ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO · 2017-11-23 · Expansão de Longo Prazo (PELP) Ciclo 2017 – 2º semestre Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia,

ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

CONSOLIDAÇÃO DAS ANÁLISES E PARECERES TÉCNICOS

Programa de Expansão da Transmissão (PET) / Plano de Expansão de Longo Prazo (PELP)

Ciclo 2017 – 2º semestre

(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 EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

CONSOLIDAÇÃO DAS ANÁLISES E PARECERES

TÉCNICOS

Programa de Expansão da Transmissão (PET) / Plano de

Expansão de Longo Prazo (PELP)

Ciclo 2017 – 2º semestre

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 Guerreiro

Coordenação Executiva José Marcos Bressane

Nº EPE-DEE-RE-057/2017-rev0 Data: 06 de Setembro de 2017

Ministério de Minas e Energia

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco para o adequado alinhamento de páginas na impressão com a opção frente e verso)

Histórico de Revisões

Rev. Data Descrição

0 06/09/2017 Publicação Original

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

EPE-DEE-RE-057/2017-rev0 - PET/PELP Ciclo 2017 - 2º Semestrei

PARTICIPANTES - EPE

Coordenação GeralLuiz Augusto Barroso Amilcar Guerreiro

Coordenação ExecutivaJosé Marcos Bressane

Equipe técnicaAretha de Souza Vidal Campos; Armando Leite Fernandes; Bruno Cesar Mota Macada; BrunoScarpa Alves da Silveira; Carolina Moreira Borges; Daniel José Tavares de Souza; Dourival deSouza Carvalho Junior; Fabiano Schmidt; Fabio de Almeida Rocha; Fatima Gama; GustavoValeriano Neves Luizon; Igor Chaves; Jean Carlo Morassi; João Henrique Magalhães Almeida; JoaoMauricio Caruso; Jonas Carvalheira Costa; Jose Filho da Costa Castro; Leandro Moda; LucasSimões de Oliveira; Luiz Felipe Froede Lorentz; Marcelo Lourenco Pires; Marcelo Willian Henriques;Marcos Vinicius G. da Silva Farinha; Maxwell Cury Junior; Nayana Ágni Lourenço Marins; PauloFernando de Matos Araujo; Priscilla de Castro Guarini; Rafael Pentagna Silvestre; Rafael TheodoroAlves e Mello; Rodrigo Ribeiro Ferreira; Rodrigo Rodrigues Cabral; Samir de Oliveira Ferreira;Sergio Felipe Falcão Lima; Thais Pacheco Teixeira; Thiago de Faria Rocha Dourado Martins; TiagoCampos Rizzotto; Tiago Veiga Madureira; Vanessa Penteado Stephan; Vinicius Ferreira Martins


EPE-DEE-RE-057/2017-rev0 - PET/PELP Ciclo 2017 - 2º Semestreii

APRESENTAÇÃO

O Programa de Expansão da Transmissão (PET) e o Plano de Expansão de Longo Prazo (PELP) são

relatórios gerenciais que contêm todas as obras de expansão do Sistema Interligado Nacional

(SIN), definidas a partir dos estudos de planejamento da EPE, e ainda não licitadas ou autorizadas.

A elaboração desses documentos se insere nas atribuições da EPE estabelecidas no Decreto nº

5.184, de 16.08.04, que, em seu Artigo 6º, alínea VII, indica que compete à EPE elaborar os

estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão da geração e transmissão de

energia elétrica de curto, médio e longo prazo.

A primeira edição do PET foi publicada em maio de 2006, contemplando um horizonte de 5 anos

(2006-2010), enquanto a primeira edição do PELP foi emitida em março de 2012, contendo as

obras do 6º ano em diante. Inicialmente, a base de publicação de cada um desses documentos era

anual.

Em 2013, com o objetivo de dar maior celeridade ao processo de licitação das obras de

transmissão e mitigar os possíveis atrasos na implantação das expansões recomendadas para o

sistema, o horizonte do PET foi alterado para 6 anos, contados a partir da sua data de publicação,

e a periodicidade de publicação de ambos os documentos virou semestral.

A partir do 2º semestre de 2015, a EPE passou a emitir o PET e o PELP concentrados em um

mesmo documento. O objetivo principal da medida é propiciar uma visão integralizada do

planejamento setorial aos agentes do setor elétrico.

Assim, o presente documento, referido a partir de agora como PET/PELP, é composto por duas

partes: (i) a primeira parte contempla as obras no horizonte do PET; (ii) a segunda parte trata das

obras no horizonte do PELP.


EPE-DEE-RE-057/2017-rev0 - PET/PELP Ciclo 2017 - 2º Semestreiii

Índice

1 SUMÁRIO EXECUTIVO 5

2 PREMISSAS ADOTADAS 7

3 PET - OBRAS ATÉ O ANO 2022 9

4 PELP - OBRAS A PARTIR DO ANO 2023 310

5 REFERÊNCIAS 441

6 LISTA REMISSIVA DE FICHAS 445


EPE-DEE-RE-057/2017-rev0 - PET/PELP Ciclo 2017 - 2º Semestreiv

1. SUMÁRIO EXECUTIVO

O documento PET/PELP Ciclo 2017 – 2º Semestre contempla todas as obras de expansão do

Sistema Interligado Nacional (SIN) definidas em estudos de planejamento da EPE, mas que ainda

não foram licitadas ou autorizadas.

Os capítulos que se seguem apresentam fichas com o detalhamento de cada uma das obras

referidas acima. As informações estão agrupadas conforme o horizonte de planejamento: constam

no capítulo do PET as obras até o ano 2022, enquanto o capítulo do PELP contempla as obras a

partir do ano 2023.

As tabelas a seguir apresentam uma visão geral acerca da distribuição regional das expansões

constantes no horizonte do PET*. Como pode ser visto, as obras contempladas nesse horizonte

perfazem um total de investimentos da ordem de R$ 30 bilhões.

Linhas de Transmissão

Região Extensão (km) Investimentos (R$x1000)

Norte 8.668 10.912.488,72

Nordeste 2.367 2.871.211,41

Sudeste / Centro-Oeste 1.386 1.566.053,12

Sul 3.167 3.878.285,74

Total 15.587 19.228.039,00

Subestações/equipamentos

Região Novas subestações e/ou novospátios

Investimentos (R$x1000)

Norte 09 4.108.922,41

Nordeste 10 1.163.583,34

Sudeste / Centro-Oeste 11 4.753.300,22

Sul 13 1.779.954,71

Total 43 11.805.760,68


EPE-DEE-RE-057/2017-rev0 - PET/PELP Ciclo 2017 - 2º Semestre5

*Observações Importantes:

a) As datas de necessidade dos empreendimentos foram estabelecidas sob o ponto de vista de

desempenho do sistema de transmissão à época da realização dos estudos em que foram

realizados, não representando necessariamente as datas de necessidade segundo diagnósticos

mais atuais em função de possíveis mudanças conjunturais.

b) Importa salientar que a data de necessidade de cada um dos empreendimentos constantes no

documento terá a oportunidade de ser atualizada durante o processo de elaboração do documento

MME - "Plano De Outorgas dos Sistemas de Transmissão de Energia Elétrica", que é o documento

de referência para o processo de outorga dos empreendimentos (licitação/outorga).

c) Deve-se considerar que o propósito principal das datas de necessidade registradas para os

empreendimentos é identificar o conjunto de obras planejado que tende a ser outorgado em um

primeiro momento (horizonte PET).



2. PREMISSAS ADOTADAS

Os itens abaixo descrevem as principais premissas consideradas na elaboração do documento

PET/PELP Ciclo 2017 – 2º Semestre.

a) Tipo de Obra Cadastrada

Este documento contempla apenas obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais

Instalações de Transmissão (DITs) que ainda não tenham sido licitadas ou autorizadas.

b) Data de Referência para a Inclusão de Novas Obras

Para constar neste documento, foram selecionadas somente as obras cujos estudos de

planejamento tenham sido concluídos até agosto de 2017.

c) Composição das Regiões Geoelétricas

As instalações foram agrupadas conforme a sua região geoelétrica. Para tanto, o Sistema

Interligado Nacional (SIN) foi dividido em cinco regiões geoelétricas, as quais se compõem dos

seguintes estados:

Regiões Geoelétricas

Regiões Estados

Norte (N) Pará, Tocantins, Maranhão, Amapá, Amazonas eRoraima

Nordeste (NE) Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba,Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia

Sudeste (SE) Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e SãoPaulo

Centro-Oeste (CO) Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso, Acre eRondônia

Sul (S) Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná e MatoGrosso do Sul



d) Data de Necessidade das Obras

As datas de necessidade dos empreendimentos foram estabelecidas sob ponto de vista de

desempenho do sistema de transmissão à época da realização dos estudos, não representando,

necessariamente, necessidades sistêmicas segundo diagnósticos mais atuais em função de

possíveis mudanças conjunturais (ex.: reduções na previsão de mercado). Em adição, as datas de

necessidade dos empreendimentos não representam prazos para a viabilidade física de sua

implantação. Sendo assim, eventualmente poderão constar no documento empreendimentos com

datas de necessidade já ultrapassadas.

e) Divisão dos Horizontes de Planejamento

Obras com data de necessidade até o 6° ano do ciclo de planejamento foram inseridas no PET,

enquanto as demais obras foram contempladas no PELP. Assim, os seguintes horizontes foram

considerados: PET – obras até o ano 2022; PELP – obras a partir de 2023.

f) Contabilização do Quantitativo de Linhas de Transmissão

Para fins de contabilização do quantitativo de linhas de transmissão, as linhas de circuito duplo e

os bipolos de corrente contínua foram contabilizadas considerando o comprimento de cada um dos

circuitos constantes na torre compartilhada. Ressalta-se que, no caso de linhas de interligação

regional, os valores foram computados apenas para a região contemplada no terminal “de” da

linha, da forma como ela foi cadastrada.

OBS.: O comprimento e o tipo de cabo de cada linha poderá sofrer alterações em função de

atualizações decorrentes de relatórios R2, R3 e R-Fundiário emitidos posteriormente.

g) Base de Preços de Referência

Os custos apresentados no documento foram elaborados a partir do Banco de Preços de

Referência da ANEEL (REH nº 758/2009), com atualização relativa a junho/2016. No caso de

instalações especiais não contempladas na base de dados da ANEEL, buscou-se considerar os

preços identificados em seus estudos de origem, sendo realizada a atualização monetária dos

valores para a sua equiparação a junho/2016 (IGP-M).



3. PET - OBRAS ATÉ O ANO 2022

Neste capítulo, são apresentadas as fichas relativas às obras de expansão do Sistema Interligado

Nacional (SIN), definidas em estudos de planejamento da EPE, com data de necessidade até o ano

2022, mas que ainda não foram licitadas ou autorizadas.

Para uma rápida referência, a tabela a seguir apresenta a sequência como as fichas são

apresentadas ao longo deste capítulo.

Região Item pág.

NORTENovas Instalações 10 a 31

Ampliações ou Reforços 32 a 43

NORDESTENovas Instalações 44 a 84


SUDESTE E CENTRO-OESTENovas Instalações 104 a 179


SULNovas Instalações 193 a 256




Justificativa:

Atendimento elétrico ao mercado.

