ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO · aproximadamente 8 subestações de fronteira dentre as quais se destacam: SE 230/69kV Santa Rosa 1, SE 230/69kV Guarita, SE 230/69kV Santo

ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS: RELATÓRIO R1

Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco para o adequado alinhamento de páginas na impressão

com a opção frente e verso)

GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Ministério de Minas e Energia Ministro Fernando Coelho Filho

Secretário-Executivo do MME Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues

Secretário de Energia Elétrica Fabio Lopes Alves

Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Márcio Félix Carvalho Bezerra

Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Vicente Humberto Lôbo Cruz

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS:

RELATÓRIO R1

Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul:

Região de Cruz Alta

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia,

instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a

EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e

pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor

energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus

derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência

energética, dentre outras.

Presidente Luiz Augusto Nóbrega Barroso

Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Ricardo Gorini de Oliveira Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Gonçalves Guerreiro

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis José Mauro Ferreira Coelho Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira URL: http://www.epe.gov.br

Sede

Esplanada dos Ministérios, Bloco U, Sl. 744 70065-900 – Brasília – DF

Escritório Central

Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar

20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

Coordenação Geral Luiz Augusto Nóbrega Barroso

Amilcar Gonçalves Guerreiro Ricardo Gorini de Oliveira

Coordenação Executiva José Marcos Bressane

Equipe Técnica Thiago DouradoMarcos Farinha

Análise Socioambiental Kátia Gisele Matosinho

Carina Rennó SiniscalchiCarolina Fiorillo Mariani

Leonardo de Souza Lopes

Nº EPE-DEE-RE-002/2017-rev0Data: 03 de maio de 2017



Ministério de Minas e Energia

Contrato Data de assinatura

Projeto

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Área de estudo

Estudos do Sistema de Transmissão

Sub-área de estudo

Análise Técnico-Econômica

Produto (Nota Técnica ou Relatório)

EPE-DEE-RE-002/2017 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta

Revisões Data Descrição sucinta

rev0 03.05.2017 Emissão Original





1

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO .............................................................................. 1

1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ............................................................................................................ 1

1.2 OBJETIVOS GERAIS .................................................................................................................... 3

1.3 ABORDAGEM ADOTADA.............................................................................................................. 3

2 CONCLUSÕES ............................................................................... 4

3 RECOMENDAÇÕES ....................................................................... 6

4 PREMISSAS E CRITÉRIOS .......................................................... 11

4.1 CRITÉRIOS BÁSICOS .................................................................................................................. 11

4.2 CASOS DE TRABALHO ............................................................................................................... 12

4.3 MERCADO ............................................................................................................................. 12

4.4 INTERCÂMBIO ......................................................................................................................... 15

4.5 GERAÇÃO .............................................................................................................................. 15

4.6 CENÁRIOS AVALIADOS .............................................................................................................. 15

4.7 LIMITES OPERATIVOS ............................................................................................................... 15

4.7.1 Linhas de Transmissão .............................................................................................................................. 15

4.7.2 Transformadores ....................................................................................................................................... 16

4.8 PARÂMETROS ECONÔMICOS ...................................................................................................... 16

4.9 CLASSIFICAÇÃO DO HORIZONTE DAS OBRAS .................................................................................. 16

5 DIAGNÓSTICO DO SISTEMA ...................................................... 18

5.1 SISTEMA ELÉTRICO DA REGIÃO DE INTERESSE ................................................................................. 18

5.2 DESEMPENHO ELÉTRICO DA REDE ............................................................................................... 21

5.3 RESTRIÇÕES FÍSICAS DAS INSTALAÇÕES......................................................................................... 23

6 DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS ............................................... 24

6.1 CONCEPÇÃO DAS ALTERNATIVAS ................................................................................................ 24

6.2 ALTERNATIVA A – REFORÇO EM 69KV A PARTIR DA SE IJUÍ 2 69KV ................................................. 24

6.3 ALTERNATIVA B – REFORÇO EM 138KV A PARTIR DA SE PASSO REAL ............................................... 25

6.4 ALTERNATIVA C – NOVO PONTO DE SUPRIMENTO SE 230/138KV CRUZ ALTA 2 ................................ 26

6.5 ALTERNATIVA D – NOVO PONTO DE SUPRIMENTO SE 230/69KV CRUZ ALTA 2 ................................. 27



2

7 ANÁLISE DO DESEMPENHO EM REGIME PERMANENTE ............. 28

7.1 ALTERNATIVA A ...................................................................................................................... 28

7.1.1 Plano de Obras Final ................................................................................................................................. 28

7.1.2 Resultados das Análises ............................................................................................................................ 29

7.2 ALTERNATIVA B ...................................................................................................................... 32



7.3 ALTERNATIVA C ...................................................................................................................... 35



7.4 ALTERNATIVA D ...................................................................................................................... 40



8 ANÁLISE ECONÔMICA ............................................................... 44

8.1 ANÁLISE ECONÔMICA ............................................................................................................... 44

8.2 DEFINIÇÃO DA ALTERNATIVA DE REFERÊNCIA ................................................................................ 46

9 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO ................................................. 47

10 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL PRELIMINAR ................................ 50

11 REFERÊNCIAS ............................................................................ 51

12 EQUIPE TÉCNICA ....................................................................... 52

13 ANEXO 1 – PLANO DE OBRAS DAS ALTERNATIVAS ................... 53

14 ANEXO 2 – FICHAS DE CONSULTA DE VIABILIDADE TÉCNICA .. 58

15 ANEXO 3 – CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS ........ 63

16 ANEXO 4 – PARÂMETROS ELÉTRICOS DAS INSTALAÇÕES NOVAS65

17 ANEXO 5: FICHAS DE OBRAS PARA O PET/PELP ....................... 66

17.1 ANOS 2017 A 2022 (PET) ...................................................................................................... 66

17.2 A PARTIR DO ANO 2023 (PELP) ............................................................................................... 69



3

NOTA TÉCNICA DEA 08/17 - AVALIAÇÃO SOCIOAMBIENTAL DA

LOCALIZAÇÃO PROPOSTA PELA RGE PARA IMPLANTAÇÃO DA

SUBESTAÇÃO CRUZ ALTA 2 ............................................................. 70



1

1 INTRODUÇÃO

1.1 Considerações Iniciais

O atendimento à região noroeste do Rio Grande do Sul é realizado por um conjunto de instalações

de Rede Básica composto basicamente por linhas de transmissão e subestações no nível de tensão

de 230kV responsáveis pelo suprimento das seguintes microrregiões: Carazinho, Cerro Largo, Cruz

Alta, Erechim, Frederico Westphalen, Ijuí, Não-Me-Toque, Passo Fundo, Sananduva, Santa Rosa,

Santo Ângelo, Soledade e Três Passos.

Atualmente, o suprimento das cidades localizadas nessas microrregiões é realizado por

aproximadamente 8 subestações de fronteira dentre as quais se destacam: SE 230/69kV Santa

Rosa 1, SE 230/69kV Guarita, SE 230/69kV Santo Ângelo 2, SE 230/69kV Ijuí 2, SE 230/69kV

Tapera 2, SE 230/138/69kV Santa Marta, SE 230/138kV Passo Fundo e SE 230/138kV Passo Real.

Além das subestações de fronteira citadas anteriormente, o suprimento da região noroeste do

estado é influenciado fortemente pela subestação Santo Ângelo 525/230kV, que se conecta ao

sistema de 525kV da região sul por meio das linhas de transmissão Santo Ângelo – Itá (C1 e C2) e

se configura como a única subestação de rede básica da região responsável pelo suprimento de

grandes blocos de energia.

Ressalta-se que a subestação Santo Ângelo também é responsável por permitir o escoamento do

excedente de geração eólico localizado na Fronteira Oeste do Rio Grande do Sul, especialmente

quando o excedente de geração eólica coincide com os períodos de alta hidraulicidade das usinas

da bacia do rio Jacuí.

Apesar de todos os recursos acima, o sistema elétrico que atende a essa região poderá apresentar

problemas de suprimento nos próximos anos. Os itens a seguir indicam os problemas relacionados

pela EPE e pelo ONS em seus respectivos documentos de referência setorial.

• EPE: Plano Decenal da Transmissão 2024 (PDE 2024)

Sobrecarga na LT 230kV Santo Ângelo – Santo Ângelo 2 em regime normal de operação no

patamar de carga média.

Sobrecarga na transformação da SE Ijuí 2 230/69kV, no patamar de carga média, em

condição de emergência.



2

Subtensão nos barramentos de Missões e São Borja na contingência da LT 230kV Santo

Ângelo – Missões.

• ONS: Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período 2017 a 2019 (PAR 2017/2019)

Sobrecarga na transformação 138/69 kV da SE Cruz Alta 1, em regime normal de operação,

no período de carga média de verão, considerando a LT 69 kV Cruz Alta 1 – Ijuí 1

desligada.

Sobrecarga na LT 69 kV Cruz Alta 1 – Panambi, em regime normal de operação, no período

de carga média de verão, considerando a LT 69 kV Cruz Alta 1 – Ijuí 1 desligada.

Carregamentos elevados na LT 138kV Jacuí – Cruz Alta, em regime normal de operação, no

período de carga média de verão.

Carregamentos elevados nas transformações 138/23 kV e 69/23kV da SE Cruz Alta 1, em

regime normal de operação, no período de carga média de verão.

Tendo em vista as restrições apontadas, evidenciou-se a necessidade de se realizar um estudo de

planejamento de longo prazo para a região noroeste do estado do Rio Grande do Sul, objetivando

viabilizar o atendimento elétrico ao mercado local nas condições de qualidade e confiabilidade

requeridas no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Por um lado, os resultados das avaliações do PDE 2024 apontam restrições de atendimento em

instalações de Rede Básica e Rede de Fronteira apenas no ano horizonte de análise. Porém, por

outro, as análises do PAR 2017/2019 indicam problemas em instalações da rede de distribuição e

nas Demais Instalações de Transmissão – DIT que atendem a região de Cruz Alta já no curto

prazo, representando limitações para o atendimento ao crescimento do mercado local.

Com efeito, tais limitações motivaram a realização de uma análise preliminar do sistema elétrico da

região de Cruz Alta visando identificar alternativas de expansão que permitissem eliminar todas

essas restrições verificadas. Essa análise foi realizada inicialmente pela RGE, que elaborou e

encaminhou um relatório técnico à EPE [3] contendo alternativas de expansão dos sistemas de

transmissão e distribuição locais.

Nesse contexto, considerando a necessidade de dar celeridade à definição de reforços estruturais

para a região de Cruz Alta e, ao mesmo tempo, reconhecendo que os complexos problemas



3

identificados na região noroeste do Rio Grande do Sul não se restringiam à região de Cruz Alta, a

EPE decidiu dividir o estudo preconizado para essa região noroeste do estado em duas partes,

quais sejam:

1. Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta –

estudo de mínimo custo global, com visão de longo prazo (ano 2027), e com foco

específico no atendimento à região de Cruz Alta. De fato, esse estudo corresponde a um

parecer técnico sobre as avaliações apresentadas na análise preliminar realizada pela RGE.

2. Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região Noroeste – estudo

de mínimo custo global, a ser iniciado em um segundo momento, também com visão de

longo prazo (ano 2030), porém, com foco principal no atendimento às demais cidades que

compõem a região noroeste do estado do Rio Grande do Sul.

O presente estudo consiste na primeira parte citada acima, isto é, no Estudo de Atendimento

Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta.

1.2 Objetivos Gerais

O objetivo desse estudo é apresentar e recomendar, tomando por base o relatório técnico [3]

preparado pela RGE, obras estruturais para o sistema elétrico que supre a região de Cruz Alta,

localizada no noroeste do Rio Grande do Sul, de forma a viabilizar um atendimento elétrico

adequado ao crescimento do mercado local.

1.3 Abordagem Adotada

Para atingir o objetivo do estudo em pauta, foram avaliadas as quatro alternativas de expansão do

sistema de transmissão vislumbradas para a região de Cruz Alta no estudo da RGE [3].

As alternativas consideradas foram submetidas a análises de desempenho em regime permanente,

em condição normal de operação e sob contingências simples. No caso da alternativa vencedora,

definida em análise econômica a partir do Método dos Rendimentos Necessários, as análises foram

complementadas pela avaliação dos níveis de curto-circuito e por avaliações socioambientais

preliminares.



4

2 CONCLUSÕES

Este relatório apresentou o Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul:

Região de Cruz Alta, que visou apresentar uma solução estrutural para os problemas elétricos

específicos da região de Cruz Alta, tendo por base o estudo elaborado pela RGE [3].

Nesse estudo, foram avaliadas quatro alternativas de expansão para o sistema elétrico da região

de Cruz Alta, considerando expansões pela rede de distribuição nos níveis de 69kV e 138kV assim

como alternativas de expansão por meio de novas subestações de fronteira 230/69kV e

230/138kV. As quatro alternativas avaliadas podem ser classificadas em dois diferentes grupos

conforme discriminado a seguir:

• Duas alternativas propuseram expansões em 138kV ou 69kV a partir das subestações de

fronteira Passo Real 230/138kV ou Ijuí 2 230/69kV, além de alguns outros reforços na rede

de distribuição local.

• As outras duas alternativas propuseram a implantação de uma nova subestação

denominada SE Cruz Alta 2 contemplando transformações 230/138kV ou 230/69kV. De

modo a permitir a redistribuição das cargas da região, essa subestação teve de ser

vislumbrada próxima aos centros de consumo, sem muita margem para reposicionamento.

De uma forma geral, todas as alternativas eliminaram as violações encontradas na Rede Básica de

Fronteira e na Rede de Distribuição, porém, após a análise econômica das alternativas constatou-

se que a Alternativa D, que propõe um novo ponto de atendimento com os níveis de tensão de

230kV e 69kV no município de Cruz Alta, é a alternativa de mínimo custo global para a expansão

desse sistema.

Esse novo ponto de atendimento será responsável pelo atendimento às regiões de Cruz Alta e

Panambi e, em conjunto com as demais subestações de fronteira da região (Passo Real, Tapera 2

e Ijuí 2), proverá um aumento significativo nos níveis de confiabilidade do suprimento local.

Cumpre notar que o desempenho elétrico da alternativa de referência possui forte influência da

topologia da rede de distribuição local. Desta forma, é importante que a RGE mantenha a

operação da sua rede conforme topologia indicada pela própria distribuidora durante as análises

deste estudo.

A integração dessa subestação ao sistema de transmissão ocorrerá por meio do seccionamento da

LT 230kV Ijuí 2 – Passo Real. A rede de distribuição local será integrada por meio de uma ligação



5

em circuito duplo entre a nova SE 230/69kV Cruz Alta 2 e a SE 138/69/23kV Cruz Alta 1

(existente) e por ligações em 69kV com as subestações Ibirubá, Tupanciretã e Cruz Alta 3.

É importante destacar que apesar de o diagnóstico deste estudo ter identificado sobrecargas na

LT 230kV Santo Ângelo – Santo Ângelo 2 em determinados cenários, a solução estrutural para

este problema somente será indicada na segunda parte deste estudo. A solução para este

problema envolverá a implantação de novas linhas de transmissão na região, o que irá requer

avaliações socioambientais mais aprofundadas para definição dos traçados preliminares.

Por fim, vale notar que o conjunto de obras previsto até ao ano 2022 para a alternativa vencedora

perfaz um total de investimentos da ordem de R$ 150 milhões a valor presente, tendo como

referência o ano de 2017.



6

3 RECOMENDAÇÕES

Recomenda-se a implantação do plano de obras que caracteriza a Alternativa D do estudo, pois o

conjunto de obras nela previsto é o mais atrativo do ponto de vista técnico-econômico e permite

solucionar, de forma mais robusta, os problemas existentes na região de Cruz Alta.

Não obstante, dado que as obras de mais longo prazo que compõem essa alternativa são

indicativas e eventualmente poderão ser revistas no Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do

Rio Grande do Sul: Região Noroeste, a ser iniciado posteriormente, as recomendações do presente

estudo se restringem às obras planejadas até o ano 2022.

As obras recomendadas nos termos acima para a Rede Básica, DIT e Rede de Distribuição, as

quais deverão ser objeto de acompanhamento por MME e ANEEL, estão descritas nas tabelas a

seguir, sendo as principais delas ilustradas na Figura 3-1.

Tabela 3-1 Programa de obras de Rede Básica da alternativa vencedora

Descrição da Obra Data de

Necess. Justificativa

Instalação da 3ª unidade transformadora (230/69kV,

83MVA) na SE Ijuí 2. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.

Seccionamento da LT 230kV Passo Real – Ijuí 2 2020

Sistema de integração na nova

subestação de fronteira 230/69kV SE

Cruz Alta 2.

Construção da SE 230/69kV Cruz Alta 2, 2 x 83MVA,

5 EL 69 kV 2020

Novo ponto de suprimento à região de

Cruz Alta.

Coordenadas referenciais da SE 230/69 kV Cruz Alta 2: 28°40.095'S; 53°38.482'O.

Tabela 3-2 Programa de obras de Rede de Distribuição da alternativa vencedora

Descrição da Obra Data de

Necess.

Justificativa

Reconstrução de trecho da LD 69 kV Ijuí 2 – Ijuí 1

(7km, 477MCM) 2020

Evitar sobrecarga em regime normal na

rede de 69kV.

Seccionamento da LD 69kV Cruz Alta 1 – Tupanciretã

na SE Cruz Alta 2. 2020

Integração da nova subestação de

fronteira.

Construção das LDs 69kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1

C1 e C2 (9km, 477MCM) 2020


fronteira.



7

Construção da SE 69-23 kV Cruz Alta 3, 26,6 MVA

(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69-

23kV).

2020

Evitar sobrecarga em regime normal na

rede de 138kV, 69kV e nas

transformações da rede de distribuição.

Construção da LD 69 kV Tapera 2 – Ibirubá 1 (25km,

477 MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.

Construção da LD 69kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 3

(2km, 477MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.

Figura 3-1 Alternativa D – Diagrama esquemático da alternativa vencedora

Ressalta-se ainda que, para que o plano de obras apresentado seja efetivo até o ano 2022,

deverão ser efetuados remanejamentos de carga em subestações da RGE. As tabelas abaixo

descrevem o remanejamento de carga considerando a configuração de rede e mercado adotados

neste estudo.

