Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica. Período 2002 a 2004 ONS /2001. Rev. N.º Motivo da Revisão Data

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1 Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica Período 2002 a 2004 ONS /2001 Rev. N.º Motivo da Revisão Data 1 Aprovação pelo Conselho de Administração 01/06/2001

2 2001 /ONS Todos os direitos reservados. Qualquer reprodução ou alteração é proibida sem autorização Operador Nacional do Sistema Elétrico Presidência Rua da Quitanda 196/22 o andar, Centro Rio de Janeiro RJ tel. (+21) fax (+21)

3 ÍNDICE APRESENTAÇÃO 7 CONCEITOS E GLOSSÁRIO 8 1 INTRODUÇÃO 10 2 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários em 2001 já indicados em documentos anteriores e ainda não implementados Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários no Período 2002 a Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2004, sem definição de concessão pela ANEEL Resumo da proposta de ampliações e reforços na Rede Básica necessários até SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE REGIÃO SUL Rio Grande do Sul Santa Catarina Paraná Mato Grosso do Sul REGIÃO SUDESTE Rio de Janeiro Espírito Santo Minas Gerais São Paulo REGIÃO CENTRO-OESTE Goiás e Distrito Federal Mato Grosso REGIÃO NORTE 117 Página 3/285

4 3.4.1 Pará Tocantins Maranhão REGIÃO NORDESTE Piauí Ceará Rio Grande do Norte Paraíba Pernambuco Alagoas Sergipe Bahia SÍNTESE DAS AÇÕES COMPLEMENTARES Definição da Concessão Estudos de Planejamento de Longo Prazo para Identificação de Soluções Estruturais Estudos Complementares para Identificação de Soluções Conjunturais Revisão da Capacidade Operativa de Instalações Outras SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE DESEMPENHO DAS INTERLIGAÇÕES REGIONAIS PRINCIPAIS CONCLUSÕES Resumo da capacidade de transmissão entre Regiões Avaliação preliminar de restrições ao despacho de usinas DESEMPENHO DAS INTERLIGAÇÕES REGIONAIS Restrições de Transmissão Análises Complementares LIMITES DE INTERCÂMBIO ENTRE SUBSISTEMAS Norte/Nordeste Sul/Sudeste CONDICIONANTES DOS ESTUDOS MERCADO Características Básicas do Mercado Análise Macro do Mercado 189 Página 4/285

5 5.1.3 Demanda Verificada em GERAÇÃO CRITÉRIOS ASPECTOS RELACIONADOS À FRONTEIRA DA REDE BÁSICA COM A REDE DE DISTRIBUIÇÃO REGIÃO SUL CEEE AES-SUL RGE CELESC COPEL ENERSUL REGIÃO SUDESTE ESCELSA CERJ LIGHT CEMIG BANDEIRANTE, CLFSC, ELETROPAULO, CSPE e ELEKTRO (SP- ÁREA DE CONEXÃO 1) EEB, BANDEIRANTE, ELEKTRO e CESP (SP-ÁREA DE CONEXÃO 2) CPEE, CJE, EEB, CLFM, CPFL, ELEKTRO e CGEET (SP- ÁREA DE CONEXÃO 3) 228 EEVP, CLFSC, CAIUÁ, DUKE, C. CANOAS-DUKE e C. CANOAS- CBA (SP-ÁREA DE CONEXÃO 4) 233 EEVP, ELEKTRO, CAIUÁ, CPFL, ENERSUL E DUKE (SP-ÁREA DE CONEXÃO 5) 234 CNEE, CPFL, ELEKTRO, ENERSUL, CESP E CGEET (SP-ÁREA DE CONEXÃO 6) REGIÃO CENTRO-OESTE CELG CEMAT REGIÃO NORTE CELPA CELTINS CEMAR REGIÃO NORDESTE 245 Página 5/285

6 6.5.1 CEPISA COELCE COSERN SAELPA CELB e SAELPA CELPE CEAL ENERGIPE SULGIPE COELBA INTEGRAÇÃO DE NOVAS FONTES USINAS DO PROGRAMA PRIORITÁRIO DE TERMELETRICIDADE PPT INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS CONFIABILIDADE DA REDE BÁSICA OBJETIVO PRINCIPAIS RESULTADOS E COMENTÁRIOS PROCEDIMENTOS DE ANÁLISE INTERPRETAÇÃO DOS ÍNDICES DE CONFIABILIDADE DADOS REQUERIDOS PREMISSAS ADOTADAS DESCRIÇÃO DAS ANÁLISES CARACTERIZAÇÃO DOS DADOS Dados Determinísticos Dados Estocásticos REFERÊNCIAS ANEXO 1 Programa de Geração 277 Página 6/285

7 APRESENTAÇÃO O Plano de Ampliações e Reforços PAR, apresenta a visão do ONS sobre as ampliações e os reforços da Rede Básica, necessários para preservar a segurança e o desempenho da rede, garantir o funcionamento pleno do mercado de energia elétrica e possibilitar o livre acesso aos interessados em atuar no MAE, dentro do horizonte É através do mesmo que o ONS cumpre as suas responsabilidades legais, elaborando a proposta anual de ampliações e reforços das instalações da Rede Básica de transmissão do Sistema Interligado Nacional - SIN. Resumidamente, da proposta de ampliações e reforços na Rede Básica, resultarão acréscimos de linhas de transmissão totalizando km e de MVA na capacidade de transformação, até o ano de Associado a essas obras, estima-se que será necessário executar um investimento da ordem de 4,8 bilhões de reais, tendo por base os custos de referência disponíveis no setor. Os números apresentados revelam a dimensão do esforço requerido para todos que atuam no setor elétrico brasileiro. Para permitir o tratamento das particularidades do Sistema Interligado Nacional, os estudos que resultaram na proposição deste PAR foram realizados de forma descentralizada através de Grupos Especiais, abertos à participação de todos os Agentes, abrangendo as Regiões Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte/Nordeste e interligações entre Regiões. Salienta-se o desafio de se realizar um trabalho desse porte, no contexto do novo modelo do setor elétrico brasileiro no qual os cenários de geração são indicativos. O ONS gostaria de registrar seu agradecimento aos representantes dos Agentes, participantes dos Grupos Especiais - Ampliações e Reforços, legítimos co-autores deste PAR, que tornaram possível a sua realização. Mário Fernando de Melo Santos Diretor Presidente Roberto Gomes Diretor Página 7/285

8 CONCEITOS E GLOSSÁRIO Os seguintes conceitos são aplicados ao longo do documento: (a) AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA : implantação de um novo elemento funcional (linha de transmissão ou subestação) na Rede Básica, representando uma nova concessão de transmissão. A sua implementação é contemplada por um novo CPST e é remunerada através de Receita Permitida; (b) REFORÇO DA REDE BÁSICA : implantação ou substituição de equipamentos (transformadores, equipamentos de compensação reativa, etc.) em um elemento funcional (linha de transmissão ou subestação) existente na Rede Básica. Estas implantações ou substituições são contempladas no CPST existente através de aditivo e são remuneradas através de Receita Permitida; e (c) MELHORIAS DA REDE BÁSICA : implantação ou substituição de equipamentos visando manter a disponibilidade e a supervisão das instalações de transmissão, não acarretando modificação da topologia da rede, ou a alteração legalmente autorizada na especificação das instalações abrangidas pelo CPST decorrentes de alterações na configuração da REDE BÁSICA. Os acréscimos de receitas decorrentes de Melhorias aprovadas pelo ONS e homologadas pela ANEEL serão incorporadas à Receita Anual Permitida referente à Rede Básica, devendo sua implementação ser acompanhada pelo ONS. Para facilitar o entendimento dos textos e das tabelas segue pequeno glossário: SIGLA DESCRIÇÃO LT linha de transmissão C1/ C2 circuito 1/ circuito 2 de linha de transmissão SE subestação ETT estação de transmissão (denominação das subestações da EPTE) ETI estação de interligação (denominação das subestações da EPTE) EAT extra alta tensão UHE usina hidrelétrica UTE usina termelétrica UNE usina nuclear TR transformador AT autotransformador BC banco de capacitores CE compensador estático Página 8/285

9 SIGLA DESCRIÇÃO TC transformador de corrente CT conexão de transformador/autotransformador UF unidade da federação SIN sistema interligado nacional FRJ fluxo área Rio de Janeiro FMG fluxo área Minas Gerais FSE fluxo região Sudeste RSE recebimento pelo Sudeste SIL potência característica da linha ( surge impedance load ) ECE esquema de controle de emergência ERAC esquema regional de alívio de carga PPS proteção contra perda de sincronismo CPST contrato de prestação do serviço de transmissão PDET programa determinativo de expansão da transmissão PPT programa prioritário de termeletricidade MAE mercado atacadista de energia CAET Comitê de Acompanhamento dos Empreendimentos Termelétricos CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos GTP Grupo de Trabalho de Proteção (extinto) GCOI Grupo Coordenador da Operação Interligada ( ) GTCP GT para Estabelecimento de Critérios de Planejamento ( ) CTST Comitê Técnico de Sistemas de Transmissão ( ) GCPS Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico ( ) Página 9/285

10 1 INTRODUÇÃO Neste documento estão relacionados as ampliações e os reforços identificados para a Rede Básica no período 2002 a A proposição do ONS quanto às melhorias na Rede Básica está sendo consolidada no Plano de Melhorias Quanto às obras necessárias à adequação das instalações existentes da Rede Básica aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede, estas serão tratadas no Projeto Adequação das Instalações Existentes. Esse Projeto, que está sendo conduzido pelo ONS dentro do Plano de Ação 2001/2003 aprovado pelo Conselho de Administração, deverá estabelecer os marcos para adequar as instalações existentes aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Os resultados deste trabalho serão incorporados ao Plano de Melhorias do ONS. No processo de elaboração do PAR, conforme estabelecido no módulo 4 do Procedimentos de Rede [1], foram realizados estudos de avaliação elétrica do sistema. Essas análises tiveram por base os estudos de planejamento elaborados pelo CCPE/MME, as solicitações de acesso e conexão, bem como as ampliações e reforços propostos pelos Agentes. Buscou-se, além disso, eliminar restrições de transmissão observadas no planejamento e na programação da operação, particularmente aquelas identificadas no Estudo de Planejamento da Operação Elétrica do Sistema Interligado Brasileiro - Período janeiro/2001 a abril/2002 [2]. Cabe destacar que a emissão pela ANEEL da Resolução 433/00, de 10 de novembro de 2000, teve grande efeito sobre a composição da proposta de ampliações e reforços contida neste PAR. A mesma alterou o conceito da Rede Básica, redefinindo as responsabilidades pela expansão do sistema de transmissão. Em particular, ao estabelecer que a conexão à Rede Básica passa a ocorrer nas barras de tensão igual ou superior a 230 kv, a Resolução 433/00 determina que cabe ao acessante prover o reforço na transformação com tensão secundária inferior a 230 kv, quando este se mostrar como a melhor solução. No item 2 deste documento é apresentada a proposta de ampliações e reforços da Rede Básica, relacionando as obras, identificadas como necessárias, de acordo com os critérios adotados ao longo dos estudos desenvolvidos. Em seguida, no item 3 do presente documento, são descritas sucintamente as condições gerais de desempenho da Rede Básica observadas nas análises realizadas por região geoelétrica, a partir das premissas e critérios adotados. São destacados também determinados pontos do sistema que carecem de realização de estudos específicos a serem desenvolvidos, alguns deles no âmbito do CCPE, com o objetivo de identificar soluções estruturais para os problemas apontados. A avaliação do desempenho das interligações regionais é apresentada no item 4. Ali, para a configuração prevista, estão indicados os limites de transmissão, bem como os fatores que restringem a capacidade de intercâmbio entre Regiões, sendo também indicadas medidas referentes à implantação de obras que se destinam a minimizar as restrições existentes e futuras. O item 5 resume os condicionantes que dão suporte à proposta contida neste Plano de Ampliações e Reforços. É feita uma descrição sucinta das previsões de mercado informadas pelos agentes e adotadas nos estudos, do programa de geração considerado, além dos critérios utilizados. INTRODUÇÃO Página 10/285

11 No item 6 são destacados aspectos das redes de distribuição, por Região, que podem afetar o desempenho da Rede Básica. São relacionadas, para as subestações localizadas na fronteira entre a Rede Básica e as redes de distribuição, as situações onde os critérios adotados nas análises desenvolvidas não são observados. São também propostas, de forma indicativa, alternativas de solução para os problemas apresentados. A conexão de novas fontes de geração e interligações internacionais é objeto do item 7 deste documento, no qual é feito um sumário da situação, no momento da emissão deste PAR, dos estudos de integração em curso no ONS. Finalmente, no item 8 são apresentados os primeiros resultados obtidos no sentido de avaliar a confiabilidade da Rede Básica. É indicado o estado do desenvolvimento dos trabalhos conduzidos para constituir uma base de dados, bem como procedimentos e critérios para a avaliação preditiva da confiabilidade da Rede Básica. Ressalta-se adicionalmente que o conjunto de propostas contidas na presente versão do documento será submetido a permanente acompanhamento e atualização visando incorporar mudanças dos condicionantes adotados nos estudos, tais como: contexto de oferta (geração e importação) e demanda (mercado e exportação) sinalizado pelos Agentes, solicitações de acesso, proposições de expansão dos Agentes, restrições operativas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica e Energética, informações do Mercado Atacadista de Energia - MAE, instrumentos contratuais estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao uso e à conexão ao sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção, à autorização para importação e exportação de energia e aos padrões de desempenho estabelecidos no Módulo 2 do Procedimentos de Rede. Cumpre destacar que o desenvolvimento dos estudos que resultaram no Plano de Ampliações e Reforços proposto teve como condicionantes os valores de previsão de carga estabelecidos no quarto trimestre do ano 2000, pelos Agentes. Consequentemente, não foi incorporado a essas previsões o impacto do racionamento de energia que está sendo imputado, nesse momento, aos consumidores de energia elétrica. As datas de necessidade de cada obra, bem como as conclusões concernentes às condições de atendimento do Sistema Interligado Nacional, estão condicionados a esses valores de previsão do crescimento da carga. Entretanto, acreditamos que as condições atuais que impõem a necessidade da redução de consumo serão eliminadas a curto prazo e que as condições de mercado previstas pelos Agentes, à época da elaboração do Plano de Ampliações e Reforços, serão retomadas, validando as conclusões explicitadas nesse PAR. Mesmo considerando possíveis variações no mercado, é importante que as Ações Complementares, explicitadas no item 3.6, sejam efetivadas conforme estabelecido nesse PAR, para não comprometer o futuro atendimento dos consumidores. INTRODUÇÃO Página 11/285

12 2 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Neste item são relacionados as ampliações e reforços que foram identificados como necessários para garantir condições adequadas de operação até 2004, visualizados por região geoelétrica, dentro das premissas e de acordo com os critérios adotados ao longo dos estudos desenvolvidos. Para efeito de apresentação, as ampliações e reforços foram organizados em três conjuntos. O primeiro, indicado no item 2.1, contempla as ampliações e os reforços propostos em documentos anteriores, cujas datas de necessidade apresentadas eram anteriores a 2002, e que foram ratificadas pelas análises realizadas para o período 2002/2004. O segundo conjunto, apresentado no item 2.2, é composto pelas obras cuja necessidade foi identificada para o período 2002/2004. Finalmente, no item 2.3 são destacadas as obras contidas nos grupos anteriores as quais ainda não foram objeto de autorização, licitação nem constam do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL. No item 2.4 é apresentado um resumo, em termos de acréscimo de extensão ( km ) de linhas e capacidade ( MVA ) de transformação, das ampliações e reforços contidos neste PAR 2002/2004. Ressalta-se que a proposição das ampliações e reforços apresentadas neste item, tem por base o conceito de Rede Básica estabelecido pela Resolução ANEEL 433/00. Neste sentido, a necessidade de instalação de transformadores cuja tensão secundária é inferior a 230 kv, bem como de equipamentos de compensação reativa em tensão até 138 kv, não é abordada, exceto aqueles equipamentos já autorizados pela ANEEL até a conclusão deste PAR. O tratamento relativo a estes equipamentos acha-se referenciado no item 6, onde também estão incluídas as instalações de alta tensão associadas que, de acordo com a Resolução 433/00, deverão integrar a Rede Básica. Do elenco de obras já licitada e/ou autorizada pela ANEEL e em fase de desenvolvimento por parte das empresas responsáveis, deve-se destacar aquelas que contribuem para o aumento da capacidade de transmissão das interligações e para permitir o despacho pleno das usinas, para as quais deve ser buscada antecipação dos seus respectivos cronogramas : - interligação Norte Sul II 500 kv Imperatriz-Colinas- Miracema - Gurupi - Serra da Mesa Samambaia; - linhas de transmissão Samambaia Itumbiara e Samambaia - Emborcação; - trecho Imperatriz Açailândia- Presidente Dutra 500 KV da linha Tucuruí Presidente Dutra C3; - linha de transmissão 440 kv Taquaruçu Assis Sumaré; - 2 o transformador 525/230 kv da SE Londrina; - transformador 500/138 kv da SE Angra dos Reis; - 3 o transformador 750/345 kv da SE Tijuco Preto; - 2 o transformador 500/440 kv da SE Água Vermelha; - 4 o transformador 345/138 kv da SE Vitória; - transformador 230/138 kv da SE Nilo Peçanha; RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 12/285

13 - 3 o transformador 500/345 kv da SE Adrianópolis; - compensação série no 3 o circuito em 750 kv entre Itaberá e Tijuco Preto; - 6 o, 7 o, 8 o e 9 o bancos de capacitores de 200 Mvar 345 kv da SE Tijuco Preto; - conclusão da conversão para 500 kv dos circuitos de 230 kv entre Luiz Gonzaga e Fortaleza até junho de 2002; e - implantação das melhorias necessárias para eliminação das restrições de transmissão no sistema de 525 kv que interliga as usinas do rio Iguaçu. Convém salientar que nas tabelas estão indicadas as datas de necessidade de cada obra. As datas físicas foram / serão determinadas nos editais de licitação e nos atos autorizativos, conforme processos já / a serem conduzidos pela ANEEL. RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 13/285

14 2.1 Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários em 2001 já indicados em documentos anteriores e ainda não implementados RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 14/285

15 Neste item estão relacionados as ampliações e reforços na Rede Básica cuja necessidade ainda em 2001 foi identificada no PAR 2001/2003 [3], sendo os mesmos incluídos no documento consolidado PAR/PDET 2001/2003 [4]. Salienta-se que a indicação de necessidade destas obras foi ratificada nos estudos para a elaboração do planejamento da operação elétrica com horizonte anual e nos estudos para elaboração do presente PAR 2002/2004. Para algumas dessas instalações a concessão ainda está sendo equacionada pela ANEEL. Outras já foram objeto de autorização ou de licitação, estando definido o concessionário transmissor responsável e o prazo para entrada em operação. Conforme descrito nas referências [1] e [2], a ausência dessas instalações e o não atendimento aos prazos estabelecidos nos atos autorizativos tem implicado e/ou implicará em agravamento das restrições operativas ou em comprometimento da confiabilidade da operação do sistema. As instalações propostas estão agregadas por Região, sendo indicada para cada uma delas a situação atual do empreendimento na época da emissão deste PAR. Para aquelas já autorizadas ou licitadas, é apresentado o prazo estabelecido para o mesmo entrar em operação. Neste item e nos demais deste documento as Regiões se compõem dos seguintes estados, cujos sistemas elétricos estão interligados: REGIÃO Sul (S) Sudeste (SE) Centro-Oeste (CO) Norte (N) Nordeste (NE) ESTADOS Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná e Mato Grosso do Sul Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo Goiás, Distrito Federal e Mato Grosso Pará, Tocantins e Maranhão Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia Nas tabelas relativas às subestações a coluna POT. (MVA) indica a capacidade total prevista para aquela obra. RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 15/285

16 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÃO SUL AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO CAMPOS NOVOS BLUMENAU circuito simples BLUMENAU ITAJAÍ C1/C2 circuito duplo ITÁ CAXIAS circuito simples CAMPOS NOVOS GRAVATAÍ secionamento para SE Caxias circ. duplo CAXIAS CAXIAS 2 circuito simples FARROUPILHA CAMPO BOM C1/C2 secionamento para SE Caxias 2 X circuito duplo TAQUARA OSÓRIO 2 circuito simples CAXIAS TAQUARA circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF SITUAÇÃO ATUAL SC LT licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação até fevereiro de 2002 (Concessionária: ECTE) X 36 SC LT autorizada à ELETROSUL, através da Resolução ANEEL 013/01, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 (C1) e abril de 2002 (C2) RS LT autorizada à ELETROSUL, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de X 8 RS LT autorizada à ELETROSUL, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de RS LT autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de X 11 RS LT autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de RS LT autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de RS LT autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 16/285

17 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÃO SUL AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO GRAVATAÍ 2 PORTO ALEGRE 6 C1 circuito simples CAMAQUÃ CIDADE INDUSTRIAL seccionamento para SE Porto Alegre 9 circuito simples CAMPO COMPRIDO - UMBARÁ seccionamento para SE Cid.Industrial de Curitiba - circuito duplo BATEIAS JAGUARIAÍVA circuito simples PELOTAS 3 PRES. MÉDICI circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF SITUAÇÃO ATUAL RS LT autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 300/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até maio de RS LT autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 400/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até agosto de X 4 PR LT autorizada à COPEL, através da Resolução ANEEL 086/01, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de PR Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com leilão previsto para junho de RS Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em agosto de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 17/285

18 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÃO SUL AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES CAXIAS implantação de SE nova com 2 bancos de autotransformadores (sendo um remanejado da SE Gravataí ) ( obra associada à LT 525 kv Itá Caxias ) Conexão em 500 kv também através de seccionamento da LT 525 kv Campos Novos Gravataí Conexão em 230 kv através de seccionamento da LT 230 kv Farroupilha Campo Bom, da LT 230 kv Caxias - Caxias2 e da LT 230 kv Caxias - Taquara TAQUARA 1 º banco de transformadores ( obra associada à LT 230 kv Caxias Taquara ) ITAJAÍ implantação de SE nova com 2 transformadores ( obra associada à LT 230 kv Blumenau Itajaí ) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 525 / X 672 RS SE autorizada à ELETROSUL, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de / RS SE autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 557/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de / X 150 SC SE autorizada à ELETROSUL, através da Resolução ANEEL 013/01, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 18/285

19 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÃO SUL AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES CIDADE INDUSTRIAL DE CURITIBA implantação de SE nova com 2 transformadores ( obra associada ao seccionamento da LT 230 kv Campo Comprido Umbará ) TENSÃO (kv) POT. (MVA) 230 / 69 2 X transformadores 230 / 13,8 2 X 50 2 bancos de capacitores 2 X 15 Mvar GRALHA AZUL implantação de SE nova e conexões às SEs Campo Comprido e Umbará ( obras associadas à integração da UTE Araucária) REFORÇOS LINHAS DE TRANSMISSÃO FIGUEIRA APUCARANA recapacitação - circuito simples FIGUEIRA JAGUARIAÍVA recapacitação - circuito simples UF SITUAÇÃO ATUAL PR SE autorizada à COPEL, através da Resolução ANEEL 550/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até janeiro de 2002 (os transformadores, bancos de capacitores e respectivas conexões foram autorizados como instalações de distribuição) PR Instalações autorizadas à COPEL, através da Resolução ANEEL 086/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 (previsão atual: julho/2001) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF SITUAÇÃO ATUAL ,2 PR Reforço autorizado à COPEL, através da Resolução ANEEL 152/01, com prazo para entrar em operação até junho de ,7 PR Reforço autorizado à COPEL, através da Resolução ANEEL 152/01, com prazo para entrar em operação até junho de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 19/285

