52,2 93,0 96,4 TR-3 345/88 kv ,4 91,9 92,9 77,2 56,7 40,7 43,6 52,2 93,0 96,4 Entrada da 3 a unidade 440/88 kv de 300 MVA em 2006 e Saída da Carga da Eletropaulo em Dos resultados das simulações, concluiu-se que após a instalação do 3 o ATR 345/88 kv de 400 MVA na SE Baixada Santista, não foram observadas violações de carregamento nessa transformação, tanto para a condição normal de operação quanto em contingências. No entanto, até sua energização prevista para março de 2006, a indisponibilidade de uma unidade poderá causar cortes de carga na região da Baixada Santista em qualquer regime de demanda. Adicionalmente, destaca-se que haverá restrição para que o 3 o ATR 345/88 kv de 400 MVA na SE Baixada Santista seja energizado em paralelo com as duas unidades atuais, em razão da superação da capacidade interruptiva de curto-circuito dos disjuntores do setor de 88 kv da SE Henry Borden. Como não há data prevista para a substituição desses equipamentos, o novo autotransformador poderá operar apenas na condição de reserva de emergência, até a plena adequação dos módulos de manobra. Recomendações Como no horizonte de planejamento não há obras referenciais para a SE Oeste 440/88 kv, recomenda-se a abertura de um grupo de trabalho para estudar alternativas de expansão para a região de Sorocaba, em conjunto com a CTEEP e a Eletropaulo, no âmbito do GET-SP da EPE, para eliminar as sobrecargas verificadas. Destaca-se que a SE Oeste está projetada para a instalação do 4 o ATR 440/ kv de 400 MVA, mas com a necessidade de abertura do barramento de 88 kv para evitar a violação de capacidade operativa dos equipamentos de proteção (capacidade de interrupção de curtocircuito). Deverá também ser avaliada a possibilidade de interligação dos sistemas de 88 kv atualmente supridos de forma independe pelas SEs Oeste e Bom Jardim e, ainda, o possível aproveitamento do sistema de 138 kv da CPFL atendido pela SEs Sumaré 440/138 kv. 7.3 Estado de Minas Gerais Com um tamanho quase igual ao da França e da Holanda somadas, Minas Gerais ocupa 6,9% da área total do Brasil. A área total do estado é de km 2, que em sua maior parte apresenta uma altitude média de 500 a m acima do nível do mar, constituindo um conjunto de planaltos. O mais destacado conjunto de terras elevadas do estado é a Serra da Mantiqueira (1.000 a m) servindo de divisa e Acre/ Rondônia Ciclo

114 natural entre os estados de Minas e Rio de Janeiro. Além dela destaca-se a Serra do Espinhaço, Serra Geral e Serra do Caparaó. Apenas 25% da área total do estado é ocupada por planícies que se estendem ao longo dos principais rios: São Francisco, Grande, Paranaíba, Jequitinhonha, Doce e Paraíba do Sul. A rede urbana do estado, ligada ao desenvolvimento econômico, mostra-se mais densa no Sul, juntamente com a maioria das rodovias e ferrovias. As principais cidades espalhadas pelo estado podem ser caracterizadas por sua função predominante: Administrativa - Belo Horizonte; Cultural - Viçosa, Lavras, Itajubá, Juiz de Fora, Uberlândia; Econômica - Juiz de Fora, Ipatinga, João Monlevade, Itabira, Uberlândia, Montes Claros, Divinópolis, Governador Valadares, Belo Horizonte, Contagem, Varginha, Pouso Alegre; Turística - Mariana, Ouro Preto, Sabará, Diamantina, São João Del Rei, São Lourenço, Caxambu, Monte Sião, Araxá Rede Básica e DITs CEMIG e FURNAS O sistema elétrico do estado de Minas Gerais é constituído por uma malha de transmissão (500, 345 e 230 kv), tendo por principais proprietárias CEMIG e FURNAS, com uma extensão aproximada superior a km. O sistema de transmissão é responsável pela interligação das grandes usinas da CEMIG e FURNAS, por importantes interligações com outras empresas e pelo transporte de grandes blocos de energia para as diferentes regiões do estado de Minas Gerais e também, para os estados de São Paulo, Rio de janeiro e Espírito Santo. A Figura 37 mostra a configuração existente da Rede Básica no estado de Minas Gerais. e Acre/ Rondônia Ciclo

115 LEGENDA LT 500 kv LT 345 kv LT 230 kv MONTES SAMAMBAIA SE CEMIG CLAROS 2 UH Irapé SE TERCEIROS UHE CEMIG VÁRZEA DA PALMA 1 UHE TERCEIROS G. VALADARES 2 CONS. PENA TRÊS MARIAS EMBORCAÇÃO AIMORÉS SÃO ITUMBIARA GOTARDO 2 VESP. 2 NEVES 1 MESQUITA SÃO SIMÃO P.ESTRELA NOVA TAQUARIL PONTE BDESP IPATINGA 1 BARREIRO ÁGUA ITABIRA 2 GUILMAN VERMELHA SGPARÁ V. GRANDE JAGUARA VITORIA OURO PRETO 2 MARIMBONDO PORTO COLÔMBIA L.C.BARRETO PIMENTA M.MORAES FURNAS ITUTINGA P.CALDAS LAFAIETE BARBACENA 2 JUIZ DE FORA 1 ITAJUBA 3 ADRIANOPOLIS C.PAULISTA Figura 37. Rede Básica de Minas Gerais Evolução do Mercado O estado de Minas Gerais tem a segunda maior carga do Brasil. Seu mercado de ponta, para o ciclo 2006/2015, representa cerca de 19% da região Sudeste/Centro Oeste, durante todo o período. Esse mercado compreende as áreas de concessão da CEMIG Distribuição, DME - Poços de Caldas, Bragantina e Cataguazes Leopoldina. O mercado apresenta um crescimento médio de cerca de 2,7% ao ano e sua evolução pode ser vista no Gráfico 20 para os três patamares de carga. e Acre/ Rondônia Ciclo

116 Minas Gerais Pesada Media Leve Gráfico 20. Evolução do Mercado do Estado de Minas Gerais Observa-se no Gráfico 20 um crescimento pouco expressivo entre os anos de 2008 e 2009, que se deve a entrada de algumas coogerações, reduzindo as previsões de demandas. Os patamares de carga média e leve correspondem a aproximadamente 88% e 67% do patamar de carga pesada, respectivamente. Esses valores, relativamente altos, são devido a grande participação da carga industrial na composição do mercado do estado. Sistema da CEMIG O Gráfico 21, a seguir, mostra a evolução da capacidade instalada das usinas conectadas aos sistemas de transmissão e de distribuição da CEMIG sem, contudo ser de sua inteira propriedade. EVOLUÇÃO GERAÇÃO CONECTADA NO SISTEMA CEMIG (MW) Gráfico 21. Evolução da Geração Conectada ao Sistema CEMIG e Acre/ Rondônia Ciclo

117 O valor inicial da geração para o ano 2005 é de MW. A geração evolui com uma taxa média de aproximadamente 2 % ao ano, valor este inferior ao crescimento do mercado, impondo ao sistema uma maior importação de energia. O Gráfico 22, a seguir, mostra as usinas a serem implantadas no ciclo , que somam um adicional de 1544 MW, a ser conectado aos sistemas distribuição e transmissão da CEMIG. CAPACIDADE ADICIONAL (MW) - GTPI - CICLO IRAPÉ C.BRANCO 1 PROINFA C.BRANCO 2 MURTA PAULISTAS BAÚ BAGUARI RETIRO Gráfico 22. Capacidade Adicional de Geração no Sistema CEMIG TRAÍRA 2 SÃO MIGUEL Programa de Obras Na Tabela 57 são listadas as DITs da CEMIG e na Tabela 58 é listado o plano de obras para o sistema de transmissão. Tabela 57 DITs da CEMIG DIT'S - DEMAIS OBRAS DE TRANSMISSÃO INSTALAÇÃO DE SEÇÃO DE 13,8 KV NA SE M CLAROS 2 09/06 INSTALAÇÃO DE SEÇÃO DE 13,8 KV NA SE GOVERNADOR VALADARES 2 09/06 INSTALAÇÃO DE DISJUNTOR DE 138 kv NA SE NEVES 1 12/06 SUBSTIT DE DISJUNTORES - REGIÃO MANTIQUEIRA 07/07 INSTALAÇÃO DE DISJUNTOR DE 138 kv NA SE TAQUARIL 11/07 INSTALAÇÃO DE DOIS DISJUNTORES DE 138 kv NA SE SÃO GONÇALO DO PARÁ 09/08 INTEGRAÇÃO DA SE ARACUAI 2 - FASE 2 - INSTALAÇÃO DE SEÇÃO DE 138 kv 05/09 CONSTRUÇÃO DA SE ITAJUBÁ 3 - FASE 2 - INSTALAÇÃO DE SEÇÃO DE 138 kv 05/10 e Acre/ Rondônia Ciclo

118 Tabela 58 Expansão da Rede Básica - CEMIG PROGRAMA DE EXPANSÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO CEMIG OBRAS NA REDE BÁSICA - SISTEMA DE TRANSMISSÃO CEMIG DESCRIÇÃO DAS OBRAS DATA SE SÃO GOTARDO 2 - INSTALAÇÃO REATOR 100 Mvar 01/06 TRANSMISSÃO DA UHE IRAPE 01/06 EMBORCAÇÃO - INSTALAÇÃO DISJ MANOBRA DE REATOR 01/06 TRANSMISSÃO DA UHE AIMORÉS 02/06 JAGUARA - INSTAL. DISJUNT. MANOBRA REATORES 04/06 JAGUARA - INSTAL. DISJ. MANOBRA DE TRANSFORMADOR 04/06 CONSTRUÇÃO DA SE ARAÇUAI 2-230/ MVA 07/06 CONSTRUÇÃO DA SEGUNDA LT FURNAS - PIMENTA - 67 km 09/06 CONSTRUÇÃO DA SE DE CHAVEAMENTO BARÃO DE COCAIS 3 (ATEND. CVRD) 09/06 CONSTRUÇÃO DA 2ª LT 230 KV AIMORÉS - MASCARENHAS - 12 km 09/06 CONSTRUÇÃO DA LT 345 kv ITUTINGA - JUIZ DE FORA km 11/06 AMPLIAÇÃO DA SE PIMENTA - 345/ MVA 12/06 RECAPACITAÇÃO DE LINHAS DE 230 kv 05/07 AMPLIAÇÃO DA SE BARBACENA 2-345/138 kv MVA 05/07 JAGUARA - SUBSTITUIÇÃO DISJUNTORES 345 kv 03/08 AMPLIAÇÃO DA SE BARREIRO - 345/138 kv - 4 x 225 MVA 06/08 CONSTRUÇÃO DA SE PIRAPORA 2 - REFORÇO PARA A REGIÃO DE CARGA CEMIG 07/08 CONSTRUÇÃO DA SE PARACATU 4-500/138 kv - 2 x 300 MVA 01/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv EMBORCAÇÃO - NOVA PONTE - 90 km 01/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv ITUMBIARA - NOVA PONTE km 01/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv NOVA PONTE - ESTREITO km 01/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv NOVA PONTE - SÃO GOTARDO km 01/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv SÃO GOTARDO - BOM DESPACHO - 93 km 01/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv JAGUARA - ESTREITO - 50 km 07/08 INTRODUÇÃO DE ABAIXAMENTO 345/138 kv NA SE SÃO GOTARDO 2 07/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv NEVES - MESQUITA km 07/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv SÃO SIMÃO - MARIMBONDO km 07/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv ESTREITO - RIBEIRÃO PRETO km 07/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv MARIMBONDO - RIBEIRÃO PRETO km 07/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv RIBEIRÃO PRETO - POÇOS km 07/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv BOM DESPACHO 3 - OURO PRETO km 07/08 CONSTRUÇÃO DA LT 500 kv PARACATU 4 - PIRAPORA km 12/08 CONSTRUÇÃO DA SE GOVERNADOR VALADARES 5 05/09 AMPLIAÇÃO DA SE LAFAIETE - 345/138 kv MVA 05/11 CONSTRUÇÃO DA SE SETE LAGOAS 4-345/138 kv - 2 x 150 MVA 05/12 AMPLIAÇÃO DA SE OURO PRETO 2-500/138 kv MVA 05/12 AMPLIAÇÃO DA SE SÃO GONÇALO DO PARA - 500/138 kv MVA 06/12 INSTALAÇÃO DE DISJUNTOR DE 138 kv NA SE PIMENTA 05/13 CONSTRUÇÃO DA SE VARGINHA 3-345/138 kv - 2 x 150 MVA 05/13 AMPLIAÇÃO DA SE TAQUARIL - 345/138 kv MVA 05/14 e Acre/ Rondônia Ciclo

119 Para o sistema CEMIG foram consideradas a implantação das seguintes subestações: SE Irapé, prevista para 2006, associada à integração da UHE Irapé e ao atendimento às regiões Norte e Leste. SE Araçuai 2, prevista para 2006, e que tem por objetivo atender ao sistema de distribuição das regiões de Araçuai, Padre Paraiso e Jequitinhonha. SE Paracatu 4, prevista para 2008, em função do esgotamento do atendimento ao sistema de distuibuição da região Noroeste de Minas Gerais. SE Pirapora 2, prevista para 2008, configura-se como um reforço para a região Norte, além de aliviar os atuais níveis de carregamento elevados da SE Várzea da Palma. SE Sete Lagoas 4, prevista, referencialmente, para 2012, para atender ao crescimento de mercado da região Central. SE Varginha 3, prevista, referencialmente, para 2013, para atender ao crescimento de mercado da região de Alfenas/Varginha/Três Corações. As obras referenciais relativas à integração da UHE Belo Monte (5.500 MW) têm interligação com o sistema CEMIG apenas na SE Bom Despacho 3 com a introdução da transformação 765/500 kv - 2x1.650 MVA. Para o sistema referencial de integração do complexo Madeira (Jirau MW e Santo Antônio MW), não existe ligação direta prevista com o sistema CEMIG. Análise em Regime Normal Para avaliação do sistema de transmissão, foram considerados diversos fatores, tais como carregamento das linhas e transformadores, níveis de tensão e de perdas, níveis de compensação reativa, interligação com outras empresas, etc. Nos próximos itens, busca-se avaliar esses fatores, considerando-se os critérios de planejamento praticados no setor [7]. Diagnóstico para as Condições Normais de Operação Quanto ao carregamento de linhas e transformadores, o sistema apresenta carregamentos distintos para o cenário Sudeste exportador / importador na interligação Norte-Sul. O sistema de 500 kv é mais solicitado para o cenário importador. Até o ano 2007 observa-se que o carregamento das linhas de 500 kv, de uma maneira geral, está acima do SIL, demandando uma quantidade elevada de potência reativa. Após a implantação das obras da interligação Norte/Sul fase III e dos reforços para a região de carga da área Minas Gerais (LT 500 kv Paracatu 4 - Pirapora 2 e Bom Despacho - Ouro Preto 2) as LT de 500 kv estarão de um modo geral operando abaixo do SIL. A partir de 2013, novamente os carregamentos das LT se apresentarão elevados, entretanto, em 2014 com as obras de integração da UHE Belo Monte, que constará de um abaixamento 765/500 kv na SE Bom Despacho 3, as LT de 500 kv provenientes da região Triângulo voltarão a operar abaixo do SIL. As demais, que tem por terminal as regiões de carga da CEMIG atingem ao final do decênio carregamentos elevados. As linhas de 500 kv mais carregadas são Emborcação - São Gotardo 2 - Bom Despacho 3 e Nova Ponte - Jaguara. Observou-se, também, que as linhas de transmissão em 345 kv apresentam, no geral, carregamentos relativamente baixos, abaixo do SIL, durante todo o decênio, com exceção das LT da região Norte e LT e Acre/ Rondônia Ciclo

120 Pimenta - Barbacena. As LT de 230 kv, devido ao elevado despacho das usinas conectadas, não apresentam carregamentos elevados durante todo o decênio. Os níveis de tensão nas barras permaneceram dentro da faixa normal de operação em todo o período avaliado. Carregamento dos Transformadores - Carga Pesada A Tabela 59 apresenta os níveis de carregamentos nas transformações que entram ao longo do decênio do sistema de transmissão CEMIG, em condição normal de operação, para carga pesada. Tabela 59 Carregamento Percentual das Transformações Novas - Carga Pesada NOVAS TRANSFORMAÇÕES TRANSF. MVA CIRC BARBACENA 345/ PIMENTA 345/ SÃO GOTARDO 2 345/ PARACATU 4 500/ PARACATU 4 500/ PIRAPORA 2 500/ PIRAPORA 2 500/ PIRAPORA 2 345/ PIRAPORA 2 345/ OURO PRETO 2 345/ LAFAIETE 345/ OURO PRETO 2 345/ SÃO G. PARÁ 500/ SETE LAGOAS 4 345/ SETE LAGOAS 4 345/ VARGINHA 3 345/ VARGINHA 3 345/ TAQUARIL 345/ BOM DESPACHO 3 765/ BOM DESPACHO 3 765/ A Tabela 60 apresenta os níveis de carregamentos nas transformações existentes do sistema de transmissão CEMIG, em condição normal de operação, para carga pesada. e Acre/ Rondônia Ciclo

121 Tabela 60 Carregamento Percentual das Transformações Existentes Carga Pesada TRANSF. MVA CIRC / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / e Acre/ Rondônia Ciclo

122 De forma geral as transformações de transmissão da CEMIG apresentam valores médios da ordem de 52% no patamar carga pesada. Observa-se, pela tabela anterior, carregamentos elevados para a transformação 345/138 kv da SE Barreiro, a partir de Esta constatação reforça a necessidade de reforço, sendo prevista, referencialmente, a ampliação desta SE para o ano de Quanto às demais subestações de atendimento à região Central, são observados carregamentos elevados, da ordem de até 82% na SE Neves, e 74% na SE Vespasiano 2, e de até 73% na futura SE Sete Lagoas 4. A entrada da SE Araçuaí 2 (230/138 kv MVA), em 2006, reduz, consideravelmente, o carregamento da transformação 230/138 kv da SE Governador Valadares 2. Esta nova subestação entra com carregamento inicial da ordem de 40%, ou seja, 90 MVA. A introdução da transformação 345/138 kv MVA na SE São Gotardo 2, apresenta carregamento inicial de 125 MVA, correspondendo a 50% da capacidade instalada. No final do decênio este carregamento atinge valores da ordem de 70%. A SE São Gonçalo do Pará atinge o pico de carregamento no ano 2011 com 69% do limite nominal, sendo prevista sua ampliação em No final do horizonte já com a terceira unidade transformadora o carregamento situará em torno de 50%. A SE Lafaiete apresenta um carregamento elevado no primeiro qüinqüênio sendo prevista a sua ampliação para o ano A SE Montes Claros 2 apresenta elevado carregamento durante todo o decênio apresentando picos da ordem 85%. A futura SE Varginha 3, 345/138-2 x 150 MVA, apresenta carregamento inicial em torno de 70 %, correspondendo a 210 MVA. O abaixamento 765/500 kv 2 x 1650 MVA da SE Bom Despacho 3, previsto para o ano 2014, apresenta no cenário Sul importador (ano 2015) carregamento superior 60 %. Carregamento dos Transformadores - Carga Média A tabela a seguir apresenta os níveis de carregamentos para as transformações do sistema de transmissão CEMIG, em condição normal de operação, para carga média. e Acre/ Rondônia Ciclo

123 Tabela 61 Carregamento Percentual das Transformações Existentes Carga Média ANÁLISE DE CARREGAMENTO DAS TRANSFORMAÇÕES EAT CEMIG (%) CARGA MÉDIA CONDIÇÃO NORMAL SUBESTAÇÃO TRANSF. MVA CIRC ARACUAÍ 2 230/ BARBACENA 345/ BARBACENA 345/ BARREIRO 345/ / BARREIRO 345/ / BARREIRO 345/ / BARREIRO 345/ / G. VALADARES 2 230/ G. VALADARES 2 230/ G. VALADARES 2 230/ G. VALADARES 2 230/ IPATINGA 1 230/ IPATINGA 1 230/ ITAJUBÁ 3 500/ ITAJUBÁ 3 500/ JAGUARA 500/ JAGUARA 500/ JAGUARA 500/ JUIZ DE FORA 345/ JUIZ DE FORA 345/ JUIZ DE FORA 345/ LAFAIETE 345/ LAFAIETE 345/ MESQUITA 500/ MESQUITA 500/ MESQUITA 500/ MONTES CLAROS 2 345/ MONTES CLAROS 2 345/ MONTES CLAROS 2 345/ NEVES 500/ NEVES 500/ NEVES 500/ NEVES 500/ NEVES 500/ OURO PRETO 2 500/ OURO PRETO 2 500/ OURO PRETO 2 500/ OURO PRETO 2 500/ OURO PRETO 2 500/ PIMENTA 345/ PIMENTA 345/ SÃO G. DO PARÁ 500/ SÃO G. DO PARÁ 500/ SÃO GOTARDO 500/ SÃO GOTARDO 500/ TAQUARIL 345/ TAQUARIL 345/ TAQUARIL 345/ TAQUARIL 345/ TAQUARIL 345/ UH EMBORCAÇÃO 500/ UH EMBORCAÇÃO 500/ UH IRAPÉ 345/ UH JAGUARA 345/ UH JAGUARA 345/ UH TRÊS MARIAS 345/ UH TRÊS MARIAS 300/ UH TRÊS MARIAS 300/ VÁRZEA DA PALMA 345/ VÁRZEA DA PALMA 345/ VÁRZEA DA PALMA 345/ VESPASIANO 2 500/ VESPASIANO 2 345/ e Acre/ Rondônia Ciclo

124 Tabela 62 Carregamento Percentual das Transformações Novas Carga Média SUBESTAÇÃO TRANSF. MVA CIRC BARBACENA 345/ PIMENTA 345/ SÃO GOTARDO 2 345/ PARACATU 4 500/ PARACATU 4 500/ PIRAPORA 2 500/ PIRAPORA 2 500/ PIRAPORA 2 345/ PIRAPORA 2 345/ OURO PRETO 2 345/ JAGUARA 500/ LAFAIETE 345/ OURO PRETO 2 345/ SÃO G. PARÁ 500/ SETE LAGOAS 4 345/ SETE LAGOAS 4 345/ VARGINHA 3 345/ VARGINHA 3 345/ TAQUARIL 345/ BOM DESPACHO 3 765/ BOM DESPACHO 3 765/ Para a transformação kv da SE Emborcação, pode-se observar um elevado carregamento, acima de 60 %, chegando a 71% entre os anos 2008 a Tal situação ocorre em função do elevado despacho das usinas Capim Branco I e II e Serra do Facão que se conectam na barra de 138 kv da SE Emborcação, resultando na inversão do fluxo, ou seja, o setor de 138 kv injeta para o 500 kv. A SE Barbacena apresenta, em 2006, carregamento acima de 60%, confirmando a necessidade de ampliação, que está prevista para o ano A SE Lafaiete apresenta maiores carregamentos na condição de carga pesada, entretanto, neste patamar de carga média também são observados carregamentos acima de 60%, confirmando assim a necessidade de ampliação, prevista para o ano A SE Várzea da Palma inicia o ciclo com carregamentos acima de 70%, entretanto, com o reforço previsto para a região de carga da CEMIG, que consta, dentre outras obras, do abaixamento 345/138 kv na SE Pirapora 2, o carregamento da SE Várzea da Palma passa a situar no patamar de 40% do seu limite de carregamento. A SE Montes Claros 2, também no patamar de carga média, apresenta carregamento elevado durante todo o decênio, indicando a necessidade de análise específica. Também neste patamar de carga o carregamento da transformação da SE Bom Despacho 3 765/500 kv apresenta carregamento próximo de 60% no ano Análise de Perdas O Gráfico 23 apresenta a evolução das perdas no sistema de transmissão da CEMIG para o ciclo e Acre/ Rondônia Ciclo

125 Evolução da Perdas - Sistema CEMIG pesada média leve Gráfico 23. Evolução de Perdas no Sistema de Transmissão da CEMIG (MW) Pode-se observar na tabela acima que os anos de 2007 e 2013 são os que apresentam os maiores níveis de perdas. Nos anos subseqüentes verifica-se reduções significativas, justificadas pela implantação de obras importantes no sistema, associadas à fase III da interligação Norte/Sul em 2008, e em 2014 obras referentes a integração da UHE Belo Monte. As demais variações são relativas à variação do fluxo na interface Norte/Sul, sendo que o sistema CEMIG é mais exigido no cenário em que a região Sul é importadora, ocasionando maiores perda elétricas. Análise de Emergências Para análise de emergências foram consideradas apenas contingências simples, onde é retirado um elemento por vez. As tabelas, a seguir, mostram as contingências que provocam cortes de carga, para os patamares de carga pesada e média. Tabela 63 Análise de contingência - Carga Pesada LINHAS TRAFOS LT/Trafo ANÁLISE DE CONTINGÊNCIAS - CARGA PESADA - MW UHEMBO SGOTAR ,2 TIMOTE IPATI ,8 87,4 91,3 87,9 89,2 87,1 89,6 92,2 97,4 101,3 UHIRAP ARACU ,0 30,4 32,8 VPALMA UHTMAR ,7 66,7 ARACU ARACU ,0 30,4 32,8 IPATI IPATI ,1 108,0 119,2 121,3 89,7 40,8 70,3 60,1 83,2 69,2 SGOTAR SGOTA ,1 118,1 123,5 127,5 132,3 137,5 142,4 147,4 UHIRAP UHIRAP ,7 24,3 27,3 MCLARO MCLAR ,0 24,0 21,0 33,0 31,0 VARGI VARGI ,0 52,0 53,0 VESPA VEPSP ,0 27,0 e Acre/ Rondônia Ciclo