Tabela 3-3 Mercado por subestação, patamar de carga média. Número

da barra Nome da subestação

2020 2022

P Q P Q

7391 KUJ-AES-023 6,24 3,17 6,50 3,31

69 kV

138 kV

2 x 150 MVA

230 kV138 kV

~

~~

138 kV

UHE JACUÍ

UHEPASSO REAL

~SE JÚLIO DE CASTILHOS 1

138 kV

PCH H. KOTZIAN

PCH J. E. DREHER

UHE JACUÍ

UHE P. REAL

SE SANTA MARIA 1

SE CRUZ ALTA 1

54 MVA

69 kV69 kV3 x 83 MVA

230 kV

SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1SE IBIRUBÁ 2

SE PANAMBI 1

69 kV

69 kV

SE TUPANCIRETÃ

SE IJUÍ 2

230 kV

SE CERILUZ

69 kV

69 kV

SE SANTO ÂNGELO 1

SE IJUÍ 1

2 x 83 MVA

SE PANAMBI 2

69 kV

SE CRUZ ALTA 2

69 kV

2 x 83 MVA

230 kV

XX Seccionar

Liberado

Liberado

25 MVA23 kV

25 MVA23 kV

(1)(3)

(2)

(4)(5)

(3)

(1) Nova SE Rede Básica 230/69 kV – Cruz Alta 2 (2) Nova SE Distribuição 69/23 kV – Cruz Alta 3(3) Seccionamento LD 69 kV Cruz Alta 1 - Tupanciretã. Criação das LDs 69 kV Cruz Alta 2 - Tupanciretã e Cruz Alta 2 - Ibirubá 1(4) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C1(5) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C2

SE CRUZ ALTA 3

26,6 MVA23 kV

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXX

XXXX

25 km

1 x 83 MVA

7 km

RGERGE

DITCompartilhada entre RGE, COPREL e HIDROPAN

RGE

DITCompartilhada entre RGE, COPREL, HIDROPAN, DEMEI e CERILUZ



8

Número


2020 2022

P Q P Q

8248 KUJ-RGE-023 5,21 2,27 5,44 2,36

8261 KSA-TR1-023 13,10 6,00 14,08 6,45

8262 KSA-TR2-023 14,72 6,43 15,82 6,91

8337 YZB-069 29,75 9,52 31,40 10,04

8338 YZC-069 8,81 2,74 9,30 2,89

8341 PAN2-069 15,91 4,71 17,12 5,07

8347 KCZ-069 11,20 4,48 12,13 4,85

16002 CRC-023 kV 12,380 5,150 13,180 5,470

51701 DEM-069 19,49 6,08 20,88 6,52

51702 KPS-069 13,52 3,88 14,47 4,15

62000 KPA-013 16,73 0,26 18,28 0,29

62001 KCL-TR2-023 15,140 5,531 16,440 6,029

62005 TUP-023 12,48 4,39 13,18 4,64

62006 KCL-TR3-023 10,38 4,15 11,18 4,47

62009 JCB-023 5,44 3,26 5,74 3,45

65000 PNT-023 13,09 4,76 13,84 5,03

65001 CON-023 10,08 4,03 10,70 4,28

65002 SDI-TR1-023 17,70 6,49 18,78 6,89

65003 SDI-TR2-023 5,23 0,52 5,55 0,55

65008 FWB-023 17,93 8,42 18,96 8,90

68002 FWE-TR2-023 16,99 8,76 17,97 9,27

68005 KGT-023 5,05 3,14 5,21 3,24

68007 PAM-TR1-023 10,52 3,99 11,08 4,21

68008 PAM-TR2-023 11,11 3,99 11,70 4,21

68010 CNO-023 21,41 10,41 22,79 11,08

68013 SAU-TR1-023 8,78 3,39 9,25 3,58

68017 TPA-TR1-023 16,20 7,29 17,27 7,77

68018 TPA-TR2-023 11,66 5,05 12,43 5,38

68020 TPT-023 12,25 5,41 13,06 5,77

72001 KSM-TR1-013 6,43 2,05 6,92 2,20

72003 ERN-013 1,99 0,56 2,08 0,59

72008 ENG-013 2,20 0,73 2,30 0,76

72009 PFA-TR1-013 25,30 8,47 26,92 9,01

72010 MRU-TR1-023 19,99 6,99 20,98 7,34

72011 MRU-TR2-023 6,31 2,60 6,62 2,73

72012 PFA-TR2-013 22,54 6,53 23,98 6,94

72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62

72015 CAS-TR1-023 12,18 4,64 12,85 4,90

72016 CAS-TR2-023 1,50 0,61 1,58 0,64



9

Tabela 3-4 Mercado por subestação, patamar de carga leve.

Número


2020 2022

P Q P Q

7391 KUJ-AES-023 5,24 2,38 5,46 2,48

8248 KUJ-RGE-023 3,17 1,47 3,31 1,54

8261 KSA-TR1-023 7,84 4,19 8,43 4,51

8262 KSA-TR2-023 8,65 4,35 9,30 4,68

8337 YZB-069 18,33 5,59 19,34 5,90

8338 YZC-069 7,38 2,98 7,79 3,14

8341 PAN2-069 14,00 4,84 15,07 5,21

8347 KCZ-069 5,60 2,24 6,07 2,43

16002 CRC-023 kV 9,845 6,288 10,290 6,650

51701 DEM-069 8,36 2,61 8,95 2,79

51702 KPS-069 7,14 1,00 7,64 1,07

62000 KPA-013 10,67 2,77 11,66 3,02

62001 KCL-TR2-023 17,830 7,806 19,490 8,510

62005 TUP-023 10,28 3,68 10,86 3,88

62006 KCL-TR3-023 5,85 4,79 6,29 5,15

62009 JCB-023 3,26 2,18 3,45 2,30

65000 PNT-023 4,57 0,14 4,83 0,15

65001 CON-023 5,73 2,55 6,08 2,70

65002 SDI-TR1-023 6,66 1,03 7,07 1,09

65003 SDI-TR2-023 0,67 0,15 0,71 0,16

65008 FWB-023 5,38 1,46 5,69 1,54

68002 FWE-TR2-023 6,87 2,47 7,27 2,62

68005 KGT-023 1,10 0,55 1,14 0,57

68007 PAM-TR1-023 3,51 1,25 3,70 1,31

68008 PAM-TR2-023 3,67 1,25 3,86 1,31

68010 CNO-023 7,10 3,37 7,56 3,58

68013 SAU-TR1-023 1,60 0,52 1,69 0,55

68017 TPA-TR1-023 2,62 1,03 2,79 1,10

68018 TPA-TR2-023 6,08 2,70 6,49 2,88

68020 TPT-023 6,62 2,93 7,06 3,12

72001 KSM-TR1-013 3,22 1,02 3,46 1,10

72003 ERN-013 1,16 0,48 1,21 0,50

72008 ENG-013 1,19 0,43 1,25 0,45

72009 PFA-TR1-013 12,32 0,22 13,10 0,24

72010 MRU-TR1-023 10,57 3,00 11,10 3,15

72011 MRU-TR2-023 1,17 0,58 1,23 0,61

72012 PFA-TR2-013 14,74 1,05 15,68 1,12

72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62



10

Número


2020 2022

P Q P Q

72015 CAS-TR1-023 6,43 2,68 6,78 2,83

72016 CAS-TR2-023 1,12 1,76 1,18 1,86

Com base nos resultados das avaliações dos níveis de curto-circuito do sistema, recomenda-se que

o ONS e a CEEE-GT efetuem avaliações mais específicas de modo a identificar quais os disjuntores

da subestação Cruz Alta 1 precisam ser substituídos e qual o momento mais adequado para

realizar essa substituição. Levando-se em consideração a evolução do sistema, segundo a visão de

longo prazo dos estudos de planejamento, e as capacidades de interrupção padrão dos disjuntores

adotados pela ANEEL nos últimos leilões de transmissão, a EPE indica que a substituição dos

disjuntores superados da SE Cruz Alta 1 deve ser realizada por unidades de 31,5kA.

É importante destacar que a CEEE-GT também sinalizou a necessidade de se realizar a substituição

da proteção da atual LT 69 kV Ibirubá – Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Ibirubá - Cruz Alta 2) em

função da alteração de configuração de rede. Para as proteções da atual LT 69 kV Tupanciretã –

Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Tupanciretã - Cruz Alta 2) não haverá necessidade de se realizar

quaisquer alterações, pois essas proteções já foram digitalizadas recentemente.

No tocante à caracterização da subestação 230/69kV Cruz Alta 2, recomenda-se que se respeite as

disposições apresentadas no ANEXO 3 – CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS.

Finalmente, do ponto de vista socioambiental, é importante destacar que a área a ser selecionada

para implantação da SE Cruz Alta 2, a qual deve estar próxima aos centros de consumo para

assegurar a sua efetividade, deve levar em consideração as seguintes questões:

• O terreno de aproximadamente 40.000 m² necessário para implantação da SE Cruz Alta 2

deve ser adquirido de forma que a proximidade com a rodovia BR-377 não ofereça

restrições para implantação das linhas de transmissão da configuração planejada e nem

para a chegada e saída de futuras linhas.

• É importante evitar a interferência direta nas áreas de preservação permanente das faixas

marginais de córregos e nascentes da área de estudo.

• É preciso observar as restrições relativas à área do aeródromo de Cruz Alta, realizando

consulta junto aos órgãos competentes, se necessário.



11

4 PREMISSAS E CRITÉRIOS

4.1 Critérios Básicos

As análises elétricas foram elaboradas em conformidade com os critérios usuais de planejamento

definidos nos seguintes documentos: (i) CCPE – “Critérios e Procedimentos para o Planejamento

da Expansão dos Sistemas de Transmissão”; (ii) ONS – “Procedimentos de Rede – Submódulo 23.3

(Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos)”; (iiii) ANEEL – “Procedimentos de Distribuição”. Os

itens a seguir apresentam maiores detalhes sobre os critérios adotados.

Análise do Desempenho em Regime Permanente

Para o dimensionamento da Rede Básica e Rede Básica de Fronteira foi adotado o critério N-1

(perda de um único elemento da rede). Para a rede de distribuição local foi considerado o

atendimento ao critério N.

Os limites de tensão máximos e mínimos considerados em regime normal e de emergências foram,

respectivamente, 105-95% e 105-90% da tensão nominal nos sistemas de 525kV, 230 kV, 138 kV

e 69kV, como pode ser observado na tabela a seguir.

Tabela 4-1 Níveis de tensão admitidos em regime permanente

Tensão Nominal (kV) Condição operativa (p.u.)

Normal Emergência

69 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05

138 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05

230 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05

525 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05

Na fronteira com a Rede Básica, foi considerado um fator de potência mínimo de 0,95 para os

pontos de 138 kV ou 69 kV, e de 0,92 para os pontos com tensão inferior a 69 kV.

Análise de Curto-Circuito

Foram considerados como superados os disjuntores de subestações cujos níveis de curto-circuito

se mostraram acima de 100% da sua capacidade nominal de interrupção e, como em alerta, os

disjuntores com 90% a 100% dessa capacidade.



12

Análise Econômica

A comparação econômica foi realizada através do Método dos Rendimentos Necessários, também

conhecido como Método do Valor Presente dos Custos Anuais Equivalentes. Neste método, os

investimentos totais anuais contabilizados para os equipamentos e as instalações de cada uma das

alternativas são convertidos em uma série de pagamentos de valor constante, estendida a

30 anos. As séries temporais correspondentes a cada alternativa são truncadas no final do período

em estudo, sendo considerado o valor presente referido ao ano base da análise econômica.

4.2 Casos de Trabalho

Foram adotados os casos de trabalho do PDE 2024 (análises de regime permanente) e do

PDE 2025 (análises de curto-circuito). A esses casos, foram realizados ajustes e alterações no

sentido de incorporar informações disponibilizadas posteriormente ao PDE. Destaca-se que os

casos de trabalho foram extrapolados até o ano 2027 para viabilizar a análise do desempenho

elétrico das alternativas em um horizonte mais amplo.

Levando-se em consideração a data de necessidade e o tempo necessário para viabilização dos

reforços de Rede Básica e da Rede de Distribuição, foram avaliados os anos de 2020, 2022,

2024 e 2027.

4.3 Mercado

As projeções de demanda consideradas foram aquelas representadas no PDE 2024 considerando

as atualizações disponibilizadas pela RGE e apresentadas na tabela a seguir.

Tabela 4-2 Mercado por subestação, patamar de carga média. Número


2020 2022 2024 2027

P Q P Q P Q P Q

7391 KUJ-AES-023 6,24 3,17 6,50 3,31 6,80 3,46 6,96 3,54

8248 KUJ-RGE-023 5,21 2,27 5,44 2,36 5,69 2,47 5,82 2,53

8261 KSA-TR1-023 13,10 6,00 14,08 6,45 15,18 6,95 15,76 7,22

8262 KSA-TR2-023 14,72 6,43 15,82 6,91 17,06 7,45 17,71 7,74

8337 YZB-069 29,75 9,52 31,40 10,04 33,23 10,63 34,18 10,93

8338 YZC-069 8,81 2,74 9,30 2,89 9,84 3,06 10,11 3,15

8341 PAN2-069 15,91 4,71 17,12 5,07 18,48 5,47 19,19 5,68

8347 KCZ-069 11,20 4,48 12,13 4,85 13,18 5,27 13,74 5,50

16002 CRC-023 kV 12,380 5,150 13,180 5,470 14,050 5,820 15,480 6,430



13

Número


2020 2022 2024 2027

P Q P Q P Q P Q

51701 DEM-069 19,49 6,08 20,88 6,52 22,37 6,98 23,15 7,22

51702 KPS-069 13,52 3,88 14,47 4,15 15,52 4,46 16,08 4,62

62000 KPA-013 16,73 0,26 18,28 0,29 20,03 0,32 22,92 0,36

62001 KCL-TR2-023 15,140 5,531 16,440 6,029 17,900 6,584 20,260 7,480

62005 TUP-023 12,48 4,39 13,18 4,64 13,96 4,91 15,22 5,35

62006 KCL-TR3-023 10,38 4,15 11,18 4,47 12,05 4,82 13,48 5,43

62009 JCB-023 5,44 3,26 5,74 3,45 6,08 3,65 6,63 3,98

65000 PNT-023 13,09 4,76 13,84 5,03 14,67 5,34 15,10 5,49

65001 CON-023 10,08 4,03 10,70 4,28 11,38 4,55 11,73 4,70

65002 SDI-TR1-023 17,70 6,49 18,78 6,89 19,98 7,33 20,60 7,56

65003 SDI-TR2-023 5,23 0,52 5,55 0,55 5,90 0,58 6,08 0,60

65008 FWB-023 17,93 8,42 18,96 8,90 20,10 9,44 20,70 9,72

68002 FWE-TR2-023 16,99 8,76 17,97 9,27 19,05 9,82 19,61 10,11

68005 KGT-023 5,05 3,14 5,21 3,24 5,38 3,34 5,48 3,40

68007 PAM-TR1-023 10,52 3,99 11,08 4,21 11,70 4,44 12,03 4,57

68008 PAM-TR2-023 11,11 3,99 11,70 4,21 12,36 4,44 12,70 4,57

68010 CNO-023 21,41 10,41 22,79 11,08 24,31 11,82 25,10 12,21

68013 SAU-TR1-023 8,78 3,39 9,25 3,58 9,78 3,78 10,05 3,89

68017 TPA-TR1-023 16,20 7,29 17,27 7,77 18,44 8,30 19,05 8,58

68018 TPA-TR2-023 11,66 5,05 12,43 5,38 13,27 5,75 13,71 5,94

68020 TPT-023 12,25 5,41 13,06 5,77 13,95 6,16 14,41 6,36

72001 KSM-TR1-013 6,43 2,05 6,92 2,20 7,47 2,38 7,76 2,47

72003 ERN-013 1,99 0,56 2,08 0,59 2,18 0,61 2,23 0,63

72008 ENG-013 2,20 0,73 2,30 0,76 2,41 0,80 2,46 0,82

72009 PFA-TR1-013 25,30 8,47 26,92 9,01 28,70 9,60 29,63 9,92

72010 MRU-TR1-023 19,99 6,99 20,98 7,34 22,06 7,71 22,62 7,91

72011 MRU-TR2-023 6,31 2,60 6,62 2,73 6,96 2,87 7,14 2,95

72012 PFA-TR2-013 22,54 6,53 23,98 6,94 25,56 7,40 26,39 7,64

72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62

72015 CAS-TR1-023 12,18 4,64 12,85 4,90 13,57 5,17 13,94 5,31

72016 CAS-TR2-023 1,50 0,61 1,58 0,64 1,67 0,68 1,71 0,69

Tabela 4-3 Mercado por subestação, patamar de carga leve.