20 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÃO SUL REFORÇOS LONDRINA SUBESTAÇÕES 2 banco de autotransformadores PELOTAS 3 1 o e 2 transformadores PORTO ALEGRE 10 1 transformador SANTO ÂNGELO 2 2 transformador URUGUAIANA 5 2 transformador LIVRAMENTO 2 adequação do arranjo CAMPO BOM adequação do arranjo TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 525 / PR Instalação autorizada à ELETROSUL, através da Resolução ANEEL 119/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até junho de / X 83 RS Instalação autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 400/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até outubro de / RS Instalação autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 400/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até novembro de / RS Instalação autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 400/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até junho de 2001 (previsão atual: julho/2001) 230 / RS Instalação autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 400/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até junho de 2001 (previsão atual: julho/2001) 230 / RS Instalação autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 016/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de / RS Instalação autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 083/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 20/285

21 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÃO SUL REFORÇOS SANTA ROSA 2 transformador SANTO ÂNGELO 2 autotransformador CAMPOS NOVOS SUBESTAÇÕES 2 autotransformador e unidade reserva CAMPOS NOVOS conexão para reator de barra de 150 Mvar AREIA unidade reserva do autotransformador existente TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 230 / RS Instalação autorizada à CEEE, através da Resolução ANEEL 400/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até junho de 2001 (previsão atual: julho/2001) 525 / RS Em análise pela ANEEL 525 / SC Em análise pela ANEEL SC Em análise pela ANEEL 525 / PR Em análise pela ANEEL reencabeçamento da LT para Segredo PR Em análise pela ANEEL GRAVATAÍ RS Em análise pela ANEEL conexão para reator de barra 150 Mvar DOURADOS conexão para reator da LT Guaíra MS Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 21/285

22 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÃO SUL REFORÇOS SUBESTAÇÕES TENSÃO POT. (kv) (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL ITÁ conexão para reator de barra 150 Mvar reencabeçamento da LT para Salto Santiago RS Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 22/285

23 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO TAQUARUÇU ASSIS circuito simples ASSIS SUMARÉ circuito simples GUARULHOS ANHANGUERA circuito duplo TIJUCO PRETO C. PAULISTA C2 circuito simples C. PAULISTA ADRIANÓPOLIS C3 circuito simples obs.: trecho entre a torre 214 e a SE Adrianópolis existente TIJUCO PRETO BAIXADA C3 circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF SITUAÇÃO ATUAL SP LT licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação de outubro de 2001 (Concessionária: ETEO) SP LT licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação até outubro de 2001 (Concessionária: ETEO) X 25 SP LT autorizada à EPTE, através da Resolução ANEEL 542/00, estando em licitação a construção da obra, com prazo para entrar em operação até dezembro de SP Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de SP / RJ SP Em análise pela ANEEL Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão, com previsão de lançamento do edital em junho de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 23/285

24 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES ITAJUBÁ 3 implantação de SE nova com dois transformadores ANHANGUERA implantação de SE nova com dois bancos de autotransformadores ( obra associada à LT 345 kv Guarulhos Anhanguera ) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 500 / X 300 MG SE licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação até fevereiro 2002 (Concessionária: CEMIG) 345 / 88 2 X bancos de capacitores 2 X 28,8 Mvar REFORÇOS ETI INTERLAGOS 2 o banco de autotransformadores (remanejado da ETT Itapeti) ÁGUA VERMELHA 2 o banco de autotransformadores SUMARÉ 2 o banco de autotransformadores SP SE autorizada à EPTE, através da Resolução ANEEL 542/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de / SP Instalação autorizada à EPTE, através da Resolução ANEEL 540/00, A EPTE informou à ANEEL que essa obra está associada à implantação da ETT Piratininga II /138 kv, 2 X 150 MVA, solicitando o prazo de 23 meses para execução, contados a partir de 14/12/00, data da autorização. 500 / SP Instalação autorizada à FURNAS, através da Resolução ANEEL 398/00, estando em construção, com prazo para entrar em operação até outubro de 2001 (previsão atual: janeiro/2002) 440 / SP Instalação autorizada à CTEEP, através da Resolução ANEEL 453/00, estando em fase de licitação a construção da obra. Foi informado pela CTEEP à ANEEL que esta obra somente é viável para maio de 2002, não sendo possível atender a data fixada na Resolução 453/00, ou seja novembro de RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 24/285

25 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES ARARAQUARA 3 o banco de transformadores TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 440 / SP Instalação autorizada à CTEEP, através da Resolução ANEEL 396/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até março de 2002 ANGRA 1 o banco de transformadores 500 / RJ Instalações autorizadas à FURNAS, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: junho/2001) 1 o transformador defasador 138 / RJ ADRIANÓPOLIS 500 / RJ Instalação autorizada à FURNAS, através da Resolução ANEEL 3 o 050/01, estando em construção com prazo para entrar em operação banco de autotransformadores até dezembro de 2001 (previsão atual: junho/2002) VITÓRIA 345 / ES Instalação autorizada à FURNAS, através da Resolução ANEEL 4 o 085/01, estando em construção com prazo para entrar em operação banco de autotransformadores até dezembro de 2001 ÁGUAS LINDAS 2 o transformador 69 / 13,8 20 GO Instalação autorizada à CELG, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: maio/2001) ITAPACI 2 o transformador 230 / GO Instalação autorizada à CELG, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: dezembro/2001) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 25/285

26 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES SAMAMBAIA 1 o e 2 o bancos de autotransformadores RONDONÓPOLIS 2 o autotransformador ADRIANÓPOLIS 4 o banco de autotransformadores BANDEIRANTES 4 o banco de autotransformadores NILO PEÇANHA 1 o autotransformador (em substituição ao existente) ADRIANOPÓLIS conexão para reatores das LTs para Campos TIJUCO PRETO 3 o banco de autotransformadores TIJUCO PRETO 6 e 7 bancos de capacitores 2 X 200Mvar TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 345 / X 225 GO Instalação autorizada à FURNAS, através da Resolução ANEEL 454/00, estando em construção com prazo para entrar em operação até dezembro de / MT Instalação autorizada à ELETRONORTE, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: junho/2001) 345 / RJ Instalação autorizada à FURNAS, através da Resolução ANEEL 163/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de / GO Instalação autorizada à FURNAS, através da Resolução ANEEL 184/01, com prazo para entrar em operação até outubro de / RJ Instalação autorizada à LIGHT, através da Resolução ANEEL 183/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de RJ Em análise pela ANEEL 750 / SP Em análise pela ANEEL SP Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 26/285

27 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES TENSÃO POT. (kv) (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL BAURÚ conexão para o reator RE-2 3 X 33,33 Mvar SP Em análise pela ANEEL conexão para o reator RE-3 3 X 66,67 Mvar ARARAQUARA conexão para o reator RE Mvar SP Em análise pela ANEEL CABREUVA conexão para o reator RE-3 90 Mvar SP Em análise pela ANEEL NEVES conexão para reator da LT 500 kv Jaguara MG Em análise pela ANEEL Neves 91 Mvar banco de capacitores 123 Mvar MG Em análise pela ANEEL OURO PRETO 2 conexão para reator da LT 500 kv Ouro Preto MG Em análise pela ANEEL 2 São Gonçalo do Pará 91 Mvar banco de capacitores 123 Mvar MG Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 27/285

28 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO TUCURUÍ VILA DO CONDE C2 circuito simples LUIZ GONZAGA FORTALEZA II circuito simples (resultante da conversão de 2 LTs 230 kv Paulo Afonso Milagres Banabuiú Fortaleza) TERESINA TERESINA II circuito duplo (obra associada à transformação 500/230 kv em Teresina II ) FORTALEZA II PICI circuito duplo (obra associada à implantação da SE Pici) BANABUIÚ MOSSORÓ II circuito simples CAMPINA GRANDE II NATAL II 4 o circuito TENSÃO (kv) COMP. (km) UF SITUAÇÃO ATUAL PA LT licitada, em fase de assinatura dos contratos de concessão e CPST, com prazo de 14 meses após a assinatura dos contratos para entrar em operação (Concessionária: Consórcio TUC 2001) PE/ CE LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 336/00, com prazo para entrada em operação até março de 2002 (previsão atual: agosto/2002) X 22 PI LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrada em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: novembro/2001) X 25 CE LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrada em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: agosto/2001) CE/ RN PB/ RN LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrada em operação até dezembro de 2001 (previsão atual: março/2002) LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrada em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: setembro/2001) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 28/285

29 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO PAU FERRO CAMPINA GRANDE II 2 o circuito RECIFE II PAU FERRO circuito duplo MESSIAS RIO LARGO II circuito duplo (obra associada à implantação da SE Maceió, o trecho entre as SEs Rio Largo e Maceió existe e opera em 69 kv) GOIANINHA MUSSURÉ II C3 circuito simples XINGÓ ANGELIM II circuito simples VILA DO CONDE SANTA MARIA circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF PE/ PB SITUAÇÃO ATUAL LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrada em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: novembro/2001) X 32 PE LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrada em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: C1 - janeiro/2002 e C2 - fevereiro/2002) X 12 AL LT autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrada em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: dezembro/2001) PE / PB SE / PE Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de 2001 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em julho de PA As LTs 230 kv Vila do Conde Utinga e Utinga Santa Maria constam do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de Entretanto, estudos recém concluídos pelo CCPE indicam que a melhor alternativa para atendimento à área é através da LT 230 kv Vila do Conde Santa Maria RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 29/285

30 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO FUNIL BRUMADO II circuito simples (trecho Poções Brumado. O trecho entre as SEs Funil e Poções existe e opera em 138 kv) SANTA CRUZ AÇU II circuito simples AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES MILAGRES implantação de um banco de autotransformadores de 600 MVA (obra associada a conversão de LTs de 230 kv para 500 kv no eixo Paulo Afonso Fortaleza) PICI implantação de SE nova com dois transformadores de 100MVA TENSÃO (kv) COMP. (km) UF SITUAÇÃO ATUAL BA Instalação autorizada à COELBA, através da Resolução ANEEL 181/01, com prazo para entrar em operação até junho de RN Em análise pela ANEEL TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 500 / CE SE autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 336/00, com prazo para entrar em operação até junho de 2001 (previsão atual: outubro/2001) 230 / CE SE autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: agosto/2001) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 30/285

31 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES PAU FERRO implantação de SE nova com dois transformadores de 100MVA MACEIÓ implantação de SE nova com dois transformadores de 100MVA BRUMADO implantação de SE nova com dois transformadores de 100 MVA (obra associada a LT 230 kv Funil - Brumado) ANGELIM II implantação de dois bancos de autotransformadores de 600 MVA (obra associada a LT 500 kv Xingó Angelim II) SANTA CRUZ implantação de SE nova seccionando a LT 230 kv Campina Grande II Natal II C1 ou C2 (obra associada a LT 230 kv Santa Cruz Açu II) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 230 / 69 2 X 100 PE SE autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 397/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 (previsão atual: fevereiro/2002) 230 / 69 2 X 100 AL SE autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: dezembro/2001) X 100 BA Instalação autorizada à COELBA, através da Resolução ANEEL 181/01, com prazo para entrar em operação até junho de 2002 (os transformadores e respectivas conexões foram autorizados como instalações de distribuição) 500 / X 600 PE Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de RN Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 31/285

32 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES TENSÃO (kv) POT. (MVA) SÃO LUÍS II 2 o banco de capacitores 50,8 Mvar o banco de capacitores 60 Mvar FUNIL compensador estático de (-100, +200) MVAR IRECÊ banco de compensação série 81 Mvar BA UF MA SITUAÇÃO ATUAL Instalações autorizadas à ELETRONORTE, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: junho/2001) BA Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 059/00, estando em fase de construção com prazo para entrar em operação até junho de 2001 (previsão atual: junho/2001) Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 432/00, estando em fase de construção com prazo para entrar em operação até junho de 2001 (previsão atual: outubro/2001) 3 o transformador (remanejado do sistema) 230 / BA Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 BOM JESUS DA LAPA banco de compensação série 34,9 Mvar BA Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 432/00, estando em fase de construção com prazo para entrar em operação até junho de 2001 (previsão atual: outubro/2001) 3 o transformador (remanejado do sistema) 230 / BA Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até novembro de 2001 JARDIM II 1 o banco de autotransformadores com unidade reserva 500 / SE Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: outubro/2001) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 32/285

33 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE REFORÇOS RIBEIRÃO 2 o transformador SUBESTAÇÕES CAMPINA GRANDE II 3 o transformador TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 230 / PE Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: dezembro/2001) 230 / PB Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 001/01, estando em fase de construção com prazo para entrar em operação até maio de 2001 (previsão atual: setembro/2001) MUSSURÉ II 4 o transformador AÇU II 3 o transformador TERESINA II 1 o banco de autotransformadores com 500 / unidade reserva 1 o compensador síncrono 150 Mvar 13,8 --- CÍCERO DANTAS 2 o transformador (remanejado do sistema) 230 / PB Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 001/01, estando em fase de construção com prazo para entrar em operação até dezembro de / RN Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: novembro/2001) PI Instalações autorizadas à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: novembro/2001) 230 / 69 16,7 BA Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: novembro/2001) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 33/285

34 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES RECIFE II 1 o e 2 o bancos de capacitores 2 X 50 Mvar ITABAIANINHA 2 o transformador (remanejado do sistema) PICOS 2 o transformador (remanejado do sistema) MACEIÓ 3 o transformador (remanejado do sistema) EUNÁPOLIS 3 o transformador PENEDO 2 o transformador SENHOR DO BONFIM II 3 o transformador SOBRAL II 3 o transformador TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL PE Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: dezembro/2001) 230 / SE Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até setembro de 2001 (previsão atual: dezembro/2001) 230 / PI Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até setembro de 2001 (previsão atual: março/2002) 230 / AL Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até outubro de 2001 (previsão atual: março/2002) 230 / BA Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de / AL Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de / BA Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de / CE Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 112/01, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 34/285

35 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS EM 2001 JÁ INDICADOS EM DOCUMENTOS ANTERIORES E AINDA NÃO IMPLEMENTADOS REGIÕES NORTE / NORDESTE REFORÇOS BOA ESPERANÇA 3 o transformador SUBESTAÇÕES TERESINA II 2 o banco de autotransformadores MARABÁ 2º banco de autotransformadores UTINGA 2 bancos de capacitores - 2 X 55,5 Mvar PITUAÇU troca de 5 disjuntores ANGELIM II conexão para um dos reatores de linha 500 kv 150 Mvar OLINDINA conexão para reator da LT 500 kv Camaçari II Olindina Mvar TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF SITUAÇÃO ATUAL 230 / PI Instalação autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 166/00, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2000 (previsão atual: dezembro/2001) 500 / PI Em análise pela ANEEL 500 / PA Em análise pela ANEEL PA Em análise pela ANEEL BA Em análise pela ANEEL PE Em análise pela ANEEL BA Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 35/285

36 2.2 Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários no Período 2002 a 2004 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 36/285

37 As tabelas a seguir resumem a proposta de ampliações e reforços na Rede Básica resultante das análises realizadas para o período 2002 a Nestas estão incluídas as obras cuja necessidade foi identificada no PAR e que na presente edição ( ) estão sendo ratificadas como necessárias a partir de Nesta situação se incluem aquelas já contempladas no Programa de Licitação de Concessão de Linhas Transmissão da ANEEL, bem como as que se encontram em análise pela Agência. Deve-se salientar, que as interligações inter-regionais relacionadas neste item, foram consideradas como dado de entrada para a realização das análises que resultaram no presente documento. Como no item anterior, as obras estão apresentadas por Região, sendo indicado para cada uma delas a situação atual do empreendimento. RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 37/285

38 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO IMPERATRIZ COLINAS MIRACEMA GURUPI SERRA DA MESA SAMAMBAIA (Norte/Sul II) circuito simples SAMAMBAIA ITUMBIARA circuito simples SAMAMBAIA EMBORCAÇÃO circuito simples SERRA DA MESA GOV. MANGABEIRA circuito simples BATEIAS - IBIÚNA circuito duplo, compensação série e dois bancos de transformadores 500/345 kv 2 X 750 MVA (SE Ibiúna) TUCURUÍ MARABÁ AÇAILÂNDIA PRESIDENTE DUTRA (Norte/Nordeste C3) circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF MA /TO /GO GO/ MG GO/ MG TO/ BA X 328 SP/ PR PA/ MA SITUAÇÃO ATUAL LT licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação de março de 2003 (Concessionária: Novatrans Energia SA) LT licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação de março de 2003 (Concessionária: Expansion Transmissão de Energia Ltda.) LT licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação de março de 2003 (Concessionária: Expansion Transmissão de Energia Ltda.) LT licitada, estando em construção com prazo para entrar em operação de março de 2003 (Concessionária: TSN Transmissora Sudeste Nordeste SA) Instalações licitadas, com prazo para entrar em operação de fevereiro de 2003 (Concessionária: Furnas) Instalações licitadas, em fase de assinatura dos contratos de concessão e CPST, com prazo de 22 meses após a assinatura dos contratos para entrar em operação (Consórcio Tuc 2001) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 38/285

39 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 INTERLIGAÇÕES INTER-REGIONAIS AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO AÇAILÂNDIA - IMPERATRIZ circuito simples AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES AÇAILÂNDIA implantação de SE nova de chaveamento (obra associada ao terceiro circuito da interligação Norte/Nordeste) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF SITUAÇÃO ATUAL MA Instalação licitada, em fase de assinatura do contrato de concessão e CPST, com prazo de 22 meses após a assinatura do contrato para entrar em operação (Consórcio Tuc 2001) TENSÃO (kv) POT. MVA UF SITUAÇÃO ATUAL MA Instalação licitada, em fase de assinatura do contrato de concessão e CPST, com prazo de 22 meses após a assinatura do contrato para entrar em operação (Consórcio Tuc 2001) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 39/285

40 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÃO SUL AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO SALTO SEGREDO AREIA 2 o circuito (obra associada a entrada da LT 500 kv Bateias Ibiúna) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL PR FEV/2003 Obra não indicada no PAR anterior REFORÇOS SUBESTAÇÕES CASCAVEL OESTE 2 banco de autotransformadores TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL 525 / PR JUN/2004 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 40/285

41 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO OURO PRETO 2 VITÓRIA circuito simples CHAVANTES BOTUCATU C2 circuito simples TAUBATÉ APARECIDA C2 circuito simples JAURU COXIPÓ circuito simples ITUMBIARA MARIMBONDO circuito simples ( obra associada à ampliação da interligação Norte/Sul II ) AIMORÉS MASCARENHAS circuito simples ( obra associada à conexão da UHE Aimorés ) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF MG / ES DATA DE NECESSIDADE JUL/2002 SITUAÇÃO ATUAL Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com leilão previsto para junho de SP JUL/2002 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em agosto de SP JUL/2002 Obra não indicada no PAR anterior MT OUT/2002 Obra não indicada no PAR anterior MG MAR/2003 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com leilão previsto para junho de MG NOV/2003 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 41/285

42 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES BOM DESPACHO 500 kv implantação de SE de chaves para seccionamento das LT 500 kv Jaguara Neves, Jaguara - São Gonçalo do Pará e São Gotardo 2 Neves) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE MG JUL/2002 SITUAÇÃO ATUAL Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em março de 2001 REFORÇOS LINHAS DE TRANSMISSÃO CAMPINAS IBIÚNA reconversão para 500 kv - construção de 2 vãos (obra associada a LT 500 kv Bateias Ibiúna) AIMORÉS GOVERNADOR VALADARES recapacitação circuito simples ( obra associada à conexão da UHE Aimorés ) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL SP FEV/2003 Em análise pela ANEEL MG NOV/2003 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 42/285

43 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES ITABERÁ banco de compensação série Mvar (Tijuco Preto C3) SINOP compensador estático (- 40,50) Mvar TIJUCO PRETO 8 e 9 o bancos de capacitores - 2 X 200 Mvar EMBORCAÇÃO conexão para reator da LT 500 kv Emborcação São Gotardo 2 91 Mvar JAGUARA conexões para os reatores das LTs 500 kv Jaguara Neves e Jaguara São Gonçalo do Pará - 2 X 91 Mvar SÃO GOTARDO 2 conexão para reator de barra 91 Mvar TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SP MAI/2002 Em construção SITUAÇÃO ATUAL MT JAN/2002 Em análise pela ANEEL SP ABR/2002 Em análise pela ANEEL MG JUL/2002 Em análise pela ANEEL MG JUL/2002 Em análise pela ANEEL MG DEZ/2002 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 43/285

44 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL SAMAMBAIA 3 o banco de transformadores 500 / DF MAR/2003 Em análise pela ANEEL banco de compensação série 270 Mvar (Serra da Mesa circuito convencional) banco de compensação série 252 Mvar (Serra da Mesa circuitos compactos) DF MAR/2003 Obra não indicada no PAR anterior BARRO ALTO banco de capacitores 27,7 Mvar ( remanejado ) GO ABR/2003 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 44/285

45 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÕES NORTE/NORDESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO PRESIDENTE DUTRA PERITORÓ circuito simples TERESINA PERITORÓ seccionamento para SE Coelho Neto circuito simples PRESIDENTE DUTRA TERESINA II C2 circuito simples (obra associada à expansão das interligações Norte/Sul, Nordeste/Sudeste e à UHE Tucuruí II) CAMAÇARI II GOVERNADOR MANGABEIRA C3 circuito simples (obra associada à UHE Itapebi) SUBESTAÇÃO QUIXADÁ implantação de SE nova de chaveamento (obra associada à conversão de LTs de 230 kv para 500 kv no eixo Paulo Afonso Fortaleza ) quando da implantação da SE Quixadá e da LT 500 kv L. Gonzaga Fortaleza, a conexão da SE Delmiro Gouveia deverá ser refeita, ficando esta ligada somente à SE Fortaleza II, através de dois circuitos em 230 kv TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL MA MAR/2002 Obra não indicada no PAR anterior MA JUN/2002 Obra não indicada no PAR anterior MA/ PI AGO/2002 Obra não indicada no PAR anterior BA ABR/2003 Obra não indicada no PAR anterior TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL CE MAR/2002 SE autorizada à CHESF, através da Resolução ANEEL 079/01, com prazo para entrar em operação até março de 2002 (previsão atual: outubro de 2002) RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 45/285