Situação Atual:

Observações:

Documentos de Referência:

[1] EPE-DEE-RE-19/2013-rev1 Estudo de Atendimento Elétrico às Regiões Nordeste do Tocantinse Sul do Maranhão, setembro de 2013.

[2] Referência ANEEL Junho 2016.

NOVAS INSTALAÇÕES

Sistema Interligado da Região NORTE

Empreendimento:LT 230 kV Imperatriz - Porto Franco, C2 jan/2017

36 meses

UF: MA

DATA DE NECESSIDADE:

PRAZO DE EXECUÇÃO:

55.699,64

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 111 km 43.431,782 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Imperatriz 9.652,40MIM - 230 kV // SE Imperatriz 703,90MIG-A // SE Porto Franco 1.911,57

Total de Investimentos Previstos:



Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-105/2015-rev0 Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Manaus,agosto de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Lechuga - Tarumã, C1 e C2 (CD) jan/2019

60 meses

UF: AM



163.710,32


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 954.0 MCM (RAIL), 9.3 km - Trecho Aéreo 29.966,66Circuito Duplo 230 kV, 1 x 2.000 mm^2 (XLPE - Cobre), 3.2 km - Trecho Subterrâneo 111.703,692 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Lechuga 9.678,922 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Tarumã 9.678,92MIM - 230 kV // SE Lechuga 755,70MIG-A // SE Lechuga 1.926,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Mauá 3 - Manaus, C1 jan/2019

60 meses

UF: AM



184.550,50


Circuito Simples 230 kV, 2 x 954.0 MCM (RAIL), 3.85 km - Trecho Aéreo 7.540,96Circuito Simples 230 kV, 1 x 2.000 mm^2 (XLPE - Cobre), 9 km - Trecho Subterrâneo 162.722,061 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Mauá 3 4.839,461 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Manaus 4.839,46MIM - 230 kV // SE Mauá 3 377,85MIM - 230 kV // SE Manaus 377,85MIG-A // SE Mauá 3 1.926,43MIG-A // SE Manaus 1.926,43




Justificativa:

Integração ao SIN de grandes blocos de energia.

Situação Atual:

Observações:

(*) Data de necessidade à época da realização do estudo. A data referencial para a entrada emoperação dessa obra será revisada, de forma compatível com a data prevista para as usinas doComplexo Hidrelétrico do Tapajós.


[1] EPE-DEE-RE-104/2015-rev0 Estudo para Dimensionamento do Sistema de Transmissão emCorrente Alternada para Escoamento das Primeiras Máquinas da UHE São Luiz de Tapajós,setembro de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Anapu - Parauapebas, C1 e C2 (CD) dez/2020

60 meses

UF: PA

DATA DE NECESSIDADE (*):


1.053.079,27


Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 123,2 km - TERRENO FIRME 237.476,50Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 228,8 km - ÁREAS COM TORRES ALTEADAS 661.541,68Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 60 Mvar 1Ф // SE Anapu 40.058,74Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 60 Mvar 1Ф // SE Parauapebas 40.058,742 x EL (Entrada de Linha), 500 kV, Arranjo DJM // SE Anapu 20.423,482 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Parauapebas 4.154,672 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Anapu 4.154,672 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Parauapebas 20.423,482 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Parauapebas 18.614,91MIM - 500 kV // SE Parauapebas 4.095,97MIG-A // SE Parauapebas 2.076,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Miritituba - Silves, C1 e C2 (CD) dez/2020

60 meses

UF: PA/AM



1.807.990,64


Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 29,44 km - ÁREAS ALAGADIÇAS 141.869,08Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 261,28 km - ÁREAS COM TORRES ALTEADAS 755.452,84Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 61,68 km - TERRENO FIRME 118.892,46Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 15,6 km - TRAVESSIAS 626.359,73Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 60 Mvar 1Ф // SE Miritituba 40.058,74Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 60 Mvar 1Ф // SE Silves 40.058,742 x EL (Entrada de Linha), 500 kV, Arranjo DJM // SE Miritituba 20.423,481 x IB (Interligação de Barras), 500 kV, Arranjo DJM // SE Miritituba 9.307,452 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Silves 4.154,672 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Miritituba 4.154,672 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Silves 20.423,482 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Silves 18.614,91MIM - 500 kV // SE Miritituba 2.047,98MIM - 500 kV // SE Silves 4.095,97MIG-A // SE Silves 2.076,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Miritituba - Transamazônica II, C1 e C2(CD) dez/2020

60 meses

UF: PA



764.054,85


Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 197,28 km - TERRENO FIRME 380.270,81Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 2,74 km - ÁREAS ALAGADIÇAS 13.203,85Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 73,98 km - ÁREAS COM TORRES ALTEADAS 213.902,33Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 45,33 Mvar 1Ф // SE Transamazônica II 36.727,62Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 45,33 Mvar 1Ф // SE Miritituba 36.727,622 x EL (Entrada de Linha), 500 kV, Arranjo DJM // SE Miritituba 20.423,481 x IB (Interligação de Barras), 500 kV, Arranjo DJM // SE Miritituba 9.307,452 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Miritituba 4.154,672 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Transamazônica II 4.154,672 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Transamazônica II 20.423,482 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Transamazônica II 18.614,91MIM - 500 kV // SE Miritituba 2.047,98MIM - 500 kV // SE Transamazônica II 4.095,97




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Transamazônica II - Anapu, C1 e C2 (CD) dez/2020

48 meses

UF: PA



1.131.142,26


Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 56,88 km - ÁREAS ALAGADIÇAS 274.100,31Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 72,68 km - ÁREAS COM TORRES ALTEADAS 210.143,57Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 182,84 km - TERRENO FIRME 352.436,72Circuito Duplo, 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 3,6 km - TRAVESSIAS 144.544,55Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 55 Mvar 1Ф // SE Transamazônica II 39.024,97Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 55 Mvar 1Ф // SE Anapu 39.024,972 x EL (Entrada de Linha), 500 kV, Arranjo DJM // SE Transamazônica II 20.423,482 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Anapu 4.154,672 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Transamazônica II 4.154,672 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Anapu 20.423,482 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Anapu 18.614,91MIM - 500 kV // SE Anapu 4.095,97




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-DEA-1/2013-rev1 Suprimento às Regiões Metropolitana de Belém e Nordeste doPará, novembro de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Tucuruí II - Marituba, C1 jan/2020

60 meses

UF: PA



959.017,16


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 317,9 km - Terreno Firme 524.502,78Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 29 km - Área Inundável 87.719,61Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 3 km - Travessia Aérea do Rio Guamá 89.355,21Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 3,1 km - Travessia Aérea do Rio Acará 92.333,72Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 54 km - Áreas com Torres Alteadas 89.094,53Reator de Linha Manobrável 500 kV, (3+1R) x 63,33 Mvar 1Ф // SE Marituba 23.257,421 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Tucuruí II 10.211,741 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Marituba 10.211,741 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Tucuruí II 9.307,451 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Marituba 9.307,451 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 500 kV, Arranjo DJM // SE Marituba 5.466,67MIM - 500 kV // SE Tucuruí II 2.047,98MIM - 500 kV // SE Marituba 2.047,98MIG-A // SE Tucuruí II 2.076,43MIG-A // SE Marituba 2.076,43




Justificativa:

Ampliação da capacidade de interligação entre submercados

Situação Atual:

Observações:

Data de necessidade à época da realização do estudo. Essa data terá a oportunidade de seratualizada durante o processo de elaboração do documento MME – “Plano de Outorgas dosSistemas de Transmissão de Energia Elétrica”, que é o documento de referência para o processode outorga dos empreendimentos (licitação/autorização).


[1] EPE-DEE-RE-20/2016-rev0 Aumento da Capacidade de Transmissão da Interligação entre asregiões N/NE e SE/CO para Escoamento de Excedentes de Energia das Regiões N/NE, março de2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 800 kV CC Graça Aranha - Silvânia nov/2021

48 meses

UF: MA/GO


PRAZO DE EXECUÇÃO:Linha ± 800 kVCC

2.365.074,66


Linha ±800 kVCC, 1460 km, 6 x 1590 MCM 2.365.074,66




Justificativa:

Atendimento elétrico ao mercado

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 800 kV CC Parauapebas - Assis 2 nov/2021

48 meses

UF: PA/SP



3.144.253,37


Linha ±800 kVCC, 1941 km, 6 x 1590 MCM 3.144.253,37




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Presidente Dutra - Teresina II, C1 eC2 (CS), na SE Graça Aranha nov/2021

48 meses

UF: MA/PI



81.092,04


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 6 km 7.970,49Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 6 km 7.970,494 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 40.685,692 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.549,87MIM - 500 kV 3.855,30MIG-A 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Presidente Dutra - Teresina II, C3, naSE Graça Aranha nov/2021

48 meses

UF: MA/PI



52.114,87


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 15,2 km 18.509,252 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.342,851 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIM - 500 kV 1.927,65MIG-A 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Tarumã jan/2019

60 meses

UF: AM



70.595,37


1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 100 MVA 1Ф 37.998,522 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.792,982 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.999,411 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.907,071 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.912,85MIG (Terreno Urbano) 14.170,49MIM - 138 kV 680,48MIM - 230 kV 1.133,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500 kV Anapu dez/2020

36 meses

UF: PA



213.087,94


1° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 55 Mvar 1Ф 39.024,97Compensador Estático 500 kV, 1 x (-150.0/+300.0) MVar 89.190,612 x IB (Interligação de Barras), 500 kV, Arranjo DJM 18.614,912 x CRB (Conexão de Reator de Barra), 500 kV, Arranjo DJM 16.710,641 x CC (Conexão de Compensador) 500 kV, Arranjo DJM 9.346,00MIG 36.104,85MIM - 500 kV 4.095,97




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500 kV Miritituba dez/2020

36 meses

UF: PA



145.875,93


1°, 2° e 3° Reator de Barra 500 kV, (9+1R) x 50 Mvar 1Ф 54.132,283 x CRB (Conexão de Reator de Barra), 500 kV, Arranjo DJM 25.065,962 x IB (Interligação de Barras), 500 kV, Arranjo DJM 18.614,91MIG (Terreno Urbano) 43.966,82MIM - 500 kV 4.095,97




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500 kV Transamazônica II dez/2020

60 meses

UF: PA



213.087,94


1° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 55 Mvar 1Ф 39.024,97Compensador Estático 500 kV, 1 x (-150.0/+300.0) MVar 89.190,612 x CRB (Conexão de Reator de Barra), 500 kV, Arranjo DJM 16.710,642 x IB (Interligação de Barras), 500 kV, Arranjo DJM 18.614,911 x CC (Conexão de Compensador) 500 kV, Arranjo DJM 9.346,00MIG 36.104,85MIM - 500 kV 4.095,97




Justificativa:

Integração de Humaitá ao SIN

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-7/2016-rev0 Integração de Humaitá ao SIN e Reavaliação do Atendimento aPorto Velho, maio de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 138 kV Humaitá - Rede Básica jan/2020

36 meses

UF: AM



7.411,36


1 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.912,85MIG (Terreno Rural) 5.271,68MIM - 138 kV 226,83




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 800 kV CC Graça Aranha nov/2021

48 meses

UF: MA


PRAZO DE EXECUÇÃO:Conversora 500 kVCA/±800 kVCC

1.624.489,48


Conversoras, Transformadores Conversores, Filtros AC, Conexões CC e CA, Eletrodos, Obras Civis 1.613.846,79MIG (Terreno Rural - SE Conversora) 10.642,68