Número


2020 2022 2024 2027

P Q P Q P Q P Q

7391 KUJ-AES-023 5,24 2,38 5,46 2,48 5,71 2,60 5,84 2,66

8248 KUJ-RGE-023 3,17 1,47 3,31 1,54 3,46 1,61 3,54 1,64

8261 KSA-TR1-023 7,84 4,19 8,43 4,51 9,09 4,86 9,44 5,05

8262 KSA-TR2-023 8,65 4,35 9,30 4,68 10,02 5,05 10,41 5,24



14

Número


2020 2022 2024 2027

P Q P Q P Q P Q

8337 YZB-069 18,33 5,59 19,34 5,90 20,47 6,25 21,05 6,43

8338 YZC-069 7,38 2,98 7,79 3,14 8,24 3,32 8,48 3,42

8341 PAN2-069 14,00 4,84 15,07 5,21 16,26 5,62 16,88 5,83

8347 KCZ-069 5,60 2,24 6,07 2,43 6,59 2,64 6,87 2,75

16002 CRC-023 kV 9,845 6,288 10,290 6,650 10,790 7,060 11,500 7,600

51701 DEM-069 8,36 2,61 8,95 2,79 9,59 2,99 9,92 3,10

51702 KPS-069 7,14 1,00 7,64 1,07 8,20 1,15 8,49 1,19

62000 KPA-013 10,67 2,77 11,66 3,02 12,77 3,31 13,37 3,47

62001 KCL-TR2-023 17,830 7,806 19,490 8,510 21,350 9,300 22,320 9,720

62005 TUP-023 10,28 3,68 10,86 3,88 11,50 4,11 11,83 4,23

62006 KCL-TR3-023 5,85 4,79 6,29 5,15 6,79 5,56 7,50 6,10

62009 JCB-023 3,26 2,18 3,45 2,30 3,65 2,43 3,76 2,50

65000 PNT-023 4,57 0,14 4,83 0,15 5,12 0,16 5,27 0,16

65001 CON-023 5,73 2,55 6,08 2,70 6,47 2,88 6,67 2,97

65002 SDI-TR1-023 6,66 1,03 7,07 1,09 7,52 1,16 7,75 1,19

65003 SDI-TR2-023 0,67 0,15 0,71 0,16 0,76 0,17 0,78 0,18

65008 FWB-023 5,38 1,46 5,69 1,54 6,03 1,64 6,21 1,68

68002 FWE-TR2-023 6,87 2,47 7,27 2,62 7,70 2,77 7,93 2,86

68005 KGT-023 1,10 0,55 1,14 0,57 1,17 0,59 1,19 0,60

68007 PAM-TR1-023 3,51 1,25 3,70 1,31 3,91 1,39 4,02 1,42

68008 PAM-TR2-023 3,67 1,25 3,86 1,31 4,08 1,39 4,19 1,42

68010 CNO-023 7,10 3,37 7,56 3,58 8,06 3,82 8,33 3,95

68013 SAU-TR1-023 1,60 0,52 1,69 0,55 1,78 0,58 1,83 0,60

68017 TPA-TR1-023 2,62 1,03 2,79 1,10 2,98 1,17 3,08 1,21

68018 TPA-TR2-023 6,08 2,70 6,49 2,88 6,93 3,07 7,16 3,17

68020 TPT-023 6,62 2,93 7,06 3,12 7,54 3,33 7,79 3,44

72001 KSM-TR1-013 3,22 1,02 3,46 1,10 3,74 1,19 3,88 1,23

72003 ERN-013 1,16 0,48 1,21 0,50 1,27 0,52 1,30 0,53

72008 ENG-013 1,19 0,43 1,25 0,45 1,30 0,47 1,34 0,48

72009 PFA-TR1-013 12,32 0,22 13,10 0,24 13,97 0,25 14,42 0,26

72010 MRU-TR1-023 10,57 3,00 11,10 3,15 11,67 3,31 11,96 3,40

72011 MRU-TR2-023 1,17 0,58 1,23 0,61 1,29 0,64 1,32 0,66

72012 PFA-TR2-013 14,74 1,05 15,68 1,12 16,72 1,19 17,26 1,23

72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62

72015 CAS-TR1-023 6,43 2,68 6,78 2,83 7,16 2,99 7,36 3,07

72016 CAS-TR2-023 1,12 1,76 1,18 1,86 1,25 1,96 1,28 2,02



15

4.4 Intercâmbio

O cenário de intercâmbio adotado neste estudo é denominado “Norte Exportador” e é

caracterizado por uma situação hidrológica desfavorável na região Sul, com despachos reduzidos

das usinas hidráulicas. Esta condição de intercâmbio corresponde à situação mais crítica para o

atendimento à região foco da análise (Cruz Alta), pois apresenta fluxos elevados na malha de

230kV e nas transformações de fronteira.

4.5 Geração

O plano de geração considerado foi aquele representado no PDE 2024.

4.6 Cenários Avaliados

Os cenários avaliados neste estudo foram compostos a partir da combinação da condição de

intercâmbio entre as regiões sul e sudeste/centro-oeste (Norte Exportador) e dos patamares de

carga média e leve. Nesse sentido, foram escolhidos os seguintes cenários para as análises:

• Cenário 1: Intercâmbio norte exportador – carga média (NExp média).

• Cenário 2: Intercâmbio norte exportador – carga leve (NExp leve).

Cada um dos cenários descritos foi ponderado de acordo com o seu tempo de permanência,

estimado com base em análises energéticas da EPE. A tabela abaixo indica os valores adotados

nas análises.

Tabela 4-4 Tempo de permanência dos cenários

Cenário 1 Cenário 2

62,5% 37,5%

4.7 Limites Operativos

4.7.1 Linhas de Transmissão

Para as linhas de Rede Básica existentes, foram utilizados, em regime normal e de emergências,

os limites de carregamentos (com fatores limitantes) constantes no Contrato de Prestação de

Serviços de Transmissão (CPST).



16

4.7.2 Transformadores

Para os transformadores de Rede Básica e de Rede Básica de Fronteira existentes, foram utilizados

os limites de curta e longa duração (com fatores limitantes) informados pelas empresas

proprietárias dos equipamentos no CPST.

No caso de transformadores de Rede Básica e de Rede Básica de Fronteira novos, foi considerada

a capacidade operativa de curta duração correspondente a 120% da capacidade nominal do

equipamento.

Para os transformadores existentes e futuros da RGE, foram observados os limites usuais utilizados

pelo planejamento da empresa.

4.8 Parâmetros Econômicos

Para o custeamento das novas instalações, foi utilizado o Banco de Preços da ANEEL, de Junho de

2016. Os itens abaixo detalham os demais parâmetros econômicos adotados no estudo:

• Custo marginal de expansão (custo de perdas): R$ 193 / MWh.

• Taxa de desconto: 8% a/a.

• Ano de referência: 2016.

• Tempo de vida útil das instalações: 30 anos.

• Ano horizonte: 2030 (para capturar o efeito das obras definidas no ano de 2027).

• Empate entre alternativas: diferença de custos inferior a 5% (requer análises adicionais).

4.9 Classificação do Horizonte das Obras

Foram consideradas como determinativas as obras definidas dentro do horizonte do Programa de

Expansão da Transmissão (PET) em produção à época do término do estudo. Nesse caso, como o

PET atual refere-se ao ciclo 2017-2022, somente as obras até 2022 foram classificadas como

determinativas. As obras definidas após 2022 foram consideradas como indicativas e incorporadas

ao Programa de Expansão de Longo Prazo (PELP).

Cumpre notar que tanto as obras determinativas quanto as indicativas fazem parte das

recomendações do estudo, contudo, as obras indicativas poderão ser reavaliadas nos ciclos de



17

planejamento subsequentes. Por outro lado, caso não sejam vislumbrados novos problemas que

justifiquem análises adicionais para as regiões envolvidas, essas obras se tornarão determinativas

à medida que o horizonte do PET for sendo incrementado.



18

5 DIAGNÓSTICO DO SISTEMA

5.1 Sistema elétrico da região de interesse

A região de Cruz Alta está situada na área de concessão da Rio Grande Energia – RGE, entre as

poligonais das concessionárias HIDROPAN, DEMEI e da permissionária COPREL. Atualmente, o

principal ponto de atendimento a essa região é a subestação Cruz Alta 1, que consiste em uma

DIT de propriedade da CEEE-GT.

A SE Cruz Alta 1 é suprida pela linha 138 kV Jacuí - Cruz Alta 1 (circuito simples, condutor CAA

477MCM, 65,4km de extensão) e conta com três transformações: uma transformação 138/69kV

3 x 18MVA 1ϕ (equivalente a 54 MVA), compartilhada entre RGE, HIDROPAN e COPREL, uma

transformação 138/23kV 1 x 25MVA 3ϕ, compartilhada entre RGE e COPREL e outra 69/23kV 1 x

25MVA 3ϕ, de uso exclusivo da RGE.

Do setor 69kV, saem quatro linhas de distribuição, sendo elas:

• LD 69kV Cruz Alta 1 - Tupanciretã: circuito simples com 60,79 km de extensão, condutor

CAA 2/0 AWG. Alimenta a SE Tupanciretã com carga exclusiva da RGE.

• LD 69kV Cruz Alta 1 – Panambi (DIT CEEE-GT): circuito simples com 40 km de extensão,

condutor CAA 2/0 AWG. Atende exclusivamente aos agentes COPREL e HIDROPAN.

• LD 69kV Cruz Alta 1 - Ibirubá 1: circuito simples com 50 km de extensão, condutor CAA 4/0

AWG. Conecta-se na SE Ibirubá 1, mas permanece normalmente aberta em virtude de

restrições técnicas existentes. Destaca-se que o atendimento da SE Ibirubá 1 por Cruz Alta

é inviabilizado nos patamares de carga média e pesada.

• LD 69kV Cruz Alta 1 - Ijuí 1 (DIT CEEE-GT): circuito simples com 38km de extensão,

condutor CAA 336 MCM. Na configuração atual, em virtude das restrições técnicas

existentes, o atendimento da SE Ijuí 1 por Cruz Alta é inviabilizado nos patamares de carga

média e pesada. Por este motivo, essa interligação é mantida normalmente aberta.

Cumpre notar que o sistema 138 kV atendido a partir da SE 138kV Jacuí também é responsável

pelo escoamento das gerações das PCHs J. E. Dreher (18 MW) e H. Kotzian (13 MW).



19

A Figura 5-1 a seguir apresenta um diagrama esquemático da configuração do sistema elétrico da

região de interesse do estudo.

Figura 5-1 Sistema elétrico da região de interesse.



20

Com relação às expansões previstas na Rede de Distribuição, o Plano de Obras da RGE, que

engloba previsões de investimentos até o ano de 2019, estão propostas as seguintes ampliações

de capacidade na região:

• Nova SE 138 kV Júlio de Castilhos 1, seccionadora (2017).

• Nova SE 138-23 kV Júlio de Castilhos 2, 12,5 MVA (2017).

• Nova LD 138 kV Júlio de Castilhos 1 - Júlio de Castilhos 2, circuito simples (2017).

A Figura 4 a seguir mostra o sistema elétrico existente e previsto (tracejado) na região elétrica de

Cruz Alta.

Figura 5-2 sistema Elétrico da região de interesse.

É importante destacar que em todas as avaliações realizadas no diagnóstico do desempenho

elétrico do sistema foram consideradas as seguintes condições para topologia da rede:

• SE UHE JACUÍ (CEEE-GT)

a) O setor de 138kV dessa subestação atenderá a SE Cruz Alta 1, a SE Santa Maria 1 e

as PCHs Henrique Kotzian e Jorge Ernesto Dreher.



21

b) Futuramente, esta subestação também atenderá as subestações Júlio de Castilhos 1

e Júlio de Castilhos 2.

c) O TR7 138/23 kV, 25MVA da SE UHE JACUÍ é compartilhado entre RGE, AES-Sul e

Coprel. A Carga da RGE é de aproximadamente 6,0 MVA.

• SE TAPERA 2 (ELETROSUL)

a) O setor de 69kV dessa subestação atenderá as cargas das subestações Soledade,

Não-Me-Toque, Tapera 1 e Ibirubá 1, todas de propriedade da RGE, além da

SE Ibirubá 2 de propriedade da COPREL.

• SE IJUÍ 2 (ELETROSUL)

a) O setor de 69kV dessa subestação atenderá as cargas das SEs Ijuí 1 (DIT CEEE-GT,

uso compartilhado entre DEMEI e CERILUZ), CERILUZ (SE Seccionadora de

propriedade da RGE – carga da CERILUZ), Panambi 2 (HIDROPAN) e DEMEI.

• SE CRUZ ALTA (CEEE-GT)

a) O setor de 69kV dessa subestação atenderá as cargas das SEs Tupanciretã (RGE),

Panambi 1 (SE de propriedade da CEEE-GT – carga da HIDROPAN/COPREL) e TR3

69/23 kV de uso exclusivo da RGE.

b) As LDs Cruz Alta - Ijuí 1 (DIT CEEE-GT) e Cruz Alta - Ibirubá 1 (RGE) operarão

normalmente abertas.

c) O setor de 138kV dessa subestação atenderá as cargas dos transformadores TR1

138/69 kV (compartilhado entre RGE, HIDROPAN e COPREL) e TR2 138/23 kV

(compartilhado entre RGE e COPREL).

5.2 Desempenho Elétrico da Rede

Nesta seção, serão apresentados os principais problemas elétricos verificados no diagnóstico do

sistema elétrico da região de interesse tanto em condição normal de operação quanto em condição

de emergências simples na rede.



22

Considerando os cenários avaliados, assim como as premissas e critério adotados, foram

verificadas as seguintes restrições em condição normal de operação:

• Carregamento acima da capacidade nominal da transformação 138/69 kV (TR1), 54 MVA

da SE Cruz Alta 1. Esta condição não se altera mesmo com a entrada em operação da

SE Júlio de Castilhos 2 e agrava-se nos anos subsequentes.

• Carregamento elevado nas transformações 138/23 kV (TR2) e 69/23 kV (TR3), de 25 MVA

cada, da SE Cruz Alta 1. Estes transformadores atendem as cargas do município de Cruz

Alta e não há possibilidade de remanejo de carga para outras subestações vizinhas.

• O barramento 69 kV da SE Tupanciretã apresenta níveis de tensão abaixo do limite inferior

para o para todo o horizonte de análise. Esta condição é amenizada após a entrada em

operação das subestações Júlio de Castilhos 1 e 2, mas as subtensões permanecem ao

longo de todo o período.

• Sobrecarga na LT 230kV Santo Ângelo – Santo Ângelo 2 em regime normal de operação no


Em condição de emergências simples, foram detectadas as seguintes restrições:

• Contingência do circuito 138 kV Jacuí – Cruz Alta

a) Na ocorrência desta contingência, única fonte 138 kV para Cruz Alta, o atendimento

as cargas da região é impactado significativamente, uma vez que os circuitos 69 kV

provenientes das SEs Ibirubá 1 e Ijuí 1 não possuem capacidade suficiente para

garantir o abastecimento da região. Assim, o resultado desta contingência implica

em risco de corte de carga de até 50 MVA, afetando os agentes RGE, HIDROPAN e

COPREL.

b) Esta contingência provoca sobrecarga na linha Ijuí 2 – Ijuí 1 e a tentativa de se

realizar o atendimento por Ibirubá 1 implica em níveis precários de tensão nas

SEs Cruz Alta 1, Tupanciretã e Panambi. Não há possibilidade de transferência de

carga via rede de distribuição.



23

• Contingência do transformador 138-69 kV Cruz Alta – TR1

a) Na ocorrência desta contingência, o atendimento às cargas da região também sofre

um impacto significativo, uma vez que os circuitos 69 kV provenientes das SEs

Ibirubá 1 e Ijuí 1 não possuem capacidade suficiente para garantir o abastecimento

da região. Assim, a ocorrência desta contingência necessariamente implica em corte

de carga de até 40 MVA, afetando os agentes RGE, HIDROPAN e COPREL.

b) Mesmo com a entrada em operação da SE Júlio de Castilhos 2, o atendimento às

cargas da região continua impossibilitado devido aos problemas de tensão e

carregamento.

c) As principais subestações atingidas são Tupanciretã, Cruz Alta e Panambi. Não há

possibilidade de transferência de carga via rede de distribuição.

• Contingência da LD 69 kV Cruz Alta – Tupanciretã ou da LD 69 kV Cruz Alta – Panambi

a) Quando da ocorrência da contingência da LD 69 kV Cruz Alta - Tupanciretã, há

necessidade de corte de carga de até 21 MVA. Até a entrada em operação da nova

SE Júlio de Castilhos 2, não é possível realizar transferência via rede de distribuição.

b) A partir da entrada em operação desta subestação será possível transferir

aproximadamente 5 MVA para a SE Júlio de Castilhos com a construção de 3 km de

rede de distribuição.

• Contingência na transformação 230/69kV da SE Ijuí 2

a) Essa contingência provoca sobrecarga na transformação da SE Ijui 2 230/69kV no


5.3 Restrições Físicas das Instalações

No sentido de identificar eventuais restrições físicas em subestações da região do estudo, a EPE

realizou consultas de disponibilidade às empresas proprietárias dos ativos de transmissão. Os

formulários de questionamento preparados pela EPE e as respectivas respostas das empresas

transmissoras são apresentadas no ANEXO 2 – FICHAS DE CONSULTA DE VIABILIDADE TÉCNICA

deste relatório.



24

6 DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS

6.1 Concepção das Alternativas

Nesta seção, são apresentadas as quatro alternativas vislumbradas para solucionar os problemas

encontrados no diagnóstico do sistema elétrico que supre a região de Cruz Alta, as quais

consistem nas configurações de expansão preconizadas no estudo da RGE [3]. Em termos gerais,

as alternativas podem ser divididas em dois conjuntos distintos.

O primeiro conjunto, representado pelas alternativas A e B, avalia a possibilidade de solucionar os

problemas de atendimento à carga da região exclusivamente por meio de expansões na rede de

distribuição, ou seja, tendo como base o suprimento a partir das fronteiras existentes. Já o

segundo conjunto, representado pelas alternativas C e D, avalia a implantação de uma nova

subestação de fronteira na região e compara o desempenho das expansões no nível de tensão de

138kV (alternativa C) e 69kV (Alternativa D).

6.2 Alternativa A – Reforço em 69kV a Partir da SE Ijuí 2 69kV

Para a Alternativa A foi considerado o conjunto de expansões no nível de 69kV esquematizado na

Figura 6-1 a seguir.

Figura 6-1 Diagrama Esquemático da Alternativa A.

SE IJUÍ 2

230 kV

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

X

SE CERILUZ

69 kV

69 kV

XXXX

SE SANTO ÂNGELO 1

SE IJUÍ 1

SE PANAMBI 2

69 kV

2 x 83 MVA

XXXXXXXXXXXX

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

69 kV

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

SE PANAMBI 1

69 kV

69 kV

XXXXXX

SE CRUZ ALTA 2

69 kV

SE TUPANCIRETÃ

138 kV

2 x 150 MVA230 kV138 kV

~

~

~138 kV

UHE JACUÍ

UHEPASSO REAL

~

SE JÚLIO DE CASTILHOS 2


138 kV

138 kV

25 MVA

PCH H. KOTZIAN

PCH J. E. DREHER

UHE JACUÍ

UHE P. REAL

SE SANTA MARIA 1

50 MVA

23 kV

26,6 MVA23 kV

SE CRUZ ALTA 1

54 MVA

40 km

8 km

69 kV


230 kV

SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1 SE IBIRUBÁ 2

7 km

2 x 83 MVA

25 km

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XX



25

6.3 Alternativa B – Reforço em 138kV a Partir da SE Passo Real

Para a Alternativa B foi considerado o conjunto de expansões no nível de 138kV esquematizado na

Figura 6-2 a seguir.

Figura 6-2 Diagrama Esquemático da Alternativa B.