46 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÕES NORTE/NORDESTE REFORÇOS LINHAS DE TRANSMISSÃO SOBRAL II SOBRAL III circuito duplo (obra associada ao 1 o banco de autotransformadores 500/230 kv da SE Sobral III) SOBRAL II CAUÍPE recapacitação (obra associada ao 1 o banco de autotransformadores 500/230 kv da SE Sobral III) RECIFE II PIRAPAMA II C1/C2 recapacitação (obra associada à UTE TermoPernambuco) REFORÇOS SUBESTAÇÃO TUCURUÍ interligação de barra reatores limitadores de corrente 20 Ω/fase (obras associadas à operação da UHE Tucuruí II) SOBRAL III 1º banco de autotransformadores TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL X 15 CE DEZ/2002 Obra não indicada no PAR anterior CE DEZ/2002 Obra não indicada no PAR anterior ,5 PE DEZ/2003 Obra não indicada no PAR anterior TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL PA DEZ/2002 Em análise pela ANEEL 500 / CE DEZ/2002 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 46/285

47 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS NO PERÍODO 2002 A 2004 REGIÕES NORTE/NORDESTE REFORÇOS SUBESTAÇÃO SÃO JOÃO DO PIAUÍ banco de compensação série 480 Mvar (Boa Esperança) banco de compensação série 480 Mvar (Sobradinho) SÃO LUÍS II compensador estático (-70,150) Mvar PIRAPAMA II troca de dois disjuntores das conexões dos transformadores (obra associada à UTE TermoPernambuco) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL PI MAR/2003 Obra não indicada no PAR anterior MA MAR/2003 Obra não indicada no PAR anterior PE DEZ/2003 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 47/285

48 2.3 Ampliações e Reforços na Rede Básica necessários até 2004, sem definição de concessão pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 48/285

49 As tabelas a seguir resumem as ampliações e os reforços na Rede Básica, ainda não autorizados ou licitados, necessários para serem implementados até 2004, contemplando: - as obras propostas no PAR e que constam do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, porém ainda sem que o edital de licitação tenha sido publicado; - as obras propostas no PAR em análise pela ANEEL; e - as novas obras identificadas neste PAR As obras estão apresentadas por Região, sendo indicado para cada uma delas a situação atual do empreendimento. RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 49/285

50 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÃO SUL AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOTAS 3 PRES. MÉDICI circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL RS 2001 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em agosto de 2001 SALTO SEGREDO AREIA PR FEV/2003 Obra não indicada no PAR anterior 2 o circuito REFORÇOS SUBESTAÇÕES TENSÃO POT. DATA DE UF (kv) (MVA) NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL SANTO ÂNGELO 525 / RS 2001 Em análise pela ANEEL 2 banco de autotransformadores CAMPOS NOVOS 2 banco de autotransformadores e unidade 525 / SC 2001 Em análise pela ANEEL reserva conexão para reator de barra de 150 Mvar SC 2001 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 50/285

51 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÃO SUL REFORÇOS SUBESTAÇÕES TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE AREIA unidade reserva do banco de 525 / PR 2001 Em análise pela ANEEL autotransformadores existente reencabeçamento da LT S. Segredo PR 2001 Em análise pela ANEEL GRAVATAÍ conexão para reator de barra 150 Mvar RS 2001 Em análise pela ANEEL DOURADOS conexão para reator da LT Guaíra ITÁ conexão para reator de barra 150 Mvar reencabeçamento da LT Salto Santiago CASCAVEL OESTE 2 banco de autotransformadores MS 2001 Em análise pela ANEEL RS 2001 Em análise pela ANEEL SITUAÇÃO ATUAL 525 / PR JUN/2004 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 51/285

52 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO TIJUCO PRETO C. PAULISTA C2 circuito simples C. PAULISTA ADRIANÓPOLIS C3 circuito simples obs.: trecho entre a torre 214 e a SE Adrianópolis existente TIJUCO PRETO BAIXADA C3 circuito simples CHAVANTES BOTUCATU C2 circuito simples TAUBATÉ APARECIDA C2 circuito simples JAURU COXIPÓ circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL SP 2001 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de SP / RJ 2001 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de SP 2001 Em análise pela ANEEL SP JUL/2002 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em agosto de SP JUL/2002 Obra não indicada no PAR anterior MT OUT/2002 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 52/285

53 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO AIMORÉS MASCARENHAS circuito simples ( obra associada à conexão da UHE Aimorés ) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE MG NOV/2003 Em análise pela ANEEL SITUAÇÃO ATUAL SUBESTAÇÕES BOM DESPACHO implantação de SE de chaveamento para seccionamento das LT 500 kv Jaguara Neves, Jaguara - São Gonçalo do Pará e São Gotardo 2 Neves ) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL MG JUL/2002 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em agosto de 2001 REFORÇOS LINHAS DE TRANSMISSÃO CAMPINAS IBIÚNA reconversão para 500 kv - construção de 2 vãos (obra associada a LT 500 kv Bateias - Ibiúna) TENSÃO COMP. DATA DE UF SITUAÇÃO ATUAL (kv) (km) NECESSIDADE SP FEV/2003 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 53/285

54 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS LINHAS DE TRANSMISSÃO AIMORÉS GOVERNADOR VALADARES recapacitação circuito simples ( obra associada à conexão da UHE Aimorés ) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL MG NOV/2003 Obra não indicada no PAR anterior REFORÇOS SUBESTAÇÕES TIJUCO PRETO 3 o banco de autotransformadores TIJUCO PRETO 6 e 7 bancos de capacitores 2 X 200Mvar ADRIANOPÓLIS conexão para reatores das LTs para Campos BAURÚ conexão para o reator RE-2 3 X 33,33 Mvar conexão para o reator RE-3 3 X 66,67 Mvar TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE 750 / SP 2001 Em análise pela ANEEL SP 2001 Em análise pela ANEEL RJ 2001 Em análise pela ANEEL SITUAÇÃO ATUAL SP 2001 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 54/285

55 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL ARARAQUARA conexão para o reator RE Mvar CABREUVA conexão para o reator RE-3 90 Mvar SP 2001 Em análise pela ANEEL SP 2001 Em análise pela ANEEL NEVES conexão para reator da LT 500 kv Jaguara MG 2001 Em análise pela ANEEL Neves 91 Mvar banco de capacitores 123 Mvar MG 2001 Em análise pela ANEEL OURO PRETO 2 conexão para reator da LT 500 kv Ouro Preto MG 2001 Em análise pela ANEEL 2 São Gonçalo do Pará 91 Mvar banco de capacitores 123 Mvar MG 2001 Em análise pela ANEEL SINOP compensador estático (- 40,50) Mvar MT JAN/2002 Em análise pela ANEEL TIJUCO PRETO 8 e 9 o bancos de capacitores - 2 X 200 Mvar SP ABR/2002 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 55/285

56 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES EMBORCAÇÃO conexão para reator da LT 500 kv Emborcação São Gotardo 2 91 Mvar JAGUARA conexões para os reatores das LTs 500 kv Jaguara Neves e Jaguara São Gonçalo do Pará - 2 X 91 Mvar SÃO GOTARDO 2 conexão para reator de barra 91 Mvar SAMAMBAIA 3 o banco de transformadores banco de compensação série 270 Mvar (Serra da Mesa circuito convencional) banco de compensação série 252 Mvar (Serra da Mesa circuitos compactos) BARRO ALTO banco de capacitores 27,7 Mvar (remanejado) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE MG JUL/2002 Em análise pela ANEEL MG JUL/2002 Em análise pela ANEEL MG DEZ/2002 Em análise pela ANEEL 500 / GO MAR/2003 Em análise pela ANEEL SITUAÇÃO ATUAL DF MAR/2003 Obra não indicada no PAR anterior GO ABR/2003 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 56/285

57 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES NORTE / NORDESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO GOIANINHA MUSSURÉ II C3 circuito simples XINGÓ ANGELIM II circuito simples VILA DO CONDE SANTA MARIA circuito simples SANTA CRUZ AÇU II circuito simples TENSÃO (kv) COMP. (km) UF PE / PB SE / PE DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL 2001 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em jun/ Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em jun/ PA 2001 As LTs 230 kv Vila do Conde Utinga e Utinga Santa Maria constam do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de Entretanto, estudos recém concluídos pelo CCPE indicam que a melhor alternativa para atendimento à área é através da LT 230 kv Vila do Conde Santa Maria RN 2001 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 57/285

58 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES NORTE / NORDESTE AMPLIAÇÕES LINHAS DE TRANSMISSÃO PRESIDENTE DUTRA PERITORÓ circuito simples TERESINA PERITORÓ seccionamento para SE Coelho Neto circuito simples PRESIDENTE DUTRA TERESINA II C2 circuito simples (obra associada à expansão da interligação Norte/Sul, Nordeste/Sudeste e à UHE Tucuruí 2) CAMAÇARI II GOV. MANGABEIRA C3 circuito simples (obra associada à UHE Itapebi) SUBESTAÇÕES ANGELIM II implantação de dois bancos de autotransformadores de 600 MVA com uma unidade reserva (obra associada a LT 500 kv Xingó Angelim II) TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL MA MAR/2002 Obra não indicada no PAR anterior MA JUN/2002 Obra não indicada no PAR anterior MA/ PI AGO/2002 Obra não indicada no PAR anterior BA ABR/2003 Obra não indicada no PAR anterior TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL 500 / x 600 PE 2001 Consta do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de 2001 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 58/285

59 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES NORTE / NORDESTE AMPLIAÇÕES SUBESTAÇÕES SANTA CRUZ implantação de SE nova, seccionando a LT 230 kv Campina Grande II Natal II C1 ou C2 (obra associada à LT 230 kv Santa Cruz Açu II) REFORÇOS LINHAS DE TRANSMISSÃO SOBRAL II SOBRAL III circuito duplo (obra associada ao 1 o banco de autotransformadores 500/230 kv da SE Sobral III) SOBRAL II CAUÍPE recapacitação (obra associada ao 1 o banco de autotransformadores 500/230 kv da SE Sobral III) RECIFE II PIRAPAMA II C1/C2 recapacitação (obra associada à UTE TermoPernambuco) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE RN 2001 Em análise pela ANEEL TENSÃO (kv) COMP. (km) UF DATA DE NECESSIDADE SITUAÇÃO ATUAL SITUAÇÃO ATUAL X 15 CE DEZ/2002 Obra não indicada no PAR anterior CE DEZ/2002 Obra não indicada no PAR anterior ,5 PE DEZ/2003 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 59/285

60 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES NORTE / NORDESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES TERESINA II 2º banco de autotransformadores MARABÁ 2º banco de autotransformadores UTINGA 2 bancos de capacitores - 2 X 55,5 Mvar PITUAÇU troca de 5 disjuntores ANGELIM II conexão para um dos reatores de linha 500 kv 150 Mvar OLINDINA conexão para reator da LT 500 kv Camaçari II Olindina Mvar TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE 500 / PI 2001 Em análise pela ANEEL 500 / PA 2001 Em análise pela ANEEL PA 2001 Em análise pela ANEEL BA 2001 Em análise pela ANEEL PE 2001 Em análise pela ANEEL SITUAÇÃO ATUAL BA 2001 Em análise pela ANEEL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 60/285

61 AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA NECESSÁRIOS ATÉ 2004, SEM DEFINIÇÃO DE CONCESSÃO PELA ANEEL REGIÕES NORTE / NORDESTE REFORÇOS SUBESTAÇÕES TUCURUÍ interligação de barra (reatores limitadores de corrente 20 Ω/fase. Obra associada à operação da UHE Tucuruí II) SÃO JOÃO DO PIAUÍ banco de compensação série 480 Mvar (saída para Boa Esperança) banco de compensação série 480 Mvar (saída para Sobradinho) SOBRAL III 1º banco de autotransformadores SÃO LUÍS II compensador estático (-70,150) Mvar PIRAPAMA II troca de dois disjuntores das conexões dos transformadores ( obra associada à UTE TermoPernambuco ) TENSÃO (kv) POT. (MVA) UF DATA DE NECESSIDADE PA DEZ/2002 Em análise pela ANEEL SITUAÇÃO ATUAL PI MAR/2003 Obra não indicada no PAR anterior 500 / CE DEZ/2002 Obra não indicada no PAR anterior MA MAR/2003 Obra não indicada no PAR anterior PE DEZ/2003 Obra não indicada no PAR anterior RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 61/285

62 2.4 Resumo da proposta de ampliações e reforços na Rede Básica necessários até 2004 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 62/285

63 As tabelas-síntese a seguir resumem o acréscimo de linhas de transmissão e de capacidade de transformação resultante da proposta de ampliações e reforços apresentada neste PAR 2002/2004, conforme descrito nos itens 2.1 e 2.2. Em função de seu objetivo, as tabelas aqui apresentadas distinguem-se daquelas dos itens anteriores por considerarem como referência de data não mais a data de necessidade, mas a data limite de entrada em operação constante do ato autorizativo, do CPST, dos editais de licitação ou, no caso de nenhum destes existir, a data considerada como passível da obra ser concluída. Para os empreendimentos relacionados no Programa de Licitação da Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, o prazo para implantação de uma linha de transmissão foi estimado em 29 meses, para instalações em 500 kv, e 25 meses, nos casos de 230 kv, a partir da publicação do edital de licitação. Esses prazos são derivados da experiência obtida com os processos licitatórios já realizados pela ANEEL. Para as instalações ainda não contempladas no Programa de Licitação da Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, na avaliação da data provável de entrada em operação, além desses prazos, foi acrescentado ainda o intervalo correspondente à preparação do edital de licitação, aqui estimado em 6 meses. No caso de reforços em transformação ainda não autorizados, supôs-se um prazo de 18 meses para a entrada em operação. Os dois quadros a seguir resumem as ampliações e reforços propostos para o período 2002 a 2004, na forma de acréscimo de quilômetros de linha de transmissão e de MVA de transformadores: RESUMO DO PROGRAMA DE OBRAS (LINHAS DE TRANSMISSÃO E TRANSFORMADORES) PREVISTOS NO PAR 2002/2004 Tabela Linhas de Transmissão Previstas no PAR Acréscimo em km na Rede Básica Tensão SUL SE/CO N/NE INT. kv TOTAL , ,5 TOTAL , ,5 INT. - Interligações inter-regionais RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 63/285

64 Tabela Aumento de Capacidade Previsto no PAR Acréscimo em MVA na Rede Básica Tensão SUL SE/CO N/NE Primária kv TOTAL , ,7 TOTAL , ,7 Tensão kv Tabela Linhas de Transmissão e Transformadores Previstos no PAR Estimativa de Investimentos - Milhões R$ SUL SE/CO N/NE INT. LT/SE TOTAL LT SE 35,8 35,8 Total 35,8 35,8 LT 210,5 29,1 216,6 272,6 79,5 79, , ,8 SE 20,9 88,4 20,8 40,2 43,7 23,5 53,8 57,6 38,4 387,3 Total 20,9 298,9 49,9 40,2 43,7 240,1 53,8 330,2 117,9 79, , ,1 LT 187,0 187,0 SE 33,0 33,0 Total 187,0 33,0 220,0 LT 89,9 27,9 117,8 SE 12,2 46,7 25,2 84,1 Total 12,2 46,7 115,1 27,9 201,9 LT 14,5 67,1 57,4 121,9 104,0 61,6 166,9 593,4 SE 24,8 37,7 4,2 12,8 26,6 48,9 155,0 Total 39,3 104,8 57,4 4,2 12,8 121,9 130,6 110,5 166,9 748,4 TOTAL 60,2 403,7 57,4 49,9 243,6 172,0 477,1 27,9 184,4 440,7 284,8 79, , ,2 INT. - Interligações inter-regionais Valores de custo referidos a junho/99 - Taxa de câmbio 1US$ =1,76 R$ RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 64/285

65 RESUMO DO PROGRAMA DE OBRAS (LINHAS DE TRANSMISSÃO E TRANSFORMADORES) PREVISTOS NO PAR 2002/2004, QUE JÁ FORAM LICITADOS OU AUTORIZADOS Tabela Linhas de Transmissão Previstas no PAR Licitadas ou Autorizadas Acréscimo em km na Rede Básica Tensão SUL SE/CO N/NE INT. kv TOTAL TOTAL INT. - Interligações inter-regionais Tabela Aumento de Capacidade Previsto no PAR 2002/2004 Licitado ou Autorizado Acréscimo em MVA na Rede Básica Tensão SUL SE/CO N/NE Primária kv TOTAL , ,7 TOTAL , ,7 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 65/285

66 Tensão kv Tabela Linhas de Transmissão e Transformadores Previstos no PAR 2002/2004 Licitados ou Autorizados Estimativa de Investimentos - Milhões R$ SUL SE/CO N/NE INT. LT/SE TOTAL LT 210,5 83,0 272, , ,1 SE 20,9 36,1 40,2 43,7 53,8 194,7 Total 20,9 246,6 40,2 43,7 83,0 53,8 272, , ,8 LT 187,0 187,0 SE 33,0 33,0 Total 187,0 33,0 220,0 LT 89,9 16,7 106,6 SE 12,2 37,8 25,2 75,2 Total 12,2 37,8 115,1 16,7 181,8 LT 14,5 67,1 28,7 104,0 61,6 275,9 SE 24,8 37,7 4,2 3,8 26,6 48,9 146,0 Total 39,3 104,8 28,7 4,2 3,8 130,6 110,5 421,9 TOTAL 60,2 351,4 28,7 243,6 118,3 198,1 16,7 184,4 383, , ,5 INT. - Interligações inter-regionais Valores de custo referidos a junho/99 - Taxa de câmbio 1US$ =1,76 R$ RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 66/285

67 RESUMO DO PROGRAMA DE OBRAS (LINHAS DE TRANSMISSÃO E TRANSFORMADORES), PREVISTOS NO PAR 2002/2004, QUE AINDA NÃO FORAM EQUACIONADOS JUNTO À ANEL Tabela Linhas de Transmissão Previstas no PAR 2002/2004 Ainda não equacionadas pela ANEEL Acréscimo em km na Rede Básica Tensão SUL SE/CO N/NE TOTAL kv , ,5 TOTAL , ,5 Tabela Aumento de Capacidade Previsto no PAR 2002/2004 Ainda não equacionado pela ANEEL Acréscimo em MVA na Rede Básica Tensão SUL SE/CO N/NE TOTAL Primária kv TOTAL RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 67/285

68 Tensão kv Tabela Linhas de Transmissão e Transformadores Previstos no PAR 2002/2004 Ainda não equacionados pela ANEEL LT/SE LT Estimativa de Investimentos - Milhões R$ SUL SE/CO N/NE TOTAL SE 35,8 35,8 Total 35,8 35,8 LT 29,1 133,6 79,5 79,5 321,7 SE 52,3 20,8 23,5 57,6 38,4 192,6 Total 52,3 49,9 157,1 57,6 117,9 79,5 514,3 LT 11,2 11,2 SE 8,9 8,9 Total 8,9 11,2 20,1 LT 28,7 121,9 166,9 317,5 SE 9,0 9,0 Total 28,7 9,0 121,9 166,9 326,5 TOTAL 52,3 28,7 49,9 53,7 279,0 11,2 57,6 284,8 79,5 896,7 Valores de custo referidos a junho/99 - Taxa de câmbio US$1,00 = R$1,76 RELAÇÃO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PROPOSTOS PARA A REDE BÁSICA PERÍODO 2002 a 2004 Página 68/285

69 3 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Neste item são apresentadas, de maneira sucinta, as condições operativas do Sistema Interligado Nacional, em regime normal e de emergência, visualizadas no período 2002 a Compondo o painel sobre o desempenho esperado do sistema, são explicitadas as possíveis restrições de transmissão antevista, o que dá fundamentação ao programa de obras proposto no item 2 deste documento. Além da implementação das ampliações e reforços propostos neste PAR , as análises desenvolvidas identificaram a necessidade de que sejam empreendidas ações complementares, de modo a que as condições desejadas de desempenho da Rede Básica sejam alcançadas no período até Estas ações envolvem, principalmente, a definição da outorga de concessão para novas instalações da Rede Básica e a execução de estudos complementares para a definição de soluções de natureza conjuntural e/ou estrutural, devendo ser, na visão do ONS, conduzidas por diversos agentes. Neste item, as ações complementares estão relacionadas na descrição de cada estado. Ressalta-se que o foco das análises desenvolvidas neste item é a Rede Básica, sendo os aspectos relacionados à fronteira Rede Básica Rede de Distribuição abordados no item 6. Um aspecto que se destaca nas análises apresentadas é a necessidade de se proceder a uma revisão do conceito de capacidade operativa informados pelas empresas de transmissão e constantes no Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão - CPST. Em vários locais do sistema, a consideração direta dos limites de carregamento contidos no CPST implica na instalação de novas obras na Rede Básica. Para esses casos, a consideração do limites noturno de carregamento ou da capacidade de curta duração, como tradicionalmente tem sido adotado nos estudos desenvolvidos no setor, podem eliminar a necessidade de novas obras. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 69/285

70 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 70/285

71 3.1 REGIÃO SUL Rio Grande do Sul DESCRIÇÃO DO SISTEMA A demanda do Rio Grande do Sul atinge atualmente mais de 3800 MW no horário de ponta. A capacidade de geração instalada no estado é da ordem de 2400 MW, correspondente a 60% do Mercado estadual. Além das térmicas de Presidente Médici, Charqueadas e Alegrete e das hidroelétricas nos rios Jacuí e Passo Fundo, os empreendimentos de geração mais recentes são a UTE Uruguaiana (600 MW), e a UHE Dona Francisca (125 MW).O restante é suprido por geração externa ao estado, através de duas linhas de 525 kv que chegam à SE Gravataí, 525/230 kv, provenientes das subestações de Itá e Campos Novos, e pela SE Santo Ângelo 525/230 kv, que é atendida pela LT 525 kv Garabi - Itá. Este sistema de EAT é complementado por duas linhas de 230 kv oriundas da UHE Salto Osório ( via SE Xanxerê ), que se conectam à UHE Passo Fundo e por uma linha de 230 kv, que parte da UTE Jorge Lacerda até Siderópolis, em Santa Catarina, chegando à SE Caxias 5. A parcela preponderante do mercado de energia elétrica do Rio Grande do Sul é localizada na área metropolitana de Porto Alegre e nas cidades próximas, que sediam a maior parte do consumo industrial do estado. As demais áreas do estado são constituídas de centros de cargas esparsos, atendidos por extensa malha de 230 kv. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO (a) Entre as usinas relacionadas no Programa Prioritário de Termelétricas do MME, recentemente obteve autorização da ANEEL e solicitou acesso à Rede Básica a UTE Canoas, que será integrada através do seccionamento de uma das linhas de 230 kv de circuito duplo entre as subestações de Cidade Industrial e Gravataí 2. A primeira etapa desta térmica, de 160 MW, tem previsão de entrada em operação até o final do ano em curso. A segunda, de 330 MW, é prevista para junho de Para avaliação das condições de atendimento foi considerada tanto a operação desta térmica como sua indisponibilidade. (b) Considerando a entrada em operação, em 2001, de um banco de capacitores de 100 Mvar na SE Gravataí 2, do remanejamento de um reator de 150 Mvar da SE Itá para a SE Santo Ângelo e a instalação de 60 Mvar de compensação capacitiva na rede de distribuição, o sistema atende aos requisitos de demanda previstos a curto prazo, em condições normais de operação. (c) A perda de uma das linhas de 525 kv que chegam à SE Gravataí levará ao acionamento do esquema de controle de emergências (ECE), com corte de carga da ordem de 600 MW em carga pesada e média. Ocorrerá ainda elevação no carregamento do transformador da SE Santo Ângelo 525/230 kv. Os problemas de desempenho decorrentes das contingências citadas requerem a expansão da capacidade de transmissão na rede de 525 kv que atende o Rio Grande do Sul. Para tanto está prevista a implantação até dezembro deste ano da LT 525 kv Itá - Caxias e da SE Caxias 525/230 kv, 2 X 672 MVA, atendida também pelo seccionamento da LT 525 kv Campos Novos Gravataí. Com estas novas instalações o sistema de 525 kv apresenta desempenho satisfatório em condição normal até junho de 2004, e em contingência até o final de Nesta condição as simulações indicam dificuldades operativas para o verão de 2004, na perda de uma das linhas de 525 kv que atendem o Rio Grande do Sul, principalmente SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 71/285