126 LT TRAFOS Tabela 64 LT/Trafo Análise de Contingência - Carga Média ANÁLISE DE CONTINGÊNCIAS - CARGA MÉDIA - MW BARBAC JFORA ,4 TIMOTE IPATI ,9 84,4 92,6 87,6 91,0 85,7 91,3 96,2 102,3 107,8 VPALMA UHTMAR ,4 151,1 IPATI IPATI ,6 60,1 70,2 60,1 SGOTAR SGOTA ,7 72,3 76,1 79,0 82,5 86,1 89,6 93,3 Observando as tabelas acima, destaca-se que são verificados em todo período cortes de carga na contingência da LT 230 kv Timóteo - Ipatinga 1 e do auto 345/138 kv da SE São Gotardo 2. Enfatiza-se que a transformação da SE São Gotardo 2, prevista para o ano 2007, será monofásica, assim, quando da perda da mesma será possível reconfigurar o sistema rapidamente, minimizando o tempo de interrupção de energia. Quando da perda do suprimento da SE Araçuaí 2 associada às contingências nos autos da UHE Irapé e da própria SE Araçuaí 2, bem como da LT que interliga essas duas instalações, há cortes de cargas crescentes até o ano A partir desse ano, considerando-se a integração da UHE Murta ao sistema regional de 138 kv, eliminando-se as violações para essas contingências. Observam-se cortes de carga quando da perda da transformação 230/138 kv da SE Ipatinga 1, sobretudo na carga pesada, entretanto, este corte será minimizado devido à integração da UHE Baú no sistema a partir do ano Ressalta-se que esta transformação conta com uma reserva de menor capacidade, que minimiza os cortes de cargas. O carregamento da transformação da SE Montes Claros 2 apresenta-se alto durante todo o decênio, e a partir do ano 2011 a perda de uma das suas três unidades transformadoras 345/138 kv causa violações nas demais, levando a cortes de carga, devendo assim ser objeto de estudo. A futura SE Varginha 3, prevista para o ano 2013, desde a sua entrada em operação apresenta cortes de cargas para a situação de contingência de uma das unidades. Assim, a transformação proposta, 2 x 150 MVA, deverá ser reavaliada. A malha regional Norte é atendida, radialmente, através do eixo 345 kv UHE Três Marias - Várzea da Palma - Montes Claros 2, que supre a maior parte da carga da região. Falhas nestes sistemas implicam em elevados cortes de carga, principalmente em função dos níveis críticos de tensão, observados, sobretudo na SE Montes Claros 2. Após a entrada da UHE Irapé (início de 2006), que se interligará na SE Montes Claros 2 em 345 kv, observar-se uma melhora significativa no desempenho do sistema, com redução de perdas, elevação nos níveis de tensão e menores cortes de carga quando de contingências. Entretanto, ainda assim o sistema estará sujeito a cortes de carga, e a solução para esta restrição compreende a construção da LT 500 kv Paracatu 4 - Pirapora 2, prevista para o ano Em relação à região Leste, contingências na sua principal fonte, que é o eixo 500 kv Neves - Vespasiano - Mesquita, causam elevados cortes de carga na região, sobretudo, quando da redução de despacho das usinas daquele sistema, que coincide com o período de maior requisito regional, nos meses de julho a setembro. A solução para esta restrição é a construção da LT 500 kv Neves - Mesquita, prevista para O sistema da região Sudeste tem como fonte principal o eixo 500 kv Bom Despacho 3 - São Gonçalo do Pará - Ouro Preto 2. Contingências neste eixo levam a degradação de tensão nas barras de 345 kv da região Sudeste e sobrecarga nos autos 500/345 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

127 da SE Neves e na LT 345 kv Taquaril - Ouro Preto 2. A solução para esta restrição é a construção da LT 500 kv Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2, representada de forma referencial. Conclusões Com a inserção das obras associadas à interligação Norte-Sul III, em 2008, foram verificadas tensões superiores ao limite no patamar de carga leve, assim, foi considerado referencialmente um reator de 136 Mvar na barra da SE São Gotardo 2. Considerando-se as obras de ampliações de SE e as novas subestações previstas para atendimento ao mercado CEMIG, não são observadas sobrecargas em nenhuma das transformações de transmissão, em condição normal de operação. Porém, em situações de contingências ocorrem sobrecargas e cortes de carga, principamente, na perda de uma unidade nas SE Montes Claros 2 e Vespasiano 2. A perda da LT 500 kv Vespasiano - Mesquita provoca cortes de carga na região Leste, em situação de carga pesada. A entrada da usina de Aimorés, associada com demais usinas previstas para a região Leste, resulta na redução dos níveis de cortes de cargas. Porém, em situações de despacho reduzido na usinas da região Leste ocorrem elevados valores de cortes de cargas. A solução para esta restrição compreende a construção da LT 500 kv Neves - Mesquita. Ressalta-se que normalmente a demanda máxima da região Leste ocorre nos meses de agosto/setembro, coincidindo com a época de seca na região, resultando em baixa geração das usinas regionais. O atendimento à região Norte, mesmo após a entrada em operação da UHE Irapé, estará sujeito a cortes de carga superiores a 100 MW, quando do contigênicias no eixo 345 kv Três Marias - Várzea da Palma - Montes Claros 2. A solução de reforço estrutural para a região compreende a construção da LT 500 kv Paracatu 4 - Pirapora 2 em O sistema da Região Mantiqueira tem como sua principal fonte o eixo 500 kv Bom Despacho 3 São Gonçalo do Pará Ouro Preto, atualmente contigências neste eixo levam a cortes de carga devido violações de tensão e carregamento. Para a solução desse problema, está prevista a construção da LT 500 kv Bom Despacho3 Ouro Preto2, inicialmente prevista para o ano Cabe ressaltar que esta região tem apresentado diversas solicitações de aumento de demanda dos consumidores industriais com destaque para o setor de mineração e siderurgia, além do pedido de instalação de novas unidades. Mediante ao exposto anteriomente recomenda-se as seguintes ações para o decênio. Recomenda-se a reavaliação da data de implantação da linha Bom Despacho 3 Ouro Preto kv, em função da redução do fluxo para o Rio de Janeiro e das novas solictações de aumento de carga na região Mantiqueira, citadas anteriormente. FURNAS FURNAS tem um importante parque gerador localizado no Rio Grande, fronteira dos estados de Minas Gerais e São Paulo, totalizando 4700 MW instalados. O sistema de transmissão de FURNAS no estado de Minas Gerais é composto principalmente por linhas de 345 kv, destacando-se a subestação Poços de Caldas com tensões de 500/345/138 kv. e Acre/ Rondônia Ciclo

128 Em 03/2005 entrou em operação o reforço na transformação de 500/345 kv, 400 MVA, na SE Ouro Preto 2, associada a implantação da LT Ouro Preto Vitória 345 kv. Além das obras de reforço no sudeste associadas à expansão da interligação Norte/Sul III, apresentadas no item 2.2.3, estão previstas as seguintes obras: Banco de reatores de barra 60 Mvar em Itutinga 345 kv para controle de tensão, com previsão de entrada em operação até o final de 2005; Banco de reatores de barra 100 Mvar em Marimbondo 500 kv para controle de tensão, com previsão de entrada em operação em 12/2005; 5 0 banco de autotransformadores de 150 MVA em Poços de Caldas 345/138 kv, representado nos casos a partir de No entanto, esta obra está sendo reavaliada em estudo específico no âmbito do GETSP e FURNAS já recebeu solicitação da ANEEL para envio de documentação para autorização; dois bancos de autotransformadores de 400 MVA na SE Mascarenhas de Moraes, substituindo o banco de 150 MVA existente, representados a partir de No entanto FURNAS ainda não tem autorização para execução dessa obra. 2º circuito Furnas-Pimenta 345 kv, representada nos casos em 2006; LT Itutinga - Juiz de Fora 345 kv, representada nos casos em Três bancos de capacitores 345 kv, 150 Mvar cada, em Poços de Caldas, em 2008, indicado no estudo conjunto NAR-SE e NAR-SP [9] Um banco de capacitor 345 kv, 150 Mvar, em Poços de Caldas, em 2015 referencial. [9] Análise em Regime Normal O sistema apresentou desempenho adequado ao longo de todo o decênio exceto para: a transformação na SE Poços de Caldas 345/138 kv que apresenta sobrecarga no ano inicial e a partir de 2011, mesmo com a consideração do 5º banco a partir de 2007; a transformação na SE Poços de Caldas 500/345 que apresenta sobrecarga no ano 2015, devido a entrada em operação do CHE Belo Monte. Cabe destacar que esse sistema está sendo reavaliado em grupo específico no âmbito da EPE; sistema de 138 kv conectado a SE Porto Colômbia. Não foi possível sustentar a tensão em níveis adequados mantendo alguma reserva de potência reativa nas máquinas. É necessário um estudo de suporte de potência reativa para a região. A Tabela 65 apresenta o perfil de tensão no barramento de 138 kv e a potência reativa gerada pelas máquinas de Porto Colômbia. Tabela 65 Tensão / Potência Reativa Gerada na UHE Porto Colômbia Tensão no barramento de 138 kv (pu) Porto Colômbia 138 kv 1,012 1,015 1,024 1,027 1,010 0,983 0,965 0,983 0,957 0,998 Potência Reativa gerada na máquina ( Mvar ) UHE - Porto Colômbia 90,4 82,7 90,9 98,8 86,1 65,7 68,8 100,0 88,2 87,6 e Acre/ Rondônia Ciclo

129 Condição de Emergência Atualmente foram identificadas superações de disjuntores e equipamentos associados por nível de curto-circuito no setor de 345 kv da UHE Furnas. Com a entrada da 2a LT Furnas-Pimenta, o nível de curto-circuito volta a crescer acarretando a superação em mais alguns disjuntores e equipamentos associados. Ressalta-se, portanto, a necessidade de troca dos 15 disjuntores do setor de 345 kv da UHE Furnas envolvidos neste crescimento dos níveis de curto-circuito regional, antes da entrada da 2 a LT Furnas-Pimenta. Para a emergência de um transformador na SE Poços de Caldas, os bancos remanescentes ficam com carregamento superior ao valor nominal de 13% em Em 2007, com a consideração do 5º banco o carregamento nos transformadores remanescentes na emergência de um dos bancos fica próximo ao valor nominal. No final do decênio a sobrecarga encontrada foi da ordem de 15% CEMIG Distribuidora A Empresa A Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG é uma das maiores e mais importantes concessionárias de energia elétrica do Brasil, por sua posição estratégica, competência técnica e mercado atendido. A área de concessão da CEMIG cobre cerca de 96,7% do território de Minas Gerais, na região Sudeste do Brasil, correspondendo a mil km2, o equivalente à extensão territorial de um país do tamanho da França. Com base predominantemente hidrelétrica, a empresa produz energia para atender a mais de 17 milhões de pessoas em 774 municípios de Minas Gerais, contando com 6 milhões de unidades consumidoras. A CEMIG também está presente, por meio de empreendimentos de geração ou de comercialização de energia, nos seguintes estados brasileiros: Santa Catarina (geração), Rio de Janeiro (comercialização e geração), São Paulo (comercialização), Espírito Santo (geração) e Rio Grande do Sul (comercialização). A CEMIG gerencia a maior rede de distribuição de energia elétrica da América Latina e uma das quatro maiores do mundo, com mil km de extensão. Fundada em 22 de maio de 1952, pelo então governador de Minas e, depois, presidente do Brasil, Juscelino Kubitscheck de Oliveira, com o objetivo de dar suporte a um amplo programa de modernização, diversificação e expansão do parque industrial do estado, a CEMIG conseguiu cumprir o seu papel de ser um instrumento de desenvolvimento da economia mineira e, ao mesmo tempo, ser uma Empresa eficiente e competitiva. A empresa é de economia mista e tem o Governo de Minas como principal acionista, detentor de 50,96% das ações ordinárias da Companhia. Em dezembro de 2004, a CEMIG passou por uma reestruturação, deixando de ser uma empresa integrada para desmembrar-se em duas subsidiárias integrais: CEMIG Distribuição de Energia S.A. e CEMIG Geração e Transmissão S.A. A mudança atende a Lei nº , de março de 2004, que definiu o novo modelo do setor elétrico, obrigando as empresas integradas a se desverticalizarem. e Acre/ Rondônia Ciclo

130 Mercado Em 2004, a CEMIG atendeu a um mercado anual de GWh de energia, enquanto em 2003 este valor foi de GWh, representado acréscimo de 5,65%. Em relação ao requisito observa-se nos primeiros meses de 2005 uma evolução expressiva, impulsionada pelo consumo industrial. A ponta de carga do sistema CEMIG verificada em 2004 foi de MWh/h e em 2003 foi de MWh/h, resultando num crescimento de 7,7%. Este valor de 2004 superou o recorde anterior, ocorrido em abril de 2001, que foi de MWh/h. O requisito máximo do ano 2005 foi verificado no mês de abril e atingiu o valor de MWh/h, este valor representa uma evolução de 2,9 % em relação ao ano O Gráfico 24 apresenta a evolução do requisito da CEMIG, para o decênio, nos três patamares de carga. Mercado CEMIG em MW - (GTPI ) Pesada Média Leve Gráfico 24. Evolução do Mercado da CEMIG O mercado CEMIG para o ciclo apresenta uma taxa média de crescimento de 2,7%, apresentando uma evolução bem abaixo da média para o biênio 2008/2009, motivado por entrada de coogeração associada a grandes consumidores da CEMIG. No Gráfico 25 apresenta-se a composição do mercado CEMIG. e Acre/ Rondônia Ciclo

131 PARTICIPAÇÃO DE CONSUMIDORES NO MERCADO CEMIG CONSUMO POR CLASSE - CEMIG 9% 7% 1% 5% 10% 17% 1% 10% 82% Residencial Industrial Comercial Rural Outros 58% Residencial Industrial Comercial Rural Outros Gráfico 25. Composição do Mercado da CEMIG Destaca-se a participação do mercado industrial, que apesar de contar com apenas 1 % das unidades consumidoras responde por quase 2/3 do consumo global da CEMIG. Características do Sistema Supridor A CEMIG DISTRIBUIÇÃO tem seus pontos de conexão principais nos terminais da empresa CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO através dos sistemas de 500 kv, 345 kv e 230 kv. Esse sistema conta com linhas de transmissão de cerca de 5 mil km de extensão. A capacidade de transformação da tensão de transmissão para distribuição é de aproximadamente MVA e o carregamento médio destas transformações gira em torno de 50 %. Análise do Sistema No sistema de distribuição adota-se o critério de planejamento N, assim, não serão avaliadas contingências e apenas regime permanente. O Gráfico 26 apresenta a evolução das perdas no sistema de distribuição da CEMIG. Evolução da Perdas - Sistema CEMIG pesada média leve Gráfico 26. Evolução das Perdas no Ciclo e Acre/ Rondônia Ciclo

132 Observa-se que o sistema de distribuição da CEMIG também é sensível ao cenário Norte/Sul, sendo mais exigido quando da condição do Sul importador. As perdas médias no sistema giram em torno de 2,5% para o cenário Norte importador e de 3,5% no cenário Sul importador. Nos casos avaliados foram verificados os seguintes aspectos: Observa-se carregamento próximo ao limite nominal (99%) no eixo 138 kv Miranda - Nova Ponte - Irai de Minas a partir de O sistema da região de Patos de Minas apesar de reforçado ultimamente com bancos de capacitores de 13,8 e 138 kv, vem apresentando níveis críticos de tensão e esgotamento das linhas de 138 kv que o supre. A solução dos problemas listados se dará com a implantação do abaixamento 345/138 kv, 225 MVA na SE São Gotardo 2, previsto para o ano Assim, o carregamento do eixo 138 kv Miranda Nova Ponte Irai de Minas se reduz e passa a operar em torno de 65 %. A partir do ano 2008, o sistema de Barão de Cocais estará esgotado, fazendose necessária a construção da SE Barão de Cocais 4, 138 kv, tendo como fonte a SE Taquaril. O sistema da região Noroeste estará esgotado a partir do ano 2007, com níveis críticos de tensão e esgotamento dos eixos de 138 kv, em uma área que vem apresentando os maiores índices de evolução de carga no sistema CEMIG. A solução para esta restrição é a construção da SE Paracatu 4, que secionará a LT 500 kv Luziânia - Emborcação e contará com transformação 500/138 kv 7 x 100 MVA, prevista para A malha de 138 kv de Janaúba/Itacarambi situada ao norte da SE Montes Claros 2, devido a sua elevada extensão e seu porte de carga apresenta degradação generalizada de tensão a partir do Esse sistema é responsável pelo atendimento do projeto de irrigação Jaíba, que na sua fase final será o maior da América Latina em área contínua irrigada, e que se encontra atualmente na implantação de sua segunda fase de expansão. A partir do ano 2013, nota-se um esgotamento do sistema da região de Varginha, com níveis de tensões baixos e violações de carregamento de linhas de 138 kv. Assim, foi considerada referencialmente a construção da SE Varginha 3, 345/138 kv 2 x 150 MVA. Após o período de racionamento de energia e a adoção de algumas medidas pelo governo federal no sentido de alavancar o crescimento da economia brasileira, tem-se constatado a retomada do consumo e da demanda de energia elétrica, e, em conseqüência, a necessidade de antecipação de diversos investimentos no sistema elétrico. A manutenção desse quadro de crescimento está associada, no caso da economia mineira, principalmente ao crescimento das exportações dos setores siderúrgico e metalúrgico. Em curto prazo, o setor industrial pode responder rapidamente às demandas do mercado, devido à existência de uma grande capacidade ociosa do parque produtivo. Em médio prazo, o crescimento estará associado à expansão da capacidade industrial e ao aumento da competitividade no mercado nacional e internacional de vários setores industriais e da agroindústria. Vários consumidores do setor industrial, com projetos de ampliação ou implantação de novas plantas, na sua maioria voltadas para exportação, têm solicitado acréscimos de e Acre/ Rondônia Ciclo

133 demanda, principalmente aqueles localizados nas regiões Norte, Mantiqueira e Central. Assim, foram realizados estudos para elaboração de um plano de obras que visa dotar o sistema de condições para suportar o crescimento previsto de cargas. Esse plano denominado Cresce Minas demandará investimentos superiores a quatro vezes a média histórica para o período de CFLCL Características do Sistema Elétrico: A CFLCL atende a 68 municípios no estado de Minas Gerais e 1 município no estado do Rio de Janeiro (Sumidouro), totalizando aproximadamente 320 mil consumidores. O sistema elétrico da CFLCL é composto por dois subsistemas, sendo o subsistema denominado norte (região de Manhuaçu/MG) conectado à CEMIG através da SE Manhuaçu 138kV e o subsistema denominado sul (região de CATAGUASES/MG) conectado à LIGHT através da SE Além Paraíba 138kV. A CFLCL é suprida também pela CENF em tensão de 69 kv para atendimento ao município de Sumidouro no estado do Rio de Janeiro, concessão adquirida em Visando um melhor aproveitamento das energias geradas nas usinas previstas para serem integradas ao subsistema norte e a melhoria da confiabilidade de seu sistema, a CFLCL interligou o subsistema de Manhuaçu e de Cataguases através da LT Visconde do Rio Branco Matipó, em 138 kv com extensão de 115,0 km construída em dezembro de No horizonte decenal, a CFLCL terá a sua geração interna reforçada através de geração hidroelétrica (PCH s) do Produtor Independente de Energia (PIE), CAT-LEO Energia S/A, que implantará 100 MW. Está prevista, também, a construção de UHE Baú I (110 MW), prevista para 2010, que será integrada ao sistema CEMIG através de um loop na LT 138 kv SE Ponte Nova-UHE Candonga, no sistema CEMIG. e Acre/ Rondônia Ciclo

134 Figura 38. Mapa da Região da CFLCL A Tabela 66 mostra uma comparação do mercado da CFLCL do ciclo com o mercado do ciclo Observa-se uma redução na previsão de carga (ativa e reativa), destacando-se a redução na carga leve. e Acre/ Rondônia Ciclo

135 Tabela 66 Mercado da CFLCL - Ciclo x Ciclo LEVE CFLCL Ciclo Ciclo MW MW 178,5 100,5 187,2 104,1 196,2 111,4 205,2 116,4 224,4 119,5 224,4 121,5 234,3 124,1 244,5 127, ,6 Mvar Mvar 65, ,2 54,9 72, ,7 60,4 83,4 61,8 83,4 62,7 87,2 64,2 91,1 66,1 67,5 68,8 Variação em relação ao MW -43,7% -44,4% -43,2% -43,3% -46,7% -45,9% -47,0% -47,9% Ciclo passado Mvar -19,1% -20,7% -19,8% -21,3% -25,9% -24,8% -26,4% -27,4% MEDIA CFLCL Ciclo Ciclo MW MW 187,6 169,7 196,5 174,4 205,9 184,7 215,5 228,3 225,4 194, ,9 245,7 203,6 256,3 208,9 213,7 218,5 Mvar Mvar 68,9 85,9 72,5 88,4 76,2 93,3 80,5 96,8 83,8 98,2 87,7 100,4 91,5 102,4 95,5 105,4 107,7 110,4 Variação em relação ao MW -9,5% -11,2% -10,3% 5,9% -13,6% -15,4% -17,1% -18,5% Ciclo passado Mvar 24,7% 21,9% 22,4% 20,2% 17,2% 14,5% 11,9% 10,4% PESADA CFLCL Ciclo Ciclo MW MW 237, , , , , , , Mvar Mvar 87,5 85,4 92,1 88,1 96,4 93,9 101,9 96,7 106, ,1 100,9 116,1 103,4 121,6 106,3 108,8 111,3 Variação em relação ao MW -6,3% -8,3% -7,5% -8,4% -10,9% -12,7% -14,5% -15,7% Ciclo passado Mvar -2,4% -4,3% -2,6% -5,1% -7,0% -9,2% -10,9% -12,6% Obras Constantes do Plano de Obras: Para atender ao crescimento da demanda do seu mercado a CFLCL está planejando para o decênio a construção de 7 km em 69 kv, além de um acréscimo da capacidade instalada em subestações de carga da ordem de 25 MVA para o sistema de 69 kv. Para a integração das novas PCHs esta previsto a construção cerca de 80 km de LT s em 138 kv e a adição de 220 MVA de capacidade instalada em subestações, sendo que os 120 MVA da SE BAÚ deverão ser conectados junto ao Sistema da CEMIG. As principais obras consideradas são mostradas na Tabela 67. e Acre/ Rondônia Ciclo

136 Tabela 67 Principais Obras Consideradas no Decênio Análise em Regime Normal: Verificou se que o sistema da CFLCL opera de maneira satisfatória, conforme os resultados obtidos nas simulações de fluxo de potência realizados. Verifica-se neste trabalho, devido ao grande aporte de geração (PCH s) no sistema CFLCL, a confirmação da inversão de fluxo com a LIGHT no patamar de carga pesada a partir de Nos patamares de carga média e leve o intercâmbio com a LIGHT permanece no sentido CFLCL. Confirmou-se, em 2008, a necessidade de implantação da 2º LT Triunfo Nova Usina Maurício 138kV de forma a garantir o escoamento da geração da PCH s do PIE (Cat- Leo Energia S/A). No intercâmbio com sistema CEMIG, na SE Manhuaçu 138 kv, a demanda máxima ocorre em 2012 atingindo 21, MW no patamar de carga pesada e 31,3 MW no patamar de carga média. O nível de tensão permanece em todos os anos e patamares estudados em torno de 1 pu. Quanto às perdas elétricas, o sistema de 69 KV e 138 KV, que consomem aproximadamente 3,7% das perdas globais da CFLCL, é diretamente influenciado pela alteração mencionada no intercâmbio, atingindo seu ponto máximo em 2009 no patamar de carga pesada. No patamar de carga média este ponto de perdas elevadas ocorre no final do horizonte decenal, devido ao crescimento de mercado. Este crescimento de mercado também é responsável pelo decréscimo de perdas no patamar de carga pesada no segundo qüinqüênio. Análise em Regime de Emergência: As contingências mais severas são listadas na Tabela 68. e Acre/ Rondônia Ciclo

137 Tabela 68 Contingências Conseqüências Emergência Consequência Patamar de Carga Emergência Consequência Patamar de Carga LT CEMIG-Manhuaçu Sobrecarga de 7,2 Corte de 13,3 MW LT Ilha dos Pombos-Além Média MVA no circuito por ilhamento Paraíba remanecente Leve 2007 Corte de 17,5 MW por ilhamento Pesada Emergência Consequência Patamar de Carga LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 19 MW por ilhamento Média LT Ilha dos Pombos-Além Paraíba LT CEMIG-Manhuaçu Sobrecarga de 6,1 MVA no circuito remanecente Corte de 11,6 MW por ilhamento 2008 Leve Pesada Emergência Consequência Patamar de Carga Sobrecarga de 21,5 LT Ilha dos Pombos-Além MVA no circuito Paraíba remanecente Leve Corte de 13 MW por ilhamento Pesada LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 15,4 MW por ilhamento Média Corte de 5,2 MW por ilhamento Leve 2009 Emergência Consequência Patamar de Carga Sobrecarga de 22,6 LT Ilha dos Pombos-Além MVA no circuito Paraíba remanecente Leve Corte de 14,5 MW por ilhamento Pesada LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 16,6 MW por ilhamento Média Corte de 6,3 MW por ilhamento Leve 2010 Emergência Consequência Patamar de Carga Sobrecarga de 15,4 LT Ilha dos Pombos-Além MVA no circuito Paraíba remanecente Leve Corte de 16 MW por ilhamento Pesada LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 17,8 MW por ilhamento Média Corte de 7,4 MW por ilhamento Leve Corte de 8,9 MW por ilhamento Leve 2012 Emergência Consequência Patamar de Carga Corte de 19,1 MW por ilhamento Pesada LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 20,2 MW por ilhamento Corte de 9,7 MW por ilhamento 2013 Média Leve Emergência Consequência Patamar de Carga Sobrecarga de 1,7 LT Ilha dos Pombos-Além MVA no circuito Paraíba remanecente Leve Corte de 20,7 MW por ilhamento Pesada LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 21,5 MW por ilhamento Corte de 11 MW por ilhamento 2014 Média Leve Emergência Consequência Patamar de Carga Sobrecarga de 1,8 LT Ilha dos Pombos-Além MVA no circuito Paraíba remanecente Leve Corte de 21,2 MW por ilhamento Pesada LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 22,3 MW por ilhamento Corte de 12 MW por ilhamento 2015 Média Leve Emergência Consequência Patamar de Carga Sobrecarga de 120 LT Ilha dos Pombos-Além MVA no circuito Paraíba remanecente Leve Corte de 22,7 MW por ilhamento Pesada LT CEMIG-Manhuaçu Corte de 23,2 MW por ilhamento Média Recomendações: A CFLCL recomenda a criação de um grupo de estudos com objetivo de avaliar os efeitos da construção de uma Subestação em 345 KV que seccionará a LT 345 KV Ouro Preto-Vitória na altura do Município de Matipó. A referida obra será inserida no próximo ciclo decenal, com previsão de entrada em operação no ano de e Acre/ Rondônia Ciclo