SE CERILUZ

69 kV

69 kV

SE SANTO ÂNGELO 1

SE IJUÍ 1

SE PANAMBI 2

69 kV

69 kV

SE PANAMBI 1

69 kV

69 kV

SE TUPANCIRETÃ

138 kV

2 x 150 MVA230 kV138 kV

~

~~

138 kV

UHE JACUÍ

UHEPASSO REAL

~



138 kV

138 kV

25 MVA

PCH H. KOTZIAN

PCH J. E. DREHER

UHE JACUÍ

UHE P. REAL

SE SANTA MARIA 1

50 MVA

23 kV

SE CRUZ ALTA 1

54 MVA

69 kV


230 kV


SE CRUZ ALTA 2

26,6 MVA23 kV

138 kV

60 km

54 MVA

5,0 km

SE IJUÍ 2

230 kV2 x 83 MVA

1 x 83 MVA

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

X

XXXX

25,0 km

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XX25 km

7 km



26

6.4 Alternativa C – Novo Ponto de Suprimento SE 230/138kV Cruz Alta 2

Para a Alternativa C foi considerada a implantação de um novo ponto de suprimento 230/138kV,

denominado SE Cruz Alta 2, esquematizado na Figura 6-3 a seguir.

Figura 6-3 Diagrama Esquemático da Alternativa C.

SE CERILUZ

69 kV

69 kV

SE SANTO ÂNGELO 1

SE IJUÍ 1

SE PANAMBI 2

69 kV

69 kV

SE PANAMBI 1

69 kV

69 kV

SE TUPANCIRETÃ

138 kV

230 kV138 kV

~

~~

138 kV

UHE JACUÍ UHE

PASSO REAL

~



138 kV

138 kV

26,6 MVA

PCH H. KOTZIAN

PCH J. E. DREHER

UHE JACUÍ

UHE P. REAL

SE SANTA MARIA 1

50 MVA

23 kV

SE CRUZ ALTA 1

54 MVA

69 kV


230 kV


8,0 km

SE CRUZ ALTA 2

138 kV

2 x 83 MVA

230 kV

XX

23 kV26,6 MVA

SE CRUZ ALTA 3

54 MVA

2 x 150 MVA

SE IJUÍ 2

230 kV2 x 83 MVA

1 x 83 MVA

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

X

XXXX

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XX

25 km

25 km

7 km



27

6.5 Alternativa D – Novo Ponto de Suprimento SE 230/69kV Cruz Alta 2

Para a Alternativa C foi considerada a implantação de um novo ponto de suprimento 230/69kV,

denominado SE Cruz Alta 2, esquematizado na Figura 6-4 a seguir.

Figura 6-4 Diagrama Esquemático da Alternativa D.

69 kV

138 kV

2 x 150 MVA

230 kV138 kV

~

~~

138 kV

UHE JACUÍ

UHEPASSO REAL

~SE JÚLIO DE CASTILHOS 2


138 kV

138 kV PCH H. KOTZIAN

PCH J. E. DREHER

UHE JACUÍ

UHE P. REAL

SE SANTA MARIA 1

SE CRUZ ALTA 1

54 MVA


230 kV

SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1SE IBIRUBÁ 2

SE PANAMBI 1

69 kV

69 kV

SE TUPANCIRETÃ

SE IJUÍ 2

230 kV

SE CERILUZ

69 kV

69 kV

SE SANTO ÂNGELO 1

SE IJUÍ 1

2 x 83 MVA

SE PANAMBI 2

69 kV

SE CRUZ ALTA 2

69 kV

2 x 83 MVA

230 kV

XX Seccionar

Liberado

Liberado

25 MVA23 kV

25 MVA23 kV

(1)(3)

(2)

(4)(5)

(3)

(1) Nova SE Rede Básica 230/69 kV – Cruz Alta 2 (2) Nova SE Distribuição 69/23 kV – Cruz Alta 3(3) Seccionamento LD 69 kV Cruz Alta 1 - Tupanciretã. Criação das LDs 69 kV Cruz Alta 2 - Tupanciretã e Cruz Alta 2 - Ibirubá 1(4) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C1(5) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C2

SE CRUZ ALTA 3

26,6 MVA23 kV

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXXX

XXX

XXXX

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

XXXXX

50 MVA

25 km

25 km

1 x 83 MVA

7 km

RGERGE

DITCompartilhada entre RGE, COPREL e HIDROPAN

RGE

DITCompartilhada entre RGE, COPREL, HIDROPAN, DEMEI e CERILUZ



28

7 ANÁLISE DO DESEMPENHO EM REGIME PERMANENTE

Durante as simulações iniciais realizadas sobre as alternativas do estudo, verificou-se a

necessidade de implantar obras adicionais nos sistemas de transmissão e distribuição, com o

objetivo de adequar o atendimento à região de Cruz Alta.

Esta seção apresenta, para cada alternativa: (i) o descritivo do plano de obras final (inclusive

obras comuns), considerando as obras complementares vislumbradas ao longo das análises e suas

justificativas; e (ii) os resultados das análises de regime permanente.

7.1 Alternativa A

7.1.1 Plano de Obras Final

Tabela 7-1 Conjunto de obras associado à Alternativa A.

Descrição da Obra Ano Justificativa

Construção da LD 69 kV Ijuí 2 – Cruz Alta 1 (40 km, T22,

477 MCM, 2 ELs 69 kV na SE Ijuí 2 e 1 EL na SE Cruz Alta

1).

2020 Evitar sobrecarga em regime normal

na rede de 69kV.

Reconstrução de trecho da LD 69kV Cruz Alta 1 -

Tupanciretã (8 km, T22, 477 MCM). 2020

Evitar sobrecarga em regime normal

na rede de 69kV.

Reconstrução de trecho da LD 69 kV Ijuí 2 – Ijuí 1 (7 km,

T22, 477 MCM). 2020


na rede de 69kV.

Construção da SE 69/23 kV Cruz Alta 2, 26,6 MVA

(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69/23 kV). 2020


na rede de 69kV e nas transformações

da rede de distribuição

Construção da LD 138 kV Júlio de Castilhos 2 – Tupanciretã

(25 km, T21, 477 MCM). 2020


na rede de 138kV e 69kV.

Construção da SE 138/69 kV Tupanciretã, 50 MVA. 2020 Evitar sobrecarga em regime normal

na rede de 138kV e 69kV

Construção da LD 69 kV Tapera 2 – Ibirubá 1 (25 km, T21,


Instalação da 3ª unidade transformadora (230/69 kV, 83

MVA) na SE Ijuí 2. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.





29


Reconstrução da LD 69 kV Panambi – Cruz Alta C1 (40 km,

477 MCM). 2024

Evitar sobrecarga na rede de

distribuição e subtensão no

barramento de 69kV da SE 69kV

Panambi

Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no

barramento de 13,8kV da SE Ijuí 1. 2027

Evitar subtensão na rede de

distribuição.

Instalação de bancos de capacitores trifásicos, de 50Mvar,

no barramento de 230kV da SE Ijuí 2. 2027 Atendimento ao critério “N-1”.


barramento de 23kV da SE Cruz Alta 1. 2027


distribuição.

7.1.2 Resultados das Análises

Regime Normal de Operação

Tabela 7-2 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa A.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Santo Ângelo 2 102,5% 102,8% 103,3% 103,4% 100,3% 100,6% 100,0% 100,0%

230kV - SE Ijuí 2 101,2% 101,0% 101,1% 102,5% 100,5% 100,6% 99,9% 99,8%

230kV - SE Santa Marta 99,8% 99,5% 98,9% 99,1% 102,0% 102,0% 101,6% 101,5%

230kV - SE Tapera 2 101,9% 101,4% 100,9% 100,9% 104,3% 104,3% 103,9% 103,8%

230kV - SE Passo Real 104,0% 103,7% 103,7% 103,8% 104,3% 104,4% 104,1% 104,1%

230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,7% 104,6% 104,9% 104,9%

230kV - SE Santo Ângelo 102,7% 102,9% 103,4% 103,4% 100,1% 100,2% 99,6% 99,6%

138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%

138kV - SE Jacuí 104,4% 104,3% 104,3% 104,3% 103,9% 103,8% 103,8% 103,8%

138kV - SE Cruz Alta 1 102,9% 102,7% 102,5% 102,1% 101,8% 101,5% 101,2% 101,6%

138kV - SE Júlio de Castilhos 1 104,0% 103,9% 103,8% 103,7% 103,7% 103,7% 103,6% 103,6%


69kV - SE Cruz Alta 1 100,7% 101,2% 99,8% 98,6% 100,7% 100,2% 99,8% 99,4%

69kV - SE Panambi 1 95,5% 95,0% 98,4% 96,4% 97,8% 96,7% 99,2% 98,5%

69kV - SE Ijuí 1 100,7% 101,4% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%

69kV - SE Panambi 2 98,8% 99,5% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%

69kV - SE DEMEI 102,9% 103,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Ijuí 2 103,0% 104,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Tupanciretã 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 99,6% 99,2% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%

69kV - SE Ceriluz 100,8% 101,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%

patamar de carga média patamar de carga leveSUBESTAÇÃO



30

Tabela 7-3 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa A.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027

NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar

LIM. % % % % % % % %

1 129 5 164 13 153 24 164 -9 26 -13 33 -10 40 -9 44 -7

319 39% 50% 47% 50% 9% 11% 13% 14%

1 53 -52 28 -43 40 -47 41 -44 57 -57 49 -56 47 -55 47 -55

179 42% 29% 35% 35% 45% 41% 40% 41%

1 57 20 88 17 83 26 86 28 -5 -2 4 -3 9 -3 11 -1

250 23% 35% 34% 35% 3% 2% 4% 4%

1 129 3 158 7 161 12 166 7 81 0 93 -10 95 9 98 9

290 42% 52% 53% 54% 27% 31% 31% 32%

1 9 17 -13 21 8 15 8 2 50 20 49 21 47 25 48 26

319 6% 8% 5% 3% 16% 16% 16% 16%

1 -28 1 -24 -1 -28 -1 -29 -2 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1

150 19% 16% 19% 19% 19% 19% 20% 21%

2 -28 1 -24 -1 -28 -1 -29 -2 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1

150 19% 16% 18% 19% 19% 19% 20% 20%

1 45 14 49 17 40 14 42 15 25 10 27 11 22 9 23 10

83 57% 61% 51% 53% 33% 35% 29% 30%

2 45 14 49 17 40 14 42 15 25 10 27 11 22 9 23 10

83 57% 61% 51% 53% 33% 35% 29% 30%

3 45 14 49 17 40 14 42 15 25 10 27 11 22 9 23 10

83 57% 61% 51% 53% 33% 35% 29% 30%

4 40 14 42 15 22 9 23 10

83 51% 53% 29% 30%

1 36 16 38 16 40 14 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20

83 47% 49% 51% 55% 31% 31% 33% 34%

2 37 16 38 16 40 15 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20

83 47% 49% 52% 55% 31% 31% 33% 34%

3 35 2 38 6 40 15 41 9 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26

83 42% 46% 52% 51% 40% 37% 37% 37%

1 -28 0 -24 -1 -28 -1 -29 -3 -29 2 -29 0 -30 0 -31 0

96 29% 25% 29% 30% 30% 30% 31% 32%

2 -28 0 -24 -1 -28 -1 -29 -3 -29 2 -29 0 -30 0 -31 0

143 20% 17% 20% 20% 20% 20% 21% 22%

1 15 3 17 3 18 4 20 6 18 6 20 7 22 8 23 5

96 16% 17% 19% 21% 19% 21% 23% 23%

1 32 -9 22 -5 27 -5 27 -4 33 -12 31 -11 31 -10 31 -10

82 39% 27% 32% 32% 43% 39% 39% 39%

1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -2 11 -3 12 -3 13 -3 14 -2

23 83% 87% 48% 57% 52% 57% 32% 32%

2 21 -4 24 -2 13 -3 14 -2

23 48% 57% 32% 32%

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

30 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%

1 23 0 25 1 27 2 30 4 15 2 16 3 17 4 18 5

84 27% 29% 31% 36% 18% 19% 20% 21%

1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15

84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%

1 16 5 18 5 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6

40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%

1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3

40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%

2 19 0 20 1 22 2 24 4 12 2 13 3 14 3 15 4

84 21% 24% 25% 29% 14% 15% 17% 18%

1 -5 5 -6 5 -6 5 -7 5 -1 4 -2 4 -2 4 -2 4

84 10% 10% 11% 12% 5% 6% 6% 6%

1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5

25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%

1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9

25 64% 72% 76% 88% 80% 88% 96% 96%

1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 7 6

25 40% 44% 48% 56% 32% 32% 36% 40%

Condição Normal

patamar de carga média patamar de carga leve

Condição CONTINGÊNCIA

NC/LIM

TR 4 230/69kV - Ijuí 2

LT 69kV - Cruz Alta 1 - Ibirubá

LT 230kV - Santo Ângelo 2 - Ijuí 2

LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2

LT 230kV - Passo Real - Tapera 2

LT 230kV - Passo Real - Itaúba

LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2

ATF 1 230/138kV - Passo Real

LT 69kV - Cruz Alta 1 - Cruz Alta 2

TR 1 230/69kV - Tapera 2



TR 3 230/69kV - Ijuí 2


TR 1 230/69kV - Ijuí 2

TR 2 230/69kV - Ijuí 2

LT 69kV - Cruz Alta 1 - Ijuí 2

LT 69kV - Ijuí 1 - Ijuí 2

LT 69kV - Ijuí 2 - Panambi 2

LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1

TR 69/23kV - Cruz Alta 1

LT 69kV - Ijuí 2 - DEMEI

LT 69kV - Ijuí 2 - Cruz Alta 2

TR 138/23kV - Jacuí



LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1

LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1

LT 69kV - Cruz Alta 1 - Panambi 1 C1




31

Regime de Emergências

As tabelas a seguir apresentam os principais resultados das simulações de contingências simples

nas instalações de Rede Básica e Rede de Fronteira.

Tabela 7-4 Carregamentos em linhas e transformadores após principais contingências simples –

Alternativa A.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027


LIM. % % % % % % % %

1 74 -52 53 -42 63 -44 67 -45 61 -58 54 -56 54 -55 54 -55

255 36% 27% 31% 32% 33% 30% 30% 30%

1 36 21 63 16 59 24 61 29 -10 -1 0 -2 3 -2 4 -1

292 14% 22% 22% 23% 3% 1% 1% 1%

1 193 20 242 30 241 43 251 24 94 0 110 -9 116 11 121 13

366 51% 64% 64% 66% 25% 29% 31% 32%

1 141 45 153 59 165 71 176 26 76 16 82 22 88 27 93 32

319 45% 50% 55% 54% 23% 25% 28% 30%

1 110 -10 117 -4 124 5 129 9 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45

255 45% 49% 53% 55% 27% 28% 29% 29%

1 20 18 2 21 23 17 24 4 48 20 50 20 49 24 50 26

319 8% 7% 8% 7% 16% 16% 16% 17%

1 -30 1 -27 0 -30 0 -31 -1 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1

194 15% 14% 15% 16% 15% 15% 15% 16%

2 -30 1 -27 0 -30 0 -31 -1 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1

210 14% 13% 14% 15% 14% 14% 14% 15%

1 36 16 38 16 40 14 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20

83 51% 54% 57% 61% 31% 31% 33% 34%

2 36 16 38 16 40 14 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20

83 51% 54% 58% 61% 31% 31% 33% 34%

3 35 2 38 6 40 14 41 10 15 -30 16 -27 17 -26 17 -26

83 46% 49% 58% 57% 40% 37% 37% 37%

1 -30 1 -27 0 -30 -1 -31 -2 -29 1 -29 0 -30 0 -31 1

96 30% 28% 31% 32% 30% 30% 31% 32%

2 -30 1 -27 0 -30 -1 -31 -2 -29 1 -29 0 -30 0 -31 1

143 20% 19% 21% 22% 20% 20% 21% 22%

1 35 -9 27 -6 31 -7 31 -6 33 -12 32 -11 32 -11 32 -10

82 43% 33% 38% 38% 41% 40% 40% 40%

1 138 42 150 52 161 60 172 13 75 24 81 29 88 33 92 37

319 44% 48% 52% 52% 25% 27% 29% 31%

1 58 22 86 19 84 28 87 28 1 -2 12 -3 16 -2 18 0

292 20% 29% 29% 30% 1% 4% 5% 6%

1 32 -9 21 -4 27 -6 28 -5 37 -13 35 -12 35 -12 35 -11

82 39% 26% 33% 33% 46% 44% 44% 44%

1 57 20 89 17 83 26 86 27 -5 -3 5 -3 9 -3 11 -2

292 20% 30% 29% 30% 2% 2% 3% 4%

1 9 17 -12 21 8 15 9 2 50 20 49 21 48 24 48 26

319 6% 8% 5% 3% 16% 16% 16% 17%

2 -55 1 -47 -3 -53 -4 -56 -7 -56 3 -56 0 -58 -1 -59 1

210 25% 22% 25% 26% 26% 26% 27% 28%

1 9 18 -13 23 8 16 8 3 50 20 49 22 47 25 48 26

319 6% 8% 6% 3% 16% 16% 16% 16%

2 68 23 74 28 53 20 57 22 37 15 40 18 29 13 30 14

100 71% 78% 56% 59% 40% 44% 32% 34%

3 68 23 74 28 53 20 57 22 37 15 40 18 29 13 30 14

100 71% 78% 56% 59% 40% 44% 32% 34%

4 53 20 57 22 29 13 30 14

100 56% 59% 32% 34%

2 55 26 58 27 61 24 63 31 26 32 28 31 29 31 30 32

83 72% 76% 78% 84% 48% 48% 49% 51%

3 53 11 57 16 61 24 62 21 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17

83 65% 70% 78% 78% 36% 36% 37% 37%

ATF 230/000 TAPERA-RS - TAPER1 - 1



TR 2 230/69kV - Ijuí 2

TR 3 230/69kV - Ijuí 2

TR 4 230/69kV - Ijuí 2

ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1


LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1

LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1









LT 138kV Jacuí - Júlio de Castilhos

LT P.REAL-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1



CONTINGÊNCIA


Patamar de carga leve




Patamar de carga média

Linha e transformadores

NC/LIM






ATF 230/138 P.REAL-RS - P.REAL - 1



32

Tabela 7-5 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa A.

7.2 Alternativa B


Tabela 7-6 Conjunto de obras associado à Alternativa B.


Construção da LD 138 kV Passo Real – Cruz Alta 2 (60 km,

T21, 477 MCM). 2020




T22, 477 MCM). 2020


na rede de 69kV.




na rede de 69kV e nas transformações

da rede de distribuição

Construção da LD 138 kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 (5 km,

T21, 477 MCM, 1 EL 138 kV na SE Cruz Alta 1). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.


MVA) na SE Cruz Alta 1. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.