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 800 kV CC Parauapebas nov/2021

48 meses

UF: PA


PRAZO DE EXECUÇÃO:Conversora 500 kVCA/±800kVCC

1.615.677,24


Conversoras, Transformadores Conversores, Filtros AC, Conexões CC e CA, Eletrodos, Obras Civis 1.613.846,79MIG-A (Conexões Filtros e Conversoras) 1.830,44




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500/138 kV Colinas jan/2021

36 meses

UF: TO



128.967,70


1º e 2º TF 500/138 kV, (6 + 1R) x 60 MVA 1Ф 61.710,182 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.871,552 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.999,411 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2.130,061 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.307,45MIG (Terreno Urbano) 26.704,43MIM - 500 kV 2.047,98MIM - 138 kV 680,48MIG-A 3.516,14




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-114/2012-rev2 Estudo de Atendimento Elétrico a Região Sudeste do Pará,fevereiro de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Itacaiúnas jan/2022

36 meses

UF: PA



57.058,95


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 225 MVA 3Ф 21.576,082 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.792,982 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.999,411 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2.130,06MIG (Terreno Urbano) 16.758,09MIM - 138 kV 680,48MIM - 230 kV 755,70MIG-A 3.366,14




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-011/2017-rev0 Estudo de Suprimento ao Município de Presidente Figueiredo,março de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/69 kV Presidente Figueiredo jan/2022

36 meses

UF: AM



40.081,85


1º e 2º TF 230/69 kV, 2 x 50 MVA 3Ф 10.834,722 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.769,982 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.792,981 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.907,071 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 909,31MIG (Terreno Urbano) 14.441,58MIM - 69 kV 292,65MIM - 230 kV 1.133,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-011/2017-rev0 Estudo de Suprimento ao Município de Presidente Figueiredo,março de 2017.


AMPLIAÇÕES OU REFORÇOS


Empreendimento:SECC LT 230 kV Balbina - Cristiano Rocha, C1, na SEPresidente Figueiredo jan/2022

36 meses

UF: AM



16.226,74


Circuito Simples 230 kV, 2 x 636.0 MCM (GROSBEAK), 7 km 4.471,68Circuito Simples 230 kV, 2 x 636.0 MCM (GROSBEAK), 3 km 2.076,142 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.678,92




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-22/2015-rev0 Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de São Luís,fevereiro de 2015.




Empreendimento:SE 500 kV São Luís II jan/2019

36 meses

UF: MA



40.814,49


2º Reator de Barra 500 kV, 3 x 45 MVar 1Ф 15.672,871 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo BDDD 12.011,39MIM - 500 kV 3.855,30




Justificativa:

.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Lechuga jan/2019

36 meses

UF: AM



51.700,13


4° ATF 500/230 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 38.990,021 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.935,781 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.396,49MIM - 230 kV 377,85




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Miranda II jan/2019

36 meses

UF: MA



47.899,80






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV São Luís III jan/2019

36 meses

UF: MA



15.040,66


3° TF 230/69 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 9.829,161 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.381,961 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,13MIM - 69 kV 92,46MIM - 230 kV 351,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 500 kV Parauapebas dez/2020

36 meses

UF: PA



38.955,22


3° Reator de Barra 500 kV, 3 x 60 Mvar 1Ф 17.168,031 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.355,321 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.307,45MIM - 500 kV 2.047,98MIG-A 2.076,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 500 kV Silves dez/2020

36 meses

UF: AM



28.136,52


2° Reator de Barra 500 kV, 3 x 66,67 Mvar 1Ф 17.704,761 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.355,32MIG-A 2.076,43




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Guamá jan/2020

36 meses

UF: PA



15.478,05






Justificativa:

Adequação da compensação shunt para manobras

Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 500 kV Presidente Dutra nov/2021

48 meses

UF: MA



1.797,47


Realocação Reator Linha Fixo -150 MVar p/ nova SE Graça Aranha 1.797,47




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-61/2014-rev1 Estudo de Suprimento à Região de Santana do Araguaia,setembro de 2014.




Empreendimento:SE 230/138 kV Santana do Araguaia jan/2022

36 meses

UF: PA



6.103,27


1° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 15 Mvar 3Ф 1.899,041 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 3.826,38MIM - 230 kV 377,85




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Miramar jan/2022

36 meses

UF: PA



15.478,05






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV São Luís IV jan/2022

36 meses

UF: MA



16.198,36


3° TF 230/69 kV, 1 x 200 MVA 3Ф 10.986,871 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,131 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.381,96MIM - 69 kV 92,46MIM - 230 kV 351,95




Justificativa:

Atendimento Elétrico ao Mercado

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-188/2014-rev0 Estudo de Atendimento às cargas do Alto Médio Canindé (PI) eSertão do Araripe (PE), dezembro de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES

Sistema Interligado da Região NORDESTE

Empreendimento:LT 230 kV Chapada I - Chapada II, C1 jan/2018

36 meses

UF: PI



16.370,71


Circuito Simples 230 kV, 1 x 740.8 MCM, 12 km 6.014,411 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Chapada I 4.826,201 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Chapada II 4.826,20MIM - 230 kV // SE Chapada II 351,95MIM - 230 kV // SE Chapada I 351,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Chapada II - Chapada III, C1 jan/2018

36 meses

UF: PI



17.874,31


Circuito Simples 230 kV, 1 x 740.8 MCM, 15 km 7.518,011 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Chapada II 4.826,201 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Chapada III 4.826,20MIM - 230 kV // SE Chapada III 351,95MIM - 230 kV // SE Chapada II 351,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Ribeiro Gonçalves - Balsas, C2 jan/2018

48 meses

UF: PI/MA



51.946,27


Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 95 km 39.678,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ribeiro Gonçalves 9.652,40MIM - 230 kV // SE Ribeiro Gonçalves 703,90MIG-A // SE Ribeiro Gonçalves 1.911,57




Justificativa:

Atendimento ao Mercado

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-112/2011-rev1 Estudo de Suprimento a Região Sul do Piauí 2015 - 2028, outubrode 2012.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV São João do Piauí - Picos, C2 jan/2020

36 meses

UF: PI



71.110,92


Circuito Simples 230 kV, 1 x 477 MCM (Hawk), 168 km 60.754,631 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE São João do Piauí 4.826,201 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Picos 4.826,20MIM - 230 kV // SE Picos 351,95MIM - 230 kV // SE São João do Piauí 351,95




Justificativa:

Reforços para atendimento às cargas da região metropolitana de João Pessoa

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-099/2016-rev1 Estudo de Atendimento à Região Metropolitana de João Pessoa,dezembro de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Campina Grande III - João Pessoa II, C1 jan/2021

36 meses

UF: PB



179.447,77


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 123 km 136.162,52Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 33,3 Mvar 1Ф // SE João Pessoa II 18.816,131 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Campina Grande III 10.171,421 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE João Pessoa II 2.066,071 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE João Pessoa II 10.171,42MIG-A // SE Campina Grande III 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-137/2013-rev0 Estudo de Atendimento aos Estados de Sergipe e Alagoas,janeiro de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Garanhuns II - Messias, C1 jan/2021

36 meses

UF: PE/AL



146.499,52


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 90 km 99.631,111 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Garanhuns II 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Garanhuns II 9.274,941 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Messias 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Messias 9.274,94MIM - 500 kV // SE Messias 1.927,65MIM - 500 kV // SE Garanhuns II 1.927,65MIG-A // SE Garanhuns II 2.060,19MIG-A // SE Messias 2.060,19




Justificativa:

Reforço necessário para escoamento de geração na Área Sul da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-6/2016-rev0 Estudo para Escoamento de Geração na Área Sul da RegiãoNordeste, junho de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Olindina - Sapeaçu, C1 jan/2021

36 meses

UF: BA



295.819,73


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 201 km 222.509,49Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 33,33 Mvar 1Ф // SE Sapeaçu 18.822,21Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 33,33 Mvar 1Ф // SE Olindina 18.822,211 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Olindina 10.171,421 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Sapeaçu 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Olindina 9.274,94MIM - 500 kV // SE Olindina 1.927,65MIG-A // SE Olindina 2.060,19MIG-A // SE Sapeaçu 2.060,19




Justificativa:

Reforço necessário para escoamento de geração na Área Norte da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-42/2016-rev1 Reavaliação do Estudo para Escoamento do Potencial Eólico dosEstados do Maranhão, Piauí e Ceará, abril de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Parnaíba III - Tianguá II, C1 jan/2021

36 meses

UF: PI/CE



307.019,32


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (Rail), 109 km 120.664,35Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (Rail), 109 km 120.664,35Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 33,33 Mvar 1Ф // SE Tianguá II 18.822,211 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Parnaíba III 10.171,421 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Tianguá II 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Tianguá II 9.274,941 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Parnaíba III 9.274,94MIM - 500 kV // SE Parnaíba III 1.927,65MIM - 500 kV // SE Tianguá II 1.927,65MIG-A // SE Parnaíba III 2.060,19MIG-A // SE Tianguá II 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Porto de Sergipe - Olindina, C1 jan/2021

36 meses

UF: SE/BA



272.572,47


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 180 km 199.262,23Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 33,33 Mvar 1Ф // SE Porto de Sergipe 18.822,21Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 33,33 Mvar 1Ф // SE Olindina 18.822,211 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Porto de Sergipe 10.171,421 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Olindina 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Porto de Sergipe 9.274,94MIM - 500 kV // SE Porto de Sergipe 1.927,65MIG-A // SE Porto de Sergipe 2.060,19MIG-A // SE Olindina 2.060,19




Justificativa:

Integração ao SIN de potenciais já contratados ou futuros.