138 7.4 Estado do Espírito Santo A evolução do mercado de ponta do estado do Espírito Santo para o ciclo 2006/2015 representa cerca de 3% da região Sudeste/Centro Oeste durante todo o período. Este mercado mostra um crescimento médio de 2% ao ano e é reproduzido no Gráfico 27 para os três patamares de carga Espírito Santo Pesada Media Leve Gráfico 27. Evolução do Mercado do Estado do Espírito Santo Rede Básica e DITs- ESCELSA e FURNAS Atualmente, para atender o mercado do Espírito Santo existem três linhas de 345 kv, uma de 230 kv e dois circuitos em 138 kv que interligam o estado aos sistemas de FURNAS e CEMIG além de um parque gerador local. Duas linhas de transmissão em 345 kv têm origem na SE Adrianópolis (FURNAS), no estado do Rio de Janeiro, passam pelas UTEs Macaé Merchant e Norte Fluminense, pela SE Campos, e chegam à SE Vitória (FURNAS), no norte da região da Grande Vitória. A terceira linha em 345 kv, também de FURNAS, liga as SE`s Vitória (FURNAS) a Ouro Preto 2 (CEMIG). Outra interligação da ESCELSA com a Rede Básica é através do sistema de transmissão em 230 kv que interliga as SE`s Mascarenhas (ESCELSA), no centrooeste do estado do Espírito Santo, próximo à divisa com o estado de Minas Gerais, e Governador Valadares (CEMIG), passando pela UHE Aimorés e Conselheiro Pena, localizadas na região leste de Minas Gerais. Outro ponto de suprimento ao estado do Espírito Santo é pelo sistema de distribuição em 138 kv, circuito duplo, que interliga as SE`s Campos (FURNAS), no norte do estado do Rio de Janeiro, e Cachoeiro do Itapemirim, na região sul do estado. Para o atendimento ao estado foram instalados em 2005 e estão previstas no decênio as seguintes obras: e Acre/ Rondônia Ciclo

139 LT Vitória - Ouro Preto, 383 km (03/2005); Implantação provisória do quinto banco de transformadores de 225 MVA na SE Vitória com unidades reservas de bancos já existentes (05 /2005); Banco de reatores de barra, 345 kv, 60 Mvar, na SE Vitória (09 /2005); Ainda para o ano 2005 está prevista a entrada da SE Areinha, renomeada SE Viana, (FURNAS) 2x225 MVA 345/138 kv, um banco previsto para entrar em operação em 12/2005 e o outro em 01/2006, que irá seccionar uma das linhas 345 kv Campos Vitória, criando novo ponto de interligação da ESCELSA com a Rede Básica; Em 2006 energização do terceiro banco 345/138 kv, 225 MVA na SE Viana e desmontagem do 5 0 banco provisório 345/138 kv, 225 MVA na SE Vitória, com retorno das fases reserva para as SE s de origem; reserva da própria SE Vitória, reserva da SE Adrianópolis e reserva da SE Jacarepaguá; Segunda LT 230 kv Aimorés Mascarenhas 12 km 09/2006; Outro ponto de interligação da ESCELSA com a Rede Básica será criado, em 2007, com a entrada da SE Verona 150 MVA 230/138 kv e da LT 230 kv Mascarenhas Verona, recomendada como solução estrutural para o adequado atendimento elétrico à região norte do Espírito Santo. Está obra foi recomendada na referência [18]. Ainda em 2007, está prevista a entrada em operação do 2º compensador síncrono na SE Vitória 345 kv. Este compensador síncrono será transferido da SE Brasília Geral onde estudos demonstraram não ser mais necessário para o suporte de tensão na região. Na Tabela 69 são mostrados os valores de intercâmbio em cada ponto para a condição de carga média que representa a situação mais severa para a região. Tabela 69 Intercâmbio de Potência Ativa nas Interligações da ESCELSA (Carga Média) Barra Intercâmbio de Potência nas Interligações (MW) Mascarenhas 138 kv Verona 138 kv Pitanga 138 kv Areinha 138 kv Campos 138 kv Total Importado DEMANDA ,4 1438,2 1471,4 1493,9 1523,5 1550,3 1577,1 1603,4 1630,2 % Importado 86,8% 78,6% 79,6% 80,1% 80,3% 80,5% 81,0% 81,4% 82,1% 82,5% A Figura 39 apresenta a configuração do sistema elétrico de suprimento ao Espírito Santo, para o ano 2007, indicando o sistema de transmissão pertencente à Rede Básica, com indicação da SE Verona 150 MVA 230/138 kv e a linha de suprimento à subestação, e o sistema de distribuição da ESCELSA nas tensões de 138 kv e 69 kv. e Acre/ Rondônia Ciclo

140 Bahia UHE PINHEIROS SE 345 kv SE 230 kv SE 230 kv - PREVISTA SE 138 kv SE 69 kv LT 345 kv LT 230 kv LT 230 kv - PREVISTA LT 138 kv LT 69 kv Minas Gerais N.VENÉCI A SE VERONA S GABRI EL (ELFSM) UHE UHE AIMORÉS MASCARENHAS D VENDINHAS (ELFSM) BO APABA S MATEUS PETROBRAS JAGUARE LINHARES O.PRETO (CEMIG) UHE ROSAL (CEMIG) ITARANA UHE S JOÃO CASTELO FRUTEIRAS ALEGRE MÁRM ORE MIMOSO IAI CACHOEIRO GUARAPARI SAMARCO PIUMA ITAPEMIRIM J NEIVA FIESA ARCEL Oceano Atlântico UHE R BONITO VITÓRIA (FURNAS) UHE CIVIT SUIÇA PITANGA AREINHA B. FERREIRA CARAPINA (FURNAS) CARIACICA PRAIA IBES A. LAGE CEAS A CAMP OS (FURNAS) Rio de Janeiro Figura 39. Sistema de Suprimento ao Estado do Espírito Santo Análise em Regime Normal O tronco de 345 kv para suprimento à área do Espírito Santo apresenta em todo o período um desempenho satisfatório em regime normal. Na Tabela 70 encontram-se os carregamentos, em MVA por transformador e percentual, em condição normal de operação, das transformações. e Acre/ Rondônia Ciclo

141 Tabela 70 Transformador Carregamento Percentual dos Transformadores de Suprimento ao Espírito Santo (Carga Média) Tensão (kv) Carregamentos (%) Cap. ( MVA) Vitória 1 e x Vitória 3 e x Viana 1, 2 e x Mascarenhas Verona Na Tabela 71 são mostrados os fluxos nas linhas de suprimento ao estado. Tabela 71 Linha Carregamento Percentual das LTs de Suprimento ao Espírito Santo (Carga Média) Tensã o (kv) Cap. ( MVA) Carregamentos (%) Campos - Vitória Campos - Viana Vitória - Ouro 345 Preto G. Valadares 230 C. Pena C. Pena Aimorés Aimorés 230 Mascarenhas Aimorés 230 Mascarenhas Mascarenhas Verona Campos Cachoeiro Na Tabela 72 são mostrados os valores das tensões nas barras de interligação. Tabela 72 Tensões nas Barras de Interligação da ESCELSA (Carga Média) Barra Tensões nas Barras de Interligação (%) Mascarenhas ,9 104,8 104,2 103,9 104,0 104,0 104,5 104,3 104,2 104,0 kv Verona 138 kv ,4 104,4 103,4 103,8 104,0 104,9 104,1 103,9 103,3 Pitanga 138 kv 102,1 102,5 102,8 102,8 102,3 102,1 102,4 102,6 102,4 102,4 e Acre/ Rondônia Ciclo

142 Viana 138 kv 102,5 102,5 102,7 102,0 102,5 102,1 102,3 102,2 102,2 102,3 Campos 138 kv 104,8 104,6 104,5 104,6 104,6 104,0 104,5 104,5 104,4 104,6 Análise em Regime Emergência O sistema de atendimento ao Espírito Santo apresentou desempenho satisfatório em todas as emergências analisadas ESCELSA Descrição A ESCELSA é a principal empresa responsável pelo fornecimento de energia elétrica ao mercado consumidor do estado, com uma área de concessão que abrange cerca de 90% do total ( km²). A região indicada na cor branca (centro-norte do estado) no mapa da Figura 40, representa a área de concessão da Empresa Luz e Força Santa Maria - ELFSM, que é suprida pela ESCELSA por uma conexão em 138 kv, na SD São Gabriel, e duas conexões em 69 kv, nas SD s Duas Vendinhas e São Roque. Figura 40. Mapa do Espírito Santo com Divisão em Regiões de Atendimento das Empresas A Tabela 73 mostra uma comparação do mercado da ESCELSA do ciclo com o mercado do ciclo Observa-se uma redução na previsão de carga (ativa e reativa), destacando-se a redução da carga reativa na condição de carga média. e Acre/ Rondônia Ciclo

143 Tabela 73 Mercado da ESCELSA - Ciclo x Ciclo LEVE ESCELSA Ciclo Ciclo MW MW 1028,5 954,7 1046, ,8 1000,8 1088,8 1020, , ,4 1132,3 1058,5 1145,3 1072,6 1086,7 1100,8 Mvar Mvar 322,9 287,9 328,8 294,9 338,6 300,8 343,6 305,2 350,6 309,2 350,6 312,1 351,1 314,7 353,5 317,3 319,8 324 Variação em relação ao MW -7,2% -6,1% -6,8% -6,3% -7,9% -6,7% -6,5% -6,3% Ciclo passado Mvar -10,8% -10,3% -11,2% -11,2% -11,8% -11,0% -10,4% -10,2% MEDIA ESCELSA Ciclo Ciclo MW MW 1409,7 1360,1 1426,7 1405,4 1476,5 1438,2 1504,2 1471,4 1531,8 1493,9 1558,6 1523, ,3 1613,5 1577,1 1603,4 1630,2 Mvar Mvar 491, ,6 384,6 522,4 394,7 533,6 401,9 542,6 409,9 551,1 418,2 560,5 423,4 567,8 428,7 433,8 441 Variação em relação ao MW -3,5% -1,5% -2,6% -2,2% -2,5% -2,3% -2,4% -2,3% Ciclo passado Mvar -24,4% -22,7% -24,4% -24,7% -24,5% -24,1% -24,5% -24,5% PESADA ESCELSA Ciclo Ciclo MW MW 1371, , , , , , Mvar Mvar 363,6 370,7 377,6 383,5 393,9 390,2 399,3 399,5 405,8 405,3 411,2 413,5 415,2 419,3 420,4 424,1 428,8 435,9 Variação em relação ao MW -1,0% -0,2% -1,1% -0,8% -0,9% -1,2% -0,8% -0,8% Ciclo passado Mvar 2,0% 1,6% -0,9% 0,1% -0,1% 0,6% 1,0% 0,9% Sistema Elétrico Programa de Obras As principais obras previstas para a área da ESCELSA no período 2006/2015 são apresentadas a seguir: SE Verona 150 MVA 230/138 kv (2007); LT 230 kv Mascarenhas Verona, 107 km, cabo 636 MCM, circuito simples (2007); LT 138 kv Verona Nova Venécia, 3 km, cabo 556,5 MCM, circuito duplo (2007); SE Goiabeiras 41,5 MVA 138/13,8 kv (2010); Ramal 138 kv Goiabeiras, 0,3 km, cabo 556,5 MCM, circuito duplo (2010); SE Manguinhos 41,5 MVA 138/13,8 kv (2011); LT 138 kv Civit - Manguinhos, 10 km, cabo 556,5 MCM, circuito simples (2011); Banco de capacitor de 26,7 Mvar, 138 kv, na SE Linhares (2011). 7.5 Estado do Rio de Janeiro O estado do Rio de Janeiro é importador de energia elétrica e seu mercado de ponta para o ciclo 2006/2015 representa cerca de 17% do total da região Sudeste/Centro Oeste durante todo o período. Este mercado mostra um crescimento de 3,5% ao ano em média e é reproduzido no Gráfico 28 para os três patamares de carga. e Acre/ Rondônia Ciclo

144 Rio de Janeiro Pesada Media Leve Gráfico 28. Evolução do Mercado do Estado do Rio de Janeiro A rede básica que abastece o estado do Rio de Janeiro a partir das SE Cachoeira Paulista em São Paulo e Itutinga em Minas Gerais é formada por linhas nas tensões de 500 e 345 kv de FURNAS. O tronco em 345 kv atende o norte do estado do Rio operando como corredor para abastecer o estado do Espírito Santo, descrito no item 7.4. Estes dois estados, em conjunto com a área de concessão da CFLCL, descrita no item 7.3.3, formam a área Rio-Espírito Santo, que importa energia elétrica dos estados de São Paulo e Minas Gerais através dos seguintes pontos da rede (Figura 41): SE Cachoeira Paulista; LT Itutinga-Adrianópolis em 345 kv; LT Ouro Preto Vitória em 345 kv; Conexões em 230 kv com São Paulo e Minas Gerais nas SE`s Nilo Peçanha e Mascarenhas. e Acre/ Rondônia Ciclo

145 MG Injeções para a Área Rio/Espírito Santo Ouro Preto Aimorés 345 kv 230 kv ES Mascarenhas SP Campinas Tijuco Preto Itajubá 500kV Santa Cabeça Itutinga 230 kv 345kV C.Paulista Nilo Peçanha Adrianópolis RJ Vitória Figura 41. Sistema que Abastece a Área Rio de Janeiro Espírito Santo A SE Cachoeira Paulista é toda dedicada à transferência de potência do parque gerador de São Paulo, Minas Gerais e da usina de Itaipu para a área Rio de Janeiro / Espírito Santo. Os totais importados pela área Rio/Espírito Santo ao longo deste ciclo para as cargas pesada e média são mostrados no Gráfico Carga Media Carga Pesada Gráfico 29. Fluxo para a Área Rio/Espírito Santo Observa-se que em 2007 a injeção para a região reduz significativamente devido à ampliação da UTE Santa Cruz (350 MW). A entrada da UTE Termorio 2 em 2014 provoca uma outra redução neste intercâmbio. Comparando a evolução deste intercâmbio do ciclo passado ( ) observa-se pelo Gráfico 30 uma grande redução no montante importado pela área Rio-Espírito e Acre/ Rondônia Ciclo

146 Santo neste ciclo. Isto se deve ao aumento da geração local em conjunto com uma redução da carga prevista para estes estados. Carga Pesada (MW) Ciclo Ciclo Gráfico 30. Comparação da Importação da Área Rio de Janeiro - Espírito Santo Ciclo X Ciclo O item descreve as características e o desempenho da rede básica de FURNAS no estado do Rio de Janeiro. Além de FURNAS, atuam no estado do Rio de Janeiro as distribuidoras LIGHT, AMPLA e CENF descritas nos itens a A participação de cada empresa, no mercado total do estado, é mostrada no Gráfico 31. AMPLA 26% CENF 1% LIGHT 73% Gráfico 31. Composição do Mercado do Estado do Rio de Janeiro Rede Básica - FURNAS A injeção para o estado do Rio de Janeiro via Cachoeira Paulista, se interliga à rede de 500 kv do sistema de transmissão de Itaipu através do terminal de Tijuco Preto e conta com a LT Taubaté - Cachoeira Paulista em 500 kv, com duas linhas Tijuco Preto - Cachoeira Paulista em 500 kv e ainda uma transformação 500/440 kv em Taubaté. O sistema de 500 kv proveniente das SE s Poços de Caldas e Campinas integra os parques geradores do Rio Paranaíba e Baixo Rio Grande à rede de 345 e 138 kv de e Acre/ Rondônia Ciclo

147 suprimento à área Rio e Espírito Santo nas SE s Angra, Adrianópolis, Grajaú e São José. Partem da SE Adrianópolis dois circuitos em 345 kv para atendimento à região de Campos e ao Espírito Santo. A Figura 42 mostra a rede básica do estado do Rio de Janeiro. Figura 42. Rede Básica no Estado do Rio de Janeiro O restante do suprimento ao estado do Rio é realizado através da geração local e da interligação Rio - São Paulo, em Santa Cabeça, pela transformação de Nilo Peçanha 230/138 kv - 1 x 200 MVA, da LIGHT. As seguintes obras estão previstas para a região: Banco de reatores 500 kv de barra, 136 Mvar, nas SE s Cachoeira Paulista, Adrianópolis e Angra em 12/2005; LT Macaé Campos circuito III 345 kv, 92 km, prevista para 09/2006. Com relação ao parque gerador da região cabem as seguintes observações: Em 2004, FURNAS comissionou a primeira unidade a gás, elevando em 175 MW os 600 MW já instalados na UTE Santa Cruz integrada à SE Santa Cruz. Até dezembro de 2005 deverá ser comissionada a 2ª unidade a gás, elevando para 350 MW a capacidade adicional dessa UTE. Associada a essa ampliação está o recondutoramento de Santa Cruz Palmares, circuitos I e II e Santa Cruz Tap Zin-Zin, circuitos I e II. UTE Macaé Merchant e Norte Fluminense (totalizando 1650 MW) - integrada à rede de 345 kv através do seccionamento das LTs Adrianópolis Campos na SE Macaé, em operação; UTE Termorio já conectada à SE São José 138 kv (FURNAS). De acordo com o Plano de Geração de Referência foi considerada uma ampliação para 2014 de 615 MW. UNE Angra III - não consta no plano de geração de referência no período decenal. e Acre/ Rondônia Ciclo

148 A entrada de usinas térmicas na região eleva muito o nível de curto-circuito do sistema regional. Como forma de controlar esse problema foi indicado nos estudos conjuntos do ONS/CCPE de integração de usinas térmicas, a abertura dos barramentos de 138 kv das SE s Jacarepaguá e São José, de FURNAS. Com essa mesma finalidade, foi indicado também, o by-pass na SE Adrianópolis das LTs 500 kv Cachoeira Paulista - Adrianópolis e Adrianópolis- Grajaú, formando a LT Cachoeira Paulista Grajaú 500 kv. Análise em Regime Normal A condição de atendimento ao Rio de Janeiro neste ciclo de estudo não apresenta problema de carregamento e/ou controle de tensão nos pontos de suprimento, em condição normal de operação, conforme pode ser visto nas tabelas abaixo. Com a entrada em operação das obras no tronco de suprimento de 500 kv (3º circuito Cachoeira Paulista - Adrianópolis e 2º circuito Tijuco Preto - Cachoeira Paulista) o carregamento das linhas fica dentro dos valores permitidos para operação normal, mesmo considerando a UNE Angra II (1350 MW) fora de operação. O sistema de 500 kv que supre a região apresenta em todo o período, um desempenho satisfatório em regime normal. A Tabela 74 apresenta um resumo dos fluxos de potência ativa desse sistema para a área Rio e Espírito Santo, referentes aos casos de carga pesada. Tabela 74 Fluxos de Potência para o Rio de Janeiro FLUXO (MW) Taubaté 440/500 kv T. Preto - Taubaté T. Preto - C. Paulista I T. Preto - C. Paulista II C. Paulista - Angra C. Paulista - Adrianópolis I C. Paulista - Adrianópolis II C. Paulista - Adrian. - Grajaú Adrianópolis - São Jose Angra - São José Angra - Grajaú Taubaté - C. Paulista Campinas - C. Paulista Itajuba - C. Paulista I Itajuba - C. Paulista II Condição de Emergência Foram observadas sobrecargas nos transformadores de São José 500/138 kv, quando da perda de um deles, na consideração do barramento de 138 kv seccionado, representado a partir de Deverá ser efetuado um novo estudo de curto-circuito para a área considerando o parque térmico atual e a expansão atualmente prevista para a região. e Acre/ Rondônia Ciclo

149 As emergências das linhas Cachoeira Paulista Adrianópolis 500 kv (circuito 1), Adrianópolis São José 500 kv e Cachoeira Paulista Adrianópolis (by-pass) - Grajaú 500 kv acarretam sobrecarga nas transformações de Jacarepaguá 345/138 kv em todo o decênio e a perda da LT Angra Grajaú 500 kv a partir de Sistema Tronco 345 kv da Área Rio e Espírito Santo de FURNAS Análise em Regime Normal O tronco de 345 kv para suprimento à área Rio e Espírito Santo que liga as usinas do Rio Grande à SE Adrianópolis e esta às SE s Campos (Norte Fluminense), Vitória (Espírito Santo) e Jacarepaguá apresenta em todo o período um desempenho satisfatório em regime normal. Durante todo o período, foi possível manter um perfil de tensão adequado conforme mostrado na Tabela 75. Tabela 75 Tensão nas Subestações de Fronteira Tensão (pu) Carga Pesada Subestação 345 kv Itutinga 1,049 1,029 1,037 1,022 1,034 1,042 1,050 1,043 1,040 1,045 Adrianópolis 1,045 1,045 1,018 1,032 1,018 1,022 1,040 1,034 1,027 1,014 Jacarepaguá 1,038 1,044 1,012 1,024 1,005 1,012 1,033 1,024 1,017 0,995 Macaé 1,043 1,050 1,043 1,047 1,040 1,042 1,048 1,045 1,044 1,046 Campos 1,038 1,046 1,043 1,047 1,041 1,045 1,045 1,045 1,045 1,050 Viana 1,038 1,049 1,034 1,038 1,032 1,038 1,025 1,023 1,028 1,028 Vitória 1,035 1,045 1,030 1,035 1,030 1,035 1,020 1,019 1,025 1,025 Carga Média Subestação 345 kv Itutinga 1,022 1,048 1,049 1,045 1,040 1,020 1,043 1,034 1,037 1,047 Adrianópolis 0,998 1,030 1,025 1,042 1,033 1,009 1,025 1,037 1,037 1,026 Jacarepaguá 0,986 1,024 1,007 1,033 1,026 0,996 1,013 1,028 1,030 1,011 Macaé 1,030 1,046 1,045 1,048 1,048 1,040 1,044 1,046 1,046 1,045 Campos 1,040 1,044 1,045 1,045 1,045 1,045 1,045 1,042 1,045 1,045 Viana 1,047 1,034 1,039 1,039 1,037 1,029 1,028 1,017 1,032 1,023 Vitória 1,046 1,030 1,035 1,035 1,035 1,025 1,025 1,012 1,029 1,020 A Tabela 76 apresenta os principais fluxos nas linhas do estado. e Acre/ Rondônia Ciclo

150 Tabela 76 LTs 345 kv Itutinga - Adrianópolis I Itutinga - Adrianópolis II Jacarepaguá - Adrianópolis I Jacarepaguá - Adrianópolis II Adrianópolis - Macaé kv I Adrianópolis - Macaé kv II Campos - Macaé I Campos - Macaé II Campos - Macaé III Vitória - Campos Viana - Campos Viana - Vitória Vitória - Ouro Preto Fluxos nas Linhas do Estado do Rio de Janeiro Carga Pesada - Fluxo (MW) LTs 345 kv Itutinga - Adrianópolis I Itutinga - Adrianópolis II Jacarepaguá - Adrianópolis I Jacarepaguá - Adrianópolis II Adrianópolis - Macaé kv I Adrianópolis - Macaé kv II Campos - Macaé I Campos - Macaé II Campos - Macaé III Vitória - Campos Viana - Campos Viana - Vitória Vitória - Ouro Preto Carga Média - Fluxo (MW) As tabelas a seguir mostram os fluxos nas principais transformações da região. Com relação às transformações 345/138 kv observa-se sobrecarga em condição normal, apenas na SE Jacarepaguá a partir de 2011 (Tabela 77). Tabela 77 Fluxo na Transformação de Jacarepaguá Ano Capacidade Jacarepaguá 345/138 kv Carga Pesada Carga Média Instalada MVA % MVA % x ,8 76,8 187,4 83, x ,1 76,9 200,9 89, x ,3 64,6 173,6 77, x ,6 81,1 209,6 93, x x x x x x ,0 164,8 131,7 167,2 144,6 181,0 56,0 73,2 58,5 74,3 64,3 80,5 155,5 194,9 168,4 196,5 159,4 198,1 69,1 86,6 74,8 87,3 70,8 88,0 2 x x x x x x ,7 239,1 218,8 253,1 237,8 266,8 85,6 106,3 97,3 112,5 105,7 118,6 223,8 257,7 233,8 278,0 248,3 278,6 99,5 114,5 103,9 123,6 110,4 123,8 e Acre/ Rondônia Ciclo

151 Tabela 78 Fluxo nas Transformações de São José e Grajaú Grajaú 500/138 kv São José 500/138 kv Ano Capacidade Carga Pesada Carga Média Ano Capacidade Carga Pesada Carga Média Instalada MVA % MVA % Instalada MVA % MVA % x ,0 62,5 411,6 68, x ,8 61,3 345,9 57, x ,2 55,2 362,1 60, x ,0 58,0 318,1 53, x ,7 60,3 401,5 66, x ,4 62,2 363,7 60, x ,6 58,1 377,9 63, x ,3 62,2 354,9 59, x ,0 61,3 407,3 67,9 2 x ,9 58,8 327,7 54, x ,3 59,0 386,7 64,5 2 x ,9 74,5 452,1 75, x ,2 65,2 428,3 71,4 2 x ,7 57,1 313,2 52, x ,8 63,0 414,2 69,0 2 x ,4 76,7 452,0 75, x ,5 66,9 433,9 72,3 2 x ,4 56,7 282,0 47, x ,7 65,8 427,2 71,2 2 x ,5 84,9 495,8 82, x x x ,8 338,7 335,2 54,8 56,5 55,9 308,2 323,3 317,2 51,4 53,9 52,9 2 x x x ,8 364,9 376,9 88,3 60,8 62,8 523,0 381,0 399,8 87,2 63,5 66,6 Tabela 79 Fluxo nas Transformações de Angra e Cachoeira Paulista Angra 500/138 kv Cachoeira Paulista 500/138 kv Ano Capacidade Carga Pesada Carga Média Ano Capacidade Carga Pesada Carga Média Instalada MVA % MVA % Instalada MVA % MVA % x ,7 79,7 306,9 76, x ,6 63,0 154,3 61, x ,7 59,2 220,4 55, x ,8 53,5 121,3 48, x ,5 63,6 236,7 59, x ,7 60,7 142,5 57, x ,0 59,8 215,4 53, x ,7 56,7 128,5 51, x ,7 62,2 244,5 61, x ,6 61,9 147,3 58, x ,0 62,8 227,6 56, x ,5 58,2 129,7 51, x ,4 69,4 262,1 65, x ,5 63,8 151,2 60, x ,4 67,6 248,8 62, x ,6 64,2 150,4 60, x ,3 72,8 249,1 62, x ,1 66,8 159,9 64, x ,2 72,3 245,9 61, x ,8 73,1 166,4 66,6 Tabela 80 Fluxo nas Transformações de Adrianópolis 500/345 kv e 345/138 kv Ano Capacidade Adrianópolis 500/345 kv Carga Pesada Carga Média Ano Capacidade Adrianópolis 345/138 kv Carga Pesada Carga Média Instalada MVA % MVA % Instalada MVA % MVA % x ,7 67,8 342,5 61, x ,5 64,2 141,5 62, x ,4 39,0 167,3 29, x ,6 69,2 135,5 60, x ,7 61,2 327,7 58, x ,4 69,0 131,5 58, x ,5 38,8 169,0 30, x ,6 74,5 148,9 66, x ,7 54,4 301,2 53, x ,5 74,9 142,8 63, x ,4 32,4 156,5 27, x ,0 80,9 154,7 68, x ,9 65,0 327,4 58, x ,3 76,1 144,2 64, x ,8 40,1 195,7 34, x ,6 81,6 160,9 71, x ,3 65,0 339,6 60, x ,6 82,5 158,7 70, x ,4 46,3 243,1 43, x ,3 83,2 164,5 73,1 O sistema de suprimento às empresas distribuidoras do estado do Rio (Light e Ampla) é feito basicamente através das transformações de São José, Grajaú, Angra, Jacarepaguá, Adrianópolis e Campos. Com relação ao controle de tensão, foi possível manter os níveis de tensão solicitados nos pontos de interligação com a LIGHT neste ciclo conforme apresentado a seguir: SE Grajaú 138 kv - Entre 97,8 e 100,7%; SE Jacarepaguá 138 kv - Entre 97,8 e 100,7%; SE São José 138 kv - Entre 97,8 e 102,8%; SE Cachoeira Paulista 138 kv - Entre 102,8 e 105,0%. Ressalta-se que na carga leve a LIGHT solicitou tensão de 97,6% nesses pontos de interligação, porém a AMPLA solicitou uma tensão mais alta na SE São José 138 kv. Dessa forma, nessa subestação, as tensões ficaram em torno de 97% em um dos e Acre/ Rondônia Ciclo