(25 km, T21, 477 MCM). 2024



Construção da SE 138-69 kV Tupanciretã, 50 MVA. 2024 Evitar sobrecarga em regime normal



477 MCM). 2024




Panambi

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1 230kV - SE Ijuí 2 96,1% 94,1% 92,4% 97,7% 101,0% 100,4% 99,5% 98,8%

230kV - SE Santa Marta 95,6% 94,6% 92,7% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,7%

230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,3% 90,1% 103,6% 103,3% 102,7% 102,3%

patamar de carga médiaSUBESTAÇÃO


CONTINGÊNCIApatamar de carga leve



33





distribuição.

Instalação de bancos de capacitores trifásicos, de 50Mvar,

no barramento de 230kV da SE Ijuí 2. 2027 Atendimento ao critério “N-1”.




distribuição.



Tabela 7-7 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa B.


230kV - SE Ijuí 2 101,7% 101,5% 101,6% 103,3% 101,0% 101,0% 100,5% 100,4%

230kV - SE Santa Marta 99,7% 99,4% 98,8% 99,1% 102,1% 101,9% 101,7% 101,5%

230kV - SE Tapera 2 101,8% 101,3% 100,8% 100,9% 104,4% 104,2% 104,0% 103,9%

230kV - SE Passo Real 103,9% 103,6% 103,6% 103,7% 104,4% 104,3% 104,3% 104,2%

230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,8% 104,8% 104,7% 104,7%


138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%

138kV - SE Jacuí 104,3% 104,3% 104,3% 104,2% 103,9% 103,8% 103,8% 103,8%

138kV - SE Cruz Alta 1 102,7% 102,3% 102,4% 101,8% 102,0% 101,6% 101,5% 101,6%



69kV - SE Cruz Alta 1 104,0% 103,0% 103,0% 103,0% 102,0% 103,0% 104,5% 104,5%

69kV - SE Panambi 1 99,0% 96,9% 101,7% 100,9% 99,2% 99,6% 103,9% 103,7%

69kV - SE Ijuí 1 100,7% 100,3% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%

69kV - SE Panambi 2 98,8% 98,4% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%

69kV - SE DEMEI 102,9% 102,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Ijuí 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%


69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 99,6% 99,2% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%

69kV - SE Ceriluz 100,8% 100,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%

SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve



34




Tabela 7-8 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa B.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027


LIM. % % % % % % % %

1 107 0 139 5 126 15 133 -22 11 -20 17 -16 23 -18 25 -17

319 33% 42% 39% 41% 8% 8% 9% 10%

1 57 -53 32 -43 43 -48 45 -45 60 -58 52 -56 50 -56 50 -57

179 44% 31% 37% 36% 46% 42% 42% 42%

1 53 21 84 17 80 27 82 28 -8 -1 2 -3 7 -1 8 0

250 22% 33% 32% 34% 4% 2% 3% 3%

1 140 4 171 10 173 13 179 10 90 -3 102 -1 103 -1 106 -1

290 46% 57% 57% 59% 30% 33% 34% 35%

1 -11 15 -34 19 -13 13 -16 -1 36 19 35 18 33 23 33 24

319 6% 12% 6% 5% 12% 12% 12% 12%

1 -50 0 -47 -3 -49 -2 -53 -5 -43 0 -44 -1 -44 -2 -46 -1

150 32% 31% 32% 35% 29% 29% 29% 30%

2 -49 0 -47 -3 -49 -2 -53 -5 -43 0 -44 -1 -44 -2 -46 -1

150 32% 31% 32% 35% 28% 29% 29% 30%

1 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 48% 20% 23% 25% 27%

2 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 48% 20% 23% 25% 27%

3 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 48% 20% 23% 25% 27%

1 36 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21

83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 34%

2 37 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21

83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 34%

3 35 2 38 6 40 8 41 9 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26

83 42% 46% 48% 51% 40% 37% 37% 37%

1 -31 0 -27 -2 -32 -1 -34 -3 -28 1 -28 0 -30 0 -31 0

96 32% 28% 32% 34% 29% 29% 31% 32%

2 -31 0 -27 -2 -32 -1 -34 -3 -28 1 -28 0 -30 0 -31 0

143 22% 19% 22% 23% 20% 20% 21% 22%

1 34 0 37 1 31 1 35 4 27 3 29 4 25 6 26 5

96 33% 36% 31% 35% 27% 29% 25% 27%

1 18 -4 8 0 22 -4 21 -2 23 -8 20 -7 28 -9 28 -9

82 22% 9% 26% 26% 29% 26% 35% 35%

1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -3 11 -3 12 -3 13 -3 14 -3

23 78% 87% 48% 52% 52% 57% 30% 32%

1 14 -2 15 -2 0 0 0 0 11 -2 12 -2 0 0 0 0

23 61% 61% 4% 4% 48% 52% 4% 4%

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

30 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%

1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15

84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%

1 16 5 18 6 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6

40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%

1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3

40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%

1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5

25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%

1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9

25 64% 72% 76% 88% 80% 88% 96% 96%

1 -20 5 -22 4 -15 3 -18 2 -13 3 -14 2 -9 0 -10 1

54 39% 43% 30% 33% 26% 28% 19% 19%

1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 8 6

25 40% 44% 48% 52% 32% 32% 36% 36%






LT 69kV - Cruz Alta 1 - Tupanciretã












TR 1 230/69kV - Ijuí 2

TR 2 230/69kV - Ijuí 2




patamar de carga média patamar de carga leve





NC/LIM

TR 3 230/69kV - Ijuí 2

Condição Normal




35


Alternativa B

Tabela 7-10 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa B.

7.3 Alternativa C


Tabela 7-11 Conjunto de obras associado à Alternativa C.


Seccionamento da LT 230 kV Passo Real – Ijuí 2 2020



Cruz Alta 2.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027

NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW MvarLIM. % % % % % % % %

1 74 -53 53 -44 62 -46 66 -48 62 -60 54 -57 53 -58 54 -58

255 36% 27% 31% 33% 33% 31% 31% 31%

1 193 13 242 22 238 33 248 11 95 -8 111 -4 115 -6 119 -5

366 51% 64% 63% 65% 25% 29% 30% 31%

1 96 28 104 36 114 46 118 -9 48 6 52 9 56 12 59 14

319 30% 34% 38% 36% 14% 16% 17% 18%

1 110 -10 117 -4 124 5 129 10 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45

255 45% 48% 53% 55% 27% 28% 29% 29%

1 21 -5 12 -1 26 -5 26 -4 23 -8 21 -7 29 -9 28 -9

82 26% 15% 32% 30% 28% 26% 35% 35%

1 95 32 103 39 112 46 116 -7 48 17 51 19 56 22 58 24

319 31% 34% 37% 35% 16% 17% 19% 20%

1 51 23 79 19 77 29 80 28 -2 0 7 -2 12 0 13 1

292 18% 27% 27% 28% 1% 2% 4% 4%

1 18 -3 5 1 21 -3 20 -2 26 -9 23 -8 31 -10 30 -10

82 21% 6% 24% 23% 32% 29% 38% 38%

1 54 21 85 16 80 27 83 28 -8 -1 2 -3 7 -2 9 0

292 19% 28% 28% 29% 3% 2% 2% 3%

2 -95 0 -91 -9 -94 -6 -102 -13 -83 0 -85 -5 -85 -7 -87 -5

210 44% 42% 43% 47% 39% 40% 40% 40%

2 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15

83 60% 66% 72% 73% 31% 35% 37% 40%

3 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15

100 50% 55% 60% 61% 26% 29% 31% 33%

2 55 26 58 26 61 29 63 31 26 32 28 31 29 31 30 32

83 72% 76% 81% 84% 48% 48% 49% 51%

3 53 11 57 16 60 19 62 21 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17

83 65% 70% 76% 78% 36% 36% 37% 37%

CONTINGÊNCIA






TR 3 230/69kV - Ijuí 2



ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1




TR 2 230/69kV - Ijuí 2


Patamar de carga leve




LT P.REAL-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1

NC/LIMPatamar de carga média



Linha e transformadores

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1 230kV - SE Ijuí 2 98,1% 96,7% 95,4% 101,7% 102,2% 101,7% 101,3% 101,0%

230kV - SE Santa Marta 95,5% 94,6% 92,5% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,6%

230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,1% 90,1% 103,6% 103,3% 102,6% 102,3%LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1

CONTINGÊNCIA SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve



36


Construção da SE 230/138 kV Cruz Alta 2, 2 x 83 MVA, 1 EL

138 kV 2020


Cruz Alta.


T22, 477 MCM) 2020


na rede de 69kV.


T21, 477 MCM, 1 EL 138 kV na SE Cruz Alta 1). 2020


fronteira.




na rede de 138kV, 69kV e nas

transformações da rede de

distribuição.


MVA) na SE Cruz Alta 1. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.


477 MCM) 2020 Atendimento ao critério “N-1”.




(25 km, T21, 477 MCM) 2024






477 MCM). 2024




Panambi




distribuição.




distribuição.



37



Tabela 7-12 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa C.


230kV - SE Ijuí 2 101,4% 101,2% 101,4% 101,1% 100,7% 100,7% 100,1% 100,0%

230kV - SE Santa Marta 99,7% 99,5% 99,1% 99,1% 102,1% 102,0% 101,8% 101,6%

230kV - SE Tapera 2 101,8% 101,4% 101,0% 100,8% 104,5% 104,4% 104,1% 104,0%

230kV - SE Passo Real 103,9% 103,7% 103,7% 103,6% 104,6% 104,5% 104,5% 104,4%

230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,8% 104,8% 105,0% 105,0%


230kV - SE Cruz Alta 2 102,3% 102,0% 102,1% 101,7% 101,9% 101,8% 101,3% 101,3%

138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%

138kV - SE Jacuí 104,3% 104,3% 104,3% 104,3% 103,9% 103,9% 103,9% 103,9%

138kV - SE Cruz Alta 1 102,9% 102,9% 102,9% 102,8% 102,8% 102,7% 102,7% 102,8%



138kV - SE Cruz Alta 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Cruz Alta 1 105,0% 104,0% 104,0% 104,0% 103,0% 103,0% 104,0% 104,5%

69kV - SE Panambi 1 100,0% 98,0% 102,8% 102,0% 100,3% 99,6% 103,4% 103,7%

69kV - SE Ijuí 1 100,7% 100,3% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%

69kV - SE Panambi 2 98,8% 98,4% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%

69kV - SE DEMEI 102,9% 102,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Ijuí 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%


69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 99,6% 99,2% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%

69kV - SE Ceriluz 100,8% 100,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%




38

Tabela 7-13 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa

C.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027


LIM. % % % % % % % %

1 123 2 158 10 142 19 150 23 22 -15 29 -10 33 -12 37 -11

319 38% 48% 44% 46% 8% 10% 11% 12%

1 54 -52 29 -43 42 -46 43 -43 58 -59 50 -57 48 -57 49 -58

179 42% 30% 36% 35% 46% 42% 41% 42%

1 55 20 87 17 81 26 84 26 -7 0 3 -2 8 -1 10 0

250 23% 34% 33% 34% 3% 2% 3% 4%

1 134 3 164 8 166 11 171 14 86 -7 97 -5 99 0 101 1

290 44% 54% 55% 57% 28% 32% 32% 33%

1 -28 0 -22 -1 -28 0 -30 0 -29 4 -29 4 -30 4 -31 4

150 19% 15% 19% 20% 19% 19% 20% 21%

2 -28 0 -22 -1 -28 0 -30 0 -29 4 -29 4 -30 4 -31 4

150 18% 15% 19% 20% 19% 19% 20% 21%

1 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%

2 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%

3 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%

1 36 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21

83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 33%

2 37 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21

83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 34%

3 35 2 38 6 40 8 41 9 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26

83 42% 46% 48% 51% 40% 37% 37% 37%

1 -28 0 -22 -2 -28 0 -30 -1 -29 4 -29 3 -30 4 -31 4

96 29% 24% 29% 31% 30% 30% 31% 32%

2 -28 0 -22 -2 -28 0 -30 -1 -29 4 -29 3 -30 4 -31 4

143 20% 16% 20% 21% 20% 20% 21% 22%

1 23 1 27 2 22 3 25 5 15 6 17 7 15 8 16 8

83 28% 31% 27% 30% 19% 22% 20% 20%

2 23 1 27 2 22 3 25 5 15 6 17 7 15 8 16 8

83 28% 31% 27% 30% 19% 22% 20% 20%

1 24 0 22 1 20 1 23 1 26 -1 27 -1 23 0 24 0

96 24% 22% 21% 23% 26% 27% 23% 24%

1 22 -5 13 -1 26 -5 26 -4 25 -9 23 -8 31 -10 31 -10

82 27% 15% 30% 30% 32% 29% 38% 38%

1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -3 11 -3 12 -3 13 -3 14 -3

23 78% 87% 45% 52% 52% 57% 30% 32%

1 14 -2 15 -2 0 0 0 0 11 -2 12 -2 0 0 0 0

23 57% 61% 4% 4% 48% 52% 4% 4%

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

30 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%

1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15

84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%

1 16 5 18 6 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6

40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%

1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3

40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%

1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5

25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%

1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9

25 64% 68% 76% 88% 80% 88% 96% 92%

1 -20 5 -22 4 -15 3 -18 3 -13 3 -14 2 -9 1 -10 1

54 39% 41% 30% 33% 26% 28% 19% 19%

1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 8 6

25 40% 44% 48% 52% 28% 32% 36% 36%

Condição


NC/LIMpatamar de carga média patamar de carga leve


CONTINGÊNCIA





TR 1 230/69kV - Ijuí 2

TR 2 230/69kV - Ijuí 2

TR 3 230/69kV - Ijuí 2












LT 69kV - Cruz Alta 1 - Tupanciretã

Condição Normal




ATF 1 230/138kV - Cruz Alta 2






39





Alternativa C

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027


1 74 -52 53 -43 63 -44 66 -40 62 -60 54 -57 54 -58 54 -58

255 36% 27% 31% 31% 33% 31% 31% 31%

1 36 22 63 17 60 25 61 25 -10 0 0 -2 3 0 4 1

292 14% 22% 22% 22% 4% 1% 1% 1%

1 194 17 243 26 238 36 248 42 96 -9 112 -5 116 0 120 1

366 51% 64% 63% 66% 25% 29% 30% 31%

1 -34 1 -29 -1 -35 0 -37 0 -30 4 -30 4 -32 4 -33 4

194 17% 15% 18% 19% 15% 15% 16% 17%

2 -33 1 -29 -1 -34 0 -37 0 -30 4 -30 4 -32 4 -32 4

210 16% 14% 16% 17% 14% 14% 15% 15%

1 -33 0 -29 -2 -34 0 -37 0 -30 4 -30 3 -32 4 -32 4

96 34% 30% 35% 38% 31% 31% 33% 33%

2 -33 0 -29 -2 -34 0 -37 0 -30 4 -30 3 -32 4 -32 4

143 23% 20% 24% 25% 21% 21% 22% 22%

1 46 -3 51 -4 46 -3 51 -3 30 -2 32 -2 29 -1 30 -2

96 46% 51% 46% 51% 30% 32% 29% 30%

1 110 -10 117 -4 124 4 129 9 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45

255 45% 49% 52% 55% 27% 28% 29% 29%

1 -30 1 -26 0 -32 0 -33 0 -29 4 -29 4 -31 4 -31 4

194 15% 13% 16% 17% 15% 15% 16% 16%

2 -30 1 -26 0 -31 0 -33 0 -29 4 -29 4 -31 4 -31 4

210 14% 12% 15% 16% 14% 14% 15% 15%

3 35 2 38 6 40 9 41 10 15 -30 16 -27 17 -26 17 -26

83 46% 49% 54% 57% 40% 37% 37% 37%

1 -30 0 -26 -1 -31 0 -33 0 -29 4 -29 3 -31 4 -31 4

96 31% 27% 32% 34% 30% 30% 32% 32%

2 -30 0 -26 -1 -31 0 -33 0 -29 4 -29 3 -31 4 -31 4

143 21% 18% 22% 23% 20% 20% 22% 22%

1 25 0 25 1 23 1 26 1 25 -1 27 -1 23 0 24 0

96 25% 25% 23% 26% 26% 27% 23% 24%

1 25 -6 17 -3 30 -6 30 -5 25 -9 23 -8 31 -10 31 -10

82 30% 21% 35% 37% 32% 29% 39% 39%

2 -51 0 -41 -5 -52 -2 -55 -3 -53 7 -53 6 -56 6 -57 6

210 24% 20% 24% 26% 25% 25% 26% 27%

3 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15

100 50% 55% 60% 62% 26% 29% 31% 33%

2 55 26 58 26 61 29 63 31 26 32 28 31 29 31 30 32

83 72% 76% 81% 84% 48% 48% 49% 51%

3 53 11 57 16 60 19 62 21 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17

83 65% 70% 76% 78% 36% 36% 37% 37%

1 55 20 86 17 81 26 84 26 -7 0 3 -2 8 -1 9 0

292 19% 29% 28% 29% 3% 1% 3% 3%

1 -32 1 -27 0 -32 0 -34 0 -31 5 -31 4 -33 4 -34 5

194 16% 14% 16% 18% 16% 16% 17% 18%

2 -32 1 -27 0 -32 0 -34 0 -31 5 -31 4 -33 4 -34 5

210 15% 13% 15% 16% 15% 15% 16% 16%

1 -32 1 -27 -1 -32 0 -34 0 -31 4 -31 4 -33 4 -34 4

96 32% 28% 33% 35% 32% 32% 34% 34%

2 -32 1 -27 -1 -32 0 -34 0 -31 4 -31 4 -33 4 -34 4

143 22% 19% 22% 24% 22% 22% 23% 23%

2 38 5 44 9 36 9 41 15 25 13 27 17 24 19 26 18

83 45% 53% 45% 52% 34% 39% 36% 37%

1 33 -1 32 0 29 0 33 0 31 -2 33 -2 28 -1 30 -2

96 32% 32% 29% 32% 31% 33% 28% 30%

NC/LIMPatamar de carga média Patamar de carga leve




CONTINGÊNCIA Linha e transformadores










ATF 230/138kV CALTRB-RS - CRB-13

- 1







ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1









TR 3 230/69kV - Ijuí 2







40

Tabela 7-15 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa C.

7.4 Alternativa D


Tabela 7-16 Conjunto de obras associado à Alternativa D.


Seccionamento da LT 230 kV Passo Real – Ijuí 2 2020



Cruz Alta 2.