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-065/2016-rev0 Estudo para Escoamento do Potencial Eólico e Fotovoltaico daRegião do Seridó, novembro de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Santa Luzia II - Campina Grande III, C1 jan/2021

36 meses

UF: PB



199.587,81


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (RAIL), 126 km 139.483,561º Reator de Linha Fixo 500 kV, (3 + 1R) x 33 MVar 1Ф // SE Campina Grande III 18.816,131 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo BDDD // SE Santa Luzia II 13.860,191 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Santa Luzia II 9.274,941 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Campina Grande III 2.066,071 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Campina Grande III 10.171,42MIM - 500 kV // SE Santa Luzia II 3.855,30MIG-A // SE Campina Grande III 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Santa Luzia II - Milagres II, C1 jan/2021

36 meses

UF: PB/CE



350.953,96


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (RAIL), 238 km 263.468,951º Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 33 MVar 1Ф // SE Santa Luzia II 14.112,101º Reator de Linha Fixo 500 kV, (3 + 1R) x 33 MVar 1Ф // SE Milagres II 18.816,131 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo BDDD // SE Santa Luzia II 13.860,191 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Santa Luzia II 2.066,071 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Santa Luzia II 9.274,941 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Milagres II 10.171,421 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Milagres II 2.066,071 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Milagres II 9.274,94MIM - 500 kV // SE Santa Luzia II 3.855,30MIM - 500 kV // SE Milagres II 1.927,65MIG-A // SE Milagres II 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Acaraú III - Acaraú II, CD (C1, C2) jan/2021

36 meses

UF: CE



25.212,43


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 954.0 MCM (Rail), 0,5 km 676,692 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Acaraú III 9.652,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Acaraú II 9.652,40MIM - 230 kV // SE Acaraú III 703,90MIM - 230 kV // SE Acaraú II 703,90MIG-A // SE Acaraú III 1.911,57MIG-A // SE Acaraú II 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Ibiapina II - Piripiri, C2 jan/2021

36 meses

UF: CE/PI



61.290,95


Circuito Simples 230 kV, 2 x 954.0 MCM (Rail), 77,5 km 47.111,521 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ibiapina II 4.826,201 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Piripiri 4.826,20MIM - 230 kV // SE Ibiapina II 351,95MIM - 230 kV // SE Piripiri 351,95MIG-A // SE Ibiapina II 1.911,57MIG-A // SE Piripiri 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Ibiapina II - Tianguá II, CD (C1, C2) jan/2021

36 meses

UF: CE



49.442,23


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 954.0 MCM (Rail), 25 km 24.906,502 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ibiapina II 9.652,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Tianguá II 9.652,40MIM - 230 kV // SE Ibiapina II 703,90MIM - 230 kV // SE Tianguá II 703,90MIG-A // SE Ibiapina II 1.911,57MIG-A // SE Tianguá II 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Morro do Chapéu II - Irecê, C2 e C3 (CD) jan/2021

36 meses

UF: BA



94.419,61


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 954 MCM (RAIL), 65 km 69.883,882 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Morro do Chapéu II 9.652,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Irecê 9.652,40MIM - 230 kV // SE Irecê 703,90MIM - 230 kV // SE Morro do Chapéu II 703,90MIG-A // SE Morro do Chapéu II 1.911,57MIG-A // SE Irecê 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Piripiri - Teresina III, C1 jan/2021

36 meses

UF: PI



107.796,86


Circuito Simples 230 kV, 2 x 954.0 MCM (Rail), 141 km 85.712,58Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 10 Mvar 3Ф // SE Piripiri 3.952,42Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 10 Mvar 3Ф // SE Teresina III 3.952,421 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Piripiri 4.826,201 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Teresina III 4.826,20MIM - 230 kV // SE Piripiri 351,95MIM - 230 kV // SE Teresina III 351,95MIG-A // SE Piripiri 1.911,57MIG-A // SE Teresina III 1.911,57




Justificativa:

Reforço necessário para Escoamento de Geração na Área Norte da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-029/2017-rev0 Estudo de Atendimento às Regiões de Mossoró, Aracati eFortaleza, junho de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Jaguaruana II - Açu III, C1 jan/2022

48 meses

UF: CE/RN



182.797,36


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (RAIL), 111 km 122.878,371º Reator de Linha Manobrável 500 kV, (3 + 1R) x 33 MVar 1Ф // SE Açu III 18.816,131 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 500 kV, Arranjo DJM // SE Açu III 5.437,031 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Açu III 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo BDDD // SE Açu III 9.274,941 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Jaguaruana II 10.171,42MIM - 500 kV // SE Jaguaruana II 00,00MIM - 500 kV // SE Açu III 1.927,65MIG-A // SE Açu III 4.120,39




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Jaguaruana II - Pacatuba, C1 jan/2022

48 meses

UF: CE



255.042,26


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (RAIL), 151 km 167.158,871º Reator de Linha Fixo 500 kV, (3 + 1R) x 33 MVar 1Ф // SE Jaguaruana II 18.816,131º Reator de Linha Manobrável 500 kV, (3 + 1R) x 33 MVar 1Ф // SE Pacatuba 18.816,131 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 500 kV, Arranjo DJM // SE Pacatuba 5.437,031 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Jaguaruana II 2.066,071 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Jaguaruana II 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Jaguaruana II 9.274,941 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Pacatuba 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Pacatuba 9.274,94MIM - 500 kV // SE Jaguaruana II 1.927,65MIM - 500 kV // SE Pacatuba 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Caraúbas II - Açu III, C1 e C2 (CD) jan/2022

48 meses

UF: RN



73.605,01


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 477.0 MCM (HAWK), 62 km 50.980,842 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Açu III 9.652,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Caraúbas II 9.652,40MIM - 230 kV // SE Caraúbas II 703,90MIM - 230 kV // SE Açu III 703,90MIG-A // SE Açu III 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Jaguaruana II - Mossoró IV, C1 e C2 (CD) jan/2022

48 meses

UF: CE/RN



80.681,54


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 954.0 MCM (RAIL), 54 km 58.057,372 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Jaguaruana II 9.652,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Mossoró IV 9.652,40MIM - 230 kV // SE Jaguaruana II 703,90MIM - 230 kV // SE Mossoró IV 703,90MIG-A // SE Mossoró IV 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Jaguaruana II - Russas II, C1 jan/2022

48 meses

UF: CE/RN



31.720,37


Circuito Simples 230 kV, 2 x 954.0 MCM (RAIL), 32 km 19.452,501 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Jaguaruana II 4.826,201 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Russas II 4.826,20MIM - 230 kV // SE Jaguaruana II 351,95MIM - 230 kV // SE Russas II 351,95MIG-A // SE Russas II 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Ponto de seccionamento a 77,7 km da SE Cícero Dantas.


[1] EPE-DEE-RE-119/2015-rev1 Estudo de Atendimento às Cargas das SE Cícero Dantas,Olindina e Catu, outubro de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Cícero Dantas - Catu, C2, na SEOlindina jan/2020

36 meses

UF: BA



10.763,23


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 0,4 km 203,46Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 0,4 km 203,462 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90




Justificativa:

Reforço necessário para atendimento às cargas do extremo sul da Bahia

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-139/2015-rev0 Estudo de Atendimento às Cargas da SE Funil e Extremo Sul daBahia, dezembro de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Funil - Itapebi, C2, na SE Itabuna III jan/2020

36 meses

UF: BA



33.788,11


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 25 km 10.760,12Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 25 km 10.760,122 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90MIG-A 1.911,57




Justificativa:

Atendimento às cargas de Carpina e Limoeiro em condição normal e contingência (N-1)

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-25/2016-rev0 Estudo de Atendimento à Região de Limoeiro e Carpina, março de2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Pau Ferro - Coteminas, C1, na SELagoa do Carro jan/2020

36 meses

UF: PE/PB



27.790,16


Circuito Simples 230 kV, 2 x 636 MCM (GROSBEAK), 12 km 7.761,15Circuito Simples 230 kV, 2 x 636 MCM (GROSBEAK), 12 km 7.761,152 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90MIG-A 1.911,57




Justificativa:

Reforço necessário para atendimento às cargas da Eletrobrás Distribuição Alagoas

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-080/2016-rev0 Estudo de Atendimento à Região do Sertão de Alagoas,setembro de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Paulo Afonso III - Angelim, C1, naSE Santana II jan/2020

36 meses

UF: AL/PE



32.927,30


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636.0 MCM (Grosbeak), 24 km 10.329,72Circuito Simples 230 kV, 1 x 636.0 MCM (Grosbeak), 24 km 10.329,722 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90MIG-A 1.911,57




Justificativa:

Reforço Necessário para Escoamento de Geração

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-DEA-1/2014-rev0 Estudo para Escoamento do Potencial Eólico da Região Centralda Bahia, janeiro de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Sobradinho - Luiz Gonzaga, C1, naSE Juazeiro III jan/2021

36 meses

UF: BA/PE



34.423,67


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 1 km 1.439,12Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 1 km 1.439,122 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.342,851 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Bifurcação - Mussuré II, C1 e C2(CD), na SE João Pessoa III jan/2021

36 meses

UF: PB



10.783,39


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 427,092 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Bifurcação - Santa Rita II, C1 e C2(CD), na SE João Pessoa II jan/2021

36 meses

UF: PB



10.783,39


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 427,092 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Goianinha - Bifurcação, C1 e C2(CD), na SE João Pessoa II jan/2021

36 meses

UF: PE/PB



12.694,95


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 427,092 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90MIG-A 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-003/2016-rev0 Estudo de Atendimento às Cargas da SE Tomba, março de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Governador Mangabeira - CamaçariII, C2 (CD), na SE Feira de Santana III jan/2021

36 meses

UF: BA



48.406,04


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636.0 MCM (GROSBEAK), 55 km 36.138,182 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90MIG-A 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Fortaleza II - Pecém II, C1, na SEPacatuba jan/2022

48 meses

UF: CE



37.347,33


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (RAIL), 1 km 1.870,85Circuito Simples 500 kV, 4 x 954.0 MCM (RAIL), 1 km 1.870,852 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.342,851 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIM - 500 kV 1.927,65MIG-A 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-42/2016-rev1 Reavaliação do Estudo para Escoamento do Potencial Eólico doLitoral dos Estados do Maranhão, Piauí e Ceará, junho de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500/230 kV Tianguá II jan/2019

36 meses

UF: CE



169.620,37


1° Reator de Barra 500 kV, (3+1R) x 33,3 Mvar 1Ф 18.816,131° e 2° ATF 500/230 kV, (6+1R) x 200 MVA 1Ф 90.492,821 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.322,622 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.813,852 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,261 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIG (Terreno Rural) 12.247,86MIM - 230 kV 1.055,84MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:

Reforço necessário para atendimento às cargas do extremo sul da Bahia

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230 kV Itabuna III jan/2020

36 meses

UF: BA



75.370,38


1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, 3 x 150 MVA 3Ф 26.941,432 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 7.491,003 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.155,393 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 7.499,161 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BPT 2.536,67MIG (Terreno Rural) 15.453,73MIM - 230 kV 1.759,74MIM - 138 kV 634,86




Justificativa:

Atendimento às cargas de Carpina e Limoeiro em condição normal e contingência (N-1)

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-25/2016-rev0 Estudo de Atendimento à Região de Limoeiro e Carpina, março de2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/69 kV Lagoa do Carro jan/2020

36 meses

UF: PE



51.529,73


1 TT - 69 kV - 10 ohm/fase 1.590,741° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 19.658,335 x EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 8.023,701 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,332 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,93MIG (Terreno Rural) 7.584,83MIM - 69 kV 277,37MIM - 230 kV 1.055,84




Justificativa:

Reforço necessário para atendimento às cargas da Eletrobrás Distribuição Alagoas

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-080/2016-rev0 Estudo de Atendimento à Região do Sertão de Alagoas,setembro de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/69 kV Santana II jan/2020

36 meses

UF: AL



40.096,08


1° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 100 MVA 3Ф 14.653,832 x EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 3.209,482 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,931 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,33MIG (Terreno Rural) 7.560,63MIM - 230 kV 1.055,84MIM - 69 kV 277,37




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500 kV Santa Luzia II jan/2021

36 meses

UF: PB



71.610,92


1º e 2º Reator de Barra 500 kV, (6 + 1R) x 33 MVar 1Ф 32.928,232 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.645,241 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIG (Terreno Rural) 10.834,86MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500/230/69 kV João Pessoa II jan/2021

36 meses

UF: PB



142.649,04


1° ATF 500/230 kV, (3+1R) x 150 MVA 1Ф 47.007,741° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 17.552,11MIM Conexão Anel 1.987,47Tranformador de Aterramento 69 kV, 10 ohms/fase 578,352 x EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 3.209,481 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,131 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,412 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,931 x CTA (Conexão de Transformador de Aterramento) 69 kV 578,351 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,33MIG (Terreno Urbano) 42.031,29MIM - 500 kV 1.927,65MIM - 69 kV 369,82MIM - 230 kV 1.407,79