152 barramentos para atendimento à LIGHT e 100% no outro barramento para atendimento à AMPLA. Este novo ponto de ajuste deverá ser objeto de estudo específico. Em todo o decênio foi possível manter a tensão acima de 1,02 pu, em regime normal, nas subestações de suprimento em 138 kv e 69 kv à AMPLA, com exceção da SE Rocha Leão, mesmo considerando a instalação de um banco de capacitores de 75 Mvar na SE Rocha Leão que será transferido da SE Cachoeira Paulista. Tabela 81 Tensão nas Subestações de Fronteira FURNAS-AMPLA Tensão (pu) Carga Pesada Subestação Adrianópolis 138 kv 1,044 1,036 1,042 1,041 1,038 1,038 1,045 1,047 1,045 1,051 São José 138 kv ( barra A ) 1,020 1,020 1,024 1,021 1,020 1,019 1,021 1,020 1,021 1,018 São José 138 kv ( barra B ) 1,020 1,020 1,024 1,021 1,020 1,019 1,021 1,025 1,025 1,019 Utec 69 kv 1,041 1,050 1,046 1,046 1,040 1,046 1,039 1,046 1,039 1,045 Campos 138 kv 1,048 1,047 1,046 1,045 1,041 1,046 1,042 1,049 1,044 1,049 Angra 138 kv 1,038 1,034 1,038 1,037 1,036 1,039 1,040 1,039 1,037 1,034 Condição de Emergência A emergência nas transformações que suprem a área Rio de Janeiro (SE s Adrianópolis, Jacarepaguá, São José, Campos e Cachoeira Paulista), provocou sobrecargas nas unidades remanescentes da respectiva subestação, conforme apresentado a seguir. Transformação em Adrianópolis 345/138 kv - sobrecarga a partir de 2009; Transformação em Jacarepaguá 345/138 kv - sobrecarga a partir de 2009; Transformação em São José 500/138 kv - sobrecarga a partir de 2011; Transformação em Cachoeira Paulista 500/138 kv sobrecarga no ano de 2006 e a partir de Em face dos resultados obtidos recomenda-se um estudo conjunto GET-SE/CO e empresas envolvidas para equacionamento desses problemas. O tronco Adrianópolis Itutinga em 345 kv apresenta bom desempenho, também em emergência, em todo o decênio. A análise dos troncos das Demais Instalações de Transmissão ( DIT) de FURNAS no estado do Rio de Janeiro é mostrada nos itens e e Acre/ Rondônia Ciclo

153 7.5.2 LIGHT A área de concessão da LIGHT (Figura 43) abrange 31 municípios do estado do Rio de Janeiro, incluindo a Capital, cobrindo uma superfície correspondente a 25% do estado do Rio de Janeiro. As vendas de energia da LIGHT correspondem a 75% de toda a energia consumida no estado. Atualmente a empresa produz em suas usinas cerca de 18% do total da energia que distribui. O restante vem de Furnas e Itaipu. Com 3,4 milhões de clientes, a empresa tem uma profunda ligação com a história do Rio, contribuindo decisivamente para o desenvolvimento do estado ao longo do Século XX. Figura 43. Área de Concessão da LIGHT O sistema LIGHT 138 kv é suprido pelas Usinas Hidrelétricas do Complexo de Lajes Nilo Peçanha (380MW), Pereira Passos (100MW) e Fontes (132MW) e Ilha dos Pombos (185MW). O suprimento também se dá pelo Sistema Interligado através das subestações de Jacarepaguá com 4 x 225 MVA (345/138 kv), Grajaú com 4 x 600 MVA (500/138 kv), São José com 4 x 600 MVA (500/138 kv) e Cachoeira Paulista com 2 x 250 MVA (500/138 kv), e através de usinas de outros agentes conectadas ao sistema de 138 kv tais como a UTE Santa Cruz (600 MW) na Zona Oeste do Rio de Janeiro e a UHE de Funil (216MW) no tronco Funil-Saudade, de FURNAS e a UTE ELETROBOLT (360 MW) no tronco Fontes Cascadura, da Sociedade Fluminense de Energia SFE. A LIGHT interliga-se ainda na tensão de 230 kv com a CTEEP, através da SE Nilo Peçanha, e em 138 kv com a Ampla (SE Retiro Saudoso, SE Rio da Cidade e SE Ilha dos Pombos) e com a CFLCL (SE Além Paraíba). e Acre/ Rondônia Ciclo

154 Do parque gerador e das subestações terminais partem linhas de transmissão em 138 kv que alimentam subestações distribuidoras 138/13,8 kv e 138/25-34,5 kv da empresa e subestações de consumidores de grande porte. As subestações 138/25-34,5 kv alimentam, através de linhas de 25/34,5 kv, consumidores de médio porte e subestações 25-34,5/6-13,8 KV do sistema distribuidor. A Tabela 82 mostra uma comparação do mercado da LIGHT do ciclo com o mercado do ciclo Observa-se uma redução na previsão de carga (ativa e reativa), destacando-se a redução da carga reativa. Tabela 82 Mercado da LIGHT - Ciclo x Ciclo LEVE LIGHT Ciclo Ciclo MW MW 4158,5 4042,6 4237,5 4129, ,5 4387,8 4310,7 4511,4 4383,9 4511,4 4458,2 4597,5 4544,3 4637,8 4612,5 4683,1 4754,1 Mvar Mvar 1196,7 936,1 1226, ,1 1047, ,5 1376,7 1132,1 1376,7 1168, ,5 1348,1 1201,9 1251,4 1299,9 Variação em relação ao MW -2,8% -2,6% -2,5% -1,8% -2,8% -1,2% -1,2% -0,5% Ciclo passado Mvar -21,8% -20,9% -19,9% -18,1% -17,8% -15,1% -17,5% -10,8% MEDIA LIGHT Ciclo Ciclo MW MW 4928,3 4880,7 5028,4 4994,8 5164,7 5131,3 5217,2 5226, ,2 5374,7 5418,2 5484,5 5530,8 5533,6 5620,2 5711,8 5804,6 Mvar Mvar 1424,5 1207,8 1474,4 1295,2 1566,3 1382,4 1507,8 1416,6 1558,1 1472,9 1601,3 1530,5 1638,1 1567,2 1601,9 1542,5 1611,6 1683,3 Variação em relação ao MW -1,0% -0,7% -0,6% 0,2% 0,5% 0,8% 0,8% 1,6% Ciclo passado Mvar -15,2% -12,2% -11,7% -6,0% -5,5% -4,4% -4,3% -3,7% PESADA LIGHT Ciclo Ciclo MW MW 4997, , , , , , , , Mvar Mvar 1412,4 1184,8 1468,5 1261,5 1560,7 1348,5 1505,1 1393,2 1540,1 1449,4 1580,6 1512,2 1656,3 1539,8 1645,8 1522,7 1590,7 1661,5 Variação em relação ao MW -3,5% -3,3% -3,3% -2,5% -2,2% -1,9% -1,8% -1,2% Ciclo passado Mvar -16,1% -14,1% -13,6% -7,4% -5,9% -4,3% -7,0% -7,5% A Figura 44 mostra o diagrama unifilar simplificado do sistema 138 kv da LIGHT e Acre/ Rondônia Ciclo

155 Figura 44. Diagrama Unifilar Simplificado do Sistema 138 KV da LIGHT e Acre/ Rondônia Ciclo

156 A Tabela 83 mostra as obras da LIGHT previstas para este ciclo. Tabela 83 DATA Programa de Obras Previstas para o Ciclo LIGHT OBRA TIPO DE OBRA DETALHE AGO / 2006 LT Funil Tap Retiro Saudoso Recondutoramento 795 MCM * AGO / 2006 SE Mato Alto Ampliação 58 MVA AGO / 2006 SE Recreio Nova 40 MVA AGO / 2007 LT Grajaú Leopoldo Recondutoramento 1113 MCM AGO / 2008 LT Cordovil Galeão Nova 1113 MCM AGO / 2008 LTS Galeão Fundão Nova subterrânea 1600 mm² AGO / 2009 LT Ilha dos Pombos Além Paraíba Recondutoramento 795 MCM AGO / 2010 LTS Fundão Aeroporto Nova subterrânea 1600 mm² AGO / 2010 SE Irajá Nova 60 MVA AGO / 2011 LT São José LT 81 e 82 Nova 1113 MCM AGO / 2011 SE Caioaba Nova 40 MVA AGO / 2011 SE São João Nova 100 MVA AGO / 2012 SE Éden Nova 60 MVA AGO / 2012 SE Tomás Coelho Nova 60 MVA OUT / 2012 LT Maracajá Governador Nova 1113 MCM OUT / 2012 LTS Aeroporto Maracajá Nova subterrânea 1600 mm² OUT / 2012 LTS Trans. Governador Der. Nova subterrânea 1600 mm² Governador OUT / 2012 LTS Der. Governador Governador Nova subterrânea 1600 mm² * Após as análises deste decênio, concluiu-se que esta bitola deverá ser de 1113 MCM. Vide Análise em Regime de Emergência. e Acre/ Rondônia Ciclo

157 Análise em Regime Normal de Operação Tronco Funil Saudade 138 kv São observadas sobrecargas no trecho Funil Tap. Retiro Saudoso 138 kv no ano de Esta sobrecarga é resolvida com o recondutoramento deste trecho para a bitola 795 MCM, previsto para Agosto de 2006, não sendo mais verificado sobrecargas neste trecho, em condição normal de operação, até o final do decênio. Contudo, existe ainda a limitação imposta a estes circuitos pelos Transformadores de Corrente (TC) de Funil, que têm capacidade inferior às dos condutores atuais já superados e, assim, também estão com carregamentos acima do limite. A Tabela 84 destaca as capacidades de condução atuais dos circuitos e dos TCs. Tabela 84 Capacidades das Linhas do Tronco Funil- Saudade (A) A linha Funil Cachoeira Paulista 138 kv também apresenta sobrecarga a partir de 2006, sendo, atualmente, adotada a medida operativa de abertura do barramento de Funil 138 kv, a fim de eliminar esta sobrecarga. O tronco Funil - Saudade é formado por dois circuitos, que suprem a LIGHT e também a SE Retiro Saudoso da AMPLA, na cidade de Resende. É verificado, principalmente em carga leve, uma dificuldade de atendimento aos níveis de tensão solicitados pelas cargas da LIGHT e da AMPLA, quando esta última pede tensões elevadas, próximas do limite superior aceitável pela LIGHT. Tronco São José Ilha dos Pombos Neste tronco destaca-se a Usina Hidrelétrica de Ilha dos Pombos (185MW), que se interliga à Cataguazes Leopoldina através da LT s Ilha dos Pombos Além Paraíba ( circuitos 1 e 2 ) e à AMPLA, através das LT s Ilha dos Pombos Macabú ( circuitos 1 e 2 ). No que se refere à condição normal de operação não são verificados problemas de carregamento neste tronco em todo o decênio. No final do ciclo decenal, são observados problemas de controle de tensão no trecho que atende as subestações Três Rios e Rio da Cidade. Estudos internos irão indicar, a partir dos casos deste ciclo, uma solução para estes problemas. e Acre/ Rondônia Ciclo

158 LT Ilha dos Pombos Além Paraíba A interligação da LIGHT com a Cataguazes Leopoldina é feita através da LT Ilha dos Pombos Além Paraíba ( circuitos 1 e 2 ), de bitola 266,8 MCM, com limite máximo admissível de 275 A, em regime normal e de 345 A em emergência. Estes circuitos serão recapacitados para a sua capacidade original, podendo, assim, admitir carregamentos de 400 / 440 A em condição normal e 500 / 525 A em emergência (onde lê-se com sol / sem sol). Esta obra está prevista para Agosto de Com esses limites, não são observados problemas de carregamento em todo o decênio. Em agosto de 2009 está prevista, como referência, a substituição destes circuitos para a bitola 795 MCM. Esta obra será alvo de estudos internos, onde será verificada a real necessidade e a melhor data da mesma, em função dos carregamentos impostos pela CFLCL. Tronco Fontes Nova / Nilo Peçanha Cascadura Integra-se a este tronco o Complexo de Lajes, composto pelas Usinas Hidrelétricas de Nilo Peçanha (380MW), Fontes Nova (132MW) e Pereira Passos (100MW). A Usina Termoelétrica ELETROBOLT (360MW), do produtor independente SFE Sociedade Fluminense de Energia, também faz parte deste tronco, através de quatro loop s nas Linhas de Transmissão Fontes Cascadura 138 kv. A entrada deste agente no Sistema LIGHT provocou a divisão do barramento da SE Cascadura em duas barras, para controle do nível de curto-circuito. Observa-se, em todo o decênio, que este tronco apresentará perfil de tensão satisfatório tanto em regime normal quanto em emergência e que não ocorrerão problemas de carregamento em seus circuitos, independente de estar ou não despachada a usina térmica ELETROBOLT. Verificou-se que, sem a operação da usina térmica ELETROBOLT, o maior carregamento ocorre no final do decênio, no trecho entre as subestações Éden e Cascadura, com valores de 97% da capacidade do circuito em condições normais de operação, para o patamar de carga pesada. Tronco São José Cascadura Triagem No período 2006/2011 o carregamento das LT s deste tronco apresentam um desempenho satisfatório. Está previsto para entrar em operação, em Agosto de 2011, o 4º eixo, que é composto de LT em circuito duplo de 5,5 km de extensão, em bitola 1113MCM. Com a entrada deste circuito, também não são verificadas sobrecargas no tronco São José Cascadura Triagem a partir de 2012, em condição normal de operação. Ressalta-se que este empreendimento será alvo de estudos internos para se determinar a melhor data de implantação do mesmo, em função dos resultados verificados nas análises deste tronco. e Acre/ Rondônia Ciclo

159 S. José 4 º EIXO CCD Abre linhas Conecta Desconecta CD V OLR TRG Figura 45. Tronco São José Cascadura Triagem Tronco Jacarepaguá Grajaú Cascadura Com a entrada em operação das duas novas unidades a gás (2x175MW) na Usina Termoelétrica de Santa Cruz, tornam-se necessárias medidas para reduzir os níveis de curto-circuito em pontos críticos do sistema. Uma destas medidas é o seccionamento do barramento da SE Jacarepaguá. A configuração ficará conforme o diagrama da Figura 46. e Acre/ Rondônia Ciclo

160 Figura 46. Tronco Jacarepaguá Grajaú Cascadura A configuração de referência adotada nos casos base de fluxo de potência é diferente da apresentada no diagrama acima, uma vez que esta última só foi definida ao longo dos trabalhos do Grupo de Estudos da UG21 (segunda unidade a gás) da UTE Santa Cruz. Como as análises de desempenho deste tronco foram feitas sem alterações nos despachos implantados nos casos, esta diferença de configuração não trás prejuízos às análises, uma vez que o barramento da SE Jacarepaguá permanece fechado ao longo do decênio, em virtude do baixo despacho previsto para a UTE Santa Cruz. Com os despachos previstos para a UTE Santa Cruz, não são verificados problemas de carregamento e controle de tensão deste tronco em condições normais de operação. Tronco Santa Cruz Jacarepaguá Está prevista para 2006 a entrada em operação segunda unidade a gás associada à ampliação da UTE Santa Cruz, onde serão acrescidos 350MW na capacidade desta usina. Com duas máquinas a gás de 175MW cada (UG11 e UG21), somadas às quatro unidades a óleo combustível, esta usina terá a sua capacidade total ampliada para 950MW. Este tronco, que supre a zona oeste do Rio de Janeiro, é formado por quatro LT s de condutor 795 MCM e por duas LT s em 556,5 MCM e 397,5 MCM. Os circuitos são de propriedade de Furnas e estão disponibilizados para a LIGHT, estando indicados na tabela a seguir os limites de carregamentos a serem adotados após as obras que estão vinculadas à entrada em operação da UG21 (175MW) na UTE Santa Cruz. e Acre/ Rondônia Ciclo

161 Tabela 85 Novos Limites das Linhas do Tronco Santa Cruz-Jacarepagua Com as obras previstas para este tronco, em virtude da ampliação da UTE Santa Cruz, não são verificados problemas em condições normais de operação. O trecho entre a subestação Esperança e o tap ZIN, que apresenta sobrecarga, também será solucionado no decorrer das obras previstas. Os circuitos Jacarepaguá Ari Franco e Jacarepaguá Camará, 556,5 MCM, apresentam sobrecarga em condição normal a partir de Como estes circuitos são radiais de Jacarepaguá, as obras no tronco Santa Cruz Jacarepaguá não interferem nos carregamentos destas linhas. É necessária a formação de um grupo de estudos específico para solução desse problema no GET-SE/CO. Análise em Regime de Emergência Tronco Funil Saudade 138 kv Com o recondutoramento dos circuitos Funil Tap. Retiro Saudoso 138 kv para 795 MCM, não são observadas sobrecargas neste trecho até o ano de 2015, onde o mesmo apresenta 100% de sua capacidade em emergência. Por isso, a LIGHT está tomando a iniciativa de alterar o projeto para bitola 1113 MCM e não mais 795MCM, como previsto, permanecendo a data de agosto de Esta medida, porém, deverá ser confirmada e acompanhada de outras a serem determinadas por um grupo de estudos no âmbito da EPE, com todas as empresas envolvidas, para que se busque uma solução de menor custo global para os problemas de carregamento e tensão dos circuitos entre as Subestações de Cachoeira Paulista, Funil, Retiro Saudoso, Saudade e Volta Redonda. Tronco São José Ilha dos Pombos Em emergência, não são verificadas sobrecargas nestas linhas. Entretanto, as subestações Três Rios e Rio da Cidade apresentaram baixo perfil de tensão para determinadas contingências. Esta situação se agrava no final do horizonte, demandando estudos específicos para solução deste problema. LT Ilha dos Pombos Além Paraíba Com a recapacitação destes circuitos para os valores originais do cabo 266,8 MCM e, posteriormente, o recondutoramento para 795MCM, não foram verificados problemas em condição de emergência ao longo do decênio. e Acre/ Rondônia Ciclo

162 Tronco Fontes Nova / Nilo Peçanha Cascadura Nas análises de perda simples, critério n-1, não foram observados problemas neste tronco, tanto para despacho máximo da UTE ELETROBOLT, quanto para despacho nulo da mesma. Tronco São José Cascadura Triagem Para o período 2006/2015 não foram verificados problemas de carregamento nas linhas deste tronco, quando da perda de um dos circuitos do mesmo. Tronco Jacarepaguá Grajaú Cascadura No final do ciclo são verificados carregamentos próximos de 95% nos circuitos Grajaú Cascadura 1 e 2 (atendimento a Piedade e Boca do Mato), quando da perda de um deles. Para condições de despacho que exijam carregamentos mais elevados nestas linhas, ocorrerão violações de seus limites. Estudos internos serão realizados para as cargas deste tronco, de forma que se encontre uma solução para atendimento às mesmas e afim de que se tenha um desempenho satisfatório quando da ocorrência de emergências nestas linhas. Tronco Santa Cruz Jacarepaguá Em emergência simples, o trecho entre a SE Esperança e o Tap ZIN, que apresenta sobrecarga, será solucionado em função das obras previstas para a região, associadas à ampliação da UTE Santa Cruz. Os circuitos Jacarepaguá Ari Franco e Jacarepaguá Camará, 556,5 MCM, apresentam carregamentos próximos do limite de emergência, já em Este carregamento se eleva a cada ano e pode chegar a violar o limite de emergência em 40% em Para casos de carga mínima no tronco Santa Cruz Jacarepaguá, se forem considerados despachos elevados na UTE Santa Cruz e no Trafo defasador de Angra, podem ocorrer superações dos limites de emergência de alguns condutores em 795 MCM do tronco Santa Cruz Jacarepaguá, mesmo com os recondutoramentos e recapacitações associados à ampliação da UTE Sana Cruz. Recomendações Criação de um grupo de estudos, no âmbito da EPE, com as empresas envolvidas, para que se busquem soluções para os circuitos Funil Saudade e Cachoeira Paulista Funil Volta Redonda, afim de que sejam solucionados os problemas de carregamento destas linhas, de controle de tensão nas barras de cargas da região e confirmar o recondutoramento previsto pela LIGHT para Formação de um grupo de estudos, no âmbito da EPE, com as empresas envolvidas, para estudar e buscar soluções para o tronco Santa Cruz Jacarepaguá, uma vez que existem trechos que não são abrangidos pelos e Acre/ Rondônia Ciclo

163 reforços associados às obras referentes à ampliação da UTE Santa Cruz. Deve-se, neste grupo, avaliar também o desempenho dos circuitos em 795 MCM ao longo de decênio, uma vez que para certas condições de carga e despacho que normalmente não são representadas nos casos do plano decenal podem apresentar sobrecargas em emergência AMPLA Introdução O sistema AMPLA abrange 66 municípios num total de 34,4 mil km 2, correspondendo a 73,3% da extensão territorial do estado do Rio de Janeiro. A Empresa conta hoje com um mercado de cerca de GWh/ano e atende a aproximadamente 2,26 milhões de consumidores. A demanda máxima registrada até o mês de outubro de 2005 foi MW, que se comparada à demanda máxima de MW, ocorrida em 2004, representa um crescimento de 5,53%. A Tabela 86 mostra uma comparação do mercado da AMPLA do ciclo com o mercado do ciclo Observa-se uma redução na previsão de carga nos patamares pesado e leve e um aumento na carga média. Tabela 86 Mercado da AMPLA - Ciclo x Ciclo LEVE AMPLA Ciclo Ciclo MW MW ,7 1297,4 1097,3 1358,8 1054, ,4 1564,4 1150,1 1564,4 1197,1 1640,5 1250,9 1640,5 1307,6 1261, Mvar Mvar 468,7 417, ,3 510, ,2 439,3 584,7 458,5 584,7 458,4 612,5 460,2 612,5 508,4 511,5 514,7 Variação em relação ao MW -16,5% -15,4% -22,4% -22,7% -26,5% -23,5% -23,7% -20,3% Ciclo passado Mvar -10,9% -9,8% -17,5% -17,8% -21,6% -21,6% -24,9% -17,0% MEDIA AMPLA Ciclo Ciclo MW MW 1402,4 1488, ,1 1533,8 1582,8 1606,6 1656,8 1683, ,1 1819,4 1851, ,4 1994,7 2024,2 2055,4 Mvar Mvar 678,4 594,4 708,2 641,9 741,8 629,3 777,6 658,3 814,4 688,7 854,2 693,2 895,7 696,1 895,7 772,3 777,2 782,5 Variação em relação ao MW 6,2% 9,8% 3,2% 3,1% 3,0% 3,0% 2,9% 7,7% Ciclo passado Mvar -12,4% -9,4% -15,2% -15,3% -15,4% -18,8% -22,3% -13,8% PESADA AMPLA Ciclo Ciclo MW MW 1763, , , , , , , , Mvar Mvar 652,3 682,4 680,4 723,3 712,2 715, ,2 780,7 784, ,3 858,3 790,6 858, ,8 889,8 Variação em relação ao MW -3,0% -1,4% -6,6% -6,6% -6,7% -6,9% -7,0% -2,5% Ciclo passado Mvar 4,6% 6,3% 0,5% 0,4% 0,4% -3,9% -7,9% 2,3% O sistema elétrico da AMPLA tem como característica ser importador de energia, respondendo com cerca de 4% da demanda através de recursos próprios. A AMPLA é suprida por FURNAS através das interligações em 138 kv nas subestações de Alcântara, Imbariê, Magé, Rocha Leão e UTEC, além do suprimento à região de Angra que é feito através do tronco de transmissão 138 kv Santa Cruz - Itaorna. Existe ainda uma parte do suprimento que é realizado através do sistema LIGHT em Ilha dos Pombos, na SE Entroncamento Rio da Cidade e na SE Retiro Saudoso, região de Resende. e Acre/ Rondônia Ciclo

164 A Empresa conta com os aproveitamentos hidrelétricos próprios de Areal, Fagundes, Piabanha, Macabu, Franca Amaral, Euclidelândia, Chave do Vaz e Tombos, totalizando cerca de 66 MW instalados. SUBESTAÇÕES SE AMPLA CERJ SE FURNAS SE LIGHT CACH. DE ITAPEMIRIM VITÓRIA LINHAS DE TRANSMISSÃO SE ITALVA 138 KV 345 KV 500 KV ITUTINGA UHE I. POMBOS SE CAMPOS UTE SE CAMPOS MOMBAÇA SE SE R. SAUDOSO UHE V. REDONDA SE FUNIL TERESÓPOLIS SEE SE R. CIDADE SAUDADE UHE P. PASSOS SE C. PAULISTA ADRIANÓPOLIS SE MAGÉ UHE FONTES SE S. JOSÉ SE IMBARIÊ UHE N. PEÇANHA (CERJ) SE IMBARIÊ (FCE) SE ALCÂNTARA SE CASCADURA SE UTN ANGRA SE MURIQUI SE JACUACANGA UTE GRAJAÚ SE Z.SUL S. CRUZ SE JACAREPAGUÁ SE FRIBURGO UHE MACABU SE R. LEÃO (FCE) SE R. LEÃO (CERJ) Figura 47. Malha Principal de Suprimento - AMPLA Para o estudo decenal, o sistema elétrico da AMPLA é dividido em três grandes subsistemas que são, a Região de Niterói, que abrange as áreas de Niterói, Magé, e Imbariê, Petrópolis; a Região Centro-Norte Fluminense que compreende as regiões de Lagos, Macabu, Campos e Italva e a Região Centro-Sul Fluminense que representa as áreas de Resende e Angra. O Gráfico 32 ilustra a participação regional na composição da carga. Gráfico 32. Cargas por Região - AMPLA e Acre/ Rondônia Ciclo