Construção da SE 230/69 kV Cruz Alta 2, 2 x 83 MVA, 5 EL

69 kV 2020


Cruz Alta.


T22, 477

MCM)


na rede de 69kV.

Seccionamento da LD 69kV Cruz Alta 1 – Tupanciretã na SE

Cruz Alta 2. 2020


fronteira.

Construção das LDs 69kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 C1 e C2

(9km, 477MCM) 2020


fronteira.

Construção da SE 69-23 kV Cruz Alta 3, 26,6 MVA

(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69-23 kV). 2020


na rede de 138kV, 69kV e nas

transformações da rede de

distribuição.








477 MCM). 2024



2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Ijuí 2 97,0% 95,2% 93,9% 93,0% 101,1% 100,2% 99,7% 99,4%

230kV - SE Cruz Alta 2 99,0% 97,5% 96,6% 95,7% 102,1% 101,4% 101,0% 100,9%

230kV - SE Santa Marta 95,5% 94,6% 93,0% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,7%

230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,7% 90,1% 103,6% 103,3% 102,7% 102,3%




CONTINGÊNCIA



41



Panambi


(25 km,

T21, 477 MCM).








distribuição.




distribuição.



Tabela 7-17 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa D.


230kV - SE Ijuí 2 101,5% 101,4% 101,4% 101,3% 100,8% 100,9% 100,3% 100,2%

230kV - SE Santa Marta 99,7% 99,5% 99,0% 99,1% 102,1% 102,0% 101,7% 101,5%

230kV - SE Tapera 2 101,8% 101,4% 100,9% 100,8% 104,4% 104,3% 104,1% 103,9%

230kV - SE Passo Real 103,9% 103,7% 103,7% 103,6% 104,5% 104,4% 104,4% 104,3%

230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,8% 104,8% 105,0% 104,9%


230kV - SE Cruz Alta 2 102,4% 102,2% 102,2% 102,0% 102,2% 102,1% 101,7% 101,6%

138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%

138kV - SE Jacuí 104,3% 104,3% 104,3% 104,3% 103,8% 103,8% 103,8% 103,8%

138kV - SE Cruz Alta 1 102,6% 102,3% 102,1% 101,7% 101,2% 100,9% 100,5% 100,3%



69kV - SE Cruz Alta 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Cruz Alta 1 102,9% 102,9% 102,8% 102,7% 102,9% 102,8% 102,7% 102,7%

69kV - SE Panambi 1 97,8% 100,3% 101,6% 100,6% 100,1% 99,4% 102,1% 101,9%

69kV - SE Ijuí 1 100,7% 100,3% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%

69kV - SE Panambi 2 98,8% 98,4% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%

69kV - SE DEMEI 102,9% 102,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Ijuí 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%

69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,5% 103,5% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%


69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 100,1% 99,7% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%

69kV - SE Ceriluz 100,8% 100,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%




42

Tabela 7-18 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa

D.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027


LIM. % % % % % % % %

1 124 0 159 7 142 16 150 27 22 -20 30 -7 34 -8 36 -11

319 38% 48% 43% 46% 9% 10% 11% 12%

1 54 -52 29 -43 41 -47 43 -43 58 -58 50 -57 48 -57 49 -58

179 42% 30% 36% 35% 45% 42% 42% 42%

1 56 20 87 17 81 26 84 26 -6 -1 4 -2 8 0 10 0

250 23% 34% 33% 34% 3% 2% 3% 4%

1 134 3 163 8 166 13 172 12 85 -5 97 -7 99 0 101 1

290 44% 54% 55% 57% 28% 32% 32% 33%

1 -27 0 -22 -4 -29 -3 -30 4 -28 0 -27 8 -30 8 -31 3

150 17% 15% 19% 20% 19% 19% 21% 21%

2 -27 0 -22 -4 -29 -3 -30 4 -28 0 -27 8 -30 8 -31 3

150 17% 15% 19% 20% 19% 19% 21% 21%

1 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%

2 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%

3 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10

83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%

1 36 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 21

83 47% 49% 53% 53% 31% 31% 33% 33%

2 37 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 21

83 47% 49% 53% 53% 31% 31% 33% 34%

3 35 2 38 6 40 9 42 16 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26

83 42% 46% 49% 53% 40% 37% 37% 37%

1 -26 -1 -22 -4 -29 -4 -30 4 -28 0 -27 7 -30 8 -31 3

96 27% 23% 30% 30% 29% 29% 32% 32%

2 -26 -1 -22 -4 -29 -4 -30 4 -28 0 -27 7 -30 8 -31 3

143 18% 15% 20% 20% 20% 20% 22% 22%

1 25 -1 27 0 22 0 26 11 16 0 19 12 15 13 16 7

83 29% 33% 25% 34% 19% 27% 24% 20%

2 25 -1 27 0 22 0 26 11 16 0 19 12 15 13 16 7

83 29% 33% 25% 34% 19% 27% 24% 20%

1 21 4 21 7 21 9 22 -9 23 8 23 -10 22 -8 24 0

96 21% 22% 23% 24% 25% 26% 24% 24%

1 23 -5 13 -1 26 -5 26 -4 26 -9 24 -8 31 -10 31 -10

82 28% 15% 30% 30% 33% 29% 38% 38%

1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -3 11 -3 12 -3 13 -3 14 -3

23 78% 87% 48% 55% 52% 57% 30% 32%

1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15

84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%

1 16 5 18 6 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6

40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%

1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3

40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%

1 -11 3 -12 4 -14 4 -17 -6 -5 2 -7 -8 -9 -8 -9 -2

84 14% 17% 18% 23% 7% 13% 15% 12%

2 -11 3 -12 4 -14 4 -17 -6 -5 2 -7 -8 -9 -8 -9 -2

84 14% 17% 18% 23% 7% 13% 15% 12%

1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5

25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%

1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9

25 64% 72% 76% 84% 80% 84% 92% 92%

1 -5 0 -3 -2 -2 -3 -1 16 -4 -1 -3 18 0 18 0 5

54 9% 9% 9% 30% 11% 33% 33% 9%

1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 7 6

25 40% 44% 48% 52% 28% 32% 36% 40%

NC/LIMpatamar de carga média patamar de carga leve



TR 2 230/69kV - Ijuí 2


Condição Normal






TR 3 230/69kV - Ijuí 2





TR 1 230/69kV - Ijuí 2







LT 69kV - Cruz Alta 1 - Cruz Alta 2 C1

LT 69kV - Cruz Alta 1 - Cruz Alta 2 C2









43





Alternativa D

Tabela 7-20 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa D.

2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027


1 74 -52 53 -43 63 -45 66 -40 62 -60 54 -57 54 -58 54 -58

255 36% 27% 31% 31% 33% 31% 31% 31%

1 36 22 63 17 60 25 61 24 -10 0 0 -2 3 0 4 1

292 14% 22% 22% 22% 4% 1% 1% 1%

1 195 16 244 25 239 36 249 43 96 -10 112 -4 116 1 120 1

366 51% 64% 63% 66% 25% 29% 30% 31%

1 110 -10 117 -4 124 4 129 9 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45

255 45% 49% 53% 55% 27% 28% 29% 29%

1 36 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 20

83 51% 54% 59% 60% 31% 31% 33% 34%

2 36 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 20

83 51% 54% 59% 60% 31% 31% 33% 34%

3 35 2 38 6 40 10 42 16 15 -30 16 -27 17 -26 17 -26

83 46% 49% 54% 60% 40% 37% 37% 37%

1 25 -6 17 -3 30 -7 30 -5 25 -9 24 -8 31 -10 31 -10

82 30% 21% 37% 37% 32% 29% 39% 39%

2 -50 -3 -41 -10 -54 -9 -56 7 -52 -2 -51 15 -56 15 -58 5

210 23% 20% 25% 26% 24% 25% 27% 27%

2 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15

83 60% 66% 72% 76% 31% 35% 37% 40%

3 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15

100 50% 55% 60% 63% 26% 29% 31% 33%

2 55 26 58 26 61 28 63 26 26 32 28 31 29 31 30 32

83 72% 76% 81% 81% 48% 48% 49% 51%

3 53 11 57 16 60 19 63 26 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17

83 65% 70% 76% 81% 36% 36% 37% 37%

2 43 0 48 0 39 0 45 25 29 2 33 25 27 28 28 16

83 51% 57% 46% 61% 34% 49% 46% 37%

CONTINGÊNCIA Linha e transformadores

NC/LIMPatamar de carga média Patamar de carga leve





LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1 TR 2 230/69kV - Tapera 2





ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1

TR 2 230/69kV - Ijuí 2

TR 3 230/69kV - Ijuí 2



TR 2 230/69kV - Cruz Alta 2


ATF 230/69kV CALTRB-RS - CRB-13

- 1



2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Ijuí 2 97,4% 95,8% 94,6% 92,2% 101,8% 99,6% 99,0% 99,5%

230kV - SE Cruz Alta 2 99,3% 98,1% 97,2% 95,0% 102,8% 100,8% 100,4% 101,0%

230kV - SE Santa Marta 95,5% 94,6% 92,8% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,7%

230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,5% 90,2% 103,6% 103,3% 102,7% 102,3%LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1

CONTINGÊNCIA SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve




44

8 ANÁLISE ECONÔMICA

Os resultados da análise econômica do estudo são apresentados nesta seção. Destaca-se que a

estimativa dos custos relacionados às obras vislumbradas nas alternativas foi realizada com base

nos critérios descritos no Capítulo 4 e nos esquemáticos descritos no ANEXO 3 –

CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS. O detalhamento dos investimentos é apresentado

no ANEXO 1 – PLANO DE OBRAS DAS ALTERNATIVAS.

8.1 Análise Econômica

As tabelas abaixo indicam, respectivamente, o valor presente, os rendimentos necessários dos

investimentos e o diferencial de custos de perdas elétricas associados às Alternativas A, B, C e D.

A Figura 8-1 ilustra a comparação entre os custos totais das configurações avaliadas.

Tabela 8-1 Valor presente das alternativas

Custo total (Valor presente)

Alternativas Custos

(R$ x 1000) (%) Ordem

A 110.352,14 100,0% 1º

B 120.626,02 109,3% 2º

C 152.263,60 138,0% 4º

D 127.942,62 115,9% 3º

Tabela 8-2 Rendimentos necessários das alternativas

Rendimentos Necessários

Alternativas Custos

(R$ x 1000) (%) Ordem

A 61.483,70 100,0% 1º

B 68.978,31 112,2% 2º

C 89.220,07 145,1% 4º

D 74.723,81 121,5% 3º



45

Tabela 8-3 Custo diferencial de perdas (R$ X 1.000)

Custo Diferencial de Perdas

Alternativas Custos

(R$ x 1000) Diferencial Ordem

A 47.152.792,98 9.863,32 4º

B 47.148.170,32 5.240,65 3º

C 47.143.141,40 211,73 2º

D 47.142.929,66 0,00 1º

Tabela 8-4 Comparação econômica: método dos rendimentos necessários (R$x1.000)

Rendimentps Necessários + Custo Diferencial de Perdas

Alternativas Custos

(R$ x 1000) Diferencial

Custos Totais (R$ x 1000)

(%) Ordem

A 61.483,70 9.863,32 71.347,02 100,0% 4º

B 68.978,31 5.240,65 74.218,96 104,0% 3º

C 89.220,07 211,73 89.431,81 125,3% 2º

D 74.723,81 0,00 74.723,81 104,7% 1º

Figura 8-1 Comparação econômica: método dos rendimentos necessários (R$x1.000)

100,0%104,0%

125,3%

104,7%

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

140,0%

0,00

10.000,00

20.000,00

30.000,00

40.000,00

50.000,00

60.000,00

70.000,00

80.000,00

90.000,00

100.000,00

Alternativa A Alternativa B Alternativa C Alternativa D

Perdas R$ x 1000

Rendimentos Necessários R$ x 1000

Rendimentos Necessários + Perdas %



46

8.2 Definição da Alternativa de Referência

Analisando-se os resultados da avaliação econômica, observa-se que as Alternativas A, B e D

apresentaram diferenças de custos globais inferiores a 5% o que configura um empate técnico-

econômico entre essas alternativas. Contudo, a Alternativa D foi selecionada como a alternativa de

mínimo custo global, pois oferece benefícios adicionais à sociedade quando comparada com as

alternativas A e B.

A Alternativa D, diferentemente das demais, propicia um novo ponto de suprimento 230/69kV na

região de Cruz Alta, permitindo aliviar simultaneamente as transformações das subestações de

fronteira Ijuí 2, Tapera 2 e Passo Real. Com a implantação do novo ponto de suprimento, é

possível redistribuir de forma mais estratégica o atendimento às cargas, diminuindo as distâncias

entre os pontos de suprimento e as cargas das regiões e, consequentemente, tendo impacto

significativo para a redução das perdas elétricas na rede.

Adicionalmente, a Alternativa D proporciona um melhor perfil de tensão na rede, o que ficou

evidenciado quando da avaliação de desempenho elétrico que levou essa alternativa a não

necessitar da implantação do banco de capacitores das alternativas A e B.

É importante destacar que, com a implantação deste novo ponto de suprimento, é posterga-se

para além do horizonte de análise a necessidade da instalação da quarta unidade transformadora

230/69kV na subestação Ijuí 2. No caso específico da Alternativa A, essa ampliação se mostrou

necessária a partir do ano de 2024 tendo em vista as fortes expansões da rede de distribuição no

nível de tensão de 69kV a partir da SE Ijuí 2. A necessidade dessa ampliação denota que a

Alternativa A, apesar de solucionar o problema de atendimento à região, não possui a mesma

robustez que a Alternativa D.

No caso da Alternativa B, que propõe a expansão da rede de distribuição no nível de tensão de

138kV a partir da SE Passo Real 2, verificou-se um desempenho similar ao da Alternativa A, em

especial no que se refere aos níveis de tensão da rede. Este desempenho decorre, principalmente,

do fato de que a maior parcela das cargas da região é atendida no nível de tensão de 69kV e,

consequentemente, expansões em 138kV não permitem um remanejamento de cargas tão efetivo

quanto o que ocorre no nível de tensão de 69kV.

Tendo em vista as características do sistema e os benefícios advindos da implantação de um novo

ponto de suprimento na região, a Alternativa D foi selecionada como a alternativa de mínimo

custo global.



47

9 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO

O conhecimento dos níveis de curto-circuito previstos nas instalações é uma informação

fundamental para o dimensionamento dos equipamentos a serem aplicados na expansão do

sistema elétrico, bem como para identificar possíveis superações de equipamentos dentro do

horizonte estudado.

Com esse intuito, foram analisadas as correntes de curto-circuito trifásicas e monofásicas nos

barramentos das principais subestações da região de interesse antes e após a implantação das

obras da Alternativa D (vencedora do estudo).

Para as simulações, foi utilizada a base de dados relativa ao Plano Decenal de Energia 2025, com

as seguintes implementações e/ou ajustes:

• As subestações novas do estudo foram inicialmente modeladas com disjuntores similares

aos que vêm sendo adotados pela ANEEL nos últimos leilões de transmissão, a saber: (i)

525 kV – DJ 50 kA; (ii) 230 kV – DJ 40 kA; (iii) 138 kV – DJ 31,5 kA; (iv) 69 kV –

DJ 31,5 kA.

• Disjuntores novos autorizados pela ANEEL por meio de resoluções específicas, em

substituição a outros superados, já foram contemplados.

Na tabela a seguir, são apresentadas as correntes de curto-circuito trifásicas e monofásicas nas

subestações da região de interesse, para o ano de 2027, considerando as expansões já planejadas

e as ampliações previstas com as obras definidas na Alternativa D.



48

Tabela 9-1 Correntes de curto-circuito antes e após a implanmtação da alternativa recomendada.

De forma geral, não foram verificadas grandes alterações nos níveis de curto-circuito das

subestações da região de interesse do estudo em função da implantação do novo ponto de

suprimento SE 230/69kV Cruz Alta 2. Esta nova subestação de fronteira influencia de forma mais

significativa apenas os níveis de curto-circuito na subestação Cruz Alta 1, que passa a apresentar

níveis de curto-circuito com módulos da ordem de 10kA, superando a capacidade de interrupção

do menor disjuntor dessa subestação que é de 7,75KA.

Com base nos resultados das avaliações dos níveis de curto-circuito do sistema, recomenda-se que

o ONS e a CEEE-GT efetuem avaliações mais específicas de modo a identificar quais os disjuntores

da subestação Cruz Alta 1 precisam ser substituídos e qual o momento mais adequado para

realizar essa substituição.

É importante que o ONS e a CEEE-GT fiquem atentos aos resultados obtidos nessas simulações e

efetuem avaliações mais específicas de modo a identificar quais os disjuntores da subestação Cruz

Alta 1 precisam ser substituídos e qual o momento mais adequado para realizar essa substituição.

kV kA módulo X/R módulo X/R módulo X/R módulo X/R

SANGL2-RS230 230.0 25,0 15,14 9,37 15,23 9,26 13,27 6,88 12,85 6,56IJUI-2-RS230 230.0 40,0 6,12 5,96 6,10 5,95 3,99 4,67 3,81 4,48

CALTRB-RS230 230.0 40,0 - - 5,51 5,83 - - 3,50 4,59P.REAL-RS230 230.0 23,6 12,33 6,92 12,04 7,00 11,55 7,75 11,25 7,80TAPERA-RS230 230.0 40,0 5,31 4,50 5,03 4,56 4,13 4,99 4,03 5,05P.REAL-RS138 138.0 20,0 12,05 10,91 2,83 5,63 12,48 11,63 1,94 5,74CALTA1-RS138 138.0 7,8 1,93 4,15 10,70 8,27 1,77 5,41 8,76 7,17JACUI--RS138 138.0 20,0 10,59 8,43 4,60 3,15 9,09 7,59 2,82 3,60JULIO1-RS138 138.0 40,0 4,56 3,20 3,11 3,31 2,82 3,65 1,78 3,75JULIO2-RS138 138.0 40,0 3,04 3,35 2,07 3,44 1,74 3,79 1,13 3,85TUP------138 138.0 40,0 - - 4,10 3,47 - - 2,26 3,88TUP------069 69.0 40,0 - - 8,60 11,70 - - 6,84 7,59IJUI-2-RS069 69.0 31,5 7,02 18,46 7,75 11,03 6,14 10,82 6,23 7,83CRB------069 69.0 31,5 - - 12,03 10,54 - - 12,27 11,31

TAPERA-RS069 69.0 25,0 8,19 8,83 7,98 8,74 8,70 8,80 8,56 8,78CALTA1-RS069 69.0 13,0 1,82 8,47 6,38 7,77 2,40 8,63 4,57 6,17

PANAM2-RS069 69.0 não informado 1,69 2,81 1,76 2,65 0,94 3,35 0,95 3,25PANAMB-RS069 69.0 25,0 0,78 1,87 1,44 2,92 0,54 1,85 0,80 3,46

BARRAVbase Capacidade

do disjuntor

Trifásico Monofásico

Antes das obras recomendadas

Após as obras recomendadas

Antes das obras recomendadas

Após as obras recomendadas



49

Levando-se em consideração a evolução do sistema, segundo a visão de longo prazo dos estudos

de planejamento, e as capacidades de interrupção padrão dos disjuntores adotados pela ANEEL

nos últimos leilões de transmissão, a EPE indica que a substituição dos disjuntores superados da

SE Cruz Alta 1 deve ser realizada por unidades de 31,5kA.