72 (d) (e) na carga média, em que se verifica maior exigência em potência reativa. A contingência mais severa é a perda da LT 525 kv Itá - Gravataí, na qual persistem problemas de desempenho mesmo com despacho pleno das térmicas a carvão de Presidente Médici e Jorge Lacerda e da UTE Canoas e com a tensão na barra de 525 kv da SE Itá no limite superior da faixa de operação. Nesta contingência há um requisito adicional de compensação capacitiva da ordem de 80 Mvar no secundário da SE Caxias 525/230 kv, para que se obtenha tensão acima de 90 % em 230 e 525 kv. Com as térmicas a carvão em despacho reduzido o déficit de compensação capacitiva sobe a 200 Mvar e a 250 Mvar na indisponibilidade simultânea da UTE Canoas. Nas demais contingências, nas linhas de 525 kv de Itá Caxias e de Campos Novos - Caxias, também há carência de compensação capacitiva, mas de menor porte. No caso da perda da LT 525 kv Machadinho - Campos Novos a degradação de desempenho pode ser contornada com a redução potência na conversora de Garabi, de 2000 para 1800 MW, recurso que não se mostra eficaz nas outras contingências. Simulando a entrada do segundo estágio da UTE Canoas em junho de 2004, não se constatam restrições operativas nas contingências citadas, mesmo com despacho mínimo nas térmicas de Presidente Médici e Jorge Lacerda. O atendimento do principal centro de carga do estado é altamente concentrado na SE Gravataí 2 e na SE Cidade Industrial, para as quais converge o feixe de linhas de 230 kv provenientes das usinas do rio Jacuí e de onde partem linhas de 230 kv, 138 kv e 69 kv para atendimento às cargas da área central de Porto Alegre e das cidades próximas. Estas subestações estão próximas do esgotamento, tanto em termos de transformação como em relação às dificuldades físicas para instalação de novas saídas de linha em 230 kv, principalmente na SE Cidade Industrial. A entrada da LT 230 kv Gravataí 2 - Porto Alegre 6 e de outras expansões previstas para a área urbana de Porto Alegre, como a LT 230 kv Gravataí 2 - Porto Alegre 8, não modificam muito esta situação, porque estas obras possibilitam a relocação de carga apenas ao nível de distribuição. Já a implantação da SE Taquara 230/138 KV, em dezembro de 2001, que será atendida pela LT 230 kv Caxias - Taquara a partir da SE Caxias 525/230 kv, representa efetivamente um primeiro passo na reconfiguração no sistema elétrico local, por transferir carga das duas subestações citadas no nível de 230 kv. É necessário dar continuidade a esse processo, a partir de uma solução estrutural para o atendimento à área metropolitana de Porto Alegre. Na sua primeira etapa a SE Santo Ângelo 525/230 kv, que atende a área noroeste do Rio Grande do Sul, conta com um banco de transformadores monofásicos com capacidade total de 672 MVA. Este banco de transformadores entrará em sobrecarga em condições normais de operação em 2001 quando da paralisação da UTE Uruguaiana para manutenção. Esta paralisação é prevista no contrato de fornecimento da térmica, durante 15 dias por ano, no período de junho a agosto. Para resolver esse problema foi recomendada à ANEEL a implantação do segundo banco de transformadores de 672 MVA na SE Santo Ângelo. Há ainda dois eventos visualizados para o período que têm grande influência no carregamento do transformador da SE Santo Ângelo: a operação da SE Caxias 525/230 kv e a entrada do terceiro módulo de 550 MW da conversora de Garabi. A SE Caxias 525/230 kv foi autorizada, com prazo de dezembro de 2001, enquanto a entrada do terceiro módulo de 550 MW na conversora de Garabi é prevista para o quarto trimestre deste ano, ainda sem o segundo circuito de conexão da interligação (LT 525 kv Garabi - Itá). Caso haja atraso na entrada da SE Caxias 525/230 kv, em relação à expansão da conversora de Garabi, o carregamento do transformador de Santo Ângelo ficará próximo da capacidade nominal, em condições normais de operação. Além disso, as simulações indicam que a eventual perda do transformador existente em Santo Ângelo SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 72/285

73 (f) (g) (h) resultará em afundamento de tensão no 525 kv em Garabi, Santo Ângelo e Itá. No nível de 230 kv esta contingência poderá sensibilizar os relés de corte de carga por subtensão da área de influência da SE Gravataí, com tendência à fuga de sincronismo da UHE Itá. Para contornar esta contingência é necessária a redução da ordem de potência da conversora de Garabi. Esta medida asseguraria a recuperação do nível de tensão em Itá e por conseqüência na rede de 525 kv e na área de influência da SE Gravataí. Com a entrada da SE Caxias 525/230 kv ocorrerá redistribuição dos fluxos nas transformações 525/230 kv de Santo Ângelo e Gravataí, em condições normais de operação. Prevê-se carregamento de 96 % da capacidade nominal do banco existente na SE Santo Ângelo, caso ocorra paralisação da UTE Uruguaiana em junho de Na mesma condição, em junho de 2003, o carregamento atingiria 105 %, chegando a 110 % em junho de A perda da LT 525 kv Santo Ângelo Itá provocaria sobrecarga de 17 % no transformador, com despacho de apenas uma máquina da UTE Uruguaiana (175 MW) em junho de Esta contingência causaria sobrecarga de 21 % em junho de 2003, subindo a 122 % em 2004, na mesma condição. Já a indisponibilidade do próprio transformador resulta em tensão abaixo de 90 % na rede de 230 kv do noroeste do Rio Grande do Sul em junho de 2002, com degradação progressiva do perfil de tensão nos anos seguintes. Constata-se portanto, que com a entrada da SE Caxias atenuam-se as condições de carregamento da transformação da SE Santo Ângelo, mas não prescinde da necessidade de implantação do segundo transformador da SE Santo Ângelo até o ano de A entrada do quarto módulo de 550 MW em Garabi ocorrerá em maio de 2002 com o funcionamento de todas as instalações previstas para esta nova conexão, incluindo a segunda linha de 525 kv entre Garabi e Itá. Simulando esta configuração em junho de 2002, observa-se elevação do perfil de tensão na rede de 525 kv em todos os patamares de carga, sendo indispensável ativar o reator de 150 Mvar da SE Santo Ângelo. Outra medida que pode se fazer necessária é o controle de tensão pela própria conversora, dentro dos limites de potência reativa permitidos. A análise do escoamento da segunda etapa de Garabí, considerando a interligação Sul/Sudeste, é apresentada em mais detalhe no item 4 deste documento. As condições de desempenho da rede de 230 kv da área norte do Rio Grande do Sul mostram-se precárias. As subestações de Santa Marta e da UHE Passo Fundo estão esgotadas, apresentando sobrecarga em condições normais de operação e ainda não foram implementadas as soluções para estes problemas, propostas no ciclo anterior do PAR, que são relacionadas no item 6. Ao longo do período verifica-se baixo nível de tensão em condição normal e carregamentos elevados na rede de 230 kv. Em todos os casos simulados as linhas de Santo Ângelo - Santa Rosa, Santa Rosa - Guarita e Passo Real -Tapera encontram-se no limite de capacidade em condições normais de operação. A perda de qualquer trecho da linha de 230 kv que vai da UHE Passo Fundo a Passo Real resulta em degradação acentuada do perfil de tensão, que se traduz num déficit capacitivo estimado em 140 Mvar em junho de 2002, chegando a 200 Mvar em Estes resultados ratificam a carência de uma solução estrutural para a Rede Básica nesta área. O escoamento da geração da UTE Uruguaiana é realizado através de duas linhas de 230 kv, que conectam esta usina com as subestações de Uruguaiana 5 e Alegrete 2. É prevista uma oferta de geração em Uruguaiana de até 600 MW. Este montante é bem superior ao mercado da área oeste do Rio Grande do Sul, o que determina o escoamento do excedente da potência pelo sistema de 230 kv, resultando no aumento das perdas no sistema de transmissão em condições normais de operação, principalmente no período fora da ponta. Em caso de indisponibilidade de uma das SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 73/285

74 (i) (j) (k) linhas de 230 kv que integram a usina, não há como manter o despacho pleno, sendo necessário acionar um esquema de alívio de geração. Para manter as condições de desempenho na perda da linha para Alegrete 2 a redução de despacho chega a 250 MW. Na perda de qualquer trecho da linha de 230 kv entre a SE Alegrete 2 e a UTE Itaúba, há sobrecarga na LT 230 kv Alegrete 2 Maçambará. Esta sobrecarga se acentua na perda do trecho entre Itaúba e a UHE Dona Francisca, porque a geração desta usina (125 MW) virá somar-se à potência despachada na UTE Uruguaiana. O recente pedido de acesso da conversora de Rivera, 70 MW, para conexão na SE Livramento, poderá agravar este quadro, devido à sua localização. Estas restrições só poderão ser eliminadas com a expansão do sistema de transmissão, havendo, portanto, necessidade de desenvolver uma solução estrutural para a Rede Básica nesta área. A área sul do estado é atendida por três subestações de 230 kv: SE Presidente Médici 230/138 kv MVA, SE Quinta 230/69 kv MVA e SE Pelotas 3 230/69 kv - 50 MVA. O principal problema de desempenho em condições normais de operação é o controle de tensão, que é muito dependente das condições de despacho da UTE Presidente Médici. A perda da transformação 230/138 kv da SE Presidente Médici implica em corte de 70 % da carga da área. A implantação de dois transformadores 230/138 kv na SE Pelotas 3, já autorizada pela ANEEL para outubro deste ano, representará um segundo ponto de conexão do sistema de 138 kv à Rede Básica na área. Melhorará o controle de tensão na rede de 138 kv em condições normais e a confiabilidade de atendimento no caso da perda do transformador 230/138 kv da SE Presidente Médici. Entretanto o desempenho do sistema continuará vulnerável à perda de qualquer das duas linhas de 230 kv que interligam esta área com a SE Cidade Industrial, até a entrada da LT 230 kv Presidente Médici - Pelotas 3, que deverá ter o edital de licitação lançado pela ANEEL em agosto deste ano. Sem esta linha, o sistema apresenta desempenho satisfatório em condições normais até fevereiro de 2003, para qualquer condição de despacho da UTE Presidente Médici, mas não resiste a contingências na rede de 230 kv. Para atingir o perfil mínimo de tensão na perda das linhas de 230 kv Presidente Médici - Quinta e Pelotas - Cidade Industrial, estima-se um requisito de compensação capacitiva de 50 Mvar em junho de 2002, para despacho mínimo de Presidente Médici, que sobe a 70 Mvar no despacho pleno desta térmica. Em fevereiro de 2003 estes requisitos atingem um montante de 88 a 95 Mvar, conforme a condição de despacho. Depois da entrada em operação da nova linha o sistema apresenta desempenho adequado até junho de 2004, apontando pequeno déficit capacitivo em contingência, 10 Mvar, no final do período. Atualmente a SE Campo Bom é atendida por duas derivações simples em cada um dos dois circuitos da LT 230 kv Gravataí Farroupilha. A perda de qualquer destes circuitos implica em quebra da continuidade de atendimento à carga de Campo Bom. Esta situação será solucionada com a adequação do arranjo da SE Campo Bom, já autorizada pela ANEEL à CEEE, com previsão de entrada em operação até o final do ano. Problemas semelhantes ocorrem em outros pontos da Rede Básica no Rio Grande do Sul, cuja solução passa pela adequação de subestações, em alguns deles requerendo inclusive a construção de trechos de linha de 230 kv para completar o segundo circuito das derivações. Estes casos devem ser contemplados no projeto Adequação das Instalações Existentes, conforme mencionado no item 1. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 74/285

75 AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo referentes à área norte do Rio Grande do Sul, escoamento da UTE Uruguaiana e atendimento da área metropolitana de Porto Alegre e localidades próximas das subestações de Gravataí e Cidade Industrial (CCPE). 2. Desenvolver estudos para dimensionamento e alocação de compensação reativa nas áreas sul e norte do Rio Grande do Sul (ONS/CEEE/RGE). 3. Equacionar a concessão do 2 o banco de transformadores 525/230 kv 672 MVA da SE Santo Ângelo, já proposto no PAR anterior ( ) (ANEEL). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 75/285

76 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 76/285

77 3.1.2 Santa Catarina DESCRIÇÃO DO SISTEMA O estado de Santa Catarina apresenta atualmente demanda superior a 2200 MW. O atendimento deste mercado é realizado por geração local de pequeno porte (70 MW), pela UTE Jorge Lacerda, térmica a carvão com capacidade instalada de 857 MW, e por instalações da Rede Básica, na tensão de 525 kv e 230 kv. A área leste do estado, onde se concentra cerca de 60% do mercado de energia elétrica, é atendida por uma linha de transmissão de 525 kv que interliga a SE Curitiba com a SE Blumenau 525/230 kv, e por subestações de 230/138 kv em Canoinhas, Joinville, Blumenau, Florianópolis e Jorge Lacerda, interligadas por linhas de 230 kv. A área sul de Santa Catarina é atendida pela SE Siderópolis, 230/69 kv, e pela SE Jorge Lacerda, 230/138 kv, de onde derivam linhas de subtransmissão de 138 e 69kV para atendimento das subestações distribuidoras da CELESC. O oeste do estado é atendido pela rede de 525 kv através da SE Campos Novos 525/230/138 kv, pela SE Xanxerê 230/138 kv, e em menor parte pela SE Jorge Lacerda 230/138 kv. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO (a) No período que antecede a entrada em operação da LT 525 kv Campos Novos - Blumenau, prevista para fevereiro de 2002, as condições de atendimento ao leste de Santa Catarina são muito dependentes da geração da UTE Jorge Lacerda. Devido à situação energética dos últimos anos, com baixo armazenamento nas hidrelétricas do Sudeste, a termelétrica citada tem operado com despachos superiores ao mínimo, o que tem se refletido positivamente no desempenho elétrico nesta área do sistema. A indisponibilidade das máquinas desta térmica tem se revelado problemática, como em ocorrências recentes, em que houve necessidade de corte de carga para restabelecer as condições de desempenho, devido ao afundamento de tensão resultante do elevado consumo de reativo do sistema de distribuição. A instalação de 144 Mvar de capacitores no ano em curso, conforme previsto pela CELESC, ainda não será suficiente para permitir a operação do sistema com despachos reduzidos em Jorge Lacerda. Mesmo com geração plena desta usina ainda há possibilidade de corte de carga, em caso de indisponibilidade da sua maior unidade (350 MW). O mesmo ocorre quando a LT 525 kv Curitiba Blumenau se encontra fora de operação. Esta situação perdura até a entrada em operação da LT 525 kv Campos Novos - Blumenau, em fevereiro de 2002, juntamente com o terceiro transformador de 525/230 kv na SE Blumenau. A partir de então o atendimento da área leste de Santa Catarina passará a se dar predominantemente pela nova linha, havendo descarregamento parcial da LT 525 kv Curitiba - Blumenau, em condições normais de operação. Já a eventual saída da linha 525 kv Campos Novos - Blumenau resulta em tensões abaixo de 90 % na área de Blumenau desde o início do período. Para assegurar tensões acima deste patamar mínimo há necessidade de compensação capacitiva na área de Blumenau, da ordem de 40 Mvar em junho de 2002, para despacho pleno da UTE Jorge Lacerda, subindo a 90 Mvar em caso de despacho reduzido ou indisponibilidade de máquinas desta térmica. Esta tendência se acentua a partir de 2003, com a implantação da LT 525 kv Bateias- Ibiúna, que aumenta em 1500 MW a capacidade da interligação Sul - Sudeste. Na condição de intercâmbio elevado para o Sudeste há acentuada concentração de fluxo nas duas linhas de 525 kv entre a SE Areia e Curitiba e na LT 525 kv Campos Novos - Blumenau. O déficit de compensação capacitiva duplica a cada ano, chegando a 300 Mvar em junho de SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 77/285

78 (b) (c) (d) 2004, com Jorge Lacerda em despacho reduzido e 180 Mvar em despacho pleno. Observa-se ainda que a alocação de compensação capacitiva somente na área de Curitiba não se mostra eficaz para contornar esse problema. Na hipótese de intercâmbio do Sudeste para o Sul (da ordem de 3600 MW em carga pesada e 3200 MW na carga média em fevereiro de 2004) há redistribuição de fluxos no sistema de 525 kv, com participação preponderante da LT 525 kv Curitiba - Blumenau no atendimento ao Leste de Santa Catarina. Nesta situação tanto a perda desta linha como da LT 525 kv Campos Novos - Blumenau passam sem problemas, para geração plena na UTE Jorge Lacerda (que é o despacho esperado em condição de hidrologia desfavorável no Sul). A LT 525 kv Campos Novos - Blumenau será precedida da entrada em operação, em dezembro de 2001, da SE Itajaí 230/138 kv, com dois transformadores de 150 MVA, que será conectada à Rede Básica pela LT 230 kv Blumenau Itajaí, circuito duplo. Entretanto o segundo circuito desta linha está autorizado para abril de 2002 e até a sua entrada a perda do primeiro circuito resultará em sobrecarga de 21 % na SE Blumenau 230/138 kv. O banco de autotransformadores de 525/330 kv, 336 MVA, da SE Campos Novos vem operando com carregamentos elevados em condições normais de operação. As simulações confirmam tendência crescente neste carregamento, que atinge 355 MVA na carga pesada em junho de 2003, subindo a 398 MVA, em junho de 2004, em condição normal de operação. Entretanto atualmente a perda deste transformador provocaria subtensão generalizada no sistema de 138 kv da área oeste de Santa Catarina, acarretando também sobrecarga acima de 50 % na transformação 230/138 kv da SE Xanxerê. Para restabelecer o perfil de tensão no mínimo aceitável e manter o carregamento no transformador de Xanxerê no limite de 20 % de sobrecarga em contingência, as simulações indicam que seria necessário proceder a um corte de carga de 160 MW em agosto de Em 2002 o corte de carga chegaria a 200 MW. Estes problemas serão resolvidos com a implantação do segundo banco de autotransformadores, de 672 MVA, conforme recomendado no ciclo anterior do PAR, cujo processo de concessão ainda não foi equacionado pela ANEEL. Para possibilitar melhor aproveitamento da expansão da transformação 525/230 kv da SE Campos Novos no atendimento ao oeste de Santa Catarina, é recomendável a adequação do arranjo no setor 230/138 kv desta subestação, bem como a complementação das conexões da rede de 138 kv à esta subestação. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo referentes à área oeste de Santa Catarina (CCPE). 2. Desenvolver estudos para dimensionamento e alocação de compensação reativa na área leste de Santa Catarina (ONS/ELETROSUL/CELESC ). 3. Equacionar a concessão do 2 o banco de transformadores 525/230 kv 672 MVA da SE Campos Novos, já proposto no PAR anterior ( ) (ANEEL). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 78/285

79 Plano de Ampliações e Reforços SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 79/285

80 3.1.3 Paraná DESCRIÇÃO DO SISTEMA Atualmente a demanda verificada no Paraná atinge 3300 MW. A energia que supre este mercado provem basicamente das usinas hidrelétricas do Rio Iguaçu e de Itaipu, sendo transportada pela rede de 525 kv até os principais centros de consumo, atendidos pelas subestações 525/230 kv de Curitiba e Bateias na área metropolitana de Curitiba, pela SE Areia, na área do médio Iguaçu e pela SE Londrina, no norte do estado. Contribuem também para o atendimento ao mercado as usinas hidrelétricas de G. Parigot de Souza, na área de Curitiba, e Salto Osório, no sudoeste do estado, que são conectadas diretamente à malha de 230 kv. Dependendo das condições de intercâmbio com a Região Sudeste, uma parcela da energia ainda pode vir do estado de São Paulo, através de linhas de transmissão em 230 kv que interligam o sistema da CTEEP às subestações da área norte do Paraná (Chavantes - Figueira, Assis - Maringá e Assis - Londrina). A área metropolitana de Curitiba é atendida por uma rede de distribuição em 69 kv que deriva de quatro subestações de 230/69 kv: SEs Campo Comprido, Umbará, Uberaba e Pilarzinho. Estas subestações, juntamente com a UHE Governador Parigot de Souza, são interligadas por linhas que compõem um anel em 230 kv em torno da área metropolitana. Atualmente a área oeste do estado é atendida a partir de duas linhas de 230 kv que saem da UHE Salto Osório para as subestações de 230/138 kv de Cascavel e Foz do Chopim. Está em fase de testes para entrada em operação a SE Cascavel Oeste, 525/230 kv MVA, que passará a ser o principal polo de atendimento da região. Com esta subestação e a linha de 525 kv que a interliga com a UHE Salto Caxias, completa-se o esquema de integração desta hidroelétrica, até agora conectada radialmente à UHE Salto Santiago. O norte do Paraná é atendido principalmente pela SE Londrina 525/230 kv, cujo carregamento é bastante influenciado pelas condições de intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste. Esta subestação é conectada radialmente à subestação de Ivaiporã, 750/525 kv, que é hoje o principal ponto de interligação com a Região Sudeste. (a) (b) CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO A ocorrência de intercâmbios elevados do Sul para o Sudeste tem causado carregamentos acima da capacidade do banco de autotransformadores de 672 MVA da SE Londrina 525/230 kv. As sobrecargas vêm sendo administradas com a redução do intercâmbio do Sul para o Sudeste. Esta restrição à otimização energética será eliminada com a instalação do segundo banco de autotransformadores, já autorizado pela ANEEL, com prazo para entrada em operação de junho de Mesmo com a entrada deste banco de autotransformadores permanecem os problemas de desempenho no norte do Paraná resultantes da perda da LT 525 kv Ivaiporã Londrina. A simulação desta contingência na carga média de junho de 2003, com intercâmbio do Sul para o Sudeste de 3475 MW (dos quais 1370 MW pela LT 525 kv Bateias - Ibiúna), resulta em tensão da ordem de 83 % nas subestações de Apucarana, Campo Mourão, Ibiporã, Londrina e Maringá, além de carregamentos acima da capacidade operativa na LT 230 kv Salto Osório Campo Mourão (288 MVA para capacidade de 218 MVA) e na LT 230 kv Guaíra Dourados (de 212 MVA para capacidade de 159 MVA). Agrava este problema o baixo fator de potência constatado nas subestações de fronteira da Rede Básica da área, conforme detalhado no item 6, para cuja correção é indicada a instalação de bancos de capacitores na rede de distribuição. Persiste portanto a carência de uma solução estrutural para o SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 80/285