165 A chamada pública do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) atraiu projetos de geração para a área de concessão da AMPLA que totalizam 215 MW de capacidade instalada. Desse total, a fonte eólica teve maior participação, com 163 MW, enquanto o segmento de pequenas centrais hidrelétricas participa com 52 MW e nenhum na área de biomassa. A Tabela 87 apresenta as usinas selecionadas e respectivos pontos de conexão no sistema elétrico da AMPLA. Usina Tabela 87 Usinas do PROINFA Rio de Janeiro Ano Potência Instalada (MW) Tensão de Conexão (kv) Ponto de Conexão PCH Calheiros 2008* SE Itaperuna PCH Santa Rosa II 2008* LT Macabu / Val de Palmas 69 kv PCH Tudelândia 2008* 2,55 13,8 Alimentador 02 da SE Trajano de Moraes UEE Gargaú 2008* 28,05 69 SE Santa Clara UEE Quintanilha Machado II 2008* SE Rocha Leão FURNAS * O prazo para entrada em operação foi postergado de dezembro de 2006 para Além dos aproveitamentos do PROINFA e das usinas próprias do sistema elétrico da AMPLA foram considerados, nos casos de fluxo de potência que serviram de base para a elaboração deste relatório, os despachos da geração do Sistema Nacional Interligado (SIN) estabelecidos no âmbito do GTPI-SE/CO-ELETROBRÁS. Cabe ressaltar que as usinas eólicas foram consideradas com despacho nulo, por possuírem uma característica de geração intermitente, em função da incidência e velocidade dos ventos. Ainda no aspecto geração, destacam-se os novos empreendimentos hidráulicos Cambuci, Barra do Pomba e Simplício, com respectivas integrações previstas para o sistema de distribuição da Ampla, conforme a Tabela 88 Tabela 88 Usina Novos Aproveitamentos Hidráulicos Sistema da AMPLA Ano Potência Instalada (MW) Tensão de Conexão (kv) UHE Cambuci SE Italva Ponto de Conexão UHE Barra do Pomba SE Italva UHE Simplício ,7 138 SE Rocha Leão (FURNAS) O planejamento do sistema elétrico para o período, além dos problemas de atendimento da evolução de demanda terá que buscar soluções para alguns aspectos de restrição de transmissão e perfil de tensão, especialmente nas regiões dos Lagos, Niterói e Resende. e Acre/ Rondônia Ciclo

166 Análise do Sistema por Região Região de Niterói A Região de Niterói, que compreende as áreas de Imbariê, Petrópolis, Niterói e Magé, é suprida pelas UHEs Areal, Fagundes e Piabanha, por FURNAS através das SEs Adrianópolis e São José e secundariamente pela LIGHT através da SE Entroncamento Rio da Cidade. Troncos 138 kv São José/ Magé, Adrianópolis/Magé e Adrianópolis/Alcântara A Tabela 89 demonstra os percentuais de carregamento das linhas de transmissão de interligação do sistema da Ampla ao de Furnas, sem os novos aproveitamentos hidráulicos relacionados na Tabela 88 Verifica-se que a linha São José Magé, apresenta carregamento elevado no primeiro qüinqüênio, podendo apresentar sobrecarga em regime normal de operação em função de despachos da usina térmica Termorio. No segundo qüinqüênio, observam-se sobrecargas em regime normal de operação, tanto para os troncos Adrianópolis/Magé/ Alcântara como para a linha São José /Magé. No entanto esse sistema já está sendo analisado em grupo específico no âmbito da EPE. Tabela 89 Carregamentos (%) sem UHE s Cambuci/B. do Pomba/Simplício Ainda nesse contexto, a presença dos novos aproveitamentos hidráulicos ocasionam alívio nesses sistemas, conforme indicado na Tabela 90. e Acre/ Rondônia Ciclo

167 Tabela 90 Carregamentos (%) com UHE s Cambuci/B. do Pomba/Simplício Região Centro - Norte Fluminense A região Centro-Norte Fluminense que compreende as regiões de Macabu, Lagos, Italva e Campos, é suprida pela UHE Macabu, pelas interligações com FURNAS-CE, em Rocha Leão e Campos, e também pelas interligações com a LIGHT através de Rio da Cidade e Ilha dos Pombos. No tronco de 138 kv de FURNAS Adrianópolis Magé - Rocha Leão Campos, foram verificados carregamentos elevados no trecho entre Adrianópolis e Magé, com superação do limite em condição normal de operação no 2º qüinqüênio. Um dos maiores problemas verificados nesta área é o perfil de tensão da região dos Lagos. Ocorre que a SE Rocha Leão 138 kv, principal responsável pelo suprimento a esta região não conta com recursos locais de regulação de tensão e está distante das SEs Adrianópolis, São José e Campos, que regulam o perfil de tensão do 138 kv que atende à AMPLA. A instalação de um banco de capacitores de 75 Mvar na SE Rocha Leão (FCE), que será transferido da SE Cachoeira Paulista, não soluciona o problema. Em 2003 a LT Rocha Leão (FCE) Rocha Leão (AMPLA) foi recapacitada para 800 A. Na região dos Lagos observa-se um crescimento elevado das cargas, provocado pela expansão do setor Petrolífero, principalmente no município de Macaé, fazendo-se necessário a construção da SE Imboassica 138/13,8 kv, em operação a partir de dezembro de Com a finalidade de reduzirem-se os carregamentos dos transformadores de 138/69 kv, da SE Rocha Leão, no ano de 2004 entraram em operação o circuito 01 da linha de transmissão em 138 kv Rocha Leão/Porto Carro e a SE Porto do Carro 138/69 kv com dois transformadores de, estando prevista a entrada em operação do segundo circuito dessa mesma linha para o ano de No atendimento à região de Campos verificam-se carregamentos elevados na interligação entre as subestações de Campos e UTEC, com sobrecarga efetiva a partir de Despachos elevados nas usinas térmicas Norte Fluminense e Macaé Merchant ocasionam sobrecargas nesse sistema a partir de A presença das usinas hidráulicas Cambuci e Barra do Pomba, a partir de 2010, alivia o carregamento desta linha em condição normal de operação, conforme indicado nas tabelas a seguir. e Acre/ Rondônia Ciclo

168 Tabela 91 Carregamentos (%) sem UHE s Cambuci/Barra do Pomba/Simplício Tabela 92 Carregamentos (%) com UHE s Cambuci/ Barra do Pomba/Simplício Com relação à transformação de UTEC 138/69 kv, que é responsável pelo suprimento a esta região, a indisponibilidade do transformador 138/69kV - 67 MVA, desta subestação, provoca sobrecargas nas unidades de 20 MVA remanescentes, o que acarreta cortes de carga na região de Campos. A construção da SE Distribuidora de Campos 138 kv, prevista pela AMPLA para dezembro de 2006, reduz a dependência da região desta transformação, porém não é suficiente para solucionar o problema da sobrecarga. Região Centro - Sul Fluminense Esta região caracteriza-se por suprimentos em 138 KV feitos a áreas isoladas da AMPLA, cujos sistemas são essencialmente radiais como os da micro-regiões de Resende e de Angra. O suprimento à área de Resende é feito através do tronco de 138 KV Funil-Saudade da LIGHT, e o suprimento à área de Angra, que compreendem os subsistemas de Angra propriamente, de Parati, de Jacuacanga e de Muriqui, é feito pelo tronco de transmissão de 138 KV, Santa Cruz - Itaorna de FURNAS. e Acre/ Rondônia Ciclo

169 Troncos 138 kv Angra de Furnas e Cachoeira Paulista/Funil/Volta Redonda O desempenho destes subsistemas depende basicamente do comportamento dos respectivos sistemas de transmissão da LIGHT e de FURNAS. O maior problema verificado nesta região, e que tem sido alvo de preocupação já anunciada em ciclos anteriores de planejamento, é a questão do suprimento a região de Resende, através da SE Retiro Saudoso da AMPLA a partir do circuito 1 do tronco FUNIL-SAUDADE. Neste decênio verifica-se sobrecargas, em condição normal de operação, no trecho Cachoeira Paulista Funil, do tronco de 138 kv Cachoeira Paulista/Funil/Volta Redonda e Funil-TP Retiro Saudoso 138 kv, conforme indicado na Tabela 93. Tabela 93 Carregamentos (%) Carga Pesada Recomendações Finais Estudo conjunto entre AMPLA e FURNAS para avaliação dos níveis de tensão no suprimento a região dos Lagos, conforme representado nos estudos. Estudo conjunto entre AMPLA, FURNAS e LIGHT para solução do suprimento da região de Resende. Com relação aos novos aproveitamentos hidráulicos Cambuci, Barra do Pomba e Simplício, deverão ser realizados estudos para avaliar-se os respectivos impactos nos níveis de curto-circuito das regiões de Italva, Campos e Lagos. e Acre/ Rondônia Ciclo

170 7.5.4 CENF A CENF atende, no estado do Rio de Janeiro, o município de Nova Friburgo e distritos, totalizando aproximadamente 83 mil consumidores. Atualmente, o sistema elétrico da CENF é conectado na CERJ através da linha de transmissão Rio Cidade / Teresópolis / Friburgo / Macabu, em 138 kv, que atende a SE Friburgo (CERJ), de onde é feito o rebaixamento 138 / 69 kv 2 x 33 MVA. Foi construída uma subestação 138/11,4 kv 10/12,5 MVA, na localidade de Conquista, através de um TAP no circuito 1 da LT 138 kv Teresópolis Macabu, a fim de reduzir o carregamento dos transformadores da SE Friburgo 138/69 kv e aumentar a confiabilidade do sistema da CENF. Em termos de geração, a CENF possui 3 usinas com uma capacidade instalada de aproximadamente 9 MW. Para atendimento do crescimento de seu mercado, estão sendo estudados vários aproveitamentos hidrelétricos, dentre os quais podemos destacar as usinas de Caju, São Sebastião do Alto, Rio Grandina e Santo Antônio que integram o cronograma de geração do ciclo decenal 2006/2015. A Tabela 94 mostra uma comparação do mercado da CENF do ciclo com o mercado do ciclo Seguindo a tendência das outras distribuidoras do Rio, observa-se uma redução na previsão de carga. Tabela 94 Mercado da CENF - Ciclo x Ciclo LEVE CENF Ciclo Ciclo MW MW 39,6 35,7 41,3 36,5 43,1 37, ,7 48,8 39,6 48,8 40,6 50,9 41,6 52,9 42,7 43,9 45,1 Mvar Mvar 7,8 13,5 8,1 13,8 8,4 14,2 8,9 14,6 9,6 14,9 9,6 15, ,7 10,6 16,1 16,6 17,0 Variação em relação ao MW -9,8% -11,7% -13,0% -13,9% -18,9% -16,8% -18,3% -19,2% Ciclo passado Mvar 72,9% 70,1% 68,5% 64,2% 55,5% 59,5% 56,8% 52,1% MEDIA CENF Ciclo Ciclo MW MW 57 50,3 59,7 51,3 62,3 52,8 64,9 54,5 67,7 55,7 70,7 57,1 73,5 58,5 76,4 60,1 61,8 63,4 Mvar Mvar 11,3 20,9 11,8 21,4 12,3 22, ,7 13,3 23,2 13,9 23,8 14,5 24, ,0 25,7 26,4 Variação em relação ao MW -11,8% -14,1% -15,3% -16,1% -17,8% -19,2% -20,5% -21,3% Ciclo passado Mvar 85,0% 81,0% 78,5% 74,5% 74,2% 71,0% 67,9% 66,8% PESADA CENF Ciclo Ciclo MW MW 72,5 66,1 75,8 67,5 79,2 69,4 82,5 71,7 86,1 73,3 89,6 75,1 93,3 76,9 97,1 79,1 81,2 83,5 Mvar Mvar 14,4 12,9 14,9 13,1 15,6 13,5 16,3 13, ,2 17,7 14,6 18,5 15,0 19,2 15,4 15,8 16,2 Variação em relação ao MW -8,8% -10,9% -12,4% -13,1% -14,9% -16,1% -17,6% -18,6% Ciclo passado Mvar -10,8% -12,1% -13,6% -14,6% -16,4% -17,5% -19,2% -20,0% e Acre/ Rondônia Ciclo

171 Figura 48. Mapa da Região da CENF Obras Constantes do Plano de Obras: Para atender ao crescimento da demanda do seu mercado a CENF terá a sua geração interna reforçada através de geração hidroelétrica (PCH s) do Produtor Independente de Energia (PIE), CAT-LEO Energia S/A, que implantará 40 MW. Para a integração das novas PCHs esta previsto a construção cerca de 63 km de LT s em 69 kv e a adição de 50 MVA de capacidade instalada em subestações. As principais obras, consideradas no decênio estão relacionadas na Tabela 95. e Acre/ Rondônia Ciclo

172 Tabela 95 Obras no Sistema CENF DESCRIÇÃO DA OBRA Ano de Operação LT UXA-CAJU 69KV CS / 55 Km 2008 LOOP UXA-CAJU CD / 1 Km 2008 LT CPO-URG 69KV CS / 6 Km 2010 SE CAJU 69/13,8-15MVA 2008 SE S.S. ALTO 69/13,8-15MVA 2008 SE RIO GRANDINA 69/13,8-10MVA 2010 SE S.ANTONIO 69/13,8-10MVA 2010 Análise em Regime Normal: Foi observado que o nível de tensão no intercâmbio com a CERJ apresenta se dentro dos limites aceitáveis no horizonte do planejamento decenal. Quanto às perdas elétricas, o sistema de 69 kv, consome aproximadamente 1,8 % das perdas globais da CENF. A elevação das perdas elétricas verificadas a partir de 2008 deve-se à implementação do cronograma de geração, que elevará a geração máxima atual de 7,5 MW para aproximadamente 47 MW, ao final do decênio. Análise em Regime de Emergência: A contingência mais severa que poderia acontecer seria a interrupção total do fornecimento feito pela AMPLA na Subestação Friburgo (Circuito Duplo). Esta contingência provocaria um corte de carga de mais de 50% da demanda total da CENF. O sistema ficaria praticamente ilhado, dependendo quase que exclusivamente de sua geração interna. Mesmo o grande incremento de geração no horizonte decenal não seria suficiente para manter o sistema. As outras contingências, como a queda de um dos circuitos do fornecimento na SE Friburgo seriam absorvidas sem necessidade de corte de carga. 7.6 Estado de Goiás e Distrito Federal A evolução do mercado de ponta do estado de Goiás e do Distrito Federal para o ciclo 2006/2015 representa cerca de 7,4% da região Sudeste/Centro Oeste durante todo o período. Este mercado mostra um crescimento médio de 4,6% ao ano e é reproduzido no Gráfico 33 para os três patamares de carga. e Acre/ Rondônia Ciclo

173 3900 Goiás + Distrito Federal Pesada Media Leve Gráfico 33. Evolução do Mercado do Estado de Goiás e do Distrito Federal REDE BÁSICA CELG e FURNAS A rede básica que compõe o sistema desta região é formada por linhas nas tensões de 500, 345 e 230 kv de FURNAS e CELG (230 kv). Esta região, onde situam-se as distribuidoras CEB, CELG, CELTINS e alguns consumidores livres é suprida por FURNAS nas SE s Brasília Sul, Bandeirantes, Brasília Geral, Barro Alto, Niquelândia, Serra da Mesa e mais recentemente, por um novo ponto de suprimento na SE Samambaia, através de um sistema de transmissão composto de 3 linhas de transmissão de 345 kv que partem da SE Itumbiara e de três linhas de 500 kv provenientes da SE Serra da Mesa até a SE Samambaia. Nesse tronco de 345 kv que interliga as SE s Itumbiara, Bandeirantes, Brasília Sul e Samambaia, também está conectada a UHE Corumbá I de FURNAS. Associados à Norte/Sul II foram implantados em 2003 e 2004 os seguintes reforços no sistema receptor de 500 kv Sudeste/Centro-Oeste: LT Serra da Mesa Samambaia III, LT Samambaia Emborcação, LT Samambaia - Itumbiara e LT Itumbiara - Marimbondo. As seguintes obras estão previstas para a região: 3 o banco de transformadores de 500/345 kv, 1050 MVA, na SE Samambaia, em 2008; 2 o banco de transformadores 500/230 kv, 400 MVA, na SE Serra da Mesa, em 10/2005. Setor de 138 kv e instalação de um banco de transformadores 345/138 kv 150 MVA na SE Corumbá, representado no caso a partir de A CELG reiniciou a negociação com FURNAS para viabilização do empreendimento. SE Pirineus 230/138 kv que seccionará a LT Brasília Geral-Xavantes 230 kv de FURNAS, prevista para 02/2006. e Acre/ Rondônia Ciclo

174 Estudos realizados no âmbito do CCPE/CTET [3][4] indicaram as seguintes obras associadas a expansão da Norte/Sul III, previstas para 01/2008: LT 500 kv Serra da Mesa 2 Luziânia; LT 500 kv Luziânia Samambaia; LT 500 kv Luziânia Emborcação; LT 500 kv Emborcação Nova Ponte Circuito 2; LT 500 kv Itumbiara Nova Ponte; LT 500 kv Nova Ponte São Gotardo; LT 500 kv Nova Ponte Estreito; LT 500 kv São Gotardo Bom Despacho; Terceiro banco 500/440 kv da SE Água Vermelha; SE Estreito 500/345 kv; Banco de capacitores, 150 Mvar, em Samambaia 345 kv. Análise em Regime Normal O sistema de transmissão de 500 e 345 kv apresenta um bom desempenho com carregamentos dentro dos limites de regime normal, em todo o decênio. Verifica-se superação, em condição normal de operação, em alguns elementos da rede de 230 kv de FURNAS, conforme destacado a seguir: Transformação de Barro Alto 230/69 kv desde 2006; Transformação de Bandeirantes 345/230 kv a partir de Cabe ressaltar ainda que foi considerada uma compensação de potência capacitiva em Anhanguera em 2012, para permitir um desempenho aceitável em condição normal do sistema. Com a consideração do reforço referencial (3 o banco em 2007) na transformação de 345/138 kv da SE Samambaia não se verifica sobrecarga nesses equipamentos em condição normal de operação, considerando a remoção do sexto banco instalado provisoriamente na SE Brasília Sul. Cabe destacar que, devido à interligação entre os sistemas Norte/Nordeste- Sul/Sudeste/Centro-Oeste os fluxos na rede de 500, 345 e 230 kv dessa região irão variar sensivelmente dependendo do sentido e montante do intercâmbio. Análise em Emergência Devido à superação de alguns elementos da rede de 230 kv e da necessidade de compensação capacitiva referencial em Anhanguera em condição normal de operação, a análise de desempenho do sistema de 230 kv em condição de contingência simples fica comprometida no final do decênio. Observam-se sobrecargas nas respectivas unidades remanescentes na emergência das seguintes transformações : e Acre/ Rondônia Ciclo

175 SE Bandeirantes 345/230 kv a partir de 2007; SE Brasília Sul 345/230 kv a partir de 2006; SE Rio Verde 230/138 kv a partir de Diante dos problemas verificados em condição normal e em emergência relacionados principalmente na rede de 230 kv e subestações de suprimento, recomenda-se a formação imediata de um grupo de estudo no âmbito da EPE com as empresas envolvidas para solucionar esses problemas. Atuam no estado de Goiás e no Distrito Federal uma geradora e duas empresas distribuidoras, descritas nos itens Endesa Cachoeira Descrição A empresa Endesa Cachoeira foi criada através da lei nº 6404/96, como resultado da cisão da CELG Centrais Elétricas de Goiás, sendo posteriormente licitada passando sua concessão ao poder do Grupo ENDESA. Seu principal ativo é a Usina Hidrelétrica de Cachoeira Dourada, que se localiza no Rio Paranaíba, na divisa dos estados de Goiás e Minas Gerais, a cerca de 230 km de Goiânia, no município de Cachoeira Dourada. Respectivamente a montante e a jusante da Usina de Cachoeira Dourada se encontram as usinas hidrelétricas de Itumbiara e São Simão. O aproveitamento hidrelétrico de Cachoeira Dourada foi iniciado na década de 50, acompanhando a demanda energética da região. Este aproveitamento (Iª Etapa) fazia face às necessidades de geração da época, mas com a construção de Brasília e o crescimento de Goiânia, logo surgiu a necessidade de ampliação do mesmo. Assim, através de construções por etapas, foram instaladas as demais unidades, totalizando no ano de 1994 uma potência instalada de 658 MW com 10 unidades geradoras, conforme apresentado na Tabela 96. Tabela 96 (Iª Etapa) (IIª Etapa) (IIIª Etapa) (IVª Etapa) Dados das Unidades Geradoras da Endesa Cachoeira Unidade Potência máxima Ano de entrada em operação Unidade 1 17 MW 1958 Unidade 2 17 MW 1959 Unidades 3 e 4 54 MW cada 1968 Unidade 5 54 MW 1972 Unidades 6 e 8 84 MW cada 1976 Unidade 7 84 MW 1977 Unidade MW 1993 Unidade MW 1994 O mapa da Figura 49 mostra a localização da usina. e Acre/ Rondônia Ciclo

176 Figura 49. Localização da Usina de Cachoeira Dourada C E B Este tópico tem por objetivo apresentar uma análise do desempenho do sistema de subtransmissão da CEB no período de 2006 a 2015, em face da implantação do plano de obras previsto para o período. São apresentados dados de mercado, as principais obras previstas para o período, bem como a análise do sistema em regime normal e em emergência. Características do Sistema Elétrico A área de concessão da CEB abrange todo o Distrito Federal, com uma extensão de km 2, dividida em 19 regiões administrativas e atendendo a uma população de habitantes. Seu sistema de subtransmissão, mostrado na Figura 50 encontra-se interligado com o sistema supridor de FURNAS e constitui-se atualmente de 29 subestações, sendo 10 alimentadas em 138 kv, 3 alimentadas em 69 kv e 16 em 34,5 kv, perfazendo uma capacidade instalada de transformação de MVA. e Acre/ Rondônia Ciclo

177 Figura 50. Sistema da CEB Para alimentação destas subestações, dispõe-se de um sistema de transmissão constituído de circuitos de 138, 69 e 34,5 kv, totalizando 815 km. As subestações de Brasília Sul e Samambaia, de propriedade de FURNAS, são fontes para o sistema de 138 kv da CEB, composto pelas subestações Águas Claras, Brasília Centro, Brasília Norte, Ceilândia Norte, Ceilândia Sul, Contagem, Monjolo, Santa Maria, Sobradinho Transmissão e Taguatinga. O sistema de subtransmissão em 69 kv é atendido pelas subestações Ceilândia Sul e Sobradinho Transmissão, enquanto que o sistema em 34,5 kv está polarizado em torno das subestações de Brasília Norte e Taguatinga da CEB e também da subestação Brasília Geral de Furnas. A SE Brasília Norte tem como área de abrangência a região central do Plano Piloto, Asa Norte, Lago Norte, Lago Sul, região do Cruzeiro (Cruzeiro, SIA e Sudoeste) e juntamente com as SE Sobradinho Transmissão e Contagem a região leste do DF (Fábricas de Cimento, Sobradinho, Planaltina e PADF). A SE Brasília Centro desempenha um importante papel no sistema elétrico da CEB, alimentando importantes cargas na região central de Brasília (ministérios, palácios e setor de autarquias) através dela própria e das SE s 03 e 06. O suprimento às regiões oeste e sul do Distrito Federal está inserido na área de influência das subestações Taguatinga, Ceilândia Sul e Norte, Águas Claras, Monjolo e Santa Maria (Guará, Taguatinga, Ceilândia, Brazlândia, Samambaia, Águas Claras, Núcleo Bandeirante, Riacho Fundo, Recanto das Emas, Gama e Santa Maria). O suprimento à Asa Sul está sob abrangência da SE Brasília Geral, responsável também por parte do Lago Sul, através das subestações 01, 02 e 05. e Acre/ Rondônia Ciclo

178 O Sistema de Suprimento à CEB O suprimento de energia ao Distrito Federal é realizado por FURNAS Centrais Elétricas, através das subestações de Brasília Sul 345/138 kv, Brasília Geral 230/34,5 kv e Samambaia 500/345/138 kv, com capacidades de 750 MVA, 180 MVA e 450 MVA, respectivamente. A subestação de Brasília Sul alimenta também cargas da CELG da região de Marajoara. Em dezembro de 2004 foram energizadas as primeiras duas linhas a partir da SE Samambaia (FURNAS) em 138 kv, conectadas às subestações Brasília Norte e Monjolo da CEB. Com estas linhas a subestação de Samambaia passou a suprir diretamente o sistema CEB. Com a presença de mais este ponto de interligação, o sistema de subtransmissão da CEB está se expandindo dentro da filosofia de criação de anéis de 138 kv, o que trará ganhos significativos em termos de qualidade e confiabilidade do atendimento. Destacam-se ainda no decênio, a conexão ao sistema CEB das Usinas de Corumbá IV e Corumbá III, que irão reforçar ainda mais a confiabilidade do sistema, em especial o mercado da região central de Brasília. Características do Mercado Histórico O mercado consumidor da CEB apresentou um consumo de energia em 2004 de MWh e para o ano de 2015 é previsto um consumo de MWh, apresentando taxas de crescimento em torno de 7% ao ano. O mercado da CEB é predominantemente residencial, sendo esta classe de consumo responsável por 39,8% da energia total consumida. O Gráfico 34 apresenta o histórico de consumo a partir de O Gráfico 35 apresenta a projeção de consumo para o período Histórico de Consumo Consumo ( MWh ) Ano Gráfico 34. Histórico de Consumo - CEB e Acre/ Rondônia Ciclo

179 Previsão de Consumo Consumo ( MWh ) Ano Gráfico 35. Previsão de Consumo - CEB O Gráfico 36 apresenta a projeção da evolução da carga própria do sistema da CEB, utilizada para o ciclo de planejamento Evolução da Carga Própria 1500 Carga (MW) Leve Média Pesada Ano Gráfico 36. Evolução da Carga Própria - CEB Composição O Gráfico 37 apresenta a participação percentual de cada classe consumidora do mercado da CEB. Observa-se que o mercado da CEB é predominantemente residencial, sendo esta classe de consumo é responsável por 39,8% da energia total consumida. e Acre/ Rondônia Ciclo