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-003/2016-rev0 Estudo de Atendimento às Cargas da SE Tomba, março de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/69 kV Feira de Santana III jan/2021

36 meses

UF: BA



62.222,93


1º e 2º TF 230/69 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 19.658,331º Capacitor em Derivação 69 kV, 1 x 20 MVar 3Ф 2.199,585 x EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 8.023,70Transformador de Aterramento 69 kV, 10 Ohms/fase 504,652 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,931 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,331 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 69 kV, Arranjo BPT 1.686,571 x CTA (Conexão de Transformador de Aterramento) 69 kV 578,35MIG (Terreno Rural) 14.807,16MIM - 230 kV 1.055,84MIM - 69 kV 369,82




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500/230 kV Jaguaruana II jan/2022

48 meses

UF: CE



285.694,98


1º e 2º ATF 500/230 kV, (6 + 1R) x 250 MVA 1Ф 96.875,941º Reator de Barra 500 kV, (3 + 1R) x 50 MVar 1Ф 21.558,78Compensador Estático 500 kV, (-150/+300) Mvar 86.535,982 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.813,852 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,261 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.322,621 x CC (Conexão de Compensador) 500 kV, Arranjo DJM 9.314,322 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.549,871 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,41MIG (Terreno Rural) 12.143,81MIM - 500 kV 3.855,30MIM - 230 kV 1.055,84




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500/230 kV Pacatuba jan/2022

48 meses

UF: CE



221.346,71


1º e 2º TF 230/69 kV, 2 x 200 MVA 3Ф 21.973,741º e 2º Capacitor em Derivação 69 kV, 2 x 24 MVar 3Ф 5.002,931º e 2º ATF 500/230 kV, (6 + 1R) x 200 MVA 1Ф 90.492,82Transformador de Aterramento 69 kV, 10 ohms/fase 1.427,698 x EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 12.837,92MIG (Terreno Urbano) 34.312,502 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.813,854 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 13.540,522 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,931 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,331 x CTA (Conexão de Transformador de Aterramento) 69 kV 578,352 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 69 kV, Arranjo BPT 3.373,14MIM - 500 kV 1.927,65MIM - 230 kV 1.759,74MIM - 69 kV 462,28




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/69 kV Caraúbas II jan/2022

48 meses

UF: RN



43.442,20


1º e 2º TF 230/69 kV, 2 x 100 MVA 3Ф 16.394,94Transformador de Aterramento 69 kV, 10 Ohms/fase 504,652 x EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 3.209,482 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,931 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,331 x CTA (Conexão de Transformador de Aterramento) 69 kV 578,35MIG (Terreno Rural) 8.082,65MIM - 230 kV 1.055,84MIM - 69 kV 277,37




Justificativa:

Reforço necessário para Escoamento de Geração na Área Leste da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-DEA-2/2013-rev3 Estudo para Conexão das ICG vencedoras do A-5 2011 e soluçãoestrutural para os eixos Teresina - Sobral, Sobral II – Sobral III e Fortaleza – Aquiraz, agosto de2014.




Empreendimento:SE 500 kV Sobral III jan/2018

36 meses

UF: CE



62.629,22


3° ATF 500/230 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 38.782,641 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,131 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIM - 230 kV 351,95MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Chapada II jan/2018

36 meses

UF: PI



3.250,36


1 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,41MIM - 230 kV 351,95




Justificativa:

Atendimento Elétrico ao Mercado.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Chapada III jan/2018

36 meses

UF: PI



3.250,36


1 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,41MIM - 230 kV 351,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Chapada I jan/2018

36 meses

UF: PI



48.254,71


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 200 MVA 3Ф 19.871,722 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 7.491,001 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.915,582 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.999,44MIM - 230 kV 1.055,84MIM - 138 kV 634,86MIG-A 2.617,61




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Arapiraca III jan/2019

36 meses

UF: AL



13.408,96






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-64/2015-rev0 Estudo de Atendimento às Regiões do Litoral Sul Paraibano e daZona da Mata Norte de Pernambuco, março de 2015.




Empreendimento:SE 230/69 kV FIAT Seccionadora jan/2019

36 meses

UF: PE



35.610,24


1° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 19.658,331 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,332 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,931 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,41MIG-A 2.612,99




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV São João do Piauí jan/2020

36 meses

UF: PI



54.131,60


2° ATF 500/230 kV, 3 x 100 MVA 1Ф 30.285,011 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,13MIM - 500 kV 1.927,65MIM - 230 kV 351,95




Justificativa:

Reforço necessário para atendimento às cargas da região de Olindina - BA

Situação Atual:

Observações:

Seccionamento em loop da LT 230 kV Cícero Dantas – Catu C2 a 77,7 km da SE Cícero Dantas eimplantação de novos setores de 230 kV e 13,8 kV. Realocação do 1º transformador 230/13,8 kVpara conexão aos novos setores de 230 kV e 13,8 kV. Instalação do 2º transformador 230/13,8 kV(implantação da unidade reserva existente). Desativação dos setores existentes de 230 kV e 13,8kV. O novo setor de 13,8 kV da SE Olindina deve ser projetado para comportar alimentadoresdistintos para as cargas da COELBA de Olindina






Empreendimento:SE 230 kV Olindina jan/2020

36 meses

UF: BA



19.763,96


1° TF 230/13,8 kV, 1 x 40 MVA 3Ф 4.100,721 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,131 x CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 1.003,181 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,41MIG (Terreno Rural) 7.580,17MIM - 230 kV 703,90MIM - 13,8 kV 92,46




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Nossa Senhora do Socorro jan/2020

36 meses

UF: SE



15.040,66






Justificativa:

Atendimento à Carga

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-78/2009-rev2 Estudos de Suprimento a Região Metropolitana de Maceió, agostode 2011.




Empreendimento:SE 500 kV Messias jan/2021

36 meses

UF: AL



62.629,22


3° ATF 500/230 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 38.782,641 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,13MIM - 500 kV 1.927,65MIM - 230 kV 351,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV Milagres II jan/2021

36 meses

UF: CE



22.439,27


3º Reator de Barra 500 kV, 3 x 33 MVar 1Ф 14.116,661 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.322,62




Justificativa:

Reforço necessário para controle de tensão na Área Sul da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV Olindina jan/2021

36 meses

UF: BA



29.881,40


1° Reator de Barra 500 kV, (3+1R) x 50 Mvar 1Ф 21.558,781 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.322,62




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-33/2009-rev1 Estudos para o Atendimento à Região Metropolitana de Teresina,Incluindo as Cargas de Piripiri, Caxias e Timón, junho de 2010.




Empreendimento:SE 500 kV Teresina II jan/2021

36 meses

UF: PI



42.929,01






Justificativa:

Atendimento a Carga da Área Leste da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Garanhuns II jan/2021

36 meses

UF: PE



24.491,70


3° Reator de Barra 500 kV, 3 x 50 Mvar 1Ф 16.169,091 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.322,62




Justificativa:

Reforço necessário para Escoamento de Geração na Área Sul da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Igaporã III jan/2021

36 meses

UF: BA



54.162,26






Justificativa:

Reforço necessário para Escoamento de Geração na Área Sul da Região Nordeste

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Ourolândia II jan/2021

36 meses

UF: BA



56.397,43






Justificativa:

Reforço necessário para atendimento às cargas da EDPI

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Parnaíba III jan/2021

36 meses

UF: PI



44.457,88


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 17.960,951 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 3.745,502 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.999,441 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.915,58MIG (Terreno Rural) 7.727,40MIM - 230 kV 703,90MIM - 138 kV 634,86




Justificativa:

Atendimento às cargas da distribuidora local.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Campina Grande II jan/2021

36 meses

UF: PB



13.408,96


4º TF 230/69 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 8.197,471 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,131 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.381,96MIM - 230 kV 351,95MIM - 69 kV 92,46




Justificativa:

Controle de tensão em contingência

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: BA



6.559,50






Justificativa:

Eliminação de restrição nas interligações ou elevação dos níveis de intercâmbio

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-NT-60/2014-rev0 Avaliação para mudança de configuração da LT 440 kV FernãoDias – Cabreúva, abril de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES

Sistema Interligado da Região SUDESTE

Empreendimento:LT 440 kV Fernão Dias - Cabreúva, C1 e C2 (CD) jan/2018

36 meses

UF: SP



178.711,58


Circuito Duplo 440 kV, 4 x 636 MCM (Grosbeak), 66 km 117.223,422 x EL (Entrada de Linha) 440 kV, Arranjo DJM Cabreúva 19.458,322 x EL (Entrada de Linha) 440 kV, Arranjo BDDD Cabreúva 26.657,57IB (Interligação de Barras) 440 kV, Arranjo DJM Cabreúva 9.116,50MIM - 440 kV Fernão Dias 4.170,51MIM - 440 kV Cabreúva 2.085,26




Justificativa:

Reforço para atendimento a N-1

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-67/2016-rev0 Estudo de Atendimento à Região do Vale do Paraíba, julho de2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça, C2 jan/2018

36 meses

UF: SP



19.585,24


Circuito Duplo (C2), 230 kV, 2 x 636.0 MCM (Grosbeak), 41,4 km 9.125,661 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Aparecida 4.860,751 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Santa Cabeça 4.860,75MIM - 230 kV // SE Aparecida 369,04MIM - 230 kV // SE Santa Cabeça 369,04




Justificativa:

Eliminação de restrição nas interligações ou elevação dos níveis de intercâmbio.

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-148/2014-rev2 Aumento da Capacidade de Transmissão da InterligaçãoNordeste-Sudeste, janeiro de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Governador Valadares 6 - Mutum, C2 jan/2019

36 meses

UF: MG


PRAZO DE EXECUÇÃO:Eliminação de restrição nas interligações ou elevação dos níveis de intercâmbio.