81 (c) (d) atendimento ao norte do Paraná, considerando a contingência da LT 525 kv Ivaiporã Londrina. Na condição de intercâmbio do Sudeste para o Sul também há degradação de tensão decorrente dessa contingência, ficando abaixo de 90 % nas barras de Apucarana, Figueira, Londrina e Maringá. Já em condições normais de operação acentua-se o carregamento nas linhas de 230 kv do norte do Paraná e no transformador 440/230 kv da SE Assis. Há sobrecarga neste transformador para recebimentos pelo Sul na faixa de 700 MW em carga pesada e 1000 MW em carga média, de 2003 a Esta restrição pode ser eliminada com a abertura do barramento de 230 kv da SE Assis. Para tanto é necessária a instalação de um disjuntor de 230 kv, conforme já proposto no Plano de Melhorias 2000 do ONS. Na área de Curitiba observa-se que a LT 230 kv Campo Comprido Pilarzinho tem sua capacidade superada durante todo o período analisado, devido à ultrapassagem da distância mínima ao solo em alguns vãos (conforme informação da COPEL). Atualmente este problema tem sido contornado com o remanejamento de carga entre subestações, através da rede de distribuição. Entretanto este é um recurso limitado, que não será suficiente para evitar sobrecarga em condições normais de operação já no final de As simulações mostram sobrecargas crescentes, que vão de 23 % em junho de 2002 a 48 % em junho de 2004, apontando a necessidade de recapacitação desta linha. Em maio de 2003 será reforçada a interligação regional, com a entrada em operação da LT 500 kv Ibiúna - Bateias, o que permitirá aumentar o intercâmbio para o Sudeste. Daí resultam carregamentos acima do SIL nas linhas de 525 kv entre as usinas do Rio Iguaçu e a área de Curitiba, com tendência de abaixamento do perfil de tensão da Rede Básica, para o que contribuem os reatores fixos da nova interligação (300 Mvar), a serem instalados na SE Bateias e o baixo fator de potência nas subestações de 230/69 kv da área metropolitana de Curitiba. A geração da UTE Araucária (480 MW), integrada na SE Gralha Azul, junto ao centro de carga de Curitiba, não chega a alterar substancialmente estas condições gerais, tendo influência mais restrita ao controle de tensão local. No intercâmbio no sentido Sudeste para o Sul inverte-se o fluxo na LT 525 kv Ibiúna - Bateias. Nesse caso, na perda da LT 525 kv Bateias - Curitiba verificam-se sobrecargas na linhas de 230 kv da área de Curitiba (Bateias - Campo Comprido, Campo Comprido - Pilarzinho e Gralha Azul - Campo do Assobio) e no transformador da SE Bateias 525/230 kv, que chega a 29 % na carga pesada de fevereiro de Para a área de Curitiba, portanto, é necessário proceder análise para alocação de compensação reativa, bem como avaliar a possibilidade de elevação dos limites de carregamento das linhas de 230 kv. Após a entrada da SE Cascavel Oeste não se constata perda de sincronismo da UHE Salto Caxias, quando da saída de operação da LT 525kV Caxias - Salto Santiago, para despachos abaixo de 930MW. Entretanto esta contingência provocará sobrecarga no transformador de 525/230 kv da SE Cascavel Oeste e nas linhas de 230kV Cascavel Oeste - Cascavel e Salto Osório Xanxerê se a geração da hidrelétrica estiver acima de 710 MW (3 ou 4 máquinas despachadas). Este problema é contornado com a atuação de um esquema de corte de geração de 2 máquinas na UHE Salto Caxias. A partir de junho de 2003 verifica-se sobrecarga de 12 % no transformador 525/230 kv da SE Cascavel Oeste na perda da LT 525 kv Salto Santiago - Ivaiporã e de 16 % na perda da LT 525 kv Salto Segredo - Areia. Desde junho de 2002 este transformador SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 81/285

82 apresenta carregamentos crescentes, acima de 80 % da capacidade nominal, em condições normais de operação, entrando em sobrecarga em 2004, para intercâmbio do Sul para o Sudeste. Esta situação foi observada mesmo com despacho mínimo nas térmicas a carvão da Região Sul e com as três unidades da UTE W. Arjona ( Campo Grande MS ) plenamente despachadas, mas sem geração em Corumbá. Além da sobrecarga no transformador de Cascavel Oeste a perda da LT 525 kv S. Segredo - Areia eleva o carregamento da LT 525 kv Salto Santiago - Ivaiporã a 2380 MVA, e da LT 525 kv Machadinho - Campos Novos a 2400 MVA, valores acima da capacidade operativa declarada no CPST (2180 MVA). Na perda da LT 525 kv Salto Santiago Ivaiporã, na carga pesada de fevereiro de 2003, o carregamento na LT 525 kv Ivaiporã - Areia chega a 2280 MVA, superando a capacidade operativa desta linha. O mesmo ocorre na LT 525 kv Salto Santiago - Ivaiporã em que o fluxo chega a 2275 MVA na perda da LT 525 kv Areia - Ivaiporã. A LT 525 kv S. Segredo - Areia, também limitada em 2180 MVA, apresenta carregamentos elevados em junho de 2003, em contingências nas linhas de 525 kv Machadinho - Campos Novos (2330 MVA) e Salto Santiago - Ivaiporã (2664 MVA em carga pesada e 2750 MVA em carga média). Esta última contingência provoca carregamentos na LT 525 kv Salto Segredo - Areia superiores a 2300 MVA desde junho de 2002, ficando acima do patamar de 2500 MVA de junho de 2003 a junho de Estes resultados estão associados em grande parte à expansão da capacidade de intercâmbio para o Sudeste, propiciada pela entrada da LT 500 kv Ibiúna - Bateias, indicando a necessidade de duplicação da LT 525 kv S. Segredo - Areia em 2003, e do segundo banco de autotransformadores da SE Cascavel Oeste 525/230 kv em (e) Com a recapacitação das linhas de 230 kv de Apucarana Figueira (de 108 para 288 MVA) e Figueira Jaguariaíva (de 210 para 286 MVA) e a instalação de 60 Mvar de capacitores na SE Jaguariaíva em 2001, é possível atender ao crescimento da carga desta subestação, em condições normais de operação, até a entrada da LT 230 kv Bateias Jaguariaíva, prevista para Entretanto, devido à configuração radial, a indisponibilidade da LT 230 kv Figueira - Jaguariaíva resulta na perda total da carga de Jaguariaíva. Também há degradação da tensão na perda das linhas de 230 kv Chavantes - Figueira ou Apucarana - Figueira. Estes problemas são resolvidos com a implantação da nova linha de 230 kv, acima citada. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Equacionar os problemas referentes à superação da capacidade operativa informada no CPST, das linhas de 525 kv entre as subestações de Areia, Salto Santiago e Ivaiporã e da LT 230 kv Campo Comprido Pilarzinho, (ONS/ELETROSUL/COPEL). 2. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo referentes ao suprimento à área noroeste do Paraná, bem como sua interação com a expansão da Interligação Sul - Sudeste (CCPE). 3. Desenvolver estudos para dimensionamento e alocação de compensação reativa na área metropolitana de Curitiba para 2004 (ONS/COPEL). 4. Definir a implantação de um programa de compensação reativa na distribuição, para correção do fator de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira com a Rede Básica, no oeste e no norte do Paraná (ONS/COPEL). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 82/285

83 5. Equacionar a concessão das novas instalações propostas neste PAR: 2 o banco de transformadores da SE Cascavel Oeste 525/230 kv e LT 525 kv Salto Segredo Areia C2 (ANEEL/CCPE/ONS). 6. Equacionar a autorização da instalação do disjuntor de 230 kv da SE Assis, conforme já previsto no Plano de Melhorias 2000 do ONS (ANEEL). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 83/285

84 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 84/285

85 3.1.4 Mato Grosso do Sul DESCRIÇÃO DO SISTEMA Atualmente a demanda do Mato Grosso do Sul atinge 540 MW. Os principais centros de carga do estado estão localizados nas áreas de Campo Grande, Dourados e Corumbá, concentrando-se em Campo Grande a parcela mais importante do mercado estadual. Pequena parte do mercado é atendida por geração local, em que se destacam a UHE Mimoso (30 MW) e a UTE William Arjona (2 X 35 MW), que têm influência mais direta no atendimento da área de Campo Grande. O restante da demanda é atendido por geração externa. Parte provém do Paraná, a partir das usinas do Rio Iguaçu, através de uma linha de 230 kv que vai da SE Guaíra até a SE Dourados 230/138 kv 2 X 75 MVA. Parte vem de São Paulo, das usinas do complexo de Jupiá e Ilha Solteira, através de duas linhas de circuito duplo de 138 kv que chegam a Campo Grande, e de uma linha de 138 kv da UHE Rosana (São Paulo) até a área de Dourados. O oeste do estado é atendido por um extenso sistema radial de 138 kv entre as subestações de Aquidauana e Corumbá, e por uma linha de 230 kv que interliga as subestações de 230/138 kv de Dourados e Anastácio. Como a transmissão do Mato Grosso do Sul fecha um elo fraco de interligação entre o oeste do Paraná e São Paulo, o carregamento das linhas de 230 kv e dos transformadores de 230/138 kv das subestações de Dourados e Anastácio depende não apenas das solicitações do mercado local, mas também das condições de intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste e do nível de geração local, despachada em 138 kv. (a) (b) CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO Pelas características estruturais do sistema elétrico do Mato Grosso do Sul, composto por cargas esparsas, atendidas por extensas linhas de 138 kv e 230 kv, a solução mais eficaz para a melhoria das condições de atendimento consiste na expansão da geração local, junto aos centros de carga. Neste sentido o primeiro marco importante é a entrada em operação da terceira unidade da UTE William Arjona, 35 MW, prevista para o primeiro semestre deste ano, junto à cidade de Campo Grande. Por sua vez o CAET relaciona como viabilizadas duas usinas térmicas a gás, de 88 MW, com previsão de entrada em operação até o final do ano em curso. Até o momento obteve autorização da ANEEL a UTE TermoCorumbá, que deverá formalizar pedido de conexão à Enersul na SE Corumbá 138 kv. Para avaliação das condições de atendimento ao estado foi considerada tanto a operação desta térmica quanto sua indisponibilidade. Com a geração agregada por estes empreendimentos é equacionado parcialmente o atendimento ao Mato Grosso do Sul até 2004, à exceção dos problemas de desempenho relacionados à LT 230 kv Guaíra Dourados. Na situação atual a indisponibilidade desta linha reduz a capacidade de atendimento ao estado em 35 MW, causando corte de carga no período de ponta, se o sistema estiver operando com duas unidades na UTE William Arjona. O desempenho em condições normais de operação melhora com a implantação da SE Cascavel Oeste, 525/230 kv, que proporciona melhor controle de tensão para o sistema de 230 kv do oeste do Paraná, de onde parte a linha de 230 kv para Dourados, embora esta linha apresente carregamentos superiores à capacidade operativa constante do CPST (159 MVA). Observa-se entretanto que persistem os problemas de corte de carga em contingência, principalmente na área de Dourados, no período de 2002 a SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 85/285

86 (c) A saída de operação da LT 230 kv Dourados - Anastácio ou do transformador da SE Anastácio 230/138 kv implica em reduzir a capacidade de atendimento ao oeste do Mato Grosso do Sul. É possível atenuar os efeitos desta contingência até 2003, com as três unidades da UTE William Arjona despachadas e sem geração em Corumbá. Em 2004 este recurso mostra-se insuficiente para evitar o afundamento de tensão no sistema de 138 kv. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo, que possibilite o atendimento do critério de contingência na perda da LT 230 kv Guaíra Dourados (CCPE). 2. Equacionar os problemas referentes a superação da capacidade operativa da LT 230 kv Guaíra - Dourados e da possibilidade de adequação de equipamentos terminais (ONS/COPEL/ELETROSUL). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 86/285

87 Plano de Ampliações e Reforços SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 87/285

88 3.2 REGIÃO SUDESTE Rio de Janeiro DESCRIÇÃO DO SISTEMA O sistema de transmissão que supre o estado do Rio de Janeiro é constituído por dois troncos principais, um de 345 kv, formado por dois circuitos, e outro formado por quatro circuitos em 500 kv. O tronco de 345 kv interliga esta área com as usinas do rio Grande, enquanto o de 500 kv, por onde transita cerca de 75% da potência destinada à área, interliga-se com: o sistema de escoamento da usina de Itaipu e com o sistema em 500 kv de escoamento das usinas do rio Grande. Um outro ponto é a interligação do Rio de Janeiro com o estado de São Paulo através de uma LT em 230 kv circuito simples, entre as subestações de Nilo Peçanha e Santa Cabeça. A importação de energia elétrica através dos troncos de transmissão respondem por aproximadamente 40% do mercado da área. A maior parcela do mercado, cerca de 60% é atendida pela geração localizada no próprio estado e constituída por usinas hidrelétricas com cerca de 1058 MW de capacidade e por usinas térmicas à óleo, gás e nuclear da ordem de 2812 MW instalados. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO (a) A área Rio de Janeiro atualmente opera com restrições, tendo em vista o atraso de obras, que não permitem otimizar, por exemplo, os despachos de algumas usinas. (b) Essas obras estão citadas no item 2.1, dentre os quais destacam-se os transformadores 500/138 kv MVA e 138/138 kv (defasador) de Angra que, caso estivessem em operação, permitiriam aliviar as sobrecargas atualmente verificadas na transformação de Adrianópolis 500/345 kv, até que a solução definitiva esteja implementada, a qual consiste na instalação do 3º banco de transformadores de Adrianópolis, já autorizado para dezembro/2001. Os transformadores de Angra irão interligar a rede de 500 kv com a rede de 138 kv do litoral sul do estado do Rio de janeiro, propiciando melhores condições e flexibilidade a esse sistema e controle do carregamento da SE Jacarepaguá 345/138 kv. (c) O sistema de transmissão de 345 kv para atendimento ao norte do estado e ao Espirito Santo, terá a partir de maio/2001 o reforço do compensador estático de Campos (-60/+100 Mvar) que irá aliviar as condições críticas de tensão durante contingência simples em um dos circuitos de 345 kv Adrianópolis Campos. (d) Para o ano de 2001, o sistema de transmissão em 500 kv ainda apresenta desempenho insatisfatório com a ocorrência de corte de cargas durante contingência simples. (e) Até o final de 2001, prevê-se o funcionamento de algumas usinas térmicas integrantes do PPT - Programa Prioritário de Termeletricidade do MME. Entre essas está a usina a gás Eletrobolt com capacidade instalada de 350 MW (8 X 43,7 MW ). Sua integração se dará no sistema tronco da LIGHT entre as usinas do complexo de Lages e a SE Cascadura. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 88/285

89 (f) (g) (h) (i) (j) Observa-se que com o início de operação da Eletrobolt, torna-se necessária a substituição do banco de transformadores atualmente existente na SE Nilo Peçanha 230/138 kv 115 MVA por outro de 200 MVA de capacidade. Essa nova instalação permitirá escoar a energia adicional possibilitando ainda melhores condições de atendimento às cargas do vale do Paraíba do Sul. A implantação deste equipamento já está sendo equacionada pela LIGHT. Outra usina prevista para entrar em operação em fins de 2001 é a usina a gás Macaé Merchant localizada no município de Macaé-RJ, com potência total de 712 MW e integração no sistema de 345 kv para atendimento à área norte do estado, distando 90 km da SE Campos. No ano de 2002, caso se confirmem as previsões de entrada das usinas térmicas no estado do Rio de Janeiro, o atendimento às cargas da área RJ irá se alterar significativamente para as situações em que essas novas usinas estejam despachadas. Entretanto, considerando as incertezas quanto a operação e despacho das mesmas, ressalta-se que o desempenho do sistema de transmissão de atendimento à essa área somente será satisfatório, independente da presença dessas usinas, quando da implantação da LT 500 kv Tijuco Preto Cachoeira Paulista (2º circuito), do 3º circuito em 500 kv entre Cachoeira Paulista e Adrianópolis e da LT 345 kv Ouro Preto 2 Vitória, todas integrantes do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL e que poderão estar em operação a partir do 1º semestre de O adicional de geração térmica previsto de 1317 MW (potência nominal) eleva em cerca de 30% a capacidade instalada de geração da área Rio de Janeiro, representando cerca de 15% da carga máxima para Desse modo, além das mudanças de configuração impostas às redes de 138 kv e 500 kv causadas por superação de equipamentos, em função das novas usinas, ocorrerão alterações, de uma forma geral, no atendimento à essa área. O desempenho do sistema de transmissão em 500 kv será influenciado pela presença das novas usinas térmicas devido ao alivio nos carregamentos desse sistema, passando a atender contingência simples, nas condições de demanda máxima. Observa-se que o acréscimo de geração térmica adicional a partir de 700 MW nessa área, deverá permitir que o sistema de transmissão suporte contingência simples de linhas de 500 kv mesmo quando da indisponibilidade da UNE Angra II. O fluxo da área Rio de Janeiro (FRJ) previsto em 2002, com as usinas térmicas despachadas no máximo, é da ordem de 5300 MW. O sistema de 345 kv para atendimento à área norte do estado irá se alterar de forma significativa com a entrada em operação da usina térmica Macaé Merchant. De acordo com análises ainda em andamento, para que essa usina entre em operação no prazo mais breve possível, deverá ocorrer provisoriamente a integração ao sistema de 345 kv através de seccionamento de somente um circuito da LT 345 kv Adrianópolis Campos (1 a etapa da integração da UTE Macaé Merchant). Nessa configuração e dependendo da disponibilidade de geração da usina será necessária, em condições normais de operação, a adoção de medidas operativas ou a restrição de geração na UTE de modo a controlar o carregamento no trecho de linha 345 kv UTE Macaé Campos. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 89/285

90 Na configuração final de integração desse empreendimento, que consiste no seccionamento duplo de 345 kv em Macaé, o sistema de transmissão é capaz de escoar a totalidade da geração dessa usina satisfatoriamente em condições normais de operação. Entretanto, observa-se que na contingência de um dos circuitos da LT 345 kv Macaé - Campos, ocorrem sobrecargas inadmissíveis nos períodos de carga pesada no circuito remanescente, acarretando a necessidade de corte de geração local na usina de Macaé que pode chegar a 70% ou, eventualmente, de medida operativa que possa reduzir a sobrecarga verificada. Observa-se que, nesses casos, a adoção de medidas para limitar o fluxo se fazem necessárias mesmo considerando os limites de carregamento adotados no estudo das térmicas da área Rio [14], de 850 MVA em regime normal e de 1132 MVA em emergência, valores esses superiores à capacidade operativa de 639 MVA informada no CPST[10], que corresponde a limitação de equipamentos nos terminais de Adrianópolis e Campos, cuja normalização permite a elevação do limite de capacidade de transmissão para 766 MVA. (k) Um outro aspecto relevante, também associado à entrada das térmicas, é a alteração no controle de tensão da área. Verifica-se que a partir de despachos de geração da ordem de 50% nessas usinas térmicas, poderá ser conveniente o desligamento, mesmo para as condições de carga mais elevada, de bancos de capacitores para o adequado controle de tensão. É o caso, por exemplo do banco de capacitor de Itutinga 345 kv 200 Mvar, cuja operação se mostrou inadequada devido à elevação do perfil de tensão causado pela aumento da geração local. Observa-se, todavia, que a estratégia de operação dos equipamentos de compensação reativa será estabelecida no horizonte do planejamento da operação, considerando a disponibilidade de geração e as condições do sistema. (l) Segundo o processo de implantação do PPT da área Rio, deverão entrar em operação mais duas usinas térmicas, adicionando 575 MW à capacidade instalada de geração da área RJ, até o final de Somando-se a potência nominal dessas usinas térmicas com as demais observa-se uma elevação de 43% na capacidade instalada da área Rio em relação à situação atual. As novas usinas,previstas para 2003, são: UTE RioGen fase I com 531 MW autorizado para dez/2003 mas que poderá antecipar a operação de 320 MW para o mês de junho; e UTE Norte Fluminense 765 MW com previsão de 255 MW para out/2003. (m) A usina RioGen irá se integrar ao sistema via antiga LT 500 kv Angra Adrianópolis, que atualmente opera com um trecho de 38 km em vazio, no município de Seropédica. (n) A usina Norte Fluminense deverá se integrar ao sistema de 345 kv nas atuais LTs 345 kv Adrianópolis - Campos, em terreno vizinho à UTE Macaé Merchant, compartilhando a mesma subestação de conexão (SE Macaé 345 kv). Com a instalação dessa usina e da Macaé Merchant os carregamentos verificados quando de contingência de linha no trecho Macaé Campos, superam os limites de projeto de 766 MVA. Caso esse limite seja observado também como de curta duração e não o valor de 1132 MVA mencionado anteriormente, será necessário a ampliação da rede local de 345 kv cuja solução ainda precisa ser avaliada. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 90/285

91 (o) (p) É importante ressaltar que a entrada em operação dessas usinas térmicas, acarreta algumas mudanças de configuração nas redes de 138 e de 500 kv, de acordo com relatório ONS/CCPE de integração das usinas térmicas [14], devido à superação da capacidade de equipamentos. Entre elas destaca-se a reconfiguração do sistema de 500 kv, que poderá ocorrer em 2003 após a entrada da UTE RioGen e que consiste no bypass de uma das LTs Cachoeira Paulista Adrianópolis em Adrianópolis, conectando-a à LT 500 kv Adrianópolis - Grajaú e formando a LT 500 kv Cachoeira Paulista Grajaú. Ainda em 2003, deverão entrar em operação importantes obras de transmissão, cuja licitação está prevista para ocorrer ao longo de 2001, e que irão propiciar significativa melhoria nas condições de desempenho do sistema de 500 e de 345 kv para atendimento à área Rio de Janeiro. Essas obras são a LT 345 kv Ouro Preto 2 - Vitória e o trecho complementar até Seropédica que formará o 3º circuito da LT 500 kv Cachoeira Paulista - Adrianópolis. Nesse terminal, em Seropédica, estará conectada a futura UTE RioGen. Da análise efetuada conclui-se que essas duas obras são relevantes para o sistema pelas seguintes razões: a LT 345 kv Ouro Preto 2 Vitória é fundamental estando ou não as usinas térmicas da área norte do Rio de Janeiro em operação. A presença desta obra assegura o desempenho adequado do sistema, eliminando corte de carga, assim como propiciando o controle do carregamento em condições de contingência em um dos circuitos da LT 345 kv Macaé Campos dentro do limite mencionado de 1132 MVA. No caso de despacho nulo ou reduzido nessas usinas, essa LT permitirá que o sistema suporte a contingência de qualquer circuito de 345 kv sem corte de cargas; e as LTs 500 kv T.Preto C.Paulista (2 º circuito) e C.Paulista Adrianópolis (3 º circuito) têm grande influência na melhoria da qualidade do sistema de transmissão da área RJ estando ou não as usinas térmicas previstas em operação. No caso das UTEs não estarem despachadas ou presentes no sistema, essas obras irão assegurar o adequado desempenho da rede em contingência de LTs 500 kv, sem cortes de cargas e mesmo sem a UNE Angra II. Estando as térmicas em operação, essas obras permitirão o adequado escoamento da potência da UTE RioGen, com confiabilidade. (q) A contingência de um dos bancos de transformadores de T. Preto 750/500 kv 2x1650 MVA, leva à sobrecargas no transformador remanescente da ordem de 50% para fluxos FSE a partir de 6650 MW em Nesse caso, haveria a abertura do transformador remanescente pela proteção de sobrecorrente e conseqüente colapso do sistema. O eventual atraso do 3º banco de transformadores pode implicar em carregamentos em regime normal entre 80 e 90% e risco de elevadas sobrecargas quando da perda de um dos transformadores. Observa-se que esses níveis de carregamento já consideram o efeito das novas usinas térmicas na área RJ. A influência da usina de Angra II com despacho de geração máximo é da ordem de 25% na redução desses carregamentos e a presença da 2ª LT 500 kv T. Preto C. Paulista eleva esses valores em cerca de 15%. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 91/285