É importante destacar que a CEEE-GT também sinalizou a necessidade de se realizar a substituição

da proteção da atual LT 69 kV Ibirubá – Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Ibirubá - Cruz Alta 2) em

função da alteração de configuração de rede. Para as proteções da atual LT 69 kV Tupanciretã –

Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Tupanciretã - Cruz Alta 2) não haverá necessidade de se realizar

quaisquer alterações, pois essas proteções já foram digitalizadas recentemente.

Por fim, é importante ressaltar que em algumas subestações da rede de distribuição foi verificada

a redução dos níveis de curto-circuito após a implantação no novo ponto de fronteira. Isso de deve

ao fato de que a RGE promoveu a abertura de algumas das linhas da rede de distribuição, o que

diminuiu a contribuição das demais fronteiras para os níveis de curto-circuito da rede.



50

10 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL PRELIMINAR

As avaliações socioambientais preliminares referentes às novas instalações de Rede Básica

recomendadas neste estudo foram objeto da Nota Técnica DEA 08/17 “Avaliação Socioambiental

da Localização Proposta pela RGE para Implantação da Subestação Cruz Alta 2”, a qual está

incorporada ao final deste relatório.



51

11 REFERÊNCIAS

[1] CCPE. Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos, 2002.

Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão –

Volume 2.

[2] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2005. Diretrizes para Elaboração dos Relatórios

Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica (EPE-DEE-RE-001/2005-R1).

[3] RGE. REP2015-304 – SDAT Região de Cruz Alta - Avaliação Preliminar de Alternativas.



52

12 EQUIPE TÉCNICA

EPE

• Análises Elétricas (STE)

Thiago Dourado Martins.

Marcos Farinha.

• Análises Ambientais (SMA)

Carina Rennó Siniscalchi.

Carolina Fiorillo Mariani.

Kátia Gisele Matosinho.

Leonardo de Souza Lopes.

RGE

Guilherme Ponticelli.

Régis Bolzan.



53

13 ANEXO 1 – PLANO DE OBRAS DAS ALTERNATIVAS

Tabela 13-1 Plano de obras da Alternativa A.

Custo Unitário x Fator Custo Total VP Parcela Anual RN

149.520,90 110.352,14 13.281,56 61.483,70

SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 33.488,11 21.226,22 2.974,66 9.896,17MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 3,0MIM - 230 kV 2024 1,0 1,0 355,78 355,78 207,59 31,60 85,25MIM - 69 kV 2024 1,0 1,0 94,35 94,35 55,05 8,38 22,614° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2024 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 4.303,63 655,16 1.767,24CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.005,25 305,27 823,43CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2024 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 823,10 125,30 338,00MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 355,78 355,78 164,79 31,60 37,72CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 3860,96 3.860,96 1.788,37 342,96 409,391° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2027 1,0 1,0 3925,19 3.925,19 1.818,12 348,66 416,20

SE 69/23 kV CRUZ ALTA 2 | (Distribuição) (Nova) 12.549,44 9.962,15 1.114,73 5.937,83MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 6278,64 6.278,64 4.984,19 557,72 2.970,77MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,281° TF 69/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2535,48 2.535,48 2.012,75 225,22 1.199,68CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 3,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 5,0 1

SE 138/69 kV TUPANCIRETÃ | (Distribuição) (Nova) 22.048,55 17.502,85 1.958,52 10.432,39MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10318,69 10.318,69 8.191,31 916,58 4.882,34MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,281° TF 138/69 kV, 1 x 50 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4238,26 4.238,26 3.364,47 376,47 2.005,35CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 1,0EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 1,0

SE 69/13,8 kV IJUÍ 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 975,89 452,03 86,69 103,481º Capacitor em derivação 13,8kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64

SE 138/69/23 kV CRUZ ALTA 1 (Ampliação/Adequação) 1.070,24 495,73 95,07 113,48MIM - 23 kV 2027 1,0 1,0 94,35 94,35 43,70 8,38 10,001º Capacitor em derivação 23kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64

LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22

LT 69 kV IJUÍ 2 - CRUZ ALTA 1, CD (Nova) 25.923,28 20.578,74 2.302,70 12.265,74MIG-A Ijuí 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Ijuí 2 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28MIG-A Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 40 km 2020 40,0 1,0 438,18 17.527,20 13.913,66 1.556,90 8.293,09EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ijuí 2 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 1 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66

SECC LT 69 kV IJUÍ 2 - CRUZ ALTA 1, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 | Reconstrução do Trecho Cruz Alta 1 - Tupanciretã (Nova) 7.664,00 6.083,93 680,77 3.626,26MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 8 km 2020 8,0 1,0 525,81 4.206,48 3.339,24 373,65 1.990,32EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66

LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91

LT 69 kV IBIRUBÁ 1 - TAPERA 2, C1 (Nova) 12.452,04 9.884,83 1.106,08 5.891,75MIG-A Tapera 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Tapera 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 330,16 8.254,00 6.552,29 733,18 3.905,42EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Tapera 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33

LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - PANAMBI, C1 | Reconstrução (Ampliação/Adequação) 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22Circuito Simples 69 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 40 km 2024 40,0 1,0 274,33 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22

LT 69 kV CRUZ ALTA 2 - TUPANCIRETÃ, C1 | (Conexão na SE Cruz Alta 2) (Nova) 2.118,95 1.682,09 188,22 1.002,59MIM - 69 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 390,19 390,19 309,75 34,66 184,62EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33

Descrição Terminal Ano Qtde. FatorCusto da Alternativa ( R$ x 1000 )



54

Tabela 13-2 Plano de obras da Alternativa B.


159.105,04 120.626,02 14.132,89 68.978,31

SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 20.815,02 13.831,60 1.848,94 6.859,65MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 355,78 355,78 164,79 31,60 37,721° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2027 1,0 1,0 3925,19 3.925,19 1.818,12 348,66 416,20CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 3860,96 3.860,96 1.788,37 342,96 409,39

SE 138/23 kV CRUZ ALTA 2 | (Distribuição) (Nova) 19.612,02 15.568,65 1.742,09 9.279,53MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10793,70 10.793,70 8.568,39 958,78 5.107,10MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,641° TF 138/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2713,23 2.713,23 2.153,85 241,01 1.283,78CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 5,0



SE 138/69/23 kV CRUZ ALTA 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 9.280,89 7.013,61 824,40 3.998,39MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,642° TF 138/13,8 kV, 1 x 54 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4211,75 4.211,75 3.343,42 374,12 1.992,81CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1115,67 1.115,67 885,65 99,10 527,89MIM - 23kV 2027 1,0 1,0 94,35 94,35 43,70 8,38 10,001º Capacitor em derivação 23kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64

LT 138 kV PASSO REAL - CRUZ ALTA 2, C1 (Nova) 29.778,76 23.639,34 2.645,17 14.089,98MIG-A Passo Real 2020 1,0 1,0 746,10 746,10 592,28 66,27 353,02MIM - 138 kV Passo Real 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 60 km 2020 60,0 1,0 347,59 20.855,40 16.555,69 1.852,53 9.867,84EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Passo Real 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22

LT 138 kV CRUZ ALTA 2 - CRUZ ALTA 1, C1 (Nova) 11.182,71 8.877,20 993,33 5.291,16MIG-A Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 746,10 746,10 592,28 66,27 353,02MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 5 km 2020 5,0 1,0 451,87 2.259,35 1.793,54 200,69 1.069,02EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22

LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22

LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 4.249,95 3.373,75 377,51 2.010,89MIM - 69 kV Ijuí 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ijuí 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33

LT 69 kV IBIRUBÁ 1 - TAPERA 2, C1 | (Distribuição) (Nova) 12.452,04 9.884,83 1.106,08 5.891,75MIG-A Tapera 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Tapera 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 330,16 8.254,00 6.552,29 733,18 3.905,42EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Tapera 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33





55

Tabela 13-3 Plano de obras da Alternativa C.


195.568,09 152.263,60 17.371,81 89.220,07

SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 12.673,09 10.060,31 1.125,72 5.996,34MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46

SE 230/138 kV CRUZ ALTA 2 (Nova) 53.515,62 42.482,42 4.753,66 25.321,19MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 16516,87 16.516,87 13.111,62 1.467,15 7.815,04MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 1067,34 1.067,34 847,29 94,81 505,02MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 648,83 648,83 515,06 57,63 307,001° e 2° TF 230/138 kV, 2 x 83 MVA 3Ф 2020 2,0 1,0 9180,14 18.360,28 14.574,98 1.630,90 8.687,26IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 2931,11 2.931,11 2.326,81 260,36 1.386,87IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 3436,64 6.873,28 5.456,23 610,54 3.252,13CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 2572,60 5.145,20 4.084,43 457,03 2.434,48EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2,0




SE 138/23 kV CRUZ ALTA 3 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 19.612,02 15.568,65 1.742,09 9.279,53MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10793,70 10.793,70 8.568,39 958,78 5.107,10MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,641° TF 138/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2713,23 2.713,23 2.153,85 241,01 1.283,78CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 1,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 5,0

SE 138/23 kV CRUZ ALTA 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 8.210,65 6.517,88 729,33 3.884,91MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,642° TF 138/13,8 kV, 1 x 54 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4211,75 4.211,75 3.343,42 374,12 1.992,81CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1115,67 1.115,67 885,65 99,10 527,89

SECC LT 230 kV IJUÍ 2 - PASSO REAL, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova) 11.161,46 8.860,33 991,44 5.281,10MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 711,56 711,56 564,86 63,21 336,68Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 2 km 2020 1,0 1,0 647,80 647,80 514,24 57,54 306,51EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 4901,05 9.802,10 7.781,22 870,70 4.637,91

LT 138 kV CRUZ ALTA 1 - CRUZ ALTA 2, C1 | (Distribuição) (Nova) 12.260,24 9.732,57 1.089,05 5.801,00MIG-A Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 746,10 746,10 592,28 66,27 353,02MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 8 km 2020 8,0 1,0 417,11 3.336,88 2.648,92 296,41 1.578,86EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22

LT 138 kV CRUZ ALTA 2 - CRUZ ALTA 3, C1 | (Distribuição) (Nova) 8.629,13 6.850,08 766,50 4.082,92MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 451,87 451,87 358,71 40,14 213,80EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22




56


195.568,09 152.263,60 17.371,81 89.220,07

LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 | (Distribuição) (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22

LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 4.249,95 3.373,75 377,51 2.010,89MIM - 69 kV Ijuí 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ijuí 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33






57

Tabela 13-4 Plano de obras da Alternativa D.


164.930,66 127.942,62 14.650,37 74.723,81

SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 12.673,09 10.060,31 1.125,72 5.996,34MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46

SE 230/69 kV CRUZ ALTA 2 (Nova) 44.739,62 35.515,75 3.974,11 21.168,78MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 15097,80 15.097,80 11.985,12 1.341,10 7.143,60MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 1067,34 1.067,34 847,29 94,81 505,02MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 283,06 283,06 224,70 25,14 133,931° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 83 MVA 3Ф 2020 2,0 1,0 7375,67 14.751,34 11.710,09 1.310,32 6.979,67CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 3436,64 6.873,28 5.456,23 610,54 3.252,13CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 1410,65 2.821,30 2.239,64 250,61 1.334,91IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 2931,11 2.931,11 2.326,81 260,36 1.386,87IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 5,0




SE 69/23 kV CRUZ ALTA 3 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 10.795,37 8.569,71 958,93 5.107,89MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 5767,17 5.767,17 4.578,17 512,28 2.728,77MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,641° TF 69/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2535,48 2.535,48 2.012,75 225,22 1.199,68CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1271,14 1.271,14 1.009,07 112,91 601,45CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BS 1,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 5,0 1

SECC LT 230 kV IJUÍ 2 - PASSO REAL, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova) 11.484,04 9.116,40 1.020,10 5.433,73MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 711,56 711,56 564,86 63,21 336,68Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 1 km 2020 1,0 1,0 970,38 970,38 770,32 86,20 459,14EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 4901,05 9.802,10 7.781,22 870,70 4.637,91

LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - CRUZ ALTA 2, C1 e C2 | (Distribuição) (Nova) 8.930,33 7.089,18 793,26 4.225,43MIG-A Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 9 km 2020 9,0 1,0 525,81 4.732,29 3.756,64 420,36 2.239,11EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66

SECC LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - TUPANCIRETÃ, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova) 4.027,15 3.196,88 357,72 1.905,47MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 569,63 569,63 452,19 50,60 269,52EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66

LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 | (Distribuição) (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22

LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91



LT 69 kV CRUZ ALTA 2 - CRUZ ALTA 3, C1 (Nova) 4.503,94 3.575,37 400,07 2.131,06MIG-A Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 390,19 390,19 309,75 34,66 184,62EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BS Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 1550,12 1.550,12 1.230,54 137,69 733,45EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33




58

14 ANEXO 2 – FICHAS DE CONSULTA DE VIABILIDADE TÉCNICA

SE Ijuí 2 230/69kV



59



60



61



62



63

15 ANEXO 3 – CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS

A tabela abaixo apresenta o quantitativo de obras vislumbrado para a subestação Cruz Alta 2,

dentro e fora do horizonte do ano 2027. Em seguida, são apresentados esquemas preliminares

para a arquitetura dessa subestação, os quais poderão ser alterados quando da elaboração dos

respectivos relatórios R4.

Tabela 15-1 Previsão de expansão das subestações novas

Subestação Expansões na subestação

Horizonte 2027 Após horizonte 2027

SE 230/69kV Cruz Alta 2

(área prevista de 40.000 m2;

DJ 230 kV: 40 kA)

- 2 LTs 230 kV

- 2 TR 230/69kV 83 MVA.

- 5 LTs 69kV

- 4 LTs 230 kV

- 2 TR 230/69kV 83 MVA.

- 5 LTs 69kV



64

Figura 15-1 SE Cruz Alta 2



65

16 ANEXO 4 – PARÂMETROS ELÉTRICOS DAS INSTALAÇÕES NOVAS

Tabela 16-1 Parâmetros elétricos dos transformadores de Rede Básica adotados

Transformadores Enrolamento Parâmetros TAP

Limites Operativos

(MVA)

r (%) x (%) Mín. Máx. Normal Emerg.

SE 230/69kV Cruz Alta 2

1° e 2º TR 230/69/13,8 kV, 2 x 83 MVA 3Ø

1ário 0,199 17,876 0.85 1.15 83 100

2ário 0,178 -0,962 - -

3ário 1,245 45,562 - -



66

17 ANEXO 5: FICHAS DE OBRAS PARA O PET/PELP

17.1 Anos 2017 a 2022 (PET)

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE REDE BÁSICA

Sistema Interligado da Região SUL

EMPREENDIMENTO: UF: RS

SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2020

PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

ATENDIMENTO AO CRITÉRIO "N-1"

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

MIM - 230 kV 355,78 MIM - 69 kV 94,35 3° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 7.375,67 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,64 1 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.410,65

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 12.673,09

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2016.

[2] EPE-DEE-RE-002/2017-REV0, “ESTUDO DE ATENDIMENTO ELÉTRICO AO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL: REGIÃO DE CRUZ ALTA”, MAIO DE 2017.



67




SE 230/69 kV CRUZ ALTA 2 (Nova) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2020


JUSTIFICATIVA:

NOVO PONTO DE SUPRIMENTO 230/69KV


MIG (Terreno Urbano) 15.097,80 MIM - 230 kV 1.067,34 MIM - 69 kV 283,06 1° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 83 MVA 3Ф 7.375,67 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,64 1 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.410,65 1 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,11 1 IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 914,39


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

PADRÃO DE LIGAÇÃO DAS TRANSFORMAÇÕES DE FRONTEIRA QUE ATENDEM À RGE: 230 KV – ESTRELA ATERRADO; 69 KV – ESTRELA ATERRADO; 13,8 KV – DELTA.






68




SECC LT 230 kV IJUÍ 2 - PASSO REAL, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova)

DATA DE NECESSIDADE: JAN/2020


JUSTIFICATIVA:

INTEGRAÇÃO DA NOVA SUBESTAÇÃO DE FRONTEIRA 230/69KV CRUZ ALTA 2


MIM - 230 kV 711,56 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 2 km 970,38 1 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 4.901,05


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






69

17.2 A Partir do Ano 2023 (PELP)

Não há empreendimentos previstos neste horizonte.



70

NOTA TÉCNICA DEA 08/17 - AVALIAÇÃO SOCIOAMBIENTAL DA LOCALIZAÇÃO PROPOSTA PELA RGE PARA IMPLANTAÇÃO DA SUBESTAÇÃO CRUZ ALTA 2

A nota técnica a seguir apresenta a análise socioambiental das novas linhas de transmissão,

seccionamentos de linha e subestações indicados na Tabela 3-1.