180 Consumo por Classes Participação Percentual Rural 2,6% Outros 11,7% Residencial 39,8% Poder Público 11,9% Comercial 30,5% Industrial 3,5% Gráfico 37. Participação Percentual das Classes Consumidoras - CEB A Tabela 97 mostra uma comparação do mercado da CEB deste ciclo com o mercado do ciclo onde observa-se um expressivo aumento da carga nos patamares médio e pesado destacando-se a potência reativa do patamar médio. Tabela 97 Mercado Ciclo x Ciclo LEVE CEB Ciclo Ciclo MW MW 393,5 386,3 402,4 404,1 410,5 417,4 418,7 436,4 435,5 452,3 435,5 469,7 443, ,9 502,5 521,5 540 Mvar Mvar 140, ,7 113,7 153, ,3 125,1 157,5 129,7 157,5 134,9 163,4 139,5 170,4 144,1 149,6 155 Variação em relação ao MW -1,8% 0,4% 1,7% 4,2% 3,9% 7,9% 9,6% 11,0% Ciclo passado Mvar -26,2% -24,0% -21,2% -14,5% -17,7% -14,3% -14,6% -15,4% MEDIA CEB Ciclo Ciclo MW MW 635, ,9 806,7 662,1 833, ,2 689,2 903,2 702,7 937,4 715,9 970, ,4 1041,4 1078,3 Mvar Mvar 117,6 165,5 97,5 178,6 114,1 192,7 108,1 218,5 119,6 226,4 129,4 235,3 139,1 240,9 151,8 249,2 258,5 266,5 Variação em relação ao MW 21,2% 24,3% 25,9% 28,9% 31,1% 33,4% 35,5% 37,1% Ciclo passado Mvar 40,7% 83,2% 68,9% 102,1% 89,3% 81,8% 73,2% 64,2% PESADA CEB Ciclo Ciclo MW MW , , , Mvar Mvar 87,4 98,1 73,3 87,6 100,1 98,8 104,2 121,1 116,5 125,1 129, ,3 134,6 153,9 139,4 144,6 149,6 Variação em relação ao MW 6,7% 8,7% 9,3% 11,4% 12,6% 14,1% 15,4% 16,6% Ciclo passado Mvar 12,2% 19,5% -1,3% 16,2% 7,4% 0,1% -5,4% -9,4% e Acre/ Rondônia Ciclo

181 Obras Constantes do Plano de Expansão A construção de novas subestações e a expansão do sistema de transmissão em 138 kv tem papel preponderante na melhoria da qualidade do fornecimento ao consumidor. Para o primeiro qüinqüênio está prevista a construção de 171 km de linhas de transmissão em 138 kv e a entrada em operação de oito novas subestações em 138 kv, além de obras de expansão e reforma de várias instalações existentes. A capacidade transformadora em 138 kv será ampliada em 416 MVA, e a compensação reativa será acrescida de 109 Mvar no período. A Tabela 98 estão apresentadas as principais linhas de transmissão e na subestações que entrarão em operação nesse período: Tabela 98 Novas Linhas de Transmissão Origem Destino kv km Ano Embaixadas Sul Brasília Centro 138 4, Samambaia Brasília Norte , Der. Samambaia Brasília Sudoeste 138 2, Samambaia Núcleo Bandeirante , Núcleo Bandeirante Embaixadas Sul , Santa Maria Brasília Centro , TAP Sobradinho Transm x São José 69 32, Samambaia Samambaia Oeste 138 6, Samambaia Oeste Tap Rio Descoberto , Tabela 99 Ampliação nas Subestações Nome Tensão(kV) Potência (MVA) Ano SE Embaixadas Sul 138 / 13, SE Sudoeste 138 / 13, SE Vale do Amanhecer 69/13,8 12, SE Núcleo Bandeirante 138 / 13, SE São José 69/13,8 6, SE São Sebastião 138 / 13, SE / 13, SE Guará II 138 / 13, SE Samambaia Oeste 138 / 13, SE Taguatinga Norte 138 / 13, e Acre/ Rondônia Ciclo

182 Análise em Regime Normal O desempenho do sistema CEB é satisfatório durante o decênio 2006/2015, tanto no que se refere ao carregamento das instalações quanto aos níveis de tensão. A partir do ano 2004, com a utilização do setor de 138 kv da SE Samambaia, os problemas de sobrecarga nos transformadores da interligação CEB x FURNAS serão gradativamente eliminados, sendo possível atender adequadamente ao crescimento do mercado da região, principalmente a expansão prevista para a parte sul do Distrito Federal. Com a implantação das LTs Samambaia - Sudoeste - Brasília Norte, Samambaia - Núcleo Bandeirante Embaixadas Sul e Santa Maria São Sebastião Brasília Centro consolidam-se anéis com as subestações de FURNAS (Samambaia e Brasília Sul), possibilitando um aumento substancial na confiabilidade de suprimento à região central de Brasília. A entrada em operação das SEs programadas possibilita uma redução no carregamento da SE Brasília Sul, melhorando assim as condições operativas da interligação CEB/FURNAS. Recentemente, tem-se verificado crescimentos de carga na área atendida pela SE Brasília Geral, indicando a manutenção dos carregamentos atuais nesta subestação mesmo diante das obras de transferência de carga previstas. Análise em Regime de Emergência A situação de emergência mais crítica para o sistema da CEB se dá com a perda de circuito entre as SE s Brasília Sul e Brasília Norte. No caso da perda de uma linha, o sistema ainda mantém com um desempenho satisfatório, embora ocorra uma queda de tensão significativa na barra de 138 kv da SE Brasília Norte. Com a entrada da linha Samambaia Sudoeste Brasília Norte, passa-se a ter a possibilidade de perda de duas linhas que atendem a SE Brasília Norte sem a ocorrência de sobrecarga nas linhas remanescentes. e Acre/ Rondônia Ciclo

183 7.6.4 CELG O sistema elétrico da CELG, mostrado na Figura 51, é composto por instalações de transmissão e de distribuição. Figura 51. Sistema CELG As instalações de transmissão, componentes da Rede Básica, foram caracterizadas e autorizadas pela Resolução 166/2000 da ANEEL, e complementados pela Resolução 489/2003, que incorporou a ampliação da SE Águas Lindas. O sistema de distribuição é composto por instalações de 138 kv, 69 kv, 34,5 kv, e 13,8 kv, sendo que a tensão de fornecimento FT (fase-terra) na baixa tensão é 220 V. Em uma mesma subestação podem ser encontradas várias relações de transformação, tais como: 230/138 kv e 138/69 kv; 230/69 kv e 69/34,5 kv; 138/69 kv e 69/13,8 kv; 138/34,5 kv e 34,5/13,8 kv, etc; ou ainda, uma combinação maior destes níveis. e Acre/ Rondônia Ciclo

184 Apesar de não representarem uma grande extensão, algumas linhas de transmissão/distribuição são construídas em circuito duplo, tanto na tensão de 230 kv quanto nas tensões de 138 kv, 69 kv e 34,5 kv. A característica principal do sistema é a radialidade. Excetuando Goiânia, que possui uma rede de 138 kv com possibilidade de alimentação por duas fontes diferentes, praticamente todo o interior é atendido por linhas radiais. O Gráfico 38 mostra a divisão dos consumidores da CELG, segundo dados Informativo de Mercado de agosto de Rural 16,66% Outros 13,56% Residencial 32,49% Comercial 15,60% Industrial 21,69% Gráfico 38. Consumo Agosto/2005 Participação das Classes - CELG A projeção do mercado para o decênio é mostra no Gráfico ANO LEVE MEDIA PESADA Gráfico 39. CELG Projeção de Mercado (MW) e Acre/ Rondônia Ciclo

185 A Tabela 100 mostra uma comparação com o mercado do ciclo onde observa-se que a previsão da carga em geral foi reduzida, salientando-se entretanto o aumento da carga reativa no patamar de carga média. Tabela 100 Mercado Ciclo x Ciclo Os ativos do sistema CELG estão indicados nos Gráficos a seguir : 708 km 230 kv 3320 km 69 kv 1784 km 138 kv Gráfico 40. Ativo de Linhas de Transmissão e Distribuição - CELG 1214,16 MVA 69 kv 1539,40 MVA 230 kv 1765,10 MVA 138 kv Gráfico 41. Potências Instaladas em Subestações de Transmissão - CELG e Acre/ Rondônia Ciclo

186 Após a venda da Usina de Cachoeira Dourada, a geração própria da CELG ficou reduzida a quatro PCH s, com potência efetiva total de 17 MW. Do ponto de vista elétrico, as usinas de São Domingos (12 MW) e Rochedo (4 MW) são imprescindíveis para o suprimento local das cargas e manutenção de níveis adequados de tensão na rede. As PCH s Mambaí (0,250 MW) e Mosquito (0,284 MW) completam a geração própria da CELG. Diretamente conectados ao sistema da CELG, existem os seguintes empreendimentos privados de geração: UHE Cachoeira Dourada (620 MW), UTE Jales Machado (exportação de 16 MW), PCH Rio Bonito (0,33 MW) e PCH Areas (0,44 MW). PROINFA Com o lançamento do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, sete empreendimentos se habilitaram, e firmaram os devidos contratos de uso com a CELG. Entre PCH S e UTE s, estes geradores serão conectados em 69 kv e 138 kv, com data limite para entrada em operação até dezembro de Na área oeste, três usinas estão habilitadas: PCH Mosquitão, conectando-se na SE Iporá em 138 kv; PCH Piranhas, conectando-se na SE Piranhas em 69kV e UTE Nova Geração, conectando-se na SE Indiara em 69 kv. Esta geração totalizará 62 MW exportados para o sistema. Para a entrada em operação dessas usinas a CELG terá que executar algumas obras de adequação do sistema. Na SE Indiara, vão de acoplamento e vão de chegada da LT Cezarina-Indiara e na SE Piranhas, vão de acoplamento e vão de chegada da LT Arenópolis-Piranhas. As PCH s Mosquitão e Piranhas deverão entrar em operação em Na área sudoeste, tem-se previsto duas usinas, PCH s Irara e Jataí, totalizando 60MW de geração para o sistema. Elas conectarão em 69 kv nas SE s Cabriúva e Serra Azul, respectivamente, em 69 kv.as obras necessárias para esta conexão são: na SE Cabriúva: vão de acoplamento, complementação dos vãos de chegada das LT s Jataí- Cabriúva e Rio Verde-Cabriúva e complementação dos vãos de transformadores existentes; na SE Serra Azul: vão de acoplamento e vão de chegada da LT Jataí-Serra Azul. A UTE Goiasa, conectada na SE Vicentinópolis, em 69 kv, entrou em operação no ano de 2005 e exporta para a área sul 26MW. E, na área nordeste, a PCH Mambaí II, exportará 12 MW para a SE Alvorada do Norte, em 69 kv. As obras necessárias serão: vão de acoplamento e complementação do vão de chegada da LT Iaciara-Alvorada do Norte. A PCH Santa Edwiges, conectada na SE Alvorada do Norte 69 kv, entrará em operação ainda em 2005 com produção de 6,5 MW. Esta PCH está sendo construída com recursos particulares, portanto, não faz parte do PROINFA. Análise em Regime Permanente Região Metropolitana de Goiânia Atualmente o suprimento à região de Goiânia é proveniente da UHE Cachoeira Dourada e das subestações de Bandeirantes e Brasília Geral (FURNAS). A partir de 2006 o suprimento será reforçado pela SE Pirineus. Os Gráficos a seguir mostram o fluxo (MW) para região de Goiânia nas cargas pesada e média. e Acre/ Rondônia Ciclo

187 900,0 800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0, FURNAS --> REGIÃO DE GOIANIA CACHOEIRA DOURADA --> REGIÃO DE GOIANIA Gráfico 42. Fluxo de Potência para a Região de Goiânia (MW) Carga Pesada FURNAS --> REGIÃO DE GOIANIA CACHOEIRA DOURADA --> REGIÃO DE GOIANIA Gráfico 43. Fluxo de Potência para a Região de Goiânia (MW) Carga Média O sistema elétrico que atende a Região Metropolitana de Goiânia é caracterizado por linhas em 138 kv, cujo suporte está concentrado em duas subestações da Rede Básica com transformação 230/138 kv: Anhanguera com 200 MVA e Xavantes com 450 MVA. Estas duas subestações estão com sua capacidade praticamente esgotada. A emergência de qualquer unidade transformadora nestas duas subestações provoca, atualmente, corte de carga no horário de ponta. Como solução para este problema foi indicada a implantação da SE Pirineus em 2006 e da SE Carajás em A SE Carajás, a ser construída na região sudoeste de Goiânia, terá a dupla função de transmissão e de distribuição, com a implantação de transformação 230/138 kv 225 MVA e transformadores 138/13.8 kv 33 MVA. A implantação da SE Carajás 230 kv 225 MVA, alivia o carregamento dos transformadores das SE s Anhanguera 230/138 kv e Xavantes 230/138 kv nas cargas e Acre/ Rondônia Ciclo

188 pesada (Gráfico 44) e média (Gráfico 45). É importante ressaltar que é possível balancear o carregamento destas duas subestações através da transferência de cargas entre elas. Esta SE apresenta carregamento inicial de 49,0%, atingindo no final do período o carregamento de 68%, ocorrendo a duplicação do transformador em Porém, a nova data de entrada em operação desta subestação é junho de 2007 e a duplicação do transformador ocorrerá em junho de % 100% 100% 58% 41% 82% 50% 45% 90% 54% 87% 74% 92% 87% 80% 64% 93% 68% 55% 87% 71% 59% 76% 68% 78% 67% 27% 36% 32% ANHANGUERA XAVANTES CARAJAS Gráfico 44. Carregamento dos Transformadores de Anhanguera, Xavantes e Carajás 230/138 kv Carga Pesada 97% 99% 81% 87% 89% 79% 75% 79% 79% 83% 86% 69% 71% 63% 57% 43% 41% 42% 44% 50% 53% 49% 48% 52% 30% 33% 22% 24% 25% ANHANGUERA XAVANTES CARAJAS Gráfico 45. Carregamento dos Transformadores de Anhanguera, Xavantes e Carajás 230/138 kv Carga Média e Acre/ Rondônia Ciclo

189 A LT Anhanguera - Goiânia Leste em 230 kv apresentou sobrecarga em regime normal nos patamares de carga pesada (Gráfico 46) e media (Gráfico 47). Para manter o perfil de tensão adequado, foi considerada uma compensação de potência reativa referencial na SE Anhanguera 230 kv a partir de 2012, que deve ser avaliada no estudo de atendimento global à região de Goiânia. Gráfico 46. Carregamento na LT Anhanguera Goiânia Leste 230 kv Carga Pesada Gráfico 47. Carregamento na LT Anhanguera Goiânia Leste 230 kv Carga Média e Acre/ Rondônia Ciclo

190 Recomenda-se um estudo de atendimento global à região de Goiânia a ser desenvolvido no GET/SE, de forma a definir o reforço necessário e avaliar a compensação reativa na SE Anhanguera 230 kv considerada referencialmente a partir de Atualmente os transformadores da SE Aeroporto 138/13.8 kv-25 MVA e 33 MVA apresentam carregamentos elevados. A instalação do 3º transformador nesta SE 138/13.8kV - 25 MVA em 2006 consegue aliviar o carregamento dos transformadores instalados, e deverá aliviar também, através de remanejamento de cargas na distribuição, os transformadores da SE Ferroviário 138/13.8 kv 32 MVA e 33 MVA. Outras novas subestações deverão ser construídas até 2010: Riviera (2010), e as SE s Real e Independência serão ampliadas. As SE s Santa Genoveva (2008) e Riviera serão implantadas nas regiões nordeste e sudeste de Goiânia, respectivamente, onde o surgimento de condomínios residenciais tem sido a principal causa do crescimento do mercado. Outro fator preponderante é o aumento de confiabilidade para a região de Anápolis, caracterizada como importante pólo industrial do estado de Goiás. Atualmente, a SE Anápolis Universitário 138/13.8 kv - 25 MVA e 33,3 MVA apresenta carregamento elevado. A entrada da SE Santana 138/13,8 33 MVA em 2008 é a solução prevista para a área. A Subestação de Firminópolis 230/ MVA, opera com folga em todos os patamares de carga. No ano de 2011 deverá ser implantado o segundo transformador para atender os critérios de planejamento. Área de Rio Verde O suprimento à área Rio Verde é feito, atualmente, por dois circuitos de 138 kv que partem da SE Cachoeira Dourada e pela Rede Básica através da SE Rio Verde (FURNAS). Na área de Rio Verde está localizado o subsistema de Acreúna que é atendido, atualmente, através da SE Planalto em 69 kv por uma LT com cerca de 138 km. As cargas de irrigação deste subsistema representam cerca de 50% do total da carga. Estas cargas de irrigação estão localizadas principalmente em Vicentinópolis, Acreúna e Paraúna. Desde 1998 vem sendo contornado o esgotamento do atual sistema através do gerenciamento da demanda dos irrigantes. Entretanto, a partir de 2003, com um acentuado incremento de novas cargas de irrigação, e com o surgimento de agro-indústrias voltadas para o beneficiamento de algodão, o sistema de 69 kv está praticamente em colapso. Este problema, aliado ao esgotamento da SE Planalto, exigiu a construção da SE Acreúna 138/69 kv 50 MVA, em 2006, alimentada a partir de Rio Verde. Devido à impossibilidade de expansão da SE Jataí, que hoje já se encontra com alto carregamento, está prevista a implantação da SE Serra Azul, que funcionará inicialmente como um seccionamento da linha Jataí Cabriúva 69 kv que também será o ponto de conexão da PCH Jataí, constante do PROINFA. O transformador 138/13.8 kv 25 MVA da SE Rio Verde está atualmente com carregamento acima de 80%. A entrada em operação da SE Cabriúva 69/13.8 kv 15 MVA em 2006 atenderá até meados de 2007 o crescimento da cidade. Contudo, e Acre/ Rondônia Ciclo

191 ainda para atender a crescente demanda local, está prevista para 2008 a ampliação da transformação 138/13.8 kv na cidade de Rio Verde. A SE Cabriúva deverá também sofrer alterações para a conexão da PCH Irara, integrante do PROINFA. De acordo com crescimento do mercado em meados de 2008 o subsistema de Santa Helena esgota-se, tornando necessário um nível de tensão superior, ou seja, a implantação de um sistema de 138 kv para Santa Helena. Regiões de Marajoara e Pamplona As regiões de Marajoara e Pamplona operam, a maior parte do período com baixo nível de tensão em carga pesada. A duplicação do circuito interligando as subestações de Samambaia e Rio Vermelho ou a conexão de Cristalina com a UHE Corumbá III (que está sendo pleiteada junto a CEB), propicia uma redução no carregamento da linha existente, mostrada no Gráfico ,70% 78,20% 67,20% 72,30% 59,50% 57,70% 59,40% 62,70% 49,20% 52,40% circuito 1 circuito 2 Gráfico 48. Carregamento na LT Samambaia Rio Vermelho 138 kv (MW) Região de Caldas Novas A cidade de Caldas Novas está localizada no sudeste do estado de Goiás, distante cerca de 185 km de Goiânia. O crescimento das cargas nesta região, com potencial turístico relevante, devido ao grande manancial de águas quentes, faz com que o suprimento de energia em 69 kv, a partir de Morrinhos e Ipameri se encontre completamente esgotado, com a LT Planalto Morrinhos 69 kv já operando em sobrecarga. Como solução de curto prazo, será feita a correção de alguns vãos críticos com a implantação de novas estruturas para que esta LT possa operar, em caráter de emergência. Também foi construída recentemente a SE Serra de Caldas 69/13,8 kv 20 MVA. Recomenda-se que a solução de planejamento para Caldas Novas seja proposta por estudo de abastecimento ao estado de Goiás a ser recomendado pela EPE e desenvolvido no âmbito do GET/SE-CO. Para esse ciclo foi implantado, como solução referencial, um setor de 138 kv na UHE Corumbá, para o atendimento ao mercado regional da CELG, em Caldas Novas. Cabe observar que esta alternativa beneficia sobremaneira a cidade de Caldas Novas, por sua localização estratégica e Acre/ Rondônia Ciclo

192 frente à Usina de Corumbá (cerca de 30 km de distância), proporcionando uma nova fonte de suprimento, a partir desta usina, e resultando numa importante contribuição para o controle das tensões na região. O empreendimento consiste na ampliação da SE UHE Corumbá, através da implantação de um setor de 138 kv a partir de uma transformação 345/138 kv 150 MVA e os vãos associados, e ainda a implantação da SE Serra de Caldas 138/69 50 MVA. Tão logo se viabilize o contrato de conexão com FURNAS, será iniciada a implantação do setor de 138 kv na SE Serra de Caldas. Para reforçar o suprimento à região de Caldas Novas, será construída a SE Pires do Rio 138/69 kv- 50 MVA (2008) para aliviar os carregamentos da SE Planalto 230/69 kv e LT s até 69 kv até Caldas Novas, além das LT s Catalão Ipameri 69 kv. Área de Catalão O suprimento à área Catalão é feito, atualmente, por um circuito em 138 kv a partir de Emborcação. Com a entrada em operação da UHE Serra do Facão (210 MW), previsto para 2009, torna-se necessária a duplicação do circuito Emborcação Catalão em 138 kv (2008), com a finalidade de escoar para Emborcação o excedente desta usina, não consumidos na região de Catalão. Em virtude do alto carregamento do transformador 138/13,8 kv 25 MVA da SE Catalão, está sendo prevista a troca do transformador 138/13.8 kv 25 MVA por um transformador 138/13.8 kv 33 MVA na SE Catalão, em Região de Luziânia Esta região apresenta dois tipos bem distintos de mercado, ou seja, o mercado das cidades do entorno de Brasília (Águas Lindas, Santo Antônio do Descoberto, Novo Gama, Cidade Ocidental, Valparaíso, Luziânia), com característica tipicamente urbana, e o mercado já consolidado de irrigantes e agro-indústrias na região de Luziânia, Pamplona e Cristalina. Devido à retomada de crescimento de irrigantes na região de Pamplona e Cristalina, a CELG está implantando a SE São Marcos 138/34,5 kv 33 MVA (2008), para possibilitar novas ligações e também construir a LT Cristalina São Marcos 138 kv, operando inicialmente em 34,5 kv. Recomenda-se um estudo para definição de uma nova injeção para esta região, que poderia ser um novo abaixamento 345/138 kv (FURNAS) ou uma nova LT 138 kv de Corumbá III (CEB). A SE Estrela D Alva (138/13,8 kv 33 MVA), que será responsável pelo suprimento de Cidade Ocidental e Valparaíso, está prevista para 2008, tendo em vista que se espera o esgotamento da rede de 34,5 kv que atende estas duas localidades. Atualmente, o atendimento a Santo Antônio do Descoberto pode ser efetuado tanto via Alexânia quanto por Águas Lindas, em 34.5 kv. No entanto, em meados de 2007, a LT Alexânia Santo Antônio do Descoberto 34,5 kv atinge o seu limite térmico de carregamento e a LT Águas Lindas Santo Antônio do Descoberto 34,5 kv não poderá suprir Santo Antônio do Descoberto devido à sobrecarga no TR 69/34,5 kv 20 MVA de Águas Lindas. Deverá ser implantada a SE 138/13.8 kv 20 MVA em Santo Antônio do Descoberto, em e Acre/ Rondônia Ciclo

193 Área de Formosa Esta área compreende todo o Nordeste Goiano, e é caracterizada por grandes vazios demográficos. Excluindo a região ao Norte do Distrito Federal, que apresenta um crescimento de cargas de irrigação bastante acentuado, principalmente em São João D Aliança e Água Fria, o restante da região apresenta uma incipiente atividade econômica. O fornecimento de energia é feito principalmente a partir da SE Planaltina em 138 kv, e é complementado pela Usina de São Domingos, com 12 MW de potência. A expansão do sistema em toda a região se dará principalmente através de linhas em 69 kv. Entre elas, a PCH Mambaí II, obra contemplada do PROINFA. Estudos da CELG indicam a necessidade de um grande reforço, a partir de 2008, em 230 kv, na região de Alto Paraíso e Flores de Goiás cuja viabilidade será submetida à EPE. Para a região de Itaberaí está prevista a implantação da SE Itaberaí 138/69 kv 50 MVA (2007), visando eliminar os problemas de tensão, redução de perdas, e de suporte as redes de Goiás e Itapuranga. Foram detectadas necessidades de reforços na rede de 230 kv de Firminópolis (2010) e na região de Goiânia e Anápolis. Estes reforços serão objetos de estudo pela EPE, no âmbito do GET SE-CO. Regime de Emergência A Tabela 101 mostra um resumo das emergências mais severas no sistema CELG, indicando a área afetada e a solução proposta. Tabela 101 Análise em Emergência Carga Pesada CENÁRIO com a SE PIRINEUS e sem a SE CRAJÁS Emergências simuladas LT Xavantes - Meia Ponte 138kV LT Anhanguera - Real 138kV LT Goyá - Meia Ponte 138kV LT Xavantes - Ferroviário 138kV Trafo 230/138kV de Anhanguera Trafo 230/138kV de Xavantes sobrecargas registradas, após a transferência de carga LT Anhanguera - Real 138kV e transformadores Anhanguera 230/138 kv LT's Xavantes - Meia Ponte 138kV e Anhanguera - Goiânia Leste 230 kv Solução Implantação da Subestação Carajás230/138 kv e equipar vãos de 138kV nas linhas do ANEL Implantação da Subestação Carajás 230/138 kve equipar vãos de 138kV nas linhas do ANEL Implantação da Subestação Carajás 230/138 kve equipar vãos de 138kV nas linhas do LT Xavantes - Ferroviário 138kV ANEL Circuito remanescente Xavantes - Implantação da Subestação Ferroviário 138 kv Carajás 230/138 kv Transformador remanescente Implantação da subestação Anhanguera 230/138 kv Carajás 230/138 kv Transformadores remanescentes Xavantes 230/138 kv e um dos transformador Anhanguera Implantação da Subestação 230/138 kv Carajás 230/138 kv e Acre/ Rondônia Ciclo

194 Com a efetivação da SE Pirineus e sem a subestação Carajás 230 kv, a malha de 138 kv, fica com pouca flexibilidade, pois durante emergências no ANEL de 138 kv de Goiânia, mesmo sendo possível o remanejamento de carga, ocorrerão sobrecargas em linhas do referido anel. Para que o corte de carga na hora da emergência seja minimizado, torna-se necessário equipar os vãos de chegada e saída nas SE s Real, Independência, Goya e Meia Ponte. A contingência na Subestação Carajás provoca corte de carga na região de Goiânia. A duplicação do transformador desta subestação está prevista para o ano de A implantação da SE Carajás 230/138 kv possibilita as manobras de carga entre esta subestação e as subestações de Xavantes e Anhanguera evitando cortes de cargas nas contingências das linhas de 138 kv que interligam estas subestações. Devido aos grandes problemas verificados em regime normal e em emergência na região de Goiânia, principalmente na rede de 230 kv, nota-se a necessidade da formação de um grupo de estudo para que seja feita uma análise mais aprofundada e sejam tomadas providências mais efetivas em relação às deficiências do sistema na região. A contingência nas linhas Anhanguera Palmeiras 230 kv e Palmeiras Firminópolis 230 kv, ocasiona corte de carga, durante todo o período, na região de Firminópolis por subtensão e corte total nas cargas da subestação de Palmeiras por isolamento, uma vez que esta região é abastecida através do Tap na linha Anhanguera Firminópolis 230 kv. Após 2010 os cortes na região de Firminópolis acabam devido à implantação da LT Carajás - Firminópolis 230 kv. A contingência no transformador de Firminópolis 230/138 kv provoca corte de carga até o ano de Após este ano o corte acaba devido à entrada em operação do segundo transformador 230/138 kv 150 MVA. A contingência na transformação da SE Pirineus provoca corte de cargas na região de Anápolis devido à sobrecarga nas subestações de Xavantes, Anhanguera e Carajás, na tentativa de suprir as cargas desta região pelas linhas de 138 kv que a interliga com a região de Goiânia. Ocorre perda total das cargas alimentadas através do 69 kv da SE Barro Alto (Furnas), por isolamento de barra, durante todo o período, na contingência do transformador 230/69 kv desta subestação. A contingência nas linhas de 138 kv de Serra da Mesa - Porangatu, Serra da Mesa - Minaçu e Minaçu Sama, provocam perda total de carga, por isolamento de barra, durante todo o período. A contingência na linha Barro Alto (Furnas) Itapaci 230 kv, provoca perda total da carga da SE Itapaci, por isolamento de barra durante todo o período de estudo. A contingência na linha de 230 kv entre Itumbiara Paranaiba, provoca corte de carga por isolamento da barra da SE Paranaiba durante todo o período. A contingência na linha de 230 kv entre Cachoeira Dourada e Anhanguera provoca corte de carga na região de Goiânia por subtensão provocada pela sobrecarga na linha de 230 kv entre Cachoeira Dourada Planalto Anhanguera. A solução deverá ser analisada em conjunto, devido à possibilidade da implantação de um pólo de suprimento em 345 kv. e Acre/ Rondônia Ciclo