92 (r) (s) (t) (u) Em síntese, para as condições previstas de 2003, quando deverão entrar em operação importantes obras de transmissão e com a implantação de usinas térmicas, o atendimento à área RJ é satisfatório em todo o período. Ressalta-se que na contingência de um circuito da LT 345 kv Macaé Campos, o carregamento no circuito remanescente atinge valores da ordem de 1025 MVA em dez/2003. A partir de 2004, com o crescimento do mercado da LIGHT previsto e estando as usinas térmicas Macaé Merchant e Norte Fluminense despachadas, verifica-se a superação de limites de CPST, no circuito remanescente, quando de contingência simples na LT 345 kv Adrianópolis Jacarepaguá. O limite de 717 MVA é superado em cerca de 53 MVA, estando presentes as demais usinas térmicas anteriormente mencionadas com despacho máximo. Caso a usina da Eletrobolt não esteja em operação, o carregamento pode atingir 830 MVA, ou 113 MVA acima do limite. No caso da existência de mais usinas térmicas na área norte do estado do Rio de Janeiro o carregamento, no circuito remanescente, poderá atingir 900 MVA. Verifica-se que para o adequado controle de tensão nos sistemas de transmissão em 500 e 345 kv, poderá ser necessário o desligamento de até 560 Mvar de bancos de capacitores existentes na área, em condições normais mesmo nos horários de carga mais elevada, caso estejam despachadas as novas usinas térmicas em torno de 50% de suas capacidades ou acima. No início de 2004 o sistema poderá contar com a totalidade da geração instalada nas usinas térmicas contempladas. O acréscimo de geração sobre o ano de 2003 é de 720 MW, correspondente ao complemento da capacidade total das UTEs RioGen e Norte Fluminense. Essas 5 usinas térmicas perfazem o total de 2550 MW, elevando em cerca de 65% a capacidade de geração atualmente instalada na área RJ, atingindo cerca de 90% do mercado desse estado previsto para o ano de Na condição de geração mencionada, para uma combinação de despachos nas usinas da área como Eletrobolt, Macaé e Norte Fluminense, verifica-se que os transformadores da SE Jacarepaguá 345/138 kv 4 X 225 MVA passarão a ser mais solicitados em regime permanente, bem como nas contingências em de seus transformadores e nas linhas de 500 kv, na condição de carga média de verão. Após a instalação dessas usinas, poderá ocorrer esgotamento da capacidade nominal em regime, além de sobrecargas de até 27% na contingência de um dos transformadores e de até 33% na contingência da LT 500 kv Cachoeira Paulista Grajaú, na combinação mais desfavorável de despachos nas usinas e considerando a indisponibilidade da UNE Angra II. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Efetuar entendimentos no sentido de definir melhor as capacidades e limites operativos das LTs do sistema pertencentes à Rede Básica, principalmente as LTs 345 kv Adrianópolis Campos, Adrianópolis Jacarepaguá e a LT 500 kv Tijuco Preto Cachoeira Paulista (ONS/FURNAS). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 92/285

93 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 93/285

94 3.2.2 Espírito Santo DESCRIÇÃO DO SISTEMA O estado do Espírito Santo importa 85% da energia consumida através de um sistema de transmissão a partir da SE Adrianópolis constituído de dois circuitos em 345 kv, que passam pela SE Campos e chegam a SE Vitória 345/138 kv 3 X 225 MVA, e outros dois circuitos em 138 kv de Campos chegando a SE Cachoeiro de Itapemirim. Além desses circuitos, um terceiro ponto de suprimento é a interligação do Espírito Santo com o estado de Minas Gerais, através de uma LT em 230 kv entre as subestações de Governador Valadares, Conselheiro Pena e Mascarenhas. O restante da demanda de energia do estado é atendida por geração em usinas locais. (a) (b) (c) (d) (e) CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO O fato do suprimento principal ser oriundo do estado do Rio de Janeiro, em particular da área norte do mesmo significa que todas as constatações feitas relativas àquela área se aplicam, na sua quase totalidade, também ao estado do Espírito Santo, principalmente o impacto causado pela instalação das UTEs Macaé Merchant e Norte Fluminense. A UTE Macaé Merchant, prevista para entrar em operação ainda em 2001, eleva em cerca de 12% o fluxo em direção à SE Vitória 345/138 kv 3 X 225 MVA, cujos bancos de transformadores encontram-se próximos à capacidade nominal em condições normais de operação. Essa elevação de fluxo acarreta aumento da sobrecarga para valores superiores a 50% em caso de contingência em um dos transformadores da SE Vitória, o que causaria a perda de toda a subestação por atuação da proteção de sobrecorrente. Essa situação permanecerá até a instalação do 4º banco de transformadores de Vitória, autorizado pela ANEEL para implantação até dezembro de Com relação a implantação da LT 345 kv Ouro Preto 2 - Vitória, convém ressaltar que essa instalação elevará o fluxo nos transformadores da SE Vitória 345/138 kv, já considerando a configuração com 4 X 225 MVA, ao limite da capacidade nominal em condições normais de operação. Em 2003, para permitir a integração da UHE Aimorés, localizada no estado de Minas Gerais mas próxima à divisa com o Espírito Santo, são necessários a LT 230 kv Aimorés Mascarenhas, circuito simples de 20 km de extensão e o 2º banco de transformadores na UHE Mascarenhas 230/138 kv MVA. Cabe ressaltar que a partir da entrada da 2ª unidade geradora da UHE Aimorés prevista para início de 2004, verificam-se carregamentos da ordem de 210 MVA que irão se elevar até 260 MVA com a 3ª unidade desta usina. Esses carregamentos são superiores aos limites de regime permanente informados pela ESCELSA de 191 MVA com sol. Observa-se que o limite dessa LT sem sol é de 298 MVA. Desse modo, para escoamento pleno da usina de Aimorés, será necessário a recapacitação da LT 230 kv Aimorés Conselheiro Pena Governador Valadares. Concluindo-se pode-se observar que o atendimento ao estado do Espírito Santo será reforçado consideravelmente com a implantação da LT 345 kv Ouro Preto 2 Vitória, a instalação de usinas térmicas no norte do estado do Rio de Janeiro e com a usina de Aimorés. Considerando estas obras, será possível atender às carrgas do estado do Espírito Santo através da Rede Básica, tanto em condições normais como em contingências, havendo entretanto a necessidade de ampliação da capacidade transformadora para atendimento à ESCELSA. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 94/285

95 AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Equacionar a concessão da LT 230 kv Aimorés - Mascarenhas já proposta no PAR anterior (ANEEL). 2. Equacionar a autorização para recapacitação da LT 230 kv Aimorés Conselheiro Pena Governador Valadares proposta neste PAR (ANEEL/CCPE/ONS). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 95/285

96 Plano de Ampliações e Reforços SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 96/285

97 3.2.3 Minas Gerais DESCRIÇÃO DO SISTEMA O estado de Minas Gerais pode ser subdividido eletricamente nas áreas central, triângulo mineiro, sul/poços de Caldas e oeste/passos.. Na área central concentra-se aproximadamente 80 % da carga própria do estado, que é suprida pela geração própria da área, incluindo a UTE Igarapé, e pelo eixo de transmissão composto pelas três LTs 500 kv Jaguara Neves, Jaguara São Gonçalo do Pará e Emborcação São Gotardo 2, pelas três LTs 345 kv Jaguara Pimenta (circuitos 1 e 2) e Furnas Pimenta, pela interligação CEMIG/FURNAS em Itutinga, e pela interligação em 138 kv entre as áreas norte/triângulo na SE Coromandel. A área do triângulo mineiro é suprida diretamente pelas usinas de Emborcação, Jaguara, Miranda, Igarapava e pela interligação CEMIG/CELG em Cachoeira Dourada. A área sul/poços de Caldas é atendida por um sistema de subtransmissão em 138 kv a partir do abaixamento 345/138 kv da SE Poços de Caldas (FURNAS). A área oeste/passos é suprida por duas LTs 138 kv que derivam das usinas de Jaguara (CEMIG) e Mascarenhas (FURNAS) situadas no rio Grande. (a) (b) CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO As grandes questões relativas às condições de atendimento a Minas Gerais estão localizadas na área central do estado. Na condição de demanda máxima anual, a área central vem operando no limite de sua capacidade de atendimento e portanto sem margem para atendimento a contingências simples no sistema de 500 kv. Essa situação permanece ao longo de todo o horizonte analisado. Com uma carga máxima prevista da ordem de MW (fluxo área Minas Gerais - FMG de MW) em 2002 e evoluindo para MW (FMG de MW) em 2003 e MW(FMG de MW) em 2004, a área Minas Gerais requer reforços para evitar esgotamento das fontes de reativo, sobrecarga de até 12% nos transformadores da subestação de Neves 500/138 kv, além de carregamento elevado na subestação de Barreiro 345/138 kv, todos em condições normais de operação. Para permitir um melhor atendimento ao mercado da área central no curto prazo, são necessárias obras de compensação reativa capacitiva e de manobra de reatores de LTs de 500 kv, através de disjuntores próprios, de modo a aliviar as fontes locais de controle de tensão. Ressalta-se que as obras de conexão de reatores de linhas nas SEs de Neves e Ouro Preto 2 não possuem autorização até o momento, o que pode vir a comprometer os prazos necessários para sua implantação, sendo importante que as mesmas estejam em operação até o mês de agosto de Salienta-se que está em andamento a implantação do banco de capacitores de 123 Mvar kv da SE Neves, com data prevista para agosto de 2001, ainda sem autorização formalizada pela ANEEL. Observa-se que a desconexão dos reatores de linha em Neves e Ouro Preto kv através de manobra operativa, com desligamento das linhas, para atendimento à carga pesada, é um recurso já empregado atualmente e que denota as condições limites do sistema, sendo indesejável o prolongamento dessa medida. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 97/285

98 (c) (d) Cabe destacar, para todos os anos, os baixos valores de fator de potência previstos nas conexões com a Rede Básica que contribuem para o agravamento dos problemas verificados, como por exemplo na SE Taquaril 345/138 kv da ordem de 0,70 e Jaguara 345/138 kv da ordem de 0,30. Na SE Taquaril a situação é especialmente relevante considerando-se os montantes envolvidos da ordem de 230 Mvar solicitados pelo sistema de 138 kv de atendimento às cargas das SEs Barreiro, Taquaril e Nova Lima. A área central não suporta contingência simples de linhas de 500 kv sem corte de carga. Os reforços em compensação reativa já indicados anteriormente irão contribuir significativamente para reduzir mas não eliminam o corte de carga nas contingências mais severas para essa área. Em particular, a contingência da LT 500 kv Neves - Mesquita (a partir da entrada da SE Vespasiano 2, tornando-se Neves Vespasiano 2 e Vespasiano 2 - Mesquita) leva o sistema de 230 kv nas áreas de Governador Valadares e Ipatinga a acentuada subtensão, com colapso das cargas, e a possibilidade de sobrecargas em algumas linhas de 230 kv e nos bancos de transformadores da SE Taquaril durante a carga pesada. Esta situação permanece até o ano de A partir de 2004, com a usina de Aimorés em operação, a sobrecarga dos transformadores da SE Taquaril é eliminada, observando-se ainda tensões na rede de 230 kv da ordem de 0,88 pu. Resta ainda o carregamento no sistema de 230 kv da ordem de 350 MVA no trecho entre a usina de Aimorés e a SE Governador Valadares superior ao limite de 300 MVA dessa LT. Outra obra, ainda não licitada, que elevará a confiabilidade desse sistema é a construção da SE Bom Despacho 500 kv, que irá seccionar três LTs 500 kv num local favorável onde as três linhas provenientes de Jaguara (dois circuitos) e São Gotardo 2 (um circuito) convergem. Salienta-se que esta subestação acha-se incluída no Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de publicação do edital em agosto de Com respeito à confiabilidade do sistema, após a conclusão dessas obras todas as emergências de linhas de 500 kv serão suportadas sem corte de carga, com exceção da contingência da LT 500 kv Neves Mesquita, já citada, e da LT 500 kv Emborcação - São Gotardo 2, a qual provoca corte de carga da ordem de 200 MW. A solução para o problema decorrente da emergência da LT 500 kv Emborcação São Gotardo 2 deve ser analisada considerando-se inclusive os baixos valores de fator de potência mencionados anteriormente, visto que a instalação de compensação reativa shunt adicional de 200 a 250 Mvar, em 2003, eliminaria esse problema. Para o ano de 2004 a contingência simples da LT 500 kv Emborcação - São Gotardo 2 levaria o corte de carga a atingir valores da ordem de 120 MW. Nesta situação, o montante de compensação reativa necessária para eliminar o corte de cargas se reduz, em relação aos montantes de 2003, atingindo valores da ordem de 150 Mvar. Essa diferença em torno de 100 Mvar deve-se em grande parte a entrada da usina de Aimorés a partir de novembro de Obras importantes estão previstas para entrar em operação a partir de 2003 que influenciam significativamente o sistema da área Minas Gerais, onde destaca-se o sistema receptor da Norte/Sul II composto pelas LTs 500 kv Samambaia - Emborcação, Samambaia Itumbiara (obras já licitadas pela ANEEL), Itumbiara Marimbondo (ainda não licitada), havendo também a LT 345 kv Ouro Preto 2 Vitória (ainda não licitada) que interligará a Rede Básica entre os estados de Minas Gerais e do Espírito Santo. Salienta-se que as duas últimas obras estão contempladas no SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 98/285

99 (e) (f) (g) Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, estando a realização de leilão prevista para junho de Essas obras acarretam uma maior solicitação do sistema de 500 kv da área Minas Gerais, sendo essencial que os reforços indicados nos itens (b) e (c) estejam em operação, sob risco de se degradar as condições de desempenho da Rede Básica no estado ou de se impor restrições ao intercâmbio na interligação Norte/Sul. Destaca-se, no ano de 2002, a entrada de novas usinas hidroelétricas com capacidade instalada de 170 MW que são: Porto Estrela com 2 unidades de 56 MW, que seccionará a LT 230 kv Itabira 2 - Ipatinga e Santa Clara com 3 unidades de 20 MW com influência no sistema de subtransmissão que atende o vale do Jequitinhonha. Ressalta-se também o início de operação da SE Itajubá 3 500/138 kv 2 X 300 MVA que aliviará os transformadores 345/138 kv de Poços de Caldas. Quanto à área norte do estado, destaca-se que em todo o horizonte analisado, a perda de linhas de 345 kv no tronco entre Três Marias e Montes Claros 2 leva ao colapso de tensão com consequente corte de cargas. A usina de Irapé prevista para 2005 irá contribuir para atenuar os problemas de atendimento à esta área. Outro aspecto relevante no que tange à área norte do estado, observado durante os períodos de carga pesada e média em todo o horizonte analisado, é a ampla variação de tensão na rede de 345 kv devido a modulação de carga da área. Durante a carga pesada podem acontecer sobretensões na rede de 345 kv e na carga média, ao contrário, subtensões. Na condição de carga média observa-se baixo fator de potência em Várzea da Palma da ordem de 0,86. Também com relação ao sistema de 345 kv, cabe lembrar que a perda da LT 345 kv Barbacena - Juiz de Fora não é suportada, sendo necessário corte de cargas da ordem de 70 MW e que ainda não existe solução estrutural para esse problema. Deve-se ressaltar que a usina de Aimorés, com previsão para entrada em operação em novembro de 2003, influencia positivamente as condições de atendimento à área central, sendo de grande importância a antecipação de seu cronograma. Relativo à UHE Aimorés serão necessárias obras para integração dessa usina ao sistema. As obras previstas são: - a LT 230 kv Aimorés Mascarenhas, circuito simples de 20 km de extensão; o 2º banco de transformadores na SE Mascarenhas 230/138 kv MVA e a recapacitação da LT 230 kv Aimorés Conselheiro Pena Gov. Valadares os quais permitirão o escoamento da geração dessa usina em condições normais e durante contingências de linhas e de transformadores. Essa usina terá cerca de 75% de sua energia voltada para a área Minas Gerais, através do sistema atual em 230 kv Governador Valadares C. Pena Mascarenhas e o restante para o estado do Espirito Santo. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 99/285

100 AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudo complementar para atendimento ao estado de Minas Gerais que solucione os problemas verificados quando de contingências nas LTs 500 kv Emborcação - São Gotardo 2 e Neves Mesquita, contemplando a adequação do fator de potência nas conexões com a Rede Básica bem como, alternativas de implementação de compensação série em LTs de 500 kv (ONS/CCPE/CEMIG). 2. Verificar a possibilidade, junto ao Consórcio responsável pela obra, de antecipação do cronograma de entrada em operação da UHE Aimorés (ONS). 3. Desenvolver estudo complementar para avaliar os problemas de controle de tensão na área norte do estado (ONS/CEMIG). 4. Equacionar a concessão das conexões de reator já contempladas no PAR anterior ( ) (ANEEL): SE Neves reator da LT 500 kv Jaguara Neves (91 Mvar); SE Ouro Preto 2 reator da LT 500 kv Ouro Preto 2 São Gonçalo do Pará (91 Mvar); SE Emborcação reator da LT 500 kv Emborcação São Gotardo (91 Mvar); SE Jaguara reatores das LTs 500 kv Jaguara Neves (91 Mvar) e Jaguara São Gonçalo do Pará (91 Mvar); e SE São Gotardo 2 reator de barra (91 Mvar). 5. Equacionar a concessão dos bancos de capacitores 123 Mvar de Neves e Ouro Preto 2, já contempladas no PAR anterior ( ) (ANEEL). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 100/285

101 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 101/285

102 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 102/285

103 3.2.4 São Paulo DESCRIÇÃO DO SISTEMA O estado de São Paulo é atendido por um sistema de transmissão em 440 kv que se estende das usinas dos rios Paraná, Paranapanema e Tietê às estações terminais de Embu Guaçu, Santo Ângelo e Cabreuva, pelos sistemas de 750 kv e de corrente contínua, responsáveis pelo escoamento da energia gerada na usina de Itaipu até as subestações terminais de Tijuco Preto e Ibiuna, respectivamnete, e ainda por linhas de transmissão derivadas das subestações Poços de Caldas e Campinas, que distribuem a energia proveniente dos sistemas de 345 kv e 500 kv ligados às usinas do Rio Grande e Paranaíba. A partir desses troncos, estende-se uma longa malha de transmissão em 345 kv e 230 kv que alimenta a rede de distribuição responsável pelo atendimento às cargas do estado. (a) (b) CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO A área São Paulo atualmente opera em condições insatisfatórias nos períodos de carga mais elevada, devido ao esgotamento da capacidade transformadora de algumas subestações como Edgard de Souza 230/88 kv, Pirituba 230/88 kv, Botucatu 230/138 kv, Jurumirim 230/138 kv, Nordeste 345/88 kv, Aparecida 230/88 kv e Anhanguera 345/230 kv para certas condições de despacho de geração. Após a implantação do 3º circuito da LT 750 kv Itaberá -Tijuco Preto em maio de 2001 e posteriormente, em novembro de 2001, das LTs 440 kv Taquaruçu Assis e Assis - Sumaré, o sistema de transmissão em 440 e 345 kv disporá de melhores condições de operação restando entretanto os reforços de transformação previstos bem como de aporte de compensação reativa capacitiva para evitar degradação de tensão. Os problemas de carregamento elevado e possíveis sobrecargas em regime normal que podem ocorrer em 2001 na ETT Edgard de Souza 230/88 kv 1 X X 100 MVA e da ETT Pirituba 230/88 kv 4 x 150 MVA, serão solucionados com a instalação da ETT Anhanguera 345/88 kv, autorizada pela ANEEL, com prazo para entrar em operação até dezembro de Essa situação desfavorável, pode ser minimizada com a substituição, em dezembro de 2001, de dois bancos de 100 MVA por outros dois de 150 MVA, acrescentando-se 100 MVA à capacidade da subestação. A ponta máxima de carga, que de acordo com as previsões de mercado para o ano de 2002 será da ordem de MW (carga global do estado de São Paulo), deverá ser atendida satisfatoriamente em condições normais de operação. Para tal é fundamental a instalação das obras previstas para o período, destacando-se as LTs 440 kv Taquaruçu Assis e Assis - Sumaré, de fundamental importância para o escoamento da energia gerada na UHE de P. Primavera, bem como os demais reforços de transformação e de compensação reativa. Quanto à compensação reativa, são particularmnete importantes os reforços indicados para a SE T. Preto 345 kv, cujos 6º e 7º bancos de capacitores de 200 Mvar são necessários ainda no ano de 2001, enquanto os 8º e 9º bancos devem estar em operação até meados de abril de 2002 para atender as elevadas transferências da Região Sul para a Região Sudeste. Ressalta-se que todos os quatro bancos de capacitores ainda não possuem autorização da ANEEL até o presente momento. O eventual atraso dessas obras e, particularmente das LTs de 440 kv acima mencionadas, acarretará níveis inadmissíveis de tensão no sistema de transmissão de 440 kv, com perfil de tensão degradado que pode atingir 90% em condições normais de operação. Nesta situação, os recursos de suporte de tensão existentes para atender contingência na área estarão esgotados, implicando em corte de carga SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 103/285

104 nas principais emergências. Portanto, nessa hipótese haverá restrições no sistema para evitar condições críticas de operação. A ocorrência de despachos de geração advindos de novas usinas térmicas recentemente autorizadas (Três Lagoas e CCBS), não alteram esse quadro. De acordo com as previsões de mercado, as demandas máximas para 2003 e 2004 são da ordem de e MW respectivamente. (c) Ressalta-se que, mesmo com as principais obras em operação, será necessário desligar em carga pesada, em todo o período analisado, os reatores do sistema de 440 kv. Contribui para isso a elevada demanda de reativos em alguns pontos do sistema. Nesses locais verificam-se tensões próximas ao mínimo de 95% em condições normais de operação e de 88% em contingência no sistema de 440 kv em Ribeirão Preto, já considerando tensão máxima no barramento de 440 kv de Água Vermelha., Observam-se ainda sobrecargas em regime normal de operação, a partir de 2003, nos transformadores de Bom Jardim 440/138 kv e Campinas 345/138 kv além do esgotamento da capacidade nominal instalada na SE Santa Bárbara 440/138 kv, em Esses locais são indicados a seguir: SE 440 / 138 kv Ribeirão Preto 2 X 300 MVA Sta. Bárbara 3 X 300 MVA Sumaré 2 X 300 MVA Bom Jardim 1 X 150 MVA Sto. Ângelo 2 X 300 MVA Bom Jardim 440/88 kv 3 X 300 MVA Campinas 345/138 kv 4 X 150 MVA Fluxos de reativos e % de carregamento nominal Mvar % Mvar % Mvar % Os valores apresentados mostram os fluxos de reativos nos pontos de conexão com a Rede Básica e sua evolução até 2004, quando também se observam capacidades nominais esgotadas em unidades transformadoras. Como sensibilidade, observa-se que caso estivessem em operação montantes da ordem de 250 Mvar em 2002 na área de influência das três primeiras subestações mostradas na tabela, o desempenho do sistema apresentaria uma melhora considerável nessa área atendida pelo tronco em 440 kv Água Vermelha Ribeirão Preto Santa Bárbara Sumaré Bom Jardim Taubaté. Para o ano de 2004, os montantes requeridos podem atingir mais de 400 Mvar, para obtenção de condições SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 104/285