263.485,57


Circuito Simples 500 kV, 6x795 MCM (Tern), 165 km 211.196,921º Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 35 MVar 1Ф // SE Governador Valadares 6 14.050,421º Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 35 MVar 1Ф // SE Mutum 14.050,421 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Governador Valadares 6 10.064,341 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Mutum 10.064,341 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Mutum 2.029,561 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Governador Valadares 6 2.029,56




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Presidente Juscelino - Itabira 5, C2 jan/2019

36 meses

UF: MG



281.724,87


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 180 km 224.661,971º Reator de Linha Manobrável 500 kV, 3 x 23 MVar 1Ф // SE Presidente Juscelino 12.055,051º Reator de Linha Manobrável 500 kV, 3 x 23 MVar 1Ф // SE Itabira 5 12.055,051 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 500 kV, Arranjo DJM // SE Itabira 5 5.340,961 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Itabira 5 10.064,341 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 500 kV, Arranjo DJM // SE Presidente Juscelino 5.340,961 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Presidente Juscelino 10.064,34MIG-A // SE Itabira 5 2.142,22




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-8/2016-rev1 Estudo de Atendimento à Região de Campos, dezembro de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 345 kV Lagos - Macaé, C2 jan/2019

36 meses

UF: RJ



36.009,38


Circuito Simples 345 kV, 2 x 954.0 MCM (RAIL), 16 km 13.831,341 x EL (Entrada de Linha) 345 kV, Arranjo DJM // SE Lagos 6.796,791 x EL (Entrada de Linha) 345 kV, Arranjo DJM // SE Macaé 6.796,791 x IB (Interligação de Barras) 345 kV, Arranjo DJM // SE Macaé 5.333,95MIM - 345 kV // SE Macaé 1.121,21MIG-A // SE Macaé 2.129,29




Justificativa:

Aumento da confiabilidade à região de Capão Bonito

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-050/2017-rev0 Estudo de Atendimento à Região de Capão Bonito, agosto de2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Itararé II - Capão Bonito, C1 jan/2020

48 meses

UF: SP



63.959,47


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 112 km 53.499,901 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Itararé II 4.860,751 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Capão Bonito 4.860,75MIM - 230 kV // SE Itararé II 369,04MIM - 230 kV // SE Capão Bonito 369,04




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Assis - Assis 2, C3 nov/2021

48 meses

UF: SP



55.137,04


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 14,5 km 21.717,321 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Assis 10.064,341 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Assis 2 10.064,341 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Assis 2 9.123,32MIM - 500 kV // SE Assis 2 2.025,49MIG-A // SE Assis 2.142,22




Justificativa:

Atendimento a critério N-1 e escoamento potencial solar

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-031/2017-rev0 Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar dasRegiões Norte e Noroeste de Minas Gerais, junho de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Janaúba 3 - Jaíba, C1 e C2 (CD) jan/2022

48 meses

UF: MG



124.853,91


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 94 km 101.944,052 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Janaúba 3 9.721,502 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Jaíba 9.721,50MIM - 230 kV // SE Janaúba 3 738,07MIM - 230 kV // SE Jaíba 738,07MIG-A // SE Janaúba 3 1.990,71




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-8/2015-rev1 Estudo de Compensação Reativa das Redes de 440 kV e 500 kV doEstado de São Paulo, janeiro de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 440 kV Araraquara - Mogi Mirim III, C1, naSE Araras jan/2018

36 meses

UF: SP



33.743,55


Circuito Duplo 440 kV, 4 x 636 MCM (Grosbeak), 1 km 2.466,052 x EL (Entrada de Linha) 440 kV, Arranjo DJM 20.128,681 x IB (Interligação de Barras) 440 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 440 kV 2.025,49




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 345 kV Comperj - Macaé, C1, na SE Lagos jan/2019

36 meses

UF: RJ



20.461,90


Circuito Duplo 345 kV, 2 x 954.0 MCM (Rail), 4 km 6.868,312 x EL (Entrada de Linha) 345 kV, Arranjo DJM 13.593,59




Justificativa:

Evitar colapso de tensão no trecho Rocha Leão-Iriri-Campos

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 138 kV Rocha Leão Furnas - Campos, C2,na SE Iriri jan/2019

36 meses

UF: RJ



8.296,55


Circuito Simples 138 kV, 1 x 556.5 MCM (Dove), 0,5 km 229,832 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 7.621,77MIM - 138 kV 444,94




Justificativa:

Implementação da nova SE 500/230 kV Lorena

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista,C2, na SE Lorena jan/2020

36 meses

UF: SP



22.860,86


Circuito Duplo 500 kV, 4 x 795 MCM (DRAKE), 1 km 2.732,172 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.128,68




Justificativa:

Implementação da nova SE 500/230 kV Lorena

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça, C1 e C2,na SE Lorena jan/2020

36 meses

UF: SP



23.620,23


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 636 MCM (GROSBEAK), 1 km 1.350,54Circuito Duplo 230 kV, 2 x 636 MCM (GROSBEAK), 1 km 1.350,544 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 19.443,00MIM - 230 kV 1.476,14




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

O valor do recondutoramento do trecho em questão foi estimado em 50% do valor de uma LTnova. Data de necessidade à época da realização do estudo. Essa data terá a oportunidade deser atualizada durante o processo de elaboração do documento MME – “Plano de Outorgas dosSistemas de Transmissão de Energia Elétrica”, que é o documento de referência para o processode outorga dos empreendimentos (licitação/autorização).




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Araraquara - Assis, C1, na SE Assis2 nov/2021

48 meses

UF: SP



68.998,13


Recondutoramento trecho Assis - ponto seccionamento 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 4,5 km 2.399,93Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 11,5 km 17.224,08Circuito Simples 500 kV, 4 x 795 MCM (TERN), 11,5 km 15.954,392 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.128,681 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 500 kV 2.025,49MIG-A 2.142,22




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Marimbondo II - Assis, C1, na SEAssis 2 nov/2021

48 meses

UF: MG/SP



40.883,49


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 4,6 km 7.463,772 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.128,681 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 500 kV 2.025,49MIG-A 2.142,22




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 345/138 kV Lagos jan/2019

36 meses

UF: RJ



135.801,54


1°, 2° e 3° ATF 345/138 kV, (9+1R) x 133,33 MVA 1Ф 77.934,573 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo DJM 16.913,583 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 7.793,113 x IB (Interligação de Barras) 345 kV, Arranjo DJM 16.001,851 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2.133,94MIG (Terreno Rural) 10.770,95MIM - 138 kV 889,89MIM - 345 kV 3.363,64




Justificativa:

Novo suprimento para o 230 kV

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500/230 kV Lorena jan/2020

36 meses

UF: SP



112.356,43


1° ATF 500/230 kV, (3+1R) x 400 MVA 1Ф 61.323,271 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.379,422 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.246,641 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.883,37MIG (Terreno Rural) 12.948,42MIM - 500 kV 4.050,99MIM - 230 kV 738,07




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 800 kV CC Assis 2 nov/2021

48 meses

UF: SP



1.625.114,88






Justificativa:

Garantir a estabilidade dinâmica de tensão em cenários extremos de intercâmbio

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500 kV Assis 2 nov/2021

48 meses

UF: SP



421.397,13


Compensador Síncrono 500 kV, 2 x (-90/+150) Mvar 380.744,252 x CC (Conexão de Compensador) 500 kV, Arranjo DJM 18.355,252 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.246,64MIM - 500 kV 4.050,99




Justificativa:

Atendimento a critério N-1 e escoamento potencial solar

Situação Atual:

Observações:

Banco de autotransformadores estrela-aterrado/estrela-ateraado, com terciário em delta.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Jaíba jan/2022

48 meses

UF: MG



48.886,05


1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 33,3 MVA 1Ф 24.392,262 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.200,712 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 4.740,961 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.657,961 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 1.957,06MIG (Terreno Rural) 7.287,94MIM - 138 kV 620,27MIM - 230 kV 1.028,90




Justificativa:

Eliminação da limitação de capacidade da LT por equipamento terminal

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Taubaté - Gerdau, C1 jan/2018

36 meses

UF: SP



4.860,75


1 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Taubaté 4.860,75




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Governador Valadares 2 - GovernadorValadares 6, C1 jan/2019

36 meses

UF: MG


PRAZO DE EXECUÇÃO:Recapacitação trecho IEMG

4.072,93


Circuito Simples 230 kV, 2 x 636 MCM (Grosbeak), 5,4 km 4.072,93




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Governador Valadares 2 - GovernadorValadares 6, C2 jan/2019

36 meses

UF: MG


PRAZO DE EXECUÇÃO:Recapacitação trecho CemigGT

2.042,75


Circuito Simples 230 kV, 2 x 636 MCM (Grosbeak), 2,5 km 2.042,75




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Porto Estrela - Ipatinga 1, C3 jan/2019

36 meses

UF: MG



30.938,58


Recondutoramento 1,6 km 3.404,09Adequações SEs Mesquita, Porto Estrela e Ipatinga 1 27.534,49




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 138 kV Campos - Mombaça, C1 e C2 (CS) jan/2019

36 meses

UF: RJ


PRAZO DE EXECUÇÃO:Transferência de Mombaça

9.571,04


Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336.4 MCM (Linnet), 1 km 597,302 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 // SE Mombaça 7.819,80MIM - 138 kV // SE Mombaça 444,94MIG-A // SE Mombaça 709,00




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-15/2014-rev0 Reforços para suprimento à SE Bandeirantes 345 kV, janeiro de2014.




Empreendimento:LT 345 kV Interlagos - Piratininga II, C3 e C4 (CD) jul/2020

36 meses

UF: SP



1.627,33


Circuito Duplo 345 kV, 3 x 954 MCM (Rail), 0,76 km (reconstrução) 1.627,33




Justificativa:

Eliminação da limitação de capacidade da LT por equipamento terminal

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Taubaté - São José dos Campos, C1 jan/2020

36 meses

UF: SP



9.721,50


1 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Taubaté 4.860,751 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE São José dos Campos 4.860,75




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-107/2015-rev0 Estudo de Suprimento Elétrico às Regiões de Araçatuba ePresidente Prudente, julho de 2015.




Empreendimento:SE 440/138 kV Getulina jan/2018

36 meses

UF: SP



40.868,99


2° TF 500/138 kV, 3 x 100 MVA 1Ф 29.262,551 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,70MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/88 kV Aparecida jan/2018

36 meses

UF: SP



55.178,23


1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, (9+1R) x 33,3 MVA 1Ф 37.246,863 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.138,253 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 7.793,11




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-63/2012-rev3 Expansão das Interligações Norte-Sudeste e Norte-Nordeste ParteII, novembro de 2013.




Empreendimento:SE 500/440 kV Fernão Dias jan/2019

36 meses

UF: SP



106.243,86


Compensador Estático 500 kV, 1 x (-150/+300) Mvar 85.917,421 x CC (Conexão de Compensador) 500 kV, Arranjo DJM 9.177,631 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 500 kV 2.025,49




Justificativa:

Eliminação de restrição nas interligações ou elevação dos níveis de intercâmbio.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/440/230 kV Taubaté jan/2019

36 meses

UF: SP



97.804,39


2° ATF (1Ф) 500/440 kV, (3 + 1) x 400 MVA 66.854,35CT (Conexão de Transformador) 440 kV, Arranjo DJM 8.989,471 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 500 kV 2.025,49MIM - 440 kV 2.025,49




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-124/2012-rev1 Reavaliação do estudo de atendimento à região nordeste daCPFL Paulista, dezembro de 2012.




Empreendimento:SE 440/138 kV Araraquara jul/2019

36 meses

UF: SP



50.883,40


4° ATF 440/138 kV, 3 x 100 MVA 1Ф 28.128,151 x CT (Conexão de Transformador) 440 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x IB (Interligação de Barras) 440 kV, Arranjo DJM 9.123,321 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,70MIM - 440 kV 2.025,49MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:

Reforço estrutural para permitir o antendimento ao critério N-1

Situação Atual:

Observações:

A capacidade de sobrecarga dos autotransformadores deverá ser de 20% (4 horas); Os três atuaisautotransformadores trifásicos serão substituídos por essa nova transformação; Osautotransformadores deverão ter impedância primário-secundário inferior a 11,25% na baseprópria; Substituição de equipamentos série dos vãos 10K e 16K por superação por correntenominal, sendo que no vão 10K não há violação do disjuntor; Custos estimados pela Cemig-GT:Vão 10K- 25% de uma EL 138 kV; Vão 16K - 35% de uma EL 138 kV.


[1] EPE-DEE-RE-141/2015-rev0 Estudo de Atendimento à Região de Juiz de Fora e ConselheiroLafaiete (Transformações de Fronteira), outubro de 2015.