195 Observações Ressalta-se que algumas obras a serem feitas no sistema CELG dependem de execução de obras de interligação com o sistema FURNAS. Vão de linha em 138 kv na Subestação Samambaia para suprir a SE Santo Antônio do Descoberto, em 2008; Vão de linha em 138 kv na Subestação Rio Verde para suprimento a Subestação de Acreúna, previsto para 2006; Vão de linha em 138 kv na Subestação Rio Verde para suprimento a Subestação de Santa Helena, previsto para 2008; Vão de linha em 138 kv na UHE Corumbá III para suprir a SE Cristalina, que está sendo pleiteado junto ao empreendedor; Vão de linha em 138 kv na UHE Corumbá para suprir a SE Serra de Caldas, em negociação com FURNAS; Recomendações Recomenda-se que sejam iniciados urgentes os seguintes estudos pelo GET/SE-CO: Atendimento à região de Goiás/Brasília diante dos problemas identificados neste ciclo 2006/2015, em regime permanente e em condições de emergência. Estudo de atendimento global à região de Goiânia e Anápolis para avaliar as obras referenciais consideradas neste ciclo. Estudo para atendimento da solicitação da CELG de viabilidade de acesso à Rede Básica através da implantação da transformação 345 kv UHE Corumbá I para suprimento a região de Caldas Novas. Assunto que já foi objeto de vários estudos, contudo ainda sem soluções concretas. Estudo para atendimento da solicitação da CELG de viabilidade de acesso à Rede Básica através do seccionamento da LT 345 kv UHE Corumbá I Brasília Sul para um novo ponto de suprimento a região de Cristalina. Análise de necessidade de reforço nas transformações das SE s de Rede Básica de Fronteira: Samambaia - 345/138 kv; Bandeirantes - 345/230 kv; Rio Verde - 230/138 kv; Barro Alto - 230/69 kv. Estudo de sistemas radiais atendidos por elos singelos em todo o estado de Goiás atendimento ao critério n-1. e Acre/ Rondônia Ciclo

196 7.7 Estado de Mato Grosso A evolução do mercado de ponta do estado de Mato Grosso para o ciclo 2006/2015 representa cerca de 2,3% da região Sudeste/Centro Oeste durante todo o período. Este mercado mostra um crescimento médio de 2,3% ao ano e é reproduzido no para os três patamares de carga, conforme Gráfico Mato Grosso Pesada Media Leve Gráfico 49. Evolução do Mercado do Estado do Mato Grosso Rede Básica FURNAS e ELETRONORTE A rede básica que compõe o sistema do estado do Mato Grosso é formada por linhas nas tensões de 230 kv de FURNAS, ELETRONORTE e da transmissora Amazônia- Eletronorte Transmissora de Energia S.A., mostrada na Figura 52. Atua também no estado do Mato Grosso a distribuidora CEMAT, descrita no item e Acre/ Rondônia Ciclo

197 Figura 52. Rede Básica do Estado do Mato Grosso O suprimento ao estado do Mato Grosso é feito pela interligação Sudeste / Centro - Oeste, através de um sistema de transmissão radial constituído de três linhas de transmissão em 230 kv e uma quarta em 138 kv, de propriedade da ELETRONORTE e de FURNAS, a partir das usinas hidrelétricas de Cachoeira Dourada e Itumbiara, localizadas no Rio Paranaíba, na divisa do estado de Goiás e Minas Gerais no Triângulo Mineiro. Duas dessas linhas de transmissão em 230 kv, partem de Itumbiara (FURNAS) e são secionadas nas subestações de Rio Verde (FURNAS), Barra do Peixe, Rondonópolis e Coxipó (ELETRONORTE); a outra linha em 230 kv parte da subestação Cachoeira Dourada e é secionada em Rio Verde (FURNAS) e Rondonópolis (ELETRONORTE), perfazendo um total de 1634 km de linhas de transmissão neste nível de tensão. A linha em 138 kv deriva da subestação Cachoeira Dourada e é secionada na SE Rio Verde, Couto Magalhães, Rondonópolis e Coxipó, com extensão de 627 km. A partir da Subestação Coxipó e do anel de 138 kv de Cuiabá, partem linhas de transmissão em 138 kv de propriedade da CEMAT, para atendimento a diversas regiões de Mato Grosso. Para atender as cargas da região norte do estado, existe ainda, a partir da SE Coxipó em Cuiabá, uma linha em 230 kv, com 450 km de extensão, circuito simples, até a SE Sinop (ELETRONORTE), com secionamento na SE Nobres (ELETRONORTE) onde está conectada à UHE Manso (FURNAS), e por derivação em tapes as subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio Verde e Sorriso. A partir da SE Sinop, há abaixamento para 138 kv, para atendimento às regiões de Colíder e Alta Floresta (CEMAT). No ano de 1999, entrou em operação a primeira unidade geradora da UTE Cuiabá, pertencente a produtor independente e no ano 2000, entraram em operação mais duas unidades geradoras, totalizando 480 MW instalados. e Acre/ Rondônia Ciclo

198 A geração local de energia elétrica no Mato Grosso consiste atualmente da UHE Juba, com capacidade de 84 MW, da UTE Cuiabá, com capacidade de 480 MW, UHE Manso com 210 MW, UHE Guaporé com 120 MW, UHE Jauru com 110 MW, UHEs Itiquira 1 e 2 com 156 MW, totalizando 1160 MW além de outras pequenas usinas hidráulicas. Com este montante de geração o estado passou a ter excedentes de geração tornando-o exportador de energia elétrica. Para escoar a geração de diversas UHEs e PCHs localizadas na região de Jauru, foi construída a LT 230 kv Jauru/Coxipó, circuito duplo, 365 km. Também para comportar o escoamento do excedente de energia foi indicada a instalação do terceiro circuito em 230 kv entre a SE Coxipó e a SE Rondonópolis com seccionamento em uma nova SE denominada SE Cuiabá 230 kv (Consórcio Amazônia) em operação desde julho de Também foi indicada compensação série em circuitos de 230 kv existentes da ELETRONORTE e de FURNAS. Para prover uma maior capacidade de exportação foi indicada a implantação de um circuito em 500 kv partindo da SE Cuiabá até a SE Itumbiara com duas subestações intermediárias: SE Ribeirãozinho (500/230 kv) interligada em 230 kv à SE Barra do Peixe (ELETRONORTE) e a SE seccionadora Rio Verde 500 kv. Cabe destacar que no Plano de Geração de referência do ciclo atual constam mais empreendimentos no Mato Grosso, Dardanelos (2010), Água Limpa (2011), Toricoejo (2011) e Torixoréu (2011),estes com impacto direto na Rede Básica. A Tabela 102 mostra as linhas planejadas para o estado e a Tabela 103 mostra as obras em subestações. Tabela 102 Programa de Obras da Transmissão REDE BÁSICA - Linhas TENSÃO (kv) LINHA LINHAS DE TRANSMISSÃO DATA PREV. 500 Cuiabá/ Ribeirãozinho, CS, AR, 364km, 3x954 MCM mai/ Ribeirãozinho / Rio Verde II, CS, AR, 242km, 3x954 MCM mai/ Rio Verde II / Itumbiara CS,AR, 202km, 3x954 MCM mai/ Ribeirãozinho/ Barra do Peixe, CD, AR, 3km, 2x795 MCM mai/07 EMPRESA Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. 230 Jauru / Vilhena, CD, AR, 345 km,2x795 MCM jul/08 A ser licitada Nobres/Sinop, C2, CS, AR, 345km, 230 jan/11 A ser licitada 1 x 795 MCM. e Acre/ Rondônia Ciclo

199 TABELA 103 Programa de Obras da Transmissão - Subestações DESCRIÇÃO SUBESTAÇÕES QUANT. TENSÃO (kv) POTÊNCIA (MVA ou Mvar) DATA PREV. EMPRESA SE Barra do Peixe Compensação Série LT Rondonópolis C mar/07 Eletronorte Compensação Série LT Rondonópolis C mar/07 Eletronorte Compensação Série LT Rio Verde C mar/07 Eletronorte EL Secionamento LT Rio Verde/Rondonópolis C jul/06 Eletronorte EL Vão p/ LT Rondonópolis C jul/06 Eletronorte EL Complementação do bay LT Rio Verde C jul/06 Eletronorte EL Complementação do bay LT Rondonópolis C jul/06 Eletronorte EL Complementação do bay do Reator de barra jul/06 Eletronorte IB jul/06 Eletronorte EL LTs para Ribeirãozinho D1 e D mai/07 Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. EL - LTs para Ribeirãozinho 1 13,8 - mai/07 Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. SE Coxipó AT Autotransformador Perna Reserva unidade Monofásica - 230/138/13,8 kv ,3 dez/05 Eletronorte AT4 Autotransformador unidades Monofásicas - 230/138/13,8 kv ,3 jul/07 Eletronorte SE Cuiabá (Implantação 500 kv) AT Autotransformador 500/230/13,8 kv mai/07 Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. RB Reator de Barra ,3 mai/07 Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. RL Reator de Linha ,3 mai/07 Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. EL LT para Ribeirãozinho mai/07 Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. SE Jauru AT Autotransformador 230/138/13,8 kv jul/07 ELETRONORTE EL LT para Villena jul/08 A ser licitada CE - Compensação Série LT Coxipó jul/08 A ser licitada RL Reator de Linha LT Vilhena jul/08 A ser licitado SE Nobres AT Autotransformador 230/138/13,8 kv ago/09 A ser autorizado para ELETRONORTE EL LT para Sinop C jan/11 A ser licitada RL Reator de Linha LT Sinop C jan/11 A ser licitado SE Nova Mutum T Transformador 230/69/13,8 kv jul/07 A ser autorizado para ELETRONORTE SE Ribeirãozinho Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. AT autotransformador 500/230/13,8 kv mai/07 RB Reator de Barra ,3 mai/07 RL Reator de Linha ,3 mai/07 RL Reator de Linha ,7 mai/07 EL LT para Cuiabá mai/07 EL LT para Rio Verde II mai/07 EL LTs para Barra do Peixe mai/07 e Acre/ Rondônia Ciclo

200 DESCRIÇÃO SE Rondonópolis SUBESTAÇÕES QUANT. TENSÃO (kv) POTÊNCIA (MVA ou Mvar) DATA PREV. EMPRESA AT3 Autotransformador 230/138/13,8 kv ago/07 A ser autorizado para Eletronorte SE Sinop CH Banco de capacitores 4 13,8 14,4 dez/05 ELETRONORTE EL Vão p/ LT da Cemat jul/06 ELETRONORTE EL Vão p/ LT Sorriso/Nobres jul/06 ELETRONORTE IB jul/06 ELETRONORTE ES Compensador estático (-20; + 55) dez/06 ELETRONORTE AT2 Autotransformador 230/138/13,8 kv dez/06 A ser autorizado para ELETRONORTE RL Reator de Linha LT Nobres C jan/11 A ser licitado RL Reator de Linha LT Novo Paraná jan/11 A ser licitado EL Vão p/ LT Nobres C jan/11 A ser licitado EL Vão p/ LT Novo Paraná (conexão Dardanelos) jan/11 A ser licitado SE Sorriso CH Banco de capacitores 2 13,8 7,2 nov/05 ELETRONORTE EL Vão p/ LT da Cemat dez/06 ELETRONORTE SE Rio Verde II Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. RL Reator de Linha ,7 mai/07 RL Reator de Linha ,7 mai/07 EL LT para Ribeirãozinho mai/07 EL LT para Itumbiara mai/07 SE Itumbiara RL Reator de Linha ,7 mai/07 Itumbiara Transmissora de Energia Ltda. EL Vão p/ LT Rio Verde II mai/07 SE Rio Verde (*) Compensação Série LT Itumbiara C out/06 FURNAS Compensação Série LT Itumbiara C out/06 FURNAS Compensação Série LT Barra do Peixe C out/06 FURNAS Compensação Série LT Barra do Peixe C out/06 FURNAS (*) A compensação série a ser instaladas nas linhas de FURNAS, somente foram autorizadas pela ANEEL através da resolução autorizativa 130, em 06/04/2005 e consequentemente com previsão de entrada em operação em outubro de 2006 Análise em Regime Normal O desempenho do sistema é satisfatório, em regime normal de operação para os patamares de cargas pesada, média e leve, com exceção da região extrema do circuito radial Nobres/ Sinop, onde há dificuldade de se manter a tensão em níveis adequados. Os problemas decorrentes do atraso da entrada em operação do compensador estático de Sinop, serão contornados com a instalação de bancos de capacitores nos terciários dos transformadores das SEs Sinop e Sorriso, respectivamente nos montantes de 14,4 e 7,2 Mvar, e com a instalação de disjuntor de manobra para o reator de 20 Mvar de Sinop. Essas obras estão previstas para o final de Análise de Emergência O sistema de transmissão de 500 kv e 230 kv apresentou desempenho satisfatório em condição de emergência ao longo de todo o decênio. Cabe destacar que em função do Plano de Geração de Referência e do critério adotado de despacho, o fluxo resultante no tronco entre Itumbiara e Coxipó/Cuiabá é reduzido, não sendo verificados problemas no desempenho do sistema. Verifica-se que a partir da entrada em operação dos reforços do sistema de 230 kv, composto pelas LTs Coxipó/Cuiabá (CD) e da LT Cuiabá/Rondonópolis (CS) e compensações série associadas do sistema de transmissão em 230 kv do Mato Grosso, houve uma melhora significativa referente ao atendimento com confiabilidade de linha segundo critério n-1. e Acre/ Rondônia Ciclo

201 O sistema de transmissão de 230 kv que atende o norte do estado do Mato Grosso, trecho entre Coxipó e Nobres, continua sem confiabilidade de linha até que seja implantada a duplicação do mesmo, atualmente prevista para o ano de Quando da entrada do compensador estático na SE Sinop e da segunda LT de 230 kv Nobres/Sinop, este sistema passa a atender o critério n-1. O critério de confiabilidade de linhas de transmissão passará a atender plenamente a partir da expansão do sistema em 500 kv, já licitado, constituído pela LT Cuiabá/ Ribeirãozinho/ Rio Verde II/ Itumbiara, previsto para o primeiro semestre de Não foram realizadas emergências para a usina de Dardanelos e os circuitos de sua conexão ao Sistema Interligado Nacional SIN, uma vez que as linhas de transmissão representadas nos casos tiveram propósito exclusivamente indicativo, considerando que já foi oficializado pelo Ministério de Minas e Energia - MME, a conexão desta usina na localidade de Juína. Diante deste fato, a configuração final do sistema de transmissão a ser proposta para o escoamento da energia da usina de Dardanelos, estará integrada em uma solução estrutural de transmissão para o estado do Mato Grosso a ser consolidada pelo grupo de trabalho constituído para esta finalidade, sob coordenação da EPE. Nesta solução estrutural será considerada também a oferta de energia elétrica a ser disponibilizada pelas usinas hidráulicas e PCHs previstas em todo o estado. Recomendações Conclusão dos estudos para solução do escoamento da energia a ser disponibilizada pelas UHEs e PCHs do estado; Eliminar a condição de circuito radial do 230 kv do trecho entre Coxipó e Sinop, assegurando o atendimento ao critério de confiabilidade n-1 na região; CEMAT A área de concessão da CEMAT abrange o estado de Mato Grosso, com uma extensão de km2, que representa mais de 10% do território nacional e uma população de aproximadamente habitantes, estimativa para dezembro de O estado está dividido em 141 municípios. O Sistema Interligado, motivo destes estudos, é responsável por aproximadamente 93% do total da energia requerida do estado com sistema de subtransmissão da CEMAT constituído atualmente por 86 subestações, totalizando 1.325,8 MVA de potência instalada, e 54 linhas de transmissão, em 138 e 69 kv, totalizando 3.161,6 km, referência setembro/2005. A estrutura de consumo de 2004, mostrada no Gráfico 50, manteve praticamente a mesma formação dos anos anteriores, com pequeno crescimento de 2,5% na classe rural. e Acre/ Rondônia Ciclo

202 Rural 9,5% Iluminação Pública 4,3% Poder Público 4,7% Serviço Público 3,5% Consumo Próprio 0,4% Residencial 31,2% Comercial 21,3% Gráfico 50. Estrutura de Consumo da CEMAT Industrial 25,1% O acumulado até setembro/2005 apresenta praticamente a mesma distribuição: Residencial (31,85%), Industrial (21,66%), Comercial (22,64%), Rural (10,82), Poder Público (4,80%), Iluminação Pública (4,48%), Serviço Público (3,39%) e Consumo Próprio (0,36%). As classes de consumo com maior crescimento de 2004 em relação a 2003 foram: rural 22,97%, o poder público com 12,58%, a classe comercial com 8,47%, esse aumento do consumo na classe rural reflete a implantação do Programa Luz do Campo e grande desenvolvimento do agro-negócios no estado que é um dos maiores produtores de soja e outros grãos e também do algodão do país. A comparação do acumulado até setembro/2005, com o mesmo período de 2004, apresenta novamente a classe rural com maior crescimento (15,76%), seguido pela classe comercial e poder público (em torno de 11%), a classe industrial apresentou decréscimo de 14%. Em 2004, a energia requerida ( MWh) para o Sistema Interligado da CEMAT foi suprida com 69,3% por FURNAS/ELETRONORTE; 26,19% por Outros Produtores (no próprio estado), 0,1% pela CELG e 4,42% por Geração Própria. Em 2005 (acumulado até setembro), a energia requerida ( MWh) para o Sistema Interligado da CEMAT foi suprida com 68,6% por FURNAS/ELETRONORTE; 27,3% por Outros Produtores (no próprio estado); 0,1% pela CELG e 4% por Geração Própria. O aumento percentual da participação de Outros Produtores na estrutura da origem da Energia Requerida para o Suprimento do Sistema Interligado da CEMAT, deve-se a implantação de usinas de pequeno e médio porte no estado. Demonstrado na Tabela 104. e Acre/ Rondônia Ciclo

203 Tabela 104 Usinas de Pequeno e Médio Porte USINAS POTÊNCIA MW DATA Itiquira 1 e 2 156, Guaporé 120, Jauru 110, Alto Jauru 20, Indiavai 28, Baruito 18, Braço Norte 3 14, Ponte de Pedra 176, Salto Corgão 26, Ombreiras 26, Total 694,0 O Programa Decenal de Expansão da Geração prevê a instalação de inúmeras usinas hidrelétricas no estado de Mato Grosso conforme a Tabela 105 Programa de Geração de Referencia e na tabela abaixo relacionamos as que entrarão em operação em 2005 e 2006: Tabela 105 Programa de Geração para o Estado (2005 e 2006) USINAS POTÊNCIA MW DATA Camargo Correa 4, Buriti 10, Jararaca 29, Paranatinga 1 e 2 44, Total 87,2 Com a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) deverão entrar em operação até 2007 as seguintes PCHs: e Acre/ Rondônia Ciclo

204 Tabela 106 Pequenas Centrais Hidrelétricas de Mato Grosso PCH - Proinfa POTÊNCIA MW Canoa Quebrada 28,0 Caeté 6,0 José Fernando 29,0 José Gelásio 24,0 São Tadeu 1 18,0 Rondonopólis 23,0 Rochedo 13,0 Nhandu 9,0 Total 150,0 A Tabela 107 mostra uma comparação do mercado da CEMAT do ciclo com o mercado do ciclo onde observa-se que a previsão da carga em geral foi reduzida. Tabela 107 Mercado Ciclo x Ciclo O Sistema da CEMAT é formado por cinco radiais que atendem os pólos de desenvolvimento do estado, neste período de estudo, o atendimento pelo sistema de transmissão encontra-se dentro dos critérios de planejamento. A partir da SE Barra do Peixe 230 / 138 kv, 50 MVA de propriedade da Eletronorte, a região de Barra do Garças é atendida por um circuito simples (radial) em 138 kv. e Acre/ Rondônia Ciclo

205 Neste ciclo de estudos, este circuito opera dentro dos limites de tensão em condição normal de operação. Bancos capacitores serão instalados ao longo do horizonte para melhoria do nível de tensão e a tensão em Barra do Peixe 138 kv deverá estar entre 102% e 104%. Está prevista a construção das PCHs Paranatinga 1 (16MW) e 2 (28MW) nesta região. A região norte do estado é atendida pela SE Sinop 230/138/13,8 kv, 100 MVA, de propriedade da Eletronorte. Os circuitos singelos em 138 kv atendem o extremo norte do estado e na tensão de 69 kv para atendimento de Carmen, Vera e Feliz Natal. Estas linhas de transmissão são de propriedade da CEMAT. As PCHs Braço Norte 1 (5,4MW), Braço Norte 2 (10,0MW) e Braço Norte 3 (14,0MW) têm conexão em Matupá. Está prevista também a conexão de Braço Norte 4 (14MW). Duas outras PCHs situadas no sul do Pará têm previsão de conexão em Alta Floresta: PCH Salto Buriti (10MW) e Salto Curúa (30MW) para As PCHs Rochedo e Nhandu (totalizando 22 MW) têm previsão de conexão em Matupá. A região polarizada por Juara e Juína, será suprida pela SE Itanorte com as seguintes obras: LT Itanorte / Campos Novos dos Parecis 75 km, em operação desde jun/2001, LT Campos Novos dos Parecis / SE Maggi 100 km, operando em 34,5 kv, LT SE Maggi / Brasnorte 85 km, operando em 34,5 kv, LT Brasnorte / Faz. Cortez 52 km, LT Faz. Cortez / Juara 101 km, LT Faz. Cortez / Juina 82 km, LT SE Maggi / Sapezal 137 km. Os comissionamentos destas linhas de transmissão e das subestações associadas estão previstos para dezembro de A PCH Baruito (18 MW) tem conexão em Campo Novo dos Parecis. Com a interligação de Sapezal ao Sistema serão acrescidas as gerações das PCHs Santa Lúcia I e II (totalizando 11,6 MW, em operação) e da PCH Buriti (10MW) que deverá entrar em operação em Quando da integração de Juína ao Sistema Interligado será também incorporada a PCH Juína com 5,1 MW. Está prevista a construção da PCH Jararaca (29MW) com conexão na PCH Baruito e São José do Rio Claro. O anel de Juba em 138 KV, que atende as regiões de Tangará / Nobres, Cáceres e Cuiabá, suprindo satisfatoriamente a região, necessitando de reforço somente na transformação ao longo do período. Na região de Cáceres houve melhoria na confiabilidade de suprimento, visto que anteriormente esta região era suprida através de um circuito singelo a partir do Anel de 138 kv de Cuiabá. Em 1995, com a entrada em operação da UH Juba 1 e 2 (totalizando 84MW) e da LT Juba / Quatro Marcos, a confiabilidade foi melhorada, culminando em 2002 com a entrada em operação das usinas hidrelétricas de Guaporé, Jauru e outras PCHs, que são conectadas ao Sistema Nacional através da SE Jauru 230 / 138 kv, 300 MVA e pela LT Jauru / Coxipó, 230 kv, CD, 365 km de propriedade da Eletronorte. As UTEs (bagaço de cana) Barralcool e Itamarati com disponibilidade de 12 MW cada, fazem conexão próximas a SE Denise. Deverá entrar em operação a PCH Camargo Corrêa (4,2MW) no final de 2005 com conexão na SE Nortelandia (próxima a Diamantino). e Acre/ Rondônia Ciclo

206 A grande Cuiabá é suprida pela SE Coxipó 230/138/13,8 kv, 3 x 100 MVA, de propriedade da Eletronorte e pelo Anel de 138 kv com as SEs de Coxipó, Barro Duro, Rodoviária, CPA, Cidade Alta e Várzea Grande com transformação 138/13,8/13,8 kv de propriedade da CEMAT. A UTE Cuiabá tem conexão neste Anel, a PCH Casca (15,5 MW) tem conexão num radial que parte da SE Barro Duro / Casca / Campo Verde / Primavera. A PCH Primavera (8,1 MW) tem conexão na SE com mesmo nome. Ao longo da LT Coxipó / Nobres / Sinop em 230 kv, há três seccionamentos para atendimento de mercado da CEMAT, e um seccionamento em Nobres para conexão da Usina de Manso (210 MW), os três seccionamentos são: SE Nova Mutum 230/69/13,8 kv, 30 MVA, de propriedade da Eletronorte, para atendimento de Nova Mutum; SE Lucas do Rio Verde 230/13,8/13,8 kv, 30 MVA, de propriedade da CEMAT, para atendimento de Lucas, Tapurah e Vila Primavera; SE Sorriso 230/69/13,8 kv, 2 x 30 MVA, de propriedade da Eletronorte, para atendimento de Sorriso e algumas comunidades rurais e aos novos municípios de Ipiranga e Itanhanga, atualmente atendidos por redes rurais e futuramente em 138 kv. A PCH Canoa Quebrada (26MW) terá conexão nesta SE. A região de Rondonópolis é atendida pela SE Rondonópolis 230/138/13,8 kv, 2 x 100 MVA de propriedade da Eletronorte e pelas SE Rondonópolis e Rondonópolis Centro com transformação 138/13,8/13,8 kv de propriedade da CEMAT. A UH Itiquira (156 MW) tem conexão no 230 kv em Rondonópolis e a UH Ponte de Pedra (176 MW) que entrou em operação em A SE Couto Magalhães 138/13,8 kv, 7,5/9,37 MVA de propriedade da Eletronorte, atende as localidades de Alto Garças, Alto Araguaia, Alto Taquari. Entrou em operação em 2004 a SE Ferronorte em 138 / 34,5 kv, 10 / 12,5 MVA e a LT Couto Magalhães/Ferronorte, que atende cargas rurais e futuramente Alto Araguaia. Há degradação da tensão no 138 kv da SE Couto Magalhães ao longo do horizonte devido às cargas da CELG em Parque das Emas. Há necessidade de estudo da EPE no âmbito do GET SE-CO com as empresas envolvidas para melhoria do atendimento à região. Há muitas PCHs cogitadas de serem construídas em diversas regiões do estado, reforçando o atendimento local e melhorando a confiabilidade do suprimento de energia elétrica, além do PROINFA. e Acre/ Rondônia Ciclo