105 satisfatórias em contingência, a elevação do perfil de tensão em regime normal e a redução de fator de potência nas conexões com a Rede Básica. (d) Observa-se na contingência da LT 440 kv Assis Sumaré, valores de fluxo na LT 440 kv Assis Bauru da ordem de 1175 MVA (1541 A). Esse carregamento é superior à capacidade operativa informada no CPST de 953 MVA (1250 A) e que corresponde à capacidade da chave seccionadora em Bauru no bay para Assis. Ressalta-se que esta troca já foi recomendada anteriormente no documento consolidado PAR/PDET [4], estando ainda sem autorização por parte da ANEEL Entretanto tendo em vista que essa superação já ocorre atualmente, a CTEEP está substituindo emergencialmente essa chave seccionadora por outra de capacidade de 2000 A até o mês de maio de (e) Com respeito ao sistema de 230 kv de atendimento ao Vale do Paraíba do Sul, cabe ressaltar que após a remoção do único autotransformador da ETI Itapeti 345/230 kv 500 MVA, autorizada para julho de 2001, com base nas previsões de mercado da Bandeirante (90%) e Elektro (10%) e tendo em vista a não consideração da transferência de cerca de 100 MW da ETT São José para o 138 kv da SE Taubaté prevista para 2001, verificam-se: (f) (g) problemas nessa região com respeito a carregamentos próximos à capacidade nominal no transformador de Taubaté 440/230 kv 330 MVA em regime normal, que pode ser atingido quando de contingências na rede de 230 kv; sobrecarga da ordem de 32% na transformação de Mogi 345/230 kv 2 X 500 MVA, quando da perda de um de seus transformadores; e carregamento da ordem de 410 MVA para um limite em contingência de 310 MVA (superior em 32%) na LT 230 kv Mogi Q São José, quando de contingência na LT 230 kv Mogi São José. Ainda nessa região do Vale, em regime normal de operação, as cargas de Aparecida e Santa Cabeça, atendidas pelas transformações de Taubaté 440/230 kv e Nilo Peçanha 138/230 kv, terão um melhor desempenho quando da instalação de novo transformador em substituição ao atual de 115 MVA em Nilo Peçanha. Esse transformador terá uma capacidade de 200 MVA e foi determinado em função da implantação da usina térmica Eletrobolt no Estado do Rio de Janeiro. Com a instalação desse equipamento, verifica-se que é possível atender até 2004 a contingência da LT 230 kv Taubaté Aparecida eliminando-se corte de cargas atualmente verificado. Para demandas superiores a 180 MVA nessas subestações, conforme previsto a partir de 2002, deve ser instalada uma compensação reativa shunt adicional, preferencialmente no sistema de 88 kv, da ordem de 35 Mvar. Essa condição de atendimento será possível na ponta máxima anual de carga e mesmo quando de indisponibilidade da usina térmica Eletrobolt e de uma máquina na usina de Nilo Peçanha. Cabe esclarecer que o CCPE está finalizando estudo de planejamento de longo prazo para essa área com horizonte até 2009, onde se conclui pela necessidade do 2º circuito da LT 230 kv Taubaté Aparecida dado que seria mais econômico antecipar essa LT de 39 km do que instalar o banco de capacitores de 35 Mvar. Nesse caso, o 2º circuito da LT 230 kv Taubaté Aparecida tem como data de necessidade o ano de Em caso de indisponibilidade da UTE Eletrobolt, caso ocorra o desligamento da LT 230 kv Taubaté-Aparecida, esta região apresenta desempenho inadequado ( colapso de tensão ) já a partir de Observam-se, na contingência da LT 345 kv Guarulhos Nordeste, carregamentos da ordem de 930MVA em 2002 na LT 345 kv Mogi Nordeste que atende à ETT Nordeste. Mesmo após a realização de obras por parte da Bandeirante e Eletropaulo, SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 105/285

106 que possibilitarão o remanejamento de cargas (100 MW em 2003) da ETT Nordeste para a ETT Norte, verificam-se carregamentos da ordem de 860 MVA que é superior à capacidade operativa informada no CPST de 717 MVA. (h) Com respeito ao atendimento à região da grande Campinas, verifica-se o esgotamento, em regime normal, das principais fontes de atendimento a partir de 2003, conforme detalhado no item 6. Destacam-se as taxas de crescimento de carga previstas para essa região que são da ordem de 3,76% de 2002/2001, de 5,77% de 2003/2002 e de 5,43% para o ano de 2004 em relação a (i) Até dezembro de 2003, deverá ser implantada a nova SE Anhangüera 345/88 kv 2x400 MVA conforme autorização concedida à EPTE. Essa obra permitirá o remanejamento de cargas atendidas por Edgard Souza 230 kv, eliminando as sobrecargas da ordem de 40% observadas na SE Cabreúva 440/230 kv 2x750 MVA, quando de contingência em um de seus transformadores. Ressalta-se que até a conclusão da ETT Anhanguera, a atuação do esquema de controle de emergência instalado na SE de Cabreúva implicará em sobrecargas inadmissíveis na transformação 345/230 kv; 500 MVA da ETI Anhanguera, com possibilidade de corte de carga. (j) Observam-se carregamentos superiores aos limites de capacidade informados no CPST (1076 MVA) da ordem de 5 a 25% nos períodos de ponta e fora de ponta respectivamente na LT 345 kv T. Preto-Baixada, quando de contingência em um de seus circuitos. Os carregamentos são mais elevados principalmente nos períodos fora de ponta, em decorrência de baixa disponibilidade de geração na área. A solução para esse problema é o lançamento do 3º circuito. (k) Verificam-se carregamentos elevados da ordem de 90% na LT 230 kv Chavantes Botucatu, em condições normais de operação, tendo em conta os limites de capacidade informados no CPST de 192 MVA (cabo) e carregamentos nessa instalação, durante contingência da LT 230 kv Chavantes Jurumirim, da ordem de 162% e 132% nos períodos de ponta e fora de ponta respectivamente com base nesse limite. A presença da usina hidroelétrica de Piraju prevista para fins de 2002, eleva em cerca de cinco a dez porcento esse valores. Com base nas alternativas possíveis e nos estudos de planejamento efetuados, a melhor solução para esse problema é a construção do 2º circuito Chavantes-Botucatu, que deve entrar em operação até a implantação da usina de Piraju. (l) As LTs 345 kv que interligam as SEs Embu Guaçu, Sul e Baixada apresentam trechos com diferentes capacidades que necessitam ser adequadas aos demais trechos dessas linhas. (m) O Projeto Energético do Mercosul de importação de energia da Argentina, com previsão de injeção de até 3000 MW no ano de 2004, em Embu Guaçu 440 kv, acarreta a elevação considerável de fluxos através de três eixos principais a saber: transformador de 440/345 kv da SE Embu Guaçu na proporção de 40 a 50% do total de fluxo injetado, causando carregamentos que podem superar a potência instalada dessa transformação e levando a necessidade de reinstalação do 3º banco dessa subestação que se encontra desativado; LT 440 kv Embu Guaçu - Cabreúva na proporção de 20% do total da injeção; LT 440 kv Embu Guaçu - Santo Ângelo na proporção de 23% do total da injeção. Preliminarmente indicam-se a seguir os efeitos e as instalações afetadas por esse empreendimento: SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 106/285

107 observa-se que a distribuição de fluxo é bastante favorecida devido aos baixos carregamentos que se verificam nessas três instalações acima mencionadas; o autotransformador de Anhanguera 345/230 kv 500 MVA, dependendo das condições de despacho de geração, tem a capacidade superada no caso de atraso da nova ETT Anhanguera prevista para até dezembro de 2003; há superação das capacidades operativas informadas no CPST quando de contingência em um dos circuitos da LT 345 kv T. Preto - Itapeti de 1076 MVA e da LT 345 kv Mogi Itapeti, de 932 MVA; verifica-se elevação dos fluxos na rede de 230 kv de atendimento às cargas do vale do Paraíba do Sul, como na LT 230 kv Taubaté Aparecida que pode atingir valores da ordem de 85% de seu limite operativo; e elevação no carregamento dos transformadores 440/138 kv para o atendimento à região da grande Campinas da ordem de 5%. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudo complementar para atendimento ao estado de São Paulo visando a identificação de montantes e a alocação de compensação reativa (ONS/Empresas SP). 2. Desenvolver estudo de planejamento de longo prazo para atendimento à área de Campinas (CCPE). 3. Desenvolver estudo complementar para avaliar as condições de atendimento à área de Mogi, Itapeti e Taubaté (ONS/Empresas SP envolvidas). 4. Equacionar a concessão dos bancos de capacitores da SE Tijuco Preto (ANEEL). 5. Equacionar a autorização para a substituição da chave seccionadora na SE Bauru, bay para Assis, conforme solicitado no documento consolidado PAR/PDET (ANEEL). 6. Desenvolver estudo de planejamento de longo prazo que avalie a necessidade de adequação das capacidades de atendimento das LTs 345 kv Nordeste Mogi e Nordeste Guarulhos à capacidade da ETT Nordeste 345/88 kv (CCPE). 7. Desenvolver estudo complementar para ampliação da capacidade das LTs 345 kv Embu Guaçu Sul, Embu Guaçu Baixada e Baixada Sul (ONS/Empresas SP envolvidas/furnas). 8. Equacionar a concessão da LT 230 kv Taubaté Aparecida C2, constante deste PAR e previsto pelo CCPE em recente estudo de planejamento de longo prazo realizado para esta área (ANEEL/ CCPE/ONS). 9. Desenvolver estudos complementares para avaliar os impactos associados a injeção de 1200 MW e 3000MW em Embu Guaçu 440 KV (CCPE/ONS). 10. Desenvolver estudos complementares para a região de Cabreúva 230 KV até a entrada em operação da ETT Anhangüera /88kV; 2 x 400 MVA (ONS/Empresas SP envolvidas). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 107/285

108 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 108/285

109 3.3 REGIÃO CENTRO-OESTE Goiás e Distrito Federal DESCRIÇÃO DO SISTEMA O sistema tronco para atendimento às cargas do Distrito Federal e de grande parte do estado de Goiás é constituído por três circuitos de 345 kv provenientes da UHE Itumbiara, por dois circuitos de 500 kv provenientes da UHE Serra da Mesa, e também por dois circuitos de 230 kv, que escoam parte da potência gerada pela UHE Cachoeira Dourada. Além de atender às cargas da área Goiás/Brasília, este sistema tronco é parte integrante da rede que interliga as Regiões Norte/Nordeste à Região Sudeste e, por isso, tem o seu desempenho fortemente influenciado pelo intercâmbio, valor e sentido, praticado na interligação Norte/Sul. O sul do estado de Goiás é atendido a partir de 3 circuitos de 230 kv que derivam da UHE Itumbiara e se estendem até o estado do Mato Grosso e por um sistema de 138 kv proveniente da UHE Cachoeira Dourada que se interliga com o sistema da CEMIG, na área do triângulo mineiro, através de 2 linhas em 138 kv, Cachoeira Dourada Avatinguara. A área norte do estado é atendida através de uma LT 230 kv desde a SE Brasília Sul até a SE Serra da Mesa e por uma transformação 500/230 kv 400 MVA em Serra da Mesa. Derivado ainda da SE Serra da Mesa, está em operação um sistema em 138 kv, que se estende até a SE Gurupi, que atende também uma pequena parcela das cargas da CELTINS em situações de contingência no sistema da mesma. A capacidade de geração hidráulica instalada na área é de cerca de 2333 MW distribuída pela usinas de Serra da Mesa (1275 MW), Corumbá (375 MW), Cachoeira Dourada (658 MW ) e Paranoá (25 MW), além da geração térmica de 10 MW na UTE Brasília. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO (a) A área GO/DF atualmente opera com restrições tendo em vista o atraso de obras que implicam na possibilidade de corte de carga decorrente da superação de equipamentos em regime normal. (b) A transformação de Bandeirantes 345/230 kv 2 X 225 MVA e 1 X 276 MVA apresenta sobrecarga em regime normal de operação, que poderá atingir 22% na ponta de carga da área. A individualização de um dos bancos de transformadores foi recentemente implementada, possibilitando a redução do corte de cargas quando de contingência nessa transformação. A solução para o esgotamento em regime normal e para contingência somente ocorrerá com a entrada em operação do 4º transformador de 225 MVA, já autorizado pela ANEEL e com previsão de entrada em operação até outubro de No caso de atraso desse transformador, poderão ocorrer, em 2002, sobrecargas da ordem de15% acima de seu valor nominal. (c) Destaca-se para o início de 2002 a entrada em operação da SE Samambaia 345/138 Kv 2 X 225 MVA, obra em andamento, que elevará a qualidade e a confiabilidade do atendimento às cargas da área Brasília, eliminando sobrecargas nas principais subestações da área SE Brasília Sul 345/138 kv e Brasília Geral 230/34,5 kv. (d) Em condições normais de operação, os problemas verificados para 2001 tenderão a se agravar em 2002 com respeito ao carregamento da transformação de Bandeirantes 345/230 kv. Observa-se, em 2004, a elevação do carregamento da SE Bandeirantes 345/230 kv 3 X x276 MVA para valores da ordem de 92%, podendo atingir 24% na contingência de um de seus transformadores. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 109/285

110 (e) (f) (g) (h) Com respeito a contingência simples em linhas de transmissão dessa área, observamse carregamentos da ordem de 267 MVA na LT 230 kv Anhangüera - G. Leste quando da saída de um dos circuitos da LT 230 kv Bandeirantes - Xavantes. Na contingência da LT 230 kv Anhangüera - Goiânia Leste verificam-se carregamentos da ordem de 250 MVA na LT 230 kv Bandeirantes - Xavantes. Esses carregamentos superam os valores informados de 219 MVA, para as duas linhas, no CPST e devem ser avaliados, tendo em conta os limites considerados pela CELG de 298 MVA. Da mesma forma verificam-se carregamentos da ordem de 257 MVA na LT 230 kv Anhangüera - Goiânia Leste para contingência na LT 230 kv Brasília Sul - Brasília Geral. Na contingência de um dos circuitos da LT 345 kv Samambaia - Brasília Sul, o remanescente apresenta carregamento de 746 MVA, para um limite de CPST de 639 MVA. Também se verificam carregamentos superiores aos constantes no CPST na LT 230 kv Serra da Mesa - Niquelândia, mesmo em condições normais de operação. A contingência na LT 500 kv Itumbiara - Emborcação, acarreta sobrecarga inadmissível no transformador de 120 MVA da UHE Cachoeira Dourada de 230/138 kv da ordem de 90% e carregamentos da ordem de 168 MVA na LT 138 kv Cachoeira Dourada - Avatinguara (36% acima do limite informado). Nessa situação, a eventual abertura do transformador de Cachoeira Dourada pela proteção é suportada pelo sistema sem problemas. Essas sobrecargas serão eliminadas quando da entrada em operação da interligação Norte/Sul II (março de 2003) e sistema receptor, devido a uma maior injeção de potência através do transformador de Emborcação 500/138 kv, proporcionado pela LT 500 kv Samambaia - Emborcação. As cargas (18 MW) em derivação da SE Palmeiras 230/69 kv - 50 MVA, atendidas radialmente por Anhangüera 230 kv circuito simples, são interrompidas quando de contingência na LT 230 kv Anhangüera - Palmeiras - Firminópolis, podendo ser restabelecidas parcialmente pela subtransmissão em 69 kv. Já as cargas da SE Fiminópolis 230/138/69 kv também atendidas por essa linha e em 138 kv através da SE Xavantes 230/138 kv, são interrompidas parcialmente quando de contingência no sistema de 230 kv, podendo atingir um corte de carga da ordem de 50 MW. No início do ano de 2003, destaca-se a entrada em operação das obras já licitadas que constituem a interligação 500 kv Norte/Sul II, além das LTs 500 kv Samambaia Emborcação e Samambaia Itumbiara. A outra obra associada: a LT 500 kv Itumbiara - Marimbondo deverá ser licitada brevemente para que possa entrar em operação juntamente com a interligação Norte/Sul II. Das obras associadas a expansão dessa interligação, resta o 3º banco de transformadores de Samambaia 500/345 kv 1050 MVA, ainda não autorizado, que irá solucionar os problemas de sobrecarga mencionados anteriormente. Para fluxos no sentido Norte --> Sul a partir de 1800 MW na interligação Norte/Sul observa-se, na contingência de um dos circuitos da LT 500 kv Serra da Mesa - Samambaia, o esgotamento da capacidade de geração de potência reativa das máquinas da UHE Serra da Mesa. Para fluxos da ordem de 2000 MW e com todas as máquinas de Serra da Mesa em operação, verificam-se níveis de tensão insatisfatórios no sistema de transmissão dessa região, durante essa contingência, havendo o esgotamento dos compensadores síncronos e estáticos instalados na área Brasília e das máquinas da usina de Emborcação. Observa-se que essa contingência é mais severa para o 3º circuito 500 kv de Serra da Mesa Samambaia (futuro), devendo-se ainda ressaltar a degradação SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 110/285

111 (i) (j) (k) do perfil de tensão da área Minas Gerais e o agravamento dessas condições quando de manutenções de máquinas nas usinas mencionadas. Com relação a transformação da SE Samambaia 500/345 kv 2 X1050 MVA, observa-se na contingência de um de seus bancos, sobrecargas superiores a 20% quando de fluxos na interligação Norte -Sul (nesse sentido) a partir de 1300 MW. Para fluxos próximos ao limite máximo de 1950 MW nessa interligação, a sobrecarga poderá atingir 50% com conseqüente abertura do transformador remanescente pela proteção de sobrecorrente. No caso de implantação de compensação série de 50% nas LTs 500 kv Serra da Mesa Samambaia, esse valor se reduz para cerca de 44%. Após a entrada da 3ª máquina da usina de Cana Brava (3 X 150 MW) prevista para o início de 2003, observam-se níveis de tensão inaceitáveis em Codemin e Nova Tocantins na perda do único transformador da UHE Serra da Mesa 500/230 kv 1 X 400 MVA. O 2º banco de capacitores em Barro Alto 230 kv - 27,7 Mvar, ainda em análise pela ANEEL, soluciona esse problema. Ainda consequência desta contingência observam-se carregamentos da ordem de 320 e 370 MVA nas LTs 230 kv Niquelândia - Barro Alto e Niquelândia - Serra da Mesa, respectivamente, valores esses superiores aos informados no CPST. Considerando a SE Pirineus, a contingência da LT 230 kv Xavantes - Pirineus acarreta níveis inadmissíveis de tensão no sistema de 138 kv dessa área. O restabelecimento pode ser efetuado por remanejamento de cargas para Xavantes, devendo-se notar que o fator de potência nessa conexão é elevado não sendo o fator causador desse problema, que pode ser resolvido com a implantação de cerca de 30 Mvar de compensação reativa no 138 kv. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudo complementar para definição de reforços no sistema receptor, em Samambaia, quando da expansão da interligação Norte/Sul. (CCPE/ONS). 2. Desenvolver estudo conjunto para dimensionamento e alocação de reativos quando da entrada da SE Pirineus (ONS/CELG). 3. Equacionar a concessão do 3 o banco de transformadores da SE Samambaia 500/345 kv 1050 MVA e do 2 o banco de capacitores 230 kv 27,7 Mvar da SE Barro Alto, já recomendados no PAR anterior ( ) (ANEEL). 4. Equacionar a concessão para instalação, no terminal Samambaia, de compensação série nas linhas de transmissão Serra da Mesa Samambaia, obra prevista neste PAR (ANEEL/CCPE/ONS). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 111/285

112 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 112/285

113 3.3.2 Mato Grosso DESCRIÇÃO DO SISTEMA O estado do Mato Grosso é atendido por um sistema de transmissão radial, com três linhas em 230 kv e uma em 138 kv, todas as LTs originando da SE Rio Verde no estado de Goiás. As LTs em 230 kv passam pelas SEs Barra do Peixe, onde uma delas é seccionada e Rondonópolis, onde todas elas são seccionadas e duas LTs seguem até a SE Coxipó, onde a partir desta subestação segue uma linha em circuito simples para atender localidades ao norte do estado, chegando até a cidade de Sinop. A LT em 138 kv passa pelas SEs Couto Magualhães, onde também é seccionada, chegando até a SE Coxipó. Na área de Cuiabá está concentrada cerca de 45% da carga da CEMAT. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO (a) O sistema radial da área de Mato Grosso tem seu desempenho no ano de 2001 bastante influenciado pela entrada em operação da UTE Cuiabá, localizada no centro de carga do estado, e da UHE Manso. A participação destas usinas, modifica o desempenho dessa área, tornando-o satisfatório quanto ao atendimento às cargas em condições normais de operação e para algumas contingências. (b) A UTE Cuiabá, com potência total de 480 MW, aumenta a capacidade de suprimento do sistema de atendimento ao estado de Mato Grosso para 870 MW. A previsão da demanda máxima em 2001 situa-se em 621 MW, apresentando um crescimento de 10,5% com relação a demanda ocorrida no ano anterior. Convém citar que de 1999 a 2000 o crescimento verificado da demanda foi de 2,75%. A partir da operação da UTE Cuiabá, a capacidade de geração da área torna-se superior à demanda local sendo suficiente para o seu atendimento, havendo ainda excedentes de geração para exportação para a Região Sudeste. (c) A UHE Manso, com 105 MW, auxilia o atendimento e o controle de tensão do sistema radial da área centro-norte do estado de atendimento às subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio Verde, Sorriso e Sinop. (d) Em 2002 estão previstas as UHEs Itiquira I (60,8 MW) e Itiquira II (95,4 MW) acrescentando 156 MW à capacidade de geração do MT, elevando com isto os excedentes para exportação. Essa usinas irão se conectar à SE Rondonópolis através de uma LT em 230 kv, circuito simples, com cerca de 70 km de extensão. O desempenho do sistema de transmissão da área é satisfatório, podendo atender à ponta máxima de carga (647 MW) em regime normal e em contingência simples em uma das LTs 230 kv Coxipó - Rondonópolis e Rondonópolis - Rio Verde. Com o parque gerador previsto, o MT passa a exportar energia para o sistema Sudeste, havendo inversão de fluxo nas LTs 230 kv a partir da SE Coxipó até Rio Verde(GO). Na condição de exportação de energia é oportuno se estabelecer um parâmetro que indique as condições operativas do sistema. Nesse caso o fluxo previsto em Rondonópolis 230 kv representa a condição exportadora do sistema (exceto pela carga de Barra do Peixe) e pode ser expresso pelo somatório dos fluxos nas LTs 230 kv entre Rondonópolis e Rio Verde. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 113/285