Série MEIO AMBIENTE: TRANSMISSÃO

NOTA TÉCNICA DEA 08/17 Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da

Subestação Cruz Alta 2

Rio de Janeiro Abril de 2017


(Esta página foi intencionalmente deixada em branco para o adequado alinhamento de páginas na impressão com a opção frente e verso - “double sided”)


Governo Federal


Ministro Fernando Bezerra Coelho Filho

Secretário Executivo Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues

Série

MEIO AMBIENTE: TRANSMISSÃO

NOTA TÉCNICA DEA 08/17

Avaliação Socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da

Subestação Cruz Alta 2

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Luiz Augusto Barroso

Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Ricardo Gorini de Oliveira

Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Guerreiro

Diretoria de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis José Mauro Ferreira Coelho

Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira

Coordenação Geral Luiz Augusto Barroso

Ricardo Gorini de Oliveira

Coordenação Executiva Isaura Maria Ferreira Frega

Equipe Técnica Carina Rennó Siniscalchi Carolina Fiorillo Mariani Kátia Gisele Matosinho

Leonardo de Sousa Lopes

URL: http://www.epe.gov.br Sede Esplanada dos Ministérios Bloco "U" Sala 744 70065-900 – Brasília – DF Escritório Central Av. Rio Branco, nº 01 – 11º Andar 20090-003 – Rio de Janeiro – RJ

Rio de Janeiro Abril de 2017

http://www.epe.gov.br/



(Esta página foi intencionalmente deixada em branco para o adequado alinhamento de páginas na impressão com a opção frente e verso – “double sided”)

NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 6


Série

MEIO AMBIENTE: TRANSMISSÃO

NOTA TÉCNICA DEA 08/17 Avaliação Socioambiental da localização proposta pela RGE

para implantação da Subestação Cruz Alta 2

SUMÁRIO

SIGLÁRIO ____________________________________________________________ 7

1 INTRODUÇÃO _______________________________________________________ 8

2 PROCEDIMENTOS ADOTADOS ____________________________________________ 9

2.1. PROCEDIMENTOS PARA DELIMITAÇÃO E ANÁLISE DA ÁREA DE ESTUDO 9

2.2. BASE DE DADOS UTILIZADA 9

3 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL _____________________________________________ 11

REFERÊNCIAS _________________________________________________________ 14

APÊNDICE A – TABELA DE VERIFICAÇÃO DO RELATÓRIO R3 DA SE CRUZ ALTA 2 ___________ 16



SIGLÁRIO

APA Área de Proteção Ambiental

APCB Área Prioritária para Conservação da Biodiversidade

Cecav Centro Nacional de Pesquisa e Conservação de Cavernas

CPFL CPFL Energia

CPRM Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais

DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral

ssos Minerários Eletrobras Centrais Elétricas Brasileiras

EPE Empresa de Pesquisa Energética

Funai Fundação Nacional do Índio

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

ICMBio Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade

Incra Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária

Iphan Instituto de Patrimônio Histórico e Artístico Nacional

LT Linha de Transmissão

MMA Ministério do Meio Ambiente

MME Ministério de Minas e Energia

PA Projeto de Assentamento

Probio Projeto de Conservação e Utilização Sustentável da Diversidade Biológica

R1 Estudos de Viabilidade Técnico-Econômica e Socioambiental

R3 Definição da Diretriz de Traçado e Análise Socioambiental

RGE Rio Grande Energia

SE Subestação

SMA Superintendência de Meio Ambiente da EPE

STE Superintendência de Transmissão de Energia da EPE

TI Terra Indígena

TQ Terra Quilombola

UC Unidade de Conservação

USGS

United States Geological Survey



1 INTRODUÇÃO

Em 10 de setembro de 2015, a CPFL Energia enviou à EPE, por meio da Carta RGE n°

00046/2015/RE/REP/CPFL, o estudo REP2015-304 – SDAT Região de Cruz Alta – Avaliação Preliminar

de Alternativas, de setembro de 2015. Posteriormente, em 10 de maio de 2016, a CPFL Energia, por

meio da Carta RGE n° 00046/2016/RE/REP/CPFL, solicitou à EPE informações acerca do andamento

do “Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região Noroeste”, em especial

para a região de Cruz Alta. Em resposta a essa correspondência, a EPE enviou o Ofício n°

0715/EPE/2016, de 8 de junho de 2016, no qual, reconhecendo a importância de solução rápida para

a região de Cruz Alta, comprometeu-se a elaborar parecer técnico específico para a solução indicada

no relatório supracitado.

Esta Nota Técnica tem por objetivo avaliar a localização proposta pela Rio Grande Energia (RGE),

empresa do grupo CPFL Energia, para a nova subestação Cruz Alta 2, visando identificar possíveis

interferências socioambientais de sua implantação, além de propor recomendações para a

elaboração do Relatório R3. O estudo de avaliação de alternativas de expansão do sistema elétrico da

região de Cruz Alta, no qual foi proposta uma área para implantação da SE Cruz Alta 2, foi realizado

pela RGE por meio do citado relatório REP2015-304 – SDAT – Região de Cruz Alta – Avaliação

Preliminar de Alternativas, de setembro de 2015.

Na primeira parte desta Nota Técnica são apresentados os procedimentos utilizados na análise

socioambiental (item 2); na sequência, a localização e as análises socioambientais da subestação

planejada com as suas respectivas conclusões e recomendações para a fase de elaboração do

Relatório R3 (item 3); e, ao final, as Referências Bibliográficas e o Apêndice (Tabela de Verificação do

Relatório R3 da SE Cruz Alta 2, ser apresentada no respectivo Relatório R3).



2 PROCEDIMENTOS ADOTADOS

2.1. Procedimentos para delimitação e análise da área de estudo

O posicionamento estimado para a instalação da SE Cruz Alta 2 foi localizado em imagens de satélite,

utilizando-se o software Google Earth Pro, segundo coordenadas (28° 40.095'S; 53° 38.482'O),

sugeridas pela RGE.

A fim de confirmar que o local indicado pela RGE é promissor, foi realizada uma análise do histórico

de imagens de satélite disponíveis no Google Earth Pro, para verificar tendências de expansão

urbana.

Posteriormente, foi definida uma área circular com raio de 2 km ao entorno desse ponto, e realizada

a análise socioambiental dessa área por meio de imagens de satélite, observando-se também as

bases de dados georreferenciadas abaixo relacionadas.

2.2. Base de Dados Utilizada

Para a análise socioambiental da área proposta para implantação da SE Cruz Alta 2, foram

consultadas e/ou utilizadas as seguintes bases de dados:

Base Cartográfica Integrada do Brasil ao Milionésimo Digital, incluindo hidrografia, divisão

territorial e sistema viário (IBGE, 2009);

Banco de Dados do Sistema de Gerenciamento do Patrimônio Arqueológico (Iphan, 2016);

Lista de Territórios Quilombolas por município (FCP, 2014);

Mapa da Área de Aplicação da Lei n° 11.428/2006 - Lei da Mata Atlântica (IBGE, 2008);

Mapa das Áreas Prioritárias para a Conservação, Uso Sustentável e Repartição de

Benefícios da Biodiversidade Brasileira (MMA, 2007b);

Mapa de Ocorrência de Cavernas (Cecav, 2015);

Mapa de Geodiversidade (CPRM, 2008);

Mapa de Processos Minerários (DNPM, 2015);

Mapa de Projetos de Assentamento (Incra, 2015);

Mapa de Reserva Particular do Patrimônio Natural (ICMBio, 2016);



Mapa de Terras Indígenas (Funai, 2016);

Mapa de Territórios Quilombolas (Incra, 2015);

Mapa de Unidades de Conservação Federais e Estaduais (MMA, 2015; Eletrobrás, 2011);

Mapeamento da Cobertura Vegetal e Uso do Solo dos Biomas Brasileiros (MMA, 2007a);

Traçado georreferenciado de linhas de transmissão existentes e subestações (SMA/EPE,

2016); e

Mapeamento da Reserva da Biosfera da Mata Atlântica do Rio Grande do Sul (Fepam,

2009).

Além da base de dados georreferenciados listada acima, foram consultados o Plano Diretor

municipal de Cruz Alta – Lei Complementar n° 0040 de setembro de 2007 e mapas relacionados.

Além disso, foi consultado o sistema SIDRA do IBGE (http://www.sidra.ibge.gov.br) quanto à

produção agropecuária do município.

http://www.sidra.ibge.gov.br/



3 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL

A área proposta para a implantação da nova SE Cruz Alta 2 encontra-se na porção sul do município

de Cruz Alta, RS. A área estimada para essa subestação é de 40.000 m2.

A região está inserida na Macrozona de Produção Agropecuária, segundo a Lei Complementar n°

0040, de setembro de 2007, que dispõe sobre o Plano Diretor de Desenvolvimento Urbano

Ambiental – PDDUA do Município de Cruz Alta (RS). Essa macrozona possui as características abaixo

transcritas:

“I – é originária de áreas de campo nativo, o solo predominante é argilo-arenoso,

categoria A – Classe III, profundo, com presença de voçorocas em determinados

pontos. O relevo apresenta-se levemente ondulado, com forte presença de

coxilhas, sendo que nas proximidades com o limite municipal com Boa Vista do

Cadeado (principalmente na localidade de Parada Benito) o terreno apresenta-se

ondulado;

II – a vegetação nativa existente é composta por mata ciliar, capões e campo

nativo remanescente (principalmente nas várzeas). A vegetação cultivada

predomina na extensão municipal, sendo que se caracteriza pela presença

constante de capões de Eucalipto (no alto das coxilhas e sedes de granja);

III – a estrutura fundiária é composta predominantemente por médias e grandes

propriedades, onde a maioria das unidades de produção (granjeiros e fazendeiros)

possuem alto nível de capitalização, apresentando uma estrutura completa,

composta por silos, máquinas e equipamentos, instalações em ótimas condições,

presença significativa de sistemas de irrigação (pivôs), voltado principalmente

para a produção de grãos. Existem algumas pequenas propriedades (familiares e

minifúndios) dispersas entre as propriedades maiores, as quais se encontram com

baixo nível de capitalização e exercendo uma agricultura com difícil acesso aos

meios de produção;

IV – a atividade leiteira é marcante em pontos isolados e a atividade de pecuária

de corte é verificada em poucas propriedades;

V – no verão predomina o cultivo de soja e milho, e no inverno o cultivo de trigo e

aveias (grãos, pastagem e cobertura), também se encontra a pastagem

permanente (tifton) e cultivada (milheto, sorgo), bem como a existência de áreas

de produção de sementes.”



Foi considerada para análise uma área circular com 2 km de raio (buffer), cujo ponto central é aquele

proposto pela RGE para a implantação da SE Cruz Alta 2. A Figura 1 apresenta a área de estudo e os

principais aspectos socioambientais relacionados.

(Fonte: Google Earth Pro, data 17/03/2016)

Figura 1 – Área proposta para implantação da SE Cruz Alta 2

No extremo nordeste do buffer, encontra-se o limite da área urbana de Cruz Alta. Como transição da

área urbana para a área rural, em direção ao sul, existem pequenas propriedades já consolidadas.

Não há loteamentos recentes que caracterizem expansão da área urbana, de acordo com o histórico

de imagens de satélite do Google Earth de 2006 a março de 2016, data da imagem mais recente

disponível.

O terreno é plano e majoritariamente ocupado por agricultura mecanizada, com características

correspondentes a cultura de soja, a mais representativa do município de Cruz Alta (93.000 ha),

segundo dados da Produção Agrícola Municipal (IBGE, 2014). Cabe ressaltar a presença de córregos

na área, cujas margens estão ocupadas por mata ciliar, além da nascente do rio Conceição, afluente

do rio Ijuí, localizada ao sul do buffer.

Acrescenta-se que o ponto proposto está localizado às margens da rodovia BR-377, a 2,5 km do

entroncamento com a RS-342, no cruzamento da LT 230 kV Passo Real – Ijuí II e da LT 69kV Cruz Alta

– Tupanciretã, segundo informado pela RGE. Destaca-se o aeródromo Carlos Ruhr, localizado fora da

área do buffer, a 2,7 km da área indicada pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2.



Cumpre mencionar que não há interferência com unidades de conservação, terras indígenas e

quilombolas, processos minerários e projetos de assentamento do Incra, segundo as respectivas

bases georreferenciadas disponíveis.

Conclusão e Recomendações para o Relatório R3

A seguir, são apresentadas as principais recomendações para definição da localização da SE

planejada:

Avaliar na área de estudo um terreno de aproximadamente 40.000 m² para implantação da

SE Cruz Alta 2, de forma que a proximidade com a rodovia BR-377 não ofereça restrição na

atual configuração planejada pela RGE e nem para a chegada e saída de futuras linhas da

referida subestação;

Evitar interferência direta nas áreas de preservação permanente das faixas marginais de

córregos e nascentes da área de estudo;

Observar as restrições relativas à área do aeródromo de Cruz Alta, realizando consulta junto

aos órgãos competentes, se necessário.



REFERÊNCIAS

BRASIL. Ministério da Defesa, 2015. Dispõe sobre as restrições aos objetos projetados no espaço

aéreo que possam afetar adversamente a segurança ou a regularidade das operações aéreas, e dá

outras providências. Portaria N° 957/GC3, de 09 de julho de 2015. Diário Oficial da União. Brasília,

DF, N° 135, de 17 de julho de 2015, Seção 1, pág. 6.

CECAV. Centro Nacional de Pesquisa e Conservação de Cavernas, 2015. Mapa de Ocorrências de

Cavernas – ICMBio. Disponível em: http://www.icmbio.gov.br/cecav//. Acesso em: fevereiro de

2015.

CPRM. Serviço Geológico do Brasil, 2008. Mapa de Geodiversidade do Brasil. Disponível em:

http://www.cprm.gov.br/publique/cgi/cgilua.exe/sys/start.htm?infoid=623&sid=9. Acesso em:

Setembro de 2013.

DNPM. Departamento Nacional de Produção Mineral, 2015. Processos Minerários (arquivos

vetoriais). Disponível em: http://sigmine.dnpm.gov.br. Acesso em: fevereiro de 2015.

ELETROBRAS. Centrais Elétricas Brasileiras, 2015. Base cartográfica dos limites das UCs Estaduais e

Municipais.

FCP. Fundação Cultural Palmares, 2014. Base Cartográfica da Distribuição Municipal de Quilombos

Titulados. Disponível em: http://www.palmares.gov.br/. Acesso em: setembro de 2014.

FEPAM. Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luiz Roessler – RS, 2009. Mapa Reserva

da Biosfera da Mata Atlântica e Áreas Protegidas no RS - 2009. Disponível em:

http://www.fepam.rs.gov.br/images/reserva_mata.jpg Acesso em: julho de 2016.

FUNAI. Fundação Nacional do Índio, 2015. Base Cartográfica Delimitação das Terras Indígenas do

Brasil. Disponível em: http://mapas.funai.gov.br. Acesso em: junho de 2015.

IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, 2006. Mapa de Unidades de Relevo do Brasil

1:5.000.000. Disponível em: ftp://geoftp.ibge.gov.br/mapas/ tematicos/mapas_murais/. Acesso em:

julho de 2011.

IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, 2007. Mapa de Vegetação do Brasil – IBGE.

Disponível em: www.ibge.gov.br Acesso em: agosto de 2012.

_____. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, 2009. Base Cartográfica Integrada ao

Milionésimo. Disponível em: www.ibge.gov.br Acesso em: junho de 2012.

http://www.icmbio.gov.br/cecav/

http://www.cprm.gov.br/publique/cgi/cgilua.exe/sys/start.htm?infoid=623&sid=9

http://sigmine.dnpm.gov.br/

http://www.palmares.gov.br/

http://www.fepam.rs.gov.br/images/reserva_mata.jpg

http://mapas.funai.gov.br./

ftp://geoftp.ibge.gov.br/mapas/ tematicos/mapas_murais/

http://www.ibge.gov.br/

http://www.ibge.gov.br/



INCRA. Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária, 2015. Mapa de Projetos de

Assentamento – SIGEL. Disponível em: http://sigel.aneel.gov.br. Acesso em: julho de 2015.

_____. Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária, 2015. Mapa de Território Quilombola.

Disponível em: http://acervofundiario.incra.gov.br/i3geo/datadownload.htm. Acesso em: janeiro de

2015.

MMA. Ministério de Meio Ambiente - Secretaria de Biodiversidade de Florestas. Projeto de

Conservação e Utilização Sustentável da Diversidade Biológica Brasileira, 2007a. Mapa de Cobertura

Vegetal e Uso do Solo em Biomas – escala 1: 250.000. Disponível em: www.mma.gov.br. Acesso em:

junho de 2012.

_____. Ministério do Meio Ambiente, 2007b. Mapa das Áreas Prioritárias para a Conservação, Uso

Sustentável e Repartição de Benefícios da Biodiversidade Brasileira – Probio. Disponível em:

http://mapas.mma.gov.br/i3geo/datadownload.htm. Acesso: agosto de 2012.

_____. Ministério do Meio Ambiente, 2015. Instituto Chico Mendes de Conservação da

Biodiversidade. Mapa de Unidades de Conservação Federais e Estaduais. Disponível em:

http://mapas.mma.gov.br/i3geo/datadownload.htm. Acesso em: fevereiro de 2015.

http://sigel.aneel.gov.br/

http://acervofundiario.incra.gov.br/i3geo/datadownload.htm

http://www.mma.gov.br/

http://mapas.mma.gov.br/i3geo/datadownload.htm

http://mapas.mma.gov.br/i3geo/datadownload.htm



APÊNDICE A – Tabela de Verificação do Relatório R3 da SE Cruz Alta 2

SE Cruz Alta 2

Tabela 1 – Comparação da localização da SE (Relatório R3) com o proposto nesta Nota Técnica

Responsável pelo preenchimento:

Contato do Responsável:

Data:

Comparação da localização da SE (Relatório R3) com o proposto nesta Nota Técnica

No caso de localização da SE Cruz Alta 2 em local diferente do indicado no Relatório R1, indicar justificativa(s):

1. Anexar mapa indicando a localização proposta para a SE Cruz Alta 2 no Relatório R3, e os principais fatores socioambientais que influenciaram essa localização. 2. Coordenadas da localização proposta para a SE Cruz Alta 2: 3. Anexar arquivo Kmz da localização da subestação

Pontos notáveis verificados no Relatório R3, não identificados na Nota Técnica

Recomendações da Nota Técnica e atendimento no Relatório R3

Recomendações da Nota Técnica Foi atendida a recomendação? Se não, justificar.

1. Avaliar na área de estudo um terreno de aproximadamente 40.000 m² para implantação da SE Cruz Alta 2, de forma que a proximidade com a BR-377 não ofereça restrição na atual configuração planejada pela RGE e nem para a chegada e saída de futuras linhas da referida subestação; 2. Evitar interferência direta nas áreas de preservação permanente das faixas marginais dos córregos e nascentes da área de estudo; 3. Observar as restrições relativas à área do aeródromo de Cruz Alta, realizando consulta junto aos órgãos competentes, se necessário.

Documents

ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO · aproximadamente 8 subestações de fronteira dentre as quais se destacam: SE 230/69kV Santa Rosa 1, SE 230/69kV Guarita, SE 230/69kV Santo