Empreendimento:SE 345/138 kV Juiz de Fora 1 dez/2019

36 meses

UF: MG



54.667,65


1° e 2° ATF 345/138 kV, (6+1R) x 125 MVA 1Ф 53.314,03Substituição de equipamentos do vão 10K, BPT 564,01Substituição de equipamentos do vão 16K, BPT 789,61




Justificativa:

Realocação de TR reserva e individualização da proteção da transformação 345/138 kV

Situação Atual:

Observações:

Custo de transporte do autotransformador estimado pela Cemig GT em 2% de um transformador345/138 kV de 150 MVA; Custo das seções de 345 kV estimado pela Cemig-GT: 1,4*custo CT; Ocusto da instação do autotransformador reserva foi estimado pela Cemig-GT.


[1] EPE-DEE-RE-141/2015-rev0 Estudo de Atendimento à Região de Juiz de Fora e ConselheiroLafaiete (Transformações de Fronteira), outubro de 2015.




Empreendimento:SE 345/138 kV Lafaiete 1 dez/2019

36 meses

UF: MG



10.486,63


Transporte de Trafo 345/138 kV de 150 MVA da SE Juiz de Fora 1 224,54Infraestrutura para instalação de autotransformador reserva 2.667,511 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo AN 7.594,59




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-58/2012-rev0 Estudo de Longo Prazo da Região Metropolitana de São Paulo(RMSP), setembro de 2012.




Empreendimento:SE 345/88 kV Ramon Rebert Filho jan/2019

36 meses

UF: SP



37.879,85


4° TF 345/138-88 kV, 3 x 133,3 MVA 1Ф 28.134,171 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo BD4 5.890,931 x CT (Conexão de Transformador) 88 kV, Arranjo BPT 2.511,07MIM - 345 kV 1.121,21MIM - 88 kV 222,47




Justificativa:

Atendimento ao critério N-1 da Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT.

Situação Atual:

Observações:

A capacidade de sobrecarga dos autotranformadores deverá ser de 20% (4 horas); estimativa docusto do MIG fornecida pela CEMIG.


[1] EPE-DEE-RE-081/2016-rev0 Estudo de Atendimento à Região de Governador Valadares,setembro de 2016.




Empreendimento:SE 230/138 kV Governador Valadares 2 jan/2019

36 meses

UF: MG



24.371,07


1° e 2° ATF 138/69 kV, 2 x 40 MVA 3Ф 7.296,501 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.383,31MIG (Terreno Urbano) 15.594,15MIM - 69 kV 97,11




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-45/2013-rev0 Estudo Para a Avaliação das Interligações em Tensão deDistribuição entre os Estados de São Paulo e Paraná – Região Norte Pioneiro, junho de 2013.




Empreendimento:SE 230/88 kV Salto Grande jan/2019

36 meses

UF: SP



15.089,24






Justificativa:

Evitar violações de tensão

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 138 kV Venda das Pedras jan/2019

36 meses

UF: RJ



19.483,23


1°, 2° e 3° Capacitor em Derivação 138 kV, 3 x 50 Mvar 3Ф 11.022,313 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 7.793,50MIM - 138 kV 667,42




Justificativa:

Reforço no Suprimento à Região Metropolitana do Rio de Janeiro

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-014/2017-rev0 Atendimento à Região Metropolitana do Rio de Janeiro, maio de2017.




Empreendimento:SE 500/138 kV Nova Iguaçu jul/2020

36 meses

UF: RJ



63.247,71


3º ATF 500/138 kV, 3 x 300 MVA 1Ф 40.492,461 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,701 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 500 kV 2.025,49MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:

Reforço no Suprimento à Região Metropolitana do Rio de Janeiro.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/138 kV Zona Oeste jul/2020

36 meses

UF: RJ



52.098,90


2º ATF 500/138 kV, 3 x 300 MVA 1Ф 40.492,461 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,70MIM - 500 kV 00,00MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/345 kV Campinas jan/2020

36 meses

UF: SP



30.631,77


1° Reator de Barra 500 kV, (3+1R) x 45,3 Mvar 1Ф 20.420,571 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo AN 8.185,71MIM - 500 kV 2.025,49




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/440 kV Fernão Dias jan/2020

36 meses

UF: SP



66.471,99


1° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 60 Mvar 1Ф 38.951,752 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.371,431 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 500 kV 2.025,49




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 440/138 kV Mirassol II jul/2020

36 meses

UF: SP



40.868,99


3° TF 440/138 kV, 3 x 100 MVA 1Ф 29.262,551 x CT (Conexão de Transformador) 440 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,70MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-NT-85/2015-rev2015 Diagnóstico da Transformação 345/88 kV da SE Norte, abril de2015.




Empreendimento:SE 345/88 kV Nordeste jan/2020

36 meses

UF: SP



42.705,70


4° TF 345/138 kV, 3 x 133 MVA 1Ф 28.116,66Transformador de Aterramento 88 kV, 1 x 133 MVA 2.400,311 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo BD5 5.890,931 x CT (Conexão de Transformador) 88 kV, Arranjo BD5 2.597,701 x IB (Interligação de Barras) 88 kV, Arranjo BD5 2.133,94MIM - 345 kV 1.121,21MIM - 138 kV 444,94




Justificativa:

Aumento da confiabilidade de atendimento a Ipatinga

Situação Atual:

Observações:

Estimativa de custos feita pela CEMIG.






Empreendimento:SE 230/13.8 kV Ipatinga 1 jan/2020

36 meses

UF: MG



1.617,76


Custo de transporte de trafo 230/13,8 kV de GV2 p/ Ipatinga 1 62,76Infraestrutura p/ instalação de trafo 230/13,8 kV (Obras civis do módulo de instalação do equipamento) 752,00Infraestrutura p/ instalação de trafo 230/13,8 kV (Percentual do módulo geral) 803,00




Justificativa:

Aumento da confiabilidade de atendimento a Itabira

Situação Atual:

Observações:

Estimativa de custos feita pela CEMIG.






Empreendimento:SE 230/13.8 kV Itabira 2 jan/2020

36 meses

UF: MG



1.617,76


Custo de transporte de trafo 230/13,8 kV de GV2 p/ Itabira 2 62,76Infraestrutura p/ instalação de trafo 230/13,8 kV (Obras civis do módulo de instalação do equipamento) 752,00Infraestrutura p/ instalação de trafo 230/13,8 kV (Percentual de módulo geral) 803,00




Justificativa:

Compensação reativa para melhoria do perfil de tensão da Rede de 230 kV.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Capão Bonito jan/2020

36 meses

UF: SP



5.757,72






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

A capacidade de sobrecarga dos autotranformadores deverá ser de 20% (4 horas); ostransformadores 230-13,8 kV deverão ter impedância primário-secundário mínima de 21%; asubstituição dos equipamentos do vão 21F são por superação e os custo foram estimados pelaCEMIG; na fase de implantação da obra será avaliado se o disjuntor do vão 6F, atualmente geraldo trafo T8, será adequado para ser utilizado como disjuntor de conexão entre barras.







36 meses

UF: MG



16.404,52


Substituição de equipamentos do vão 21F, BPT 995,001° e 2° TF 230/13,8 kV, 2 x 50 MVA 3Ф 9.580,11MIM - 13,8 kV 90,251 x CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BPT 2.511,071 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BPT 3.228,09




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Itararé jan/2020

36 meses

UF: SP



5.757,72






Justificativa:

Adequação da compensação shunt para manobras

Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 500 kV Assis nov/2021

48 meses

UF: SP



2.136,33


Realocação Reator Linha Fixo -136 MVar p/ nova SE Assis 588,26Realocação Reator Linha Manobrável -100 MVar p/ nova SE Assis 1.548,07




Justificativa:

Proporcionar escoamento de potência Bipolo Paraupebas - Assis 2

Situação Atual:

Observações:

Data de necessidade à época da realização do estudo. Essa data terá a oportunidade de seratualizada durante o processo de elaboração do documento MME – “Plano de Outorgas dosSistemas de Transmissão de Energia Elétrica”, que é o documento de referência para o processode outorga dos empreendimentos (licitação/autorização). Banco de Autotransformadores 525/440kV - esquema de ligação Ya-Ya-Delta, com OLTC. Utilizar características como reatância ecapacidades em regime normal e emergência iguais às da unida






Empreendimento:SE 500/440 kV Assis nov/2021

48 meses

UF: SP



76.618,08


2° ATF 500/440 kV, 3 x 500 MVA 1Ф 51.045,141 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,321 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 440 kV, Arranjo DJM 5.637,86MIM - 500 kV 2.025,49




Justificativa:

Reforço de substituição devido ao fim de vida útil

Situação Atual:

Observações:

Adequação dos terminais para eliminar fator limitante à nova capacidade do ATF.






Empreendimento:SE 500/440/230 kV Taubaté jan/2021

36 meses

UF: SP



71.341,11


1° ATF (1Ф) 500/440 kV, 3 x 400 MVA 49.906,531 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo BDDD 12.648,331 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,26




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-2/2011-rev0 Estudo da Região de Piracicaba, janeiro de 2011.




Empreendimento:SE 440/138 kV Piracicaba jan/2021

36 meses

UF: SP



54.517,00


3° TF 440/138 kV, 3 x 133 MVA 1Ф 31.761,751 x CT (Conexão de Transformador) 440 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,701 x IB (Interligação de Barras) 440 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 440 kV 2.025,49MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/138 kV São José jan/2022

42 meses

UF: RJ



58.684,41


5º ATF 500/138 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 35.929,161 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,701 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 500 kV 2.025,49MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:

Atendimento a critério N-1

Situação Atual:

Observações:

Banco de autotransformadores estrela-aterrado/estrela-ateraado, com terciário em delta.






Empreendimento:SE 500/230/138 kV Janaúba 3 jan/2022

48 meses

UF: MG



105.106,77


1° e 2° ATF 500/230 kV, (6+1R) x 100 MVA 1Ф 68.888,532 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.758,832 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.572,521 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 230 kV 738,07MIM - 500 kV 2.025,49




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Substituição da unidade 55 de 560 MVA por transformação total de 900 MVA.






Empreendimento:SE 500/345 kV Adrianópolis jan/2022

42 meses

UF: RJ


PRAZO DE EXECUÇÃO:4 Autotransformadores monofásicos, 500/138 kV, 300 MVA

59.543,04


1º ATF 500/345 kV, (3 + 1R) x 300 MVA 1Ф, substituição da unidade 55 59.543,04




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-77/2013-rev0 Estudo de atendimento às regiões de Mairiporã, Santo Ângelo eBragança Paulista, agosto de 2013.