207 Principais Obras de Transmissão da CEMAT: A Tabela 108 mostra as linhas de transmissão incorporadas ao sistema da CEMAT neste ciclo. Tabela 108 Linhas de Transmissão 138 kv LINHA Km DATA Nova Mutum / Santa Rita Primavera / Paranatinga Rondonopolis / Primavera Santa Rita / Boa Esperança Aripuanã / Juruena Juina / Juruena Sorriso / Ipiranga / Itanhanga Santana do Araguaia (Celpa) / Vila Rica Vila Rica / Confresa Querência / Alta da Boa Vista Alto da Boa Vista / Confresa Há previsão de atendimento da Região do Baixo Araguaia formado pelas localidades de São Félix do Araguaia, Luciara, Porto Alegre do Norte, São José do Xingu, Confresa, Santa Terezinha e Vila Rica pelo Sistema Interligado da CELPA através da SE Santana do Araguaia em 138 kv. Querência e Alto da Boa Vista serão atendidas pelas PCHs Paranatinga, Atualmente estas localidades são atendidas por pequenas usinas térmicas a óleo diesel. 7.8 Estado do Mato Grosso do Sul A evolução do mercado para o estado do Mato Grosso do Sul prevista para o ciclo de 2006/2015 representa 1,7% do mercado de energia elétrica da região Sudeste/Centro Oeste durante todo o período. Este mercado mostra um crescimento médio de 4,1% ao ano e é reproduzido no Gráfico 51 para os três patamares de carga. e Acre/ Rondônia Ciclo

208 Mato Grosso do Sul Pesada Media Leve Gráfico 51. Evolução do Mercado do Estado Mato Grosso do Sul Os principiais pontos de suprimento ao estado do Mato Grosso do Sul são: SE Dourados Santa Cruz 230/138 kv e SE Anastácio 230/138 kv atendidas por linhas de transmissão provenientes de Guaíra. A evolução da potência instalada no Mato Grosso do Sul para o ciclo 2006/2015 mostra um crescimento de cerca de 66%. A análise da Rede Básica do Mato Grosso do Sul é apresentada no relatório da região Sul. Atua no estado do Mato Grosso do Sul a distribuidora ENERSUL, descrita no item ENERSUL O diagrama abaixo mostra o Estado do Mato Grosso do Sul com a área de atuação da ENERSUL. Figura 53. Área de Atuação da ENERSUL e Acre/ Rondônia Ciclo

209 Mercado Previsto ENERSUL A previsão de cargas para o ciclo de estudos 2006/2015 pode ser observada no Gráfico 52 onde, em média, o mercado apresenta um crescimento da ordem de4% nos patamares ao longo de todo o período. MW Evolução da Carga ENERSUL - ciclo 2006/ , , , , , , PESDA 626,0 649,8 678,4 707,7 737,6 768,3 799,7 831,7 864,4 897,6 MÉDIA 622,2 644,1 666,3 688,3 709,9 731,2 752,1 772,6 792,6 812,1 LEVE 331,1 343,3 355,0 367,0 379,3 392,1 405,2 418,7 432,7 447,0 Gráfico 52. Evolução de Mercado da ENERSUL A Tabela 109 mostra uma comparação com o mercado do ciclo onde observa-se que a previsão da carga foi reduzida no patamar de carga pesada e teve um acréscimo nos patamares médio e leve. Tabela 109 Mercado Ciclo x Ciclo LEVE ENERSUL Ciclo Ciclo MW MW ,9 324,9 344,3 338,8 355,9 352, ,2 380,5 380,2 393,2 394,6 406,3 410,1 419,9 433,9 448,2 Mvar Mvar 76, ,3 120,6 95,7 125,4 98,9 129,6 108,8 133,9 108,8 133,9 112,8 138,2 116,7 142,6 148,4 153,6 Variação em relação ao MW 7,1% 6,0% 5,0% 4,5% 0,1% 3,4% 3,0% 2,4% Ciclo passado Mvar 57,1% 35,1% 31,0% 31,0% 23,1% 23,1% 22,5% 22,2% MEDIA ENERSUL Ciclo Ciclo MW MW 573,8 624,3 600,1 646,3 626,8 668,6 649,9 690,7 671,3 712,4 691,7 733,9 711,8 754, ,5 795,5 815 Mvar Mvar 204,1 204,3 218,8 210,3 229,6 217,3 238,3 224, ,3 257,3 236,8 264, ,3 249,5 257,7 264,2 Variação em relação ao MW 8,8% 7,7% 6,7% 6,3% 6,1% 6,1% 6,1% 6,1% Ciclo passado Mvar 0,1% -3,9% -5,4% -5,8% -7,5% -8,0% -8,1% -8,0% PESADA ENERSUL Ciclo Ciclo MW MW 626, , , , , , , , Mvar Mvar 163,9 194,2 186,9 199,1 197,4 208,1 205,8 217,1 217,3 226,5 225,4 233,1 233,7 242, ,3 264,4 275,1 Variação em relação ao MW 0,3% -0,5% -0,4% -0,4% -0,2% 0,3% 0,7% 1,2% Ciclo passado Mvar 18,5% 6,5% 5,4% 5,5% 4,2% 3,4% 3,7% 9,7% Pode-se ainda citar com relevância a alteração do parque gerador no estado com a integração das usinas participantes do PROINFA. e Acre/ Rondônia Ciclo

210 : Sistema Elétrico ENERSUL O sistema de distribuição é constituído por linhas e subestações de 138kV onde se destacam um dos quatro circuitos 138kV de Jupiá à Campo Grande e o atendimento das seguintes regiões: A região Central é atendida através das subestações em 138kV localizadas em Campo Grande a partir das SE s Imbirussu e Campo Grande (Eletrosul). A região Oeste é atendida por uma linha radial em circuito duplo de 138kV que, partindo da SE Aquidauana se conecta à SE Miranda e daí à SE Corumbá. A SE Aquidauana interliga-se em circuito duplo 138kV com a SE Imbirussu, em Campo Grande. Ainda destacam-se as linhas 138kV para SE Jardim e a partir daí para SE Porto Murtinho, com previsão de operação para janeiro de A região Nordeste é atendida, via SE Selvíria, por um sistema radial de 138kV através da interligação Ilha Solteira Jupiá. A região Norte é atendida por uma linha radial de circuito simples de 138kV a partir da SE Campo Grande (Eletrosul). A região Sul é atendida pela linha radial de circuito simples de 138kV interligando a SE Eldorado a SE Guairá no Paraná. Figura 54. Sistema Elétrico de Mato Grosso do Sul e Acre/ Rondônia Ciclo

211 As obras mais importantes para o ciclo 2006/2015 são apresentadas na Tabela 110. Tabela 110 Principais Obras do Sistema de Distribuição ENERSUL DESCRIÇÃO DAS OBRAS DATA PREVISTA LT Eldorado - Naviraí 138kV Jun 2006 SE Naviraí 138kV Jun 2006 SE Campo Grande Centro 138/13,8kV Dez 2006 SE São Gabriel D Oeste 138 /34,5/13,8kV Dez 2006 Implantação LT Eldorado - Naviraí 138kV SE Camapuã 138kV Dez 2006 LT Camapuã Paraíso 138kV Dez 2006 SE Paraíso 138kV Dez 2006 SE Aparecida do Taboado 138kV Dez 2006 SE Campo Grande Lajeado 138/13,8kV Dez 2007 SE Campo Grande Miguel Couto 138/13,8kV Dez 2008 SE Nova Andradina 138/34,5kV Dez 2008 LT Dourados Santa Cruz Dourados Maxwell 138kV LT Campo Grande José Abrão - CG ELETROSUL 138kV Dez 2009 Dez 2009 SE Iguatemi 138kV Dez 2010 LT Mimoso - Ribas do Rio Pardo 138kV Dez 2011 SE Ribas do Rio Pardo 138kV Dez 2011 SE Campo Grande Leste 138/13,8kV Dez 2012 LT Aquidauana - Bonito 138kV Dez 2013 SE Bonito 138kV Dez 2013 LT Jardim - Bela Vista 138kV Dez 2014 SE Bela Vista 138kV Dez 2014 OBS: a data prevista leva em consideração a exeqüibilidade da obra em função dos critérios estabelecidos como premissas neste estudo. e Acre/ Rondônia Ciclo

212 Análise em Regime Normal Perfil de tensão Quanto ao sistema de distribuição, de âmbito próprio da concessionária, não se verifica problemas de níveis de tensão com a implementação do programa de obras previsto. Fluxo em linhas e transformadores O sistema de distribuição de 138 kv apresenta desempenho adequado quanto aos níveis de carregamentos em todo o decênio. Quanto aos transformadores de propriedade da Enersul não se verificam problemas de carregamentos com as ampliações contempladas no programa de obras da distribuição para atendimento ao mercado local. Análise em Emergência Análise em Emergência para o sistema 138 kv Não foram visualizados em todo período de análise problemas relacionados a contingências no sistema de 138 kv. 7.9 Estados do Acre e Rondônia A evolução do mercado para os estados do Acre e Rondônia prevista para o ciclo de 2006/2015, apresentada abaixo, que será suprida pelo sistema elétrico da região Sudeste/Centro Oeste. Este mercado mostra um crescimento médio de 5,6% ao ano e é reproduzido no Gráfico 53 para os três patamares de carga. ACRE/RONDÔNIA - Mercado - MW Pesada Média Leve Gráfico 53. Evolução do Mercado dos Estados Acre e Rondônia e Acre/ Rondônia Ciclo

213 Os principiais pontos de suprimento aos estados são: - Acre - SE Rio Branco 230/138/69 kv, atendida por linha de transmissão proveniente de Porto Velho; - Rondônia - SE Porto Velho 230/69 kv, atendida por geração do PIE Termonorte em Porto Velho, por meio de linha de transmissão proveniente da UHE Samuel e do sistema elétrico interligado à cidade de Jauru no estado do Mato Grosso, em 230 kv. O sistema de transmissão que comporá a rede básica dos estados do Acre e Rondônia prevista para a partir de 2008, é formado por linhas nas tensões de 230 kv da ELETRONORTE Figura 52. Descrição do Sistema Elétrico Figura 55. Sistema Acre- Rondônia Os estados do Acre e de Rondônia são interligados através de um sistema de transmissão na tensão de 230kV, que possui característica essencialmente radial. A partir de 2008 está prevista a interligação Rondônia-Mato Grosso que será efetuada entre a SE Vilhena (Rondônia) e a SE Jauru (Mato Grosso). O sistema de transmissão da Eletronorte no estado do Acre atualmente é constituído de um circuito em 230 kv, Abunã - Rio Branco, alimentado a partir da SE Abunã em Rondônia. A partir da SE Rio Branco, a transformação 230/69/13,8 kv MVA alimenta em 02 (dois) circuitos de 69 kv as SEs Tangará e São Francisco, cada uma com dois transformadores de 69/13,8 kv - 26,6 MVA. Estão ainda em operação linhas de 13,8 kv que interligam a usinas UTE Rio Branco I, UTE Rio Branco II e UTE Rio Acre. O sistema de transmissão de Rondônia é atualmente um sistema isolado, que atende as regiões polarizadas pelas cidades de Porto Velho, Ariquemes e Ji Paraná, localizadas ao longo da BR-364, que liga Porto Velho-Ro a Cuiabá-MT, por intermédio de linhas de transmissão em 230 kv, com energia gerada pela UHE Samuel e pelas usinas térmicas de Porto Velho, constituídas pela UTE Rio Madeira e pelos PIEs Termo Norte I e Termo Norte II. Da cidade de Ji Paraná parte uma linha de transmissão em 138 kv, operando em 69 kv, com destino à cidade de Rolim de Moura, na região centro-sul do estado. e Acre/ Rondônia Ciclo

214 As subestações de Abunã 230/138/13,8 kv e de Guajará Mirim 138/13,8 kv localizadas nas regiões oeste e sudoeste do estado, respectivamente, são interligadas a Porto Velho através da LT 230 kv Porto Velho / Abunã, com uma extensão de 190 km, e da LT 138 kv Abunã / Guajará Mirim com 130 km de comprimento. A Região Metropolitana de Porto Velho é atendida por um sistema de subtransmissão em 69 kv, atualmente constituído de três subestações distribuidoras de 69kV/13,8 kv e respectivas linhas de transmissão de 69 kv, supridas a partir da SE Porto Velho. Programa de Obras Tabela 111 Linhas de Transmissão Tabela 112 Subestações e Acre/ Rondônia Ciclo

215 Análise em Regime Normal Para o período , com a interligação Rondônia Mato Grosso, o desempenho do sistema é satisfatório, em regime normal de operação para os patamares de carga pesada, média e leve, apresentando tensões e carregamentos de linhas de transmissão e transformadores dentro dos critérios estabelecidos. Análise em Emergência Para o período , o sistema atende ao critério n-1 de linhas para a subtransmissão de Porto Velho e Rio Branco, em 69 kv e nos trechos de linha entre Porto Velho, Samuel, Ariquemes, Ji-Paraná, Pimenta Bueno, Vilhena e Jauru em 230 kv. Atende, ainda, no mesmo período, ao critério n-1 de transformadores em todas as subestações no sistema de sub-transmissão das capitais Rio Branco e Porto Velho e ao critério de reserva regional nas subestações de maior carregamento para as e Acre/ Rondônia Ciclo

216 demais subestações. No Trecho Ji-Paraná Pimenta Bueno Vilhena Jauru o sistema atende ao critério de contingência considerando-se que o mesmo opera com dois circuitos em 230 kv. Recomendações A partir da interligação com o Mato Grosso, avaliar conveniência para atendimento ao critério de confiabilidade n-1 no sistema de transmissão de Rede Básica do circuito radial em 230 kv no trecho entre Porto Velho e Rio Branco. e Acre/ Rondônia Ciclo

217 Equipe de Trabalho Maria Alzira Noli Silveira Edna Maria Almeida Araújo João Carlos Pelicer José Manoel Povoa Caroline M. Mattar Gustavo Marques de Faria Paula Ronaldo Machado de Almeida Leonardo Soares Paulo Maisonnave Manoel Clementino Barros Neto. Mauro Libanio de Moraes Lívia Elias Weber de Deus Amaral. Fernando Augusto Rangel Maria de Lourdes Shiraishi Barini Valter Alves Moreira Antonio Jose Betel Ribeiro Gomes José Antônio de Oliveira Rosa. Luiz Fernando A. M. Nogueira... Luiz Eduardo de Sousa Mendes Maria Lúcia Sampaio Moraes. Homero Ferreira Jr. Osvanil Oliveira Pereira. Fernando Malagoli Fonseca Luiz Cláudio Teixeira Nunes.. Luiz York Giro Marcos Affonso dos Santos Carlos Rubens Rafael Dornellas Edson Yoshida. Guilherme Luiz Susterás Dirceu Bueno Camargo Henderson Fernando Ribeiro Querne Clarissa Ferreira dos Santos Débora Rosana Ribeiro Penido. Antônio Roberto Coimbra Marinete da Rocha Quintanilha. Daniel Gomes da Silva. Joaquim Veloso Galvão. Carlos Roberto Bastelli. João Marcos Brito da Silva Lucas Leandro Müller Elias Dias das Chagas Jules Renato V. Carneiro Arisley Fleming Costa. Luiza Maria de Sousa Carijó Wladimir Barros de Assumpção Danilo Eiji Ito Paulo Yoshida Carlos Eduardo Vizeu Pontes Fábio Salazar Sendra EPE EPE AES TIETÊ AES TIETÊ AMPLA BANDEIRANTE BANDEIRANTE CDSA CDSA CEB CEB CELG CEMAT CEMAT CEMIG CEMIG CESP CESP CENF/CFLCL CENF/CFLCL CLFSC CLFSC CPFL CPFL CTEEP CTEEP DUKE-GP DUKE-GP DUKE-GP ELEKTRO ELEKTRO ELETROBRÁS ELETROBRÁS ELETRONORTE ELETRONORTE ELETROPAULO ELETROPAULO EMAE EMAE ENERSUL ESCELSA ESCELSA FURNAS FURNAS FURNAS GRUPO REDE GRUPO REDE LIGHT LIGHT e Acre/ Rondônia Ciclo

218 8 REFERÊNCIA [1] Programa Decenal de Geração do Sistema Interligado Brasileiro [2] Expansão da Interligação Norte Sul CCPE/CTET [3] Definição de Reforços na Região Sudeste devido a Ampliação da Interligação Norte Sul CCPE/CTET Setembro/2004 [4] Definição de Reforços na Região Sudeste devido a Ampliação da Interligação Norte Sul CCPE/CTET Setembro/2004 [5] Estudo de Viabilidade Técnico e Econômico da Interigacao Acre Rondônia Mato Grosso CCPE/CTET [6] Análise Preliminar do Sistema de Conexão e Sistemas Receptores da Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste para a 1 o Etapa do CHE Belo Monte (5500 MW) - CCPE/CTET [7] Sistema de Transmissão Associado aos Aproveitamentos Hidrelétricos de Jirau e Santo Antônio - Nota Técnica DPT.T dezembro/2004 FURNAS [8] Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão Volume 2 CCPE Novembro [9] Identificação dos Reforços Necessários entre Bacias do Paranaíba Grande e Paraná e Atendimento ao Estado de São Paulo R1 Detalhamento da Alternativa Indicada NAR-SP NAR-SE/CO [10] Análise do Suprimento à CPFL e à CEMIG, Através das Subestações de Mascarenhas de Morais e Porto Colômbia NAR-SE/CO [11] Análise do Sistema 345kV da Região da Grande São Paulo Reforço a Partir da SE Tijuco Preto CCPE/CTET/NAR-SP/006/2003 relatório conjunto com o NAR-SE [12] Redefinição de Alternativas para o Suprimento ao Vale do Paraíba, Face às Novas Capacidades das Linhas de 230kV do Vale do Paraíba GEVAP acordado entre NAR-SP e NAR-SE - CCPE/CTET/NAR-SP/006/2004 [13] Estudo da Região do Litoral Norte (138kV) e do Sistema de 88kV entre Caraguatatuba e Mairiporã - CCPE/CTET/NAR-SP/001/2004 [14] Estudo de Reforço no Suprimento à Região do Pardo Período 2004 a CCPE/CTET/NAR-SP/008/2003 [15] Desempenho do Sistema 440kV: Carregamentos, Perfil de Tensão e Estabilidade de Tensão Período 2005 a 2012 que atualiza e substitui o RT/CCPE/CTET/NAR- SP/007/2003 enviado ao CTET em 12/01/ CCPE/CTET/NAR-SP/005/2004 [16] "Plano Qüinqüenal de Expansão das Demais Instalações de Transmissão e Transformações de Fronteira do estado de São Paulo" 2006/ RT / GET-SP / 004 / 2005 [17] "Programa Determinativo da Expansão da Transmissão" - PDET /2009" e Acre/ Rondônia Ciclo

219 [18] Estudo de Suprimento ao Leste de Minas Gerais e ao Espírito Santo, NAR SE/CO , Abril/2005. [19] Plano Indicativo de Transmissão das Regiões Sudeste / Centro Oeste, Período 2003 / 2012, CCPE/CTET 056/2003 ; e Acre/ Rondônia Ciclo

220 Anexo A. Mercado (Potência Ativa e Reativa) e Perdas por Patamar de Carga e Acre/ Rondônia Ciclo

221 TABELA A1 - M E R C A D O - CARGA ATIVA (MW) - PESADA EMPRESAS/ANO AES-TIETÊ BANDEIRANTE 2148,1 2201,8 2256,9 2313,1 2371,1 2430,7 2491,1 2553,3 2617,3 2682,6 CDSA CEB 789,6 825,9 852,9 891,2 923,4 958,7 992,3 1026,2 1065,2 1102,9 CELG 1716,4 1815,3 1943,3 2048,7 2159,1 2274,1 2385,4 2512,8 2662, CEMAT 732,6 791,8 858,8 932,2 996,2 1070, ,9 1295,8 1381,1 CEMIG 6933,9 7162,1 7436,7 7494,1 7729,2 7934, ,2 8583,8 8814,3 CENF 66,1 90,3 93,2 100,2 102,9 106,1 109,1 112,7 114,8 117 CERJ 1709,8 1814,3 1801,8 1886,8 1975,5 2068,9 2167,1 2270,6 2304,7 2340,7 CESP 405,1 415, ,6 446,2 457,3 468,6 480,1 492,3 504,7 CFLCL 222,7 228, ,5 255, ,9 274,3 280,7 287,3 CLFSC 169,6 179, ,9 211,3 221, ,9 257,7 271,2 CPFL 4043,6 4241,2 4425,6 4616,6 4789, ,7 5479,7 5736,9 6007,5 CPFL - PIRAT 1987,3 2051,8 2119,2 2189, ,9 2420,1 2504,1 2591,9 2683,1 CTEEP DUKE - GP ELEKTRO 2177, ,5 2451,6 2551,2 2655,3 2763,2 2874,9 3003, ELETRONORTE ELETROPAULO ,1 7807,1 8010, ,2 8657,2 8886,9 9122,3 EMAE ENERSUL 628,8 652,3 681, ,1 771,9 803,4 835,6 868,2 901,5 ESCELSA ,2 1438,7 1472,5 1500,4 1524,1 1545,7 1573,1 1599,2 1625,7 FURNAS 951,8 951,8 951,8 951,8 951,8 951,8 951,8 951,8 951,8 951,8 GRUPO REDE 562,4 588,8 616,5 645,2 674,9 705, ,6 806,9 843,9 LIGHT 4820, ,5 5164,1 5259,1 5355,6 5467,5 5555,9 5646,4 5738,6 OUTROS AGENTES 719, ,1 1246,2 1247,3 1248,6 1249,8 1251,2 TOTAL , , , , , , , , , ,4 Taxa de Crescimento Anual 4,18% 3,27% 3,42% 3,09% 3,11% 3,08% 3,15% 3,05% 2,89% Taxa de Crescimento Decenal 33,31% e Acre/ Rondônia Ciclo

222 e Acre/ Rondônia Ciclo

223 e Acre/ Rondônia Ciclo

224 TABELA A4 POTÊNCIA REATIVA (Mvar) PESADA EMPRESAS/ANO AES-TIETÊ BANDEIRANTE ,1 291,1 301,4 369,4 391,3 421,7 461,6 512,7 577,6 CDSA CEB 98,1 87,6 98,8 121,1 125, ,6 139,4 144,6 149,6 CELG 566,3 599,1 640,4 675,1 711,4 749,3 785,5 827,2 878,2 904 CEMAT 373,7 403,9 438,2 475,2 507,9 546,1 582,3 619,6 660,7 704,7 CEMIG 2118,6 2194,2 2294,1 2317,9 2400,2 2471,8 2544,9 2619,1 2696,4 2777,6 CENF 12,9 17, ,5 19,9 20,6 21,2 21,9 22,3 22,7 AMPLA 682,4 723,3 715,8 749,2 784,1 787,3 790, ,8 889,8 CESP 135,7 138, ,2 148, ,5 159,4 163,2 166,9 CFLCL 85,4 88,1 93,9 96, ,9 103,4 106,3 108,8 111,3 CLFSC 51,7 54,8 57,9 61,5 65,1 67,8 71, ,2 CPFL 1449,9 1517,7 1581,1 1647,3 1706,8 1781,7 1853,1 1944,7 2033,7 2127,8 CPFL - PIRAT 736, ,9 808, ,4 889,9 919,7 950,9 983,3 CTEEP DUKE - GP ELEKTRO 372,1 387,2 402,5 419,4 436,5 454,2 472,2 491,2 510,6 528,3 ELETRONORTE ELETROPAULO 1985,7 1990, ,8 2005,2 2072,6 2142,4 2214,4 2288,6 2364,8 EMAE ENERSUL 194,2 199,1 208,1 217,1 226,5 233,1 242,4 252,3 264,4 275,1 ESCELSA 370,7 383,5 390,2 399,5 405,3 413,5 419,3 424,1 428,8 435,9 FURNAS 36,9 36,9 36,9 36,9 36,9 36,9 36,9 36,9 36,9 36,9 GRUPO REDE 195,4 199,2 208,6 211,7 175, ,9 156,7 163,9 171,4 LIGHT 1184,8 1261,5 1348,5 1393,2 1449,4 1512,2 1539,8 1522,7 1590,7 1661,5 OUTROS AGENTES 243,2 331,9 332,2 415,7 416,1 416,4 416, ,4 418,8 TOTAL , , , , , , , , , ,20 Taxa de Crescimento Anual 4,30% 3,48% 3,22% 3,77% 3,42% 3,06% 3,73% 3,84% 3,74% Taxa de Crescimento Decenal 37,68% e Acre/ Rondônia Ciclo

225 e Acre/ Rondônia Ciclo

226 e Acre/ Rondônia Ciclo

227 e Acre/ Rondônia Ciclo

228 e Acre/ Rondônia Ciclo

229 e Acre/ Rondônia Ciclo

230 Anexo B. Capacidade Geradora Instalada (MW) e Acre/ Rondônia Ciclo

231 e Acre/ Rondônia Ciclo

232 e Acre/ Rondônia Ciclo

233 e Acre/ Rondônia Ciclo

234 e Acre/ Rondônia Ciclo

235 e Acre/ Rondônia Ciclo

236 e Acre/ Rondônia Ciclo

237 e Acre/ Rondônia Ciclo

238 e Acre/ Rondônia Ciclo

239 Anexo C. Programa de Geração de Referência (MW) e Acre/ Rondônia Ciclo

240 e Acre/ Rondônia Ciclo

241 e Acre/ Rondônia Ciclo

242 e Acre/ Rondônia Ciclo

243 e Acre/ Rondônia Ciclo

244 Anexo D. COMPENSAÇÃO REATIVA EXISTENTE (Mvar) e Acre/ Rondônia Ciclo

245 e Acre/ Rondônia Ciclo

246 e Acre/ Rondônia Ciclo

247 e Acre/ Rondônia Ciclo

248 e Acre/ Rondônia Ciclo

249 e Acre/ Rondônia Ciclo

250 e Acre/ Rondônia Ciclo

251 e Acre/ Rondônia Ciclo

252 e Acre/ Rondônia Ciclo

253 e Acre/ Rondônia Ciclo

254 e Acre/ Rondônia Ciclo

255 e Acre/ Rondônia Ciclo

256 e Acre/ Rondônia Ciclo

257 e Acre/ Rondônia Ciclo