114 (e) (f) (g) (h) Com todas as usinas existentes e previstas despachadas no máximo, são previstos, em 2002, fluxos da ordem de 310 MW em horários de carga pesada, na SE Rondonópolis 230 kv. O desempenho do sistema será satisfatório para fluxos até 380 MW, em carga pesada, para atendimento de contingência em qualquer das LTs 230 kv entre Rondonópolis e Rio Verde. A usina de Manso, localizada cerca de 70 km da SE Nobres, melhora o controle de tensão da LT 230 kv Coxipó Nobres - Nova Mutum - Lucas RV Sorriso - Sinop circuito simples que atende o centro-norte do estado. Entretanto, a região de Sinop, localizada cerca de 340 km de Nobres, apresenta problemas de controle de tensão em condições normais de operação e durante rejeição de carga que pode levar a abertura por sobretensão da LT 230 kv Nobres-Sinop e portanto ao corte das cargas de Sinop e das demais cargas atendidas em derivação por esse sistema no total de 100 MW. A instalação de compensação reativa variável é fundamental para esse sistema com data de necessidade para A ELETRONORTE, informou que o limite dos trechos de linha da SE Coxipó até a SE Sinop (Coxipó N. Mutum Lucas do Rio Verde Sorriso Sinop) passará a ser de 240 MVA após a entrada em operação da SE Nobres. A partir do final de 2002 e inicio de 2003 estão previstas duas novas usinas hidroelétricas: Jauru (3 X 36,7 MW) e Guaporé (3 X 40 MW), localizadas na área sudoeste do estado, acrescentando ao sistema um total de 230 MW de capacidade instalada. Essas usinas têm seu escoamento previsto em 138 kv até a SE Jauru, de acordo com seus contratos de concessão. Observa-se que o sistema atual em 138 kv dessa área ( tronco 138 kv Coxipó Poconé Cárceres - Q.Marcos Jauru - P.Lacerda) é insuficiente para o escoamento da energia total dessas duas usinas. O sistema de transmissão para escoamento do excedente dessa energia encontra-se em análise pelo CCPE, sendo representado nos estudos através de uma LT 230 kv circuito simples conectada à SE Coxipó distante cerca de 360 km, e ligada ao sistema de 138 kv através de um transformador 230/138 kv com potência ainda em fase de definição, devendo ser de 150 MVA ou acima, no caso dessa alternativa ser a indicada. Em 2003, considerando-se a geração total das usinas instaladas e a previsão de carga no Mato Grosso, a capacidade de exportação supera em 40 MW o limite de transmissão para atendimento do sistema com confiabilidade suportar contingência de uma das linhas de 230 kv entre Rondonópolis e Rio Verde. Desse modo, ou seja com despacho máximo nas usinas do sistema MT, são esperados fluxos em Rondonópolis 230 kv, na carga pesada, da ordem de 450 MW para um limite de transmissão de 410 MW. O desempenho do sistema de transmissão da área é satisfatório, podendo atender à ponta máxima de carga (706 MW) em regime normal e em contingência simples em uma das LTs 230 kv Coxipó - Rondonópolis e Rondonópolis - Rio Verde (até o limite indicado). Nos horários de carga leve, também são previstos fluxos elevados em Rondonópolis (de 400 MW em 2003 até 500 MW em 2004) que poderão superar os limites de transmissão para contingência. A partir de 2004, a área MT deverá contar com mais uma usina hidrelétrica, ampliando seu parque gerador e consequentemente a capacidade de exportação para o sistema Sudeste. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 114/285

115 O novo empreendimento é a UHE Ponte de Pedra, localizada no rio Correntes na divisa dos estados do Mato Grosso e Mato Grosso do Sul. Essa usina tem seu início de operação previsto para janeiro de 2004, com capacidade total de 176 MW (3 X 58,7 MW). A UHE Ponte de Pedra deverá interligar-se, conforme contrato de concessão, com a SE Rondonópolis 230 kv situada a aproximadamente 120 km de distância. No caso de integração dessa usina à SE Rondonópolis 230 kv (solicitação de acesso não formalizada), verificam-se problemas de escoamento da capacidade total das usinas dessa região em condições normais de operação devido ao baixo perfil de tensão observado no tronco Rondonópolis R. Verde, que apresenta valores na faixa de 94%, havendo necessidade de reforços no sistema. Com o pleno despacho em todas as usinas, podem ocorrer fluxos da ordem de 565 MW em Rondonópolis 230 kv, em condições normais de operação. O limite de transmissão para atendimento satisfatório do sistema durante contingência é da ordem de 445 MW, que para ser atendido poderá implicar em restrição de cerca de 150 MW de geração ou seja, 12% da capacidade total das usinas do Mato Grosso. O desempenho do sistema de transmissão da área é satisfatório, podendo atender à ponta máxima de carga (767 MW) em regime normal e para contingência simples em uma das LTs 230 kv Coxipó Rondonópolis ou Rondonópolis - Rio Verde, até o limite acima indicado. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudo de planejamento de longo prazo para avaliar reforços no estado do Mato Grosso, tendo em vista a conexão da usina Ponte de Pedra no 230 kv da SE Rondonópolis (CCPE). 2. Desenvolver estudo complementar para adequação de compensação reativa adicional nas áreas de Sorriso e Sinop (ONS/ELETRONORTE/CEMAT). 3. Equacionar a concessão do compensador estático 230 kv (-40,50) Mvar na SE Sinop, já recomendado no PAR anterior ( ) (ANEEL). 4. Desenvolver estudo de planejamento de longo prazo para avaliar o atendimento ao eixo Nobres -Sinop (CCPE). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 115/285

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117 3.4 REGIÃO NORTE Pará DESCRIÇÃO DO SISTEMA A área norte do estado do Pará é atendida atualmente através de um único circuito em 500 kv entre a UHE Tucuruí e a SE Vila do Conde com 329 km de extensão. A SE Vila do Conde 500/230/69 kv, com três autotransformadores de 750 MVA, é responsável pelo atendimento de aproximadamente 78% de todo o mercado do estado do Pará, incluindo o complexo Albrás/Alunorte, com uma demanda atual de 644 MW. O atendimento à área nordeste do estado, se faz a partir da subestação de Vila do Conde, através de um sistema de transmissão com duas LTs 230 kv Vila do Conde Guamá Utinga, com 68 km de extensão, e da subestação Utinga sai uma LT em 230 kv, com 94 km de extensão, até a subestação de Santa Maria. O restante do mercado do estado do Pará (22%) é atendido a partir de sistemas radiais derivados da UHE Tucuruí onde destacam-se o sistema Tramoeste, com 662 km de extensão, formado por um circuito em 230 kv, partindo da UHE Tucuruí, passando por Altamira, Transamazônica e chegando até Rurópolis, no extremo oeste do estado. A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica, com o sistema de distribuição da CELPA que atende ao estado do Pará, é feita através das subestações 500/230/69 kv de Tucuruí, Marabá e Vila do Conde, das subestações 230/69 kv de Guamá, Utinga e Altamira, da subestação 230/138 kv de Rurópolis, da subestação 230/138/69 kv de Santa Maria e da subestação 230/34,5 kv Transamazônica. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO (a) Atualmente, em condições normais de operação, o atendimento ao estado do Pará é adequado, isto é, nenhum critério é violado. (b) O atendimento à área de Belém e ao nordeste do estado do Pará depende integralmente da disponibilidade da LT 500 kv Tucuruí Vila do Conde. A contingência deste circuito provoca corte de carga da ordem de 1300 MW em A solução para este problema é a instalação da LT 500 kv Tucuruí Vila do Conde - C2, cuja concessão foi objeto de recente leilão conduzido pela ANEEL, estimando-se a entrada em operação deste circuito em junho de Ressalta-se que o atendimento à condição normal de operação, sem que haja violação de critérios até junho de 2002, está associado a implantação de dois bancos de capacitores de 230 kv 55,5 Mvar na SE Utinga, ainda não autorizados pela ANEEL. Considerando a entrada em operação da LT 500 kv Tucuruí Vila do Conde o sistema de transmissão da Rede Básica, atende o critério de contingência simples no eixo Tucuruí Vila do Conde, bem como a perda de um dos autotransformadores de Vila do Conde, sem que haja perda temporária de carga, em todo o horizonte do estudo (2004). (c) O atendimento específico ao nordeste do estado do Pará, que compreende as áreas Bragantina e metropolitana de Belém, depende de ampliações na Rede Básica. Atualmente, constam do Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de 2001, as LT 230 kv Vila do Conde Utinga e Utinga Santa Maria. Entretanto, estudos de planejamento de longo prazo recém concluídos pelo CCPE indicam que a melhor SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 117/285

118 (d) (e) alternativa para atendimento à essas áreas é a implantação de uma LT 230 kv Vila do Conde Santa Maria (via Castanhal), com 179 km de extensão. Considerando a implantação dessa linha de transmissão, essas áreas atendem ao critério de contingência em todo o horizonte do estudo (2004). A LT 230 kv Vila do Conde Santa Maria, se faz necessária, já a partir de 2001, para que se possa atender o critério de contingência. Quando da perda de um dos circuitos 230 kv Vila do Conde Guamá verifica-se sobrecarga no circuito remanescente, que para ser evitada torna-se necessário um corte de carga da ordem de 33 MW. O atendimento a SE Santa Maria é realizado através de um único circuito implicando, portanto, no não atendimento ao critério de contingência. Entretanto, considerando o segundo circuito 500 kv Tucuruí Vila do Conde, em operação, em condições normais, o desempenho do sistema é satisfatório até 2004, mesmo com a configuração atual. Quanto ao atendimento às cargas da CELPA derivado da SE Marabá, verifica-se que a perda do único autotransformador 500/230/69 kv provoca um corte de carga da ordem de 188 MW, em 2002, além de deixar indisponível o compensador síncrono desta subestação, de grande importância para a operação da interligação Norte/Nordeste. A solução para este problema é a implantação do segundo banco de autotransformadores, conforme indicado no PAR , ainda em análise pela ANEEL. Com relação ao sistema radial que atende à área do Tramoeste verifica-se que não é possível atender ao critério de contingência de linhas de transmissão havendo necessidade de desenvolver um estudo de planejamento de longo prazo visando equacionar essa questão. Ressalta-se que o atendimento a essa área, em condição normal de operação, é satisfatório em todo o horizonte estudado (2004). AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Incluir a LT 230 kv Vila do Conde Santa Maria (via Castanhal) no Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de lançamento do edital em junho de 2001, no lugar das LTs 230 kv Vila do Conde Utinga e Utinga Santa Maria, conforme proposto nos estudos recém concluídos pelo CCPE (ANEEL). 2. Equacionar a concessão do 2 o banco de autotransformadores 500/230 kv da SE Marabá e dos bancos de capacitores 230 kv 55,5 Mvar da SE Utinga, propostos no PAR anterior ( ) (ANEEL). 3. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo para definir o suprimento à área do Tramoeste (CCPE). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 118/285

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120 3.4.2 Tocantins DESCRIÇÃO DO SISTEMA O atendimento ao estado do Tocantins, especificamente às áreas norte e centro, é efetuado em 69 kv a partir da SE Imperatriz 500/230/69 kv, localizada no estado do Maranhão, e em 138 kv a partir da SE 230/138/69 kv Porto Franco, também localizada no estado do Maranhão. Dessas subestações partem duas linhas de transmissão respectivamente, em 69 kv e 138 kv que convergem para a SE Tocantinópolis de onde deriva o sistema de 138 kv da CELTINS. A área central do estado, principalmente a capital Palmas, é suprida através da subestação de Miracema 525/138 kv que secciona a interligação Norte/Sul. Existe também uma interligação em 138 kv entre as subestação de Porangatu da CELTINS, localizada no extremo sul do estado, e a SE Alvorada da CELG. Esta interligação somente opera quando de contingências no sistema. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO Em condições normais de operação e ao longo de todo o período analisado, o sistema de transmissão da Rede Básica que atende o estado do Tocantins apresenta desempenho satisfatório. Entretanto, não é possível evitar cortes de carga no caso de contingência em transformadores nas subestações de Porto Franco (MA) e Miracema. A perda de transformadores nessas subestações provoca perda temporária de carga no estado. Outro problema visualizado, é o fato de que o atendimento a subestação de Porto Franco (MA) é efetuado através de um único circuito em 230 kv e ainda não se tem uma solução de longo prazo que permita atender o critério de contingência simples da LT 230 kv Imperatriz - Porto Franco. A perda desse circuito, também provoca perda temporária de carga no estado. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo para indicar soluções, para atendimento ao eixo 230 kv Imperatriz Porto Franco (CCPE). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 120/285

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122 3.4.3 Maranhão DESCRIÇÃO DO SISTEMA A malha de transmissão da Rede Básica que atende ao estado do Maranhão é compreendida por duas linhas de transmissão em 500 kv vindas de Tucuruí, passando por Imperatriz e Presidente Dutra. Da SE Presidente Dutra partem dois circuitos também em 500 kv até a SE São Luís II, com 301 km de extensão. A SE São Luís II se interliga com a SE Teresina, no estado do Piauí, através de um circuito em 230 kv, com 390 km de extensão. A SE São Luís II 500/230 kv, com três autotransformadores de 600 MVA, é responsável pelo atendimento de aproximadamente 80% de todo o mercado do Estado do Maranhão, incluindo a carga da Alumar, com uma demanda atual de 722 MW. Da subestação de São Luís II derivam duas linhas de transmissão em 230 kv, com 19 km de extensão, para atender a área metropolitana de São Luís. Além disso, existe um circuito radial em 230 kv, com 111 km, que vai da SE Imperatriz até Porto Franco, que atende também parte das cargas do estado do Tocantins. O atendimento a Coelho Neto é efetuado através de uma derivação da LT 230 kv Teresina Peritoró, com 78 km de extensão. A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica, com o sistema de distribuição da CEMAR que atende ao estado do Maranhão, é feita através das subestações 500/230/69 kv de Imperatriz e Presidente Dutra, das subestações 230/69 kv de São Luís I, Peritoró e Coelho Neto e das subestações 230/138/69 kv de Miranda II e Porto Franco. CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO (a) Em condições normais de operação, atualmente o atendimento ao estado do Maranhão é adequado, ou seja, nenhum critério é violado. (b) Considerando a condição contingência simples, o sistema só atende a perda das LTs 230 kv São Luís II - São Luís I e Miranda II Peritoró. (c) A perda de uma das LTs 500 kv Presidente Dutra São Luís II em dezembro/2001, após atuação de medidas operativas, provoca um corte de carga da ordem de 30 MW. A perda das LTs 230 kv São Luís II Miranda II e Teresina Peritoró provocam cortes de carga, respectivamente, de 46 MW e 52 MW em 2001, chegando a 79 MW e 89 MW em Ressalta-se que, quando da perda da LT 230 kv Teresina Peritoró perde-se também, a carga da SE Coelho Neto, devido ao atendimento a essa subestação ser efetuado através de uma derivação nesta linha. A perda do único circuito 230 kv, em derivação, para Coelho Neto provoca perda total da carga de Coelho Neto, que chega a 27 MW em A solução estrutural proposta pelo CCPE para atender plenamente ao critério de contingência simples no eixo São Luís Teresina, bem como perda de uma das LTs 500 kv Presidente Dutra São Luís II, é a instalação da LT 230 kv Presidente Dutra Peritoró e do compensador estático 230 kv (-70, 150) Mvar na SE São Luís II. Considerando essas obras, a operação do elo 230 kv São Luís II Teresina fechado e o seccionamento da LT 230 kv Teresina Peritoró em Coelho Neto, formando as LTs 230 kv Teresina Coelho Neto e Coelho Neto - Peritoró, verificam-se condições adequadas de operação nesta área em todo o horizonte analisado. Saliente-se que a entrada em operação da linha de transmissão Presidente Dutra Peritoró 230 kv acarreta um aumento de cerca de 100 MW na capacidade de transmissão da interligação Norte Nordeste, no período que antecede a operação do 2 o circuito em 500 kv entre Presidente Dutra e Teresina II. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 122/285

123 (d) O suprimento de energia elétrica à área de Porto Franco é efetuado radialmente através de um circuito em 230 kv vindo de Imperatriz. A perda deste circuito compromete o atendimento às cargas dessa área e parte das cargas do estado do Tocantins. Entretanto, como ainda não existe para esse eixo, uma solução visualizada para possibilitar o atendimento ao critério de contingência simples, o ONS, no PAR 2001/2003, encaminhou ao CCPE a necessidade de desenvolver um estudo visando equacionar essa questão. Ressalta-se que o atendimento a essa área, em condição normal de operação, é satisfatório em todo o horizonte estudado. AÇÕES COMPLEMENTARES 2. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo para indicar soluções, para atendimento ao eixo 230 kv Imperatriz Porto Franco (CCPE). 3. Equacionar a concessão da linha de transmissão Presidente Dutra Peritoró 230 kv, do compensador estático 230 kv ( 0, 150 ) Mvar da SE São Luís II e o seccionamento da linha de transmissão Teresina Peritoró em Coelho Neto, previstas neste PAR ( ANEEL/CCPE/ONS). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 123/285

124 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 124/285

125 3.5 REGIÃO NORDESTE Piauí DESCRIÇÃO DO SISTEMA A malha de transmissão da Rede Básica que atende ao estado do Piauí é compreendida por duas linhas de transmissão em 230 kv saindo da UHE Boa Esperança até a SE Teresina, com 199 km de extensão. Da subestação de Teresina segue uma linha de transmissão, também em 230 kv, com 155 km de extensão, até a SE Piripiri, ao norte do estado, interligando-se com a SE Sobral II, a 166 km, localizada no estado do Ceará. A região dos baixões agrícolas piauienses, onde localiza-se a SE Picos, é atendida através de um único circuito em 230 kv, com 167 km de extensão, vindo da SE São João do Piauí. As áreas do Vale do Gurguéia e dos Cerrados Piauienses, localizadas ao sul do estado, são atendidas através de uma LT em 230 kv São João do Piauí - Canto do Buriti - Eliseu Martins, com 170 km de extensão, que opera atualmente na tensão de 69 kv. A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica, com o sistema de distribuição da CEPISA que atende ao estado do Piauí, é feita através das subestações 230/69 kv de Boa Esperança, Teresina, Picos, São João do Piauí e da subestação 230/138/69 kv de Piripiri. (a) (b) (c) CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO Em condições normais de operação, atualmente o atendimento ao estado do Piauí é adequado, isto é, nenhum critério é violado. Entretanto, devido à localização do estado, o desempenho do sistema que atende ao Piauí é bastante influenciado pelo intercâmbio Norte/Nordeste, conforme descrito no item 4. Considerando a entrada em operação da transformação 500/230 kv 300 MVA e do compensador síncrono de 150 Mvar 13,8 kv na SE Teresina II e das LTs 230 kv Teresina II Teresina I C1/C2, previstas para 2001, o sistema atende contingências simples no eixo 230 kv Boa esperança Teresina sem violar critérios em todo o horizonte do estudo (2004). Ressalta-se que a contingência de uma das LTs 230 kv Teresina II Teresina provoca uma sobrecarga no circuito remanescente da ordem de 14% em 2002, chegando a 36% em Considerando o cenário energético Norte Exportador, em 2003, com o terceiro circuito 500 kv Tucuruí Presidente Dutra e o segundo circuito 500 kv Presidente Dutra Teresina II, verifica-se sobrecarga no autotransformador 500/230 kv de Teresina II em condição normal de operação, suscitando a necessidade do segundo autotransformador. Para um intercâmbio no sentido do Norte para o Nordeste de 1150 MW esta sobrecarga chega a 33%. Nestas condições, as sobrecargas em condição de contingência de uma das LTs 230 kv Teresina II Teresina serão bastante elevadas. Ressalta-se que a data de necessidade dessa obra está vinculada a entrada em operação da LT 500 kv Presidente Dutra Teresina II C2, obra prevista pelo CCPE, vinculada à expansão da interligação Norte/Sul, Sudeste/Nordeste e a UHE Tucuruí 2. Saliente-se que a implantação do 2 o circuito em 500 kv entre as SEs Presidente Dutra e Teresina II, implicará num aumento de capacidade de transmissão de cerca de 200 MW na interligação Norte-Nordeste. SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 125/285

126 (d) (e) Com relação às cargas atendidas pela SE Picos, verifica-se que a perda do único circuito em 230 kv provoca colapso no atendimento à essa área. Entretanto, como ainda não existe para essa área, uma solução estrutural que possibilite o atendimento ao critério de contingência, o ONS, no PAR 2001/2003, destacou a necessidade de desenvolver um estudo de planejamento de longo prazo visando equacionar essa questão. Ressalta-se que o atendimento em condição normal de operação a essa área, é satisfatório em todo o horizonte estudado (2004). No eixo 230 kv Teresina Piripiri Sobral II Cauípe - Fortaleza atende-se apenas a perda da LT Piripiri Sobral II, sem que haja corte de carga, em todo o horizonte do estudo. A perda das LTs 230 kv Teresina Piripiri ou Sobral II Cauípe - Fortaleza provocam cortes de carga, respectivamente, de 22 MW e 35 MW em Por outro lado, esse eixo de transmissão atende a condição normal de operação em todo o horizonte do estudo. Atualmente ainda não existe uma solução visualizada para se atender plenamente o critério de contingência simples. O estudo de planejamento de longo prazo desenvolvido pelo CCPE indicou como solução para o eixo de 230 kv Teresina Fortaleza a instalação de um autotransformador 500/230 kv 600 MVA na subestação de Sobral II, a recapacitação da LT 230 kv Sobral II Cauípe, além de 15 km de linha em 230 kv entre as SEs Sobral II e Sobral III. Ressalta-se que mesmo com a implantação desses empreendimentos, o critério n-1 não é observado no atendimento a Piripiri e à área de Fortaleza. Foi acordado com o CCPE que seriam realizadas análises complementares que possibilitem o atendimento ao critério n-1 no eixo 230 kv Teresina Piripiri e equacionem o atendimento às cargas de Fortaleza. AÇÕES COMPLEMENTARES 1. Complementar os estudos de planejamento de longo prazo para indicar soluções estruturais, que possibilitem o atendimento ao critério n-1 no eixo 230 kv Teresina Piripiri (CCPE). 2. Desenvolver estudos de planejamento de longo prazo para indicar solução estrutural que possibilite o atendimento ao critério n-1 no eixo radial 230 kv São João do Piauí Picos (CCPE). 3. Equacionar a concessão do 2 o banco de transformadores 500/230 kv 300 MVA da SE Teresina II, já proposto no PAR anterior ( ) (ANEEL). 4. Verificar a possibilidade de rever o projeto das LTs 230 kv Teresina II Teresina de modo a aumentar a capacidade de transmissão dessas instalações, adequando-as às solicitações de carregamento em caso de contingências (CHESF). 5. Equacionar a concessão da LT 500 kv Presidente Dutra Teresina II C2 e da compensação série 500 kv 2 X 480 Mvar em São João do Piauí, previstos neste PAR (ANEEL/CCPE/ONS). SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 126/285

127 SÍNTESE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL HORIZONTE 2004 Página 127/285