Empreendimento:SE 440/230 kV Cabreúva jan/2022

36 meses

UF: SP



58.831,21


4° ATF 440/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 40.408,941 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.379,421 x CT (Conexão de Transformador) 440 kV, Arranjo BDDD 12.648,33MIM - 440 kV 2.025,49MIM - 230 kV 369,04




Justificativa:

Reforço para atendimento a N-1 e alívio de carregamento da SE São José dos Campos

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 345/230/88 kV Itapeti jan/2022

36 meses

UF: SP



37.968,23


3° TF 345/138 kV, 3 x 133,33 MVA 1Ф 28.135,911 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo BD4 5.890,931 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.597,70MIM - 345 kV 1.121,21MIM - 138 kV 222,47




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 138 kV Itapeva jan/2022

36 meses

UF: SP



5.757,72






Justificativa:

Atendimento ao critério N-1 da LT 230 kV Edéia - Palmeiras, C1

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-006/2017-rev0 Estudo de Atendimento ao Estado de Goiás, fevereiro de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES

Sistema Interligado da Região CENTRO-OESTE E ESTADOS DO ACRE E RONDÔNIA

Empreendimento:LT 230 kV Edéia - Cachoeira Dourada, C1 jan/2019

48 meses

UF: GO



97.290,66


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 142 km 83.233,251 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Edéia 4.785,451 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Cachoeira Dourada 4.785,45MIM - 230 kV // SE Edéia 334,66MIM - 230 kV // SE Cachoeira Dourada 334,66MIG-A // SE Edéia 1.908,60MIG-A // SE Cachoeira Dourada 1.908,60




Justificativa:

Atendimento ao critério N-1 no trecho Abunã - Rio Branco I

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-17/2016-rev1 Estudo de Atendimento ao Sistema de Transmissão da Região deRio Branco, junho de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Abunã - Rio Branco I, C3 jan/2020

36 meses

UF: RO/AC



203.174,71


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (DRAKE), 300 km 175.526,65Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф // SE Abunã 4.762,72Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф // SE Rio Branco I 4.762,721 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Abunã 4.839,461 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Rio Branco I 4.839,461 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Abunã 1.539,721 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Rio Branco I 1.539,72MIM - 230 kV // SE Abunã 755,70MIM - 230 kV // SE Rio Branco I 755,70MIG-A // SE Abunã 1.926,43MIG-A // SE Rio Branco I 1.926,43




Justificativa:

Proporcionar escoamento de potência Bipolo Graça Aranha - Silvânia

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Trindade - Silvânia, C1 nov/2021

48 meses

UF: GO



242.120,69


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 161 km 183.260,11Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 23,33 Mvar 1Ф // SE Trindade 16.260,31Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 23,33 Mvar 1Ф // SE Silvânia 16.260,311 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Trindade 10.090,881 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Trindade 2.050,911 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Silvânia 10.090,881 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Silvânia 2.050,91MIG-A // SE Trindade 2.056,39




Justificativa:

Tornar permanente o ramal provisório de Sinop para atendimento ao mercado.

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-18/2017-rev0 Suprimento à região Norte do Mato Grosso – Conexão em Sinop eoutras alternativas, maio de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Cláudia - Paranatinga, C1, na SESinop dez/2020

36 meses

UF: MT


PRAZO DE EXECUÇÃO:Lançamento de segundo circuito na torre de circuito duplo existente

16.762,07


Lançamento de segundo circuito na torre de circuito duplo existente (4x1000 MCM, 22 km) 13.284,70Transposição de fases 3.477,37




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-NT-96/2015-rev0 Reavaliação do Atendimento Elétrico à Cuiabá, junho de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Nobres - Coxipó, C1, na SE CPA jan/2020

36 meses

UF: MT



20.564,88


Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (TERN), 10 km 5.162,33Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (TERN), 10 km 5.162,332 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.570,90MIM - 230 kV 669,32




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Nobres - Cuiabá, C1, na SE CPA jan/2020

36 meses

UF: MT



10.545,01


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 0,2 km 152,40Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 0,2 km 152,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.570,90MIM - 230 kV 669,32




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Porto Velho - Coletora Porto Velho,C1, na SE Caladinho II jan/2020

36 meses

UF: RO



12.001,58


Circuito Simples 230 kV, 2 x 954 MCM (RAIL), 1 km 783,48Circuito Simples 230 kV, 2 x 954 MCM (RAIL), 1 km 783,482 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.678,92MIM - 230 kV 755,70




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Samambaia - Emborcação, C1, naSE Silvânia nov/2021

48 meses

UF: DF/MG



50.617,79


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 14,2 km 19.395,982 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.181,761 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.179,28MIM - 500 kV 1.860,76




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Samambaia - Itumbiara, C1, na SESilvânia nov/2021

48 meses

UF: DF/GO



69.338,32


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 28,8 km 36.060,132 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.181,761 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.179,28MIM - 500 kV 1.860,76MIG-A 2.056,39




Justificativa:

Seccionamento para conexão da nova SE Rio Claro 2

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-102/2016-rev0 Estudo de Atendimento à Região de Rio Claro e Rio Verde,dezembro de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Rondonópolis - Rio Verde, C1, na SERio Claro 2 jan/2021

36 meses

UF: GO



13.237,32


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 2 km 1.088,502 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.570,90MIM - 230 kV 669,32MIG-A 1.908,60




Justificativa:

Atendimento ao critério de contingência N-1

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 138 kV Rio Verde - Cachoeira Dourada, C1,na SE Rio dos Bois jan/2021

36 meses

UF: GO



4.094,22


Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 0,5 km 178,731 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 3.714,34MIM - 138 kV 201,15




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

As obras relativas à integração de Humaitá foram incorporadas a esse documento emconsonância com o disposto no Decreto MME nº 8.695, de 21 de março de 2016.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Caladinho II jan/2020

36 meses

UF: RO



41.851,64


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 40 MVA 3Ф 9.190,431° Reator de Barra 138 kV, 1 x 10 Mvar 3Ф 2.964,602 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.792,982 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.999,411 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.907,071 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.912,851 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 138 kV, Arranjo BPT 2.361,57MIG (Terreno Rural) 8.681,86MIM - 230 kV 1.133,56MIM - 138 kV 907,31




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV CPA jan/2020

36 meses

UF: MT



31.519,93


1° ATF 230/138 kV, (3+1R) x 50 MVA 1Ф 17.411,451 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.349,931 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.557,92MIG (Terreno Rural) 7.664,82MIM - 138 kV 201,15MIM - 230 kV 334,66




Justificativa:

Garantir o atendimento ao critério N-1 na SE Rio Branco I

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/69 kV Alto Alegre II jan/2020

36 meses

UF: AC



33.824,41


1° TF 230/69 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 9.865,68Remanejamento de Reator de Linha da SE Rio Branco I para a SE Alto Alegre II 954,081 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.396,491 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.384,991 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.907,071 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 909,31MIG (Terreno Urbano) 13.455,99MIM - 69 kV 195,10MIM - 230 kV 755,70




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 800 kV CC Silvânia nov/2021

48 meses

UF: GO



1.624.420,18






Justificativa:

Garantir a estabilidade dinâmica de tensão em cenários extremos de intercâmbio

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500 kV Silvânia nov/2021

48 meses

UF: GO



631.900,19


Compensador Síncrono 500 kV, 3 x (-90/+150) Mvar 571.116,373 x CC (Conexão de Compensador) 500 kV, Arranjo DJM 27.663,683 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 27.537,85MIM - 500 kV 5.582,29




Justificativa:

Atendimento ao critério de contingência N-1

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Rio Claro 2 jan/2021

36 meses

UF: GO



46.227,82


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 100 MVA 3Ф 15.148,862 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.699,862 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.941,462 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 5.735,902 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 3.781,14MIG (Terreno Rural) 7.777,35MIM - 138 kV 804,62MIM - 230 kV 1.338,63




Justificativa:

Necessidade de aumentar a capacidade de transporte da interligação Norte-Sul

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-NT-129/2015-rev0 Avaliação do Aumento da Capacidade dos Bancos deCapacitores Série da Interligação Norte-Sul, setembro de 2015.




Empreendimento:LT 500 kV Serra da Mesa 2 - Luziânia, C1 jan/2021

24 meses

UF: GO


PRAZO DE EXECUÇÃO:Substituição dos bancos de capacitores série da LT

110.244,46


Capacitor Série 500 kV, 1 x 298 Mvar 3Ф // SE Serra da Mesa 2 55.122,23Capacitor Série 500 kV, 1 x 298 Mvar 3Ф // SE Luziânia 55.122,23




Justificativa:

Possibilitar a conexão da SE Alto Alegre II, novo ponto de suprimento a cidade de Rio Branco

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SECC LT 230 kV Abunã - Rio Branco I, C1, na SE AltoAlegre II jan/2020

36 meses

UF: RO/AC



30.093,61


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (DRAKE), 14 km 9.829,49Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (DRAKE), 14 km 9.829,492 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.678,92MIM - 230 kV 755,70




Justificativa:

Seccionamento da LT 345 kV Samambaia - Bandeirantes em Pirineus

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SECC LT 345 kV Samambaia - Bandeirantes, C2, naSE Pirineus jan/2022

48 meses

UF: GO


PRAZO DE EXECUÇÃO:Novo Pátio 345 kV

14.442,62


Circuito Simples 345 kV, 2 x 954 MCM (RAIL), 1 km 916,522 x EL (Entrada de Linha) 345 kV, Arranjo DJM 13.526,10




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-NT-102/2014-rev0 Nova modularização da SE 230/138 kV Anhanguera , agosto de2014.




Empreendimento:SE 230/138 kV Anhanguera jan/2018

18 meses

UF: GO


PRAZO DE EXECUÇÃO:Nova Modularização com substituição unidades existentes

14.831,35


3° ATF 230/138 kV, 3 x 75 MVA 1Ф 14.831,35




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-NT-120/2015-rev0 Ampliação da SE 230/138 kV Carajás, agosto de 2015.




Empreendimento:SE 230/138 kV Carajás jan/2018

36 meses

UF: GO


PRAZO DE EXECUÇÃO:3° ATF

21.275,02


3º ATF 230/138 kV, 3 x 75 MVA 1Ф 14.831,351 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.349,931 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.557,92MIM - 230 kV 334,66MIM - 138 kV 201,15




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-DEA-4/2013-rev2 Estudos de Suprimento à Região do Baixo Araguaia - MatoGrosso, junho de 2013.




Empreendimento:SE 230/138 kV Santana jan/2018

24 meses

UF: MT



7.683,76


Banco de Transformadores Defasadores 138/138 kV - 3 x 150 MVA 7.683,76




Justificativa:

2ª Unidade transformadora na SE Edéia (Atendimento ao critério N-1)

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Cachoeira Dourada jan/2019

24 meses

UF: GO



18.439,42


2° ATF 230/138 kV, 3 x 40 MVA 1Ф 12.082,951 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.349,931 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2.470,73MIM - 230 kV 334,66MIM - 138 kV 201,15




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

[1] O 3º reator de barra da SE Claudia (165 Mvar) já foi anteriormente indicado no estudo “EPE-DEE-RE- 050-2011 - Análise do sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos da baciado rio Teles Pires e reforços no SIN”, no entanto a autorização deste equipamento estava atéentão suspensa aguardando a definição da permanência do ramal provisório de Sinop. [2] Oreator de barra reserva foi indicado por conta do remanejamento de reatores necessário naimplantação do seccionamento da LT Claudia – Paran






Empreendimento:SE 500 kV Cláudia dez/2020

36 meses

UF: MT



30.500,15


3º Reator de Barra 500 kV, 3 x 55 MVar 1Ф 16.511,011º Reator de Barra 500 kV, 1 x 63 MVar 1Ф (reserva em função do remanejamento) 5.740,241 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.248,91




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

[1] Os custos informados correspondem ao orçamento apresentado pela Transmissora Matrinchã,conforme explicitado no Anexo II. A justificativa para utilização destes custos encontra-sedetalhada no início da seção 9 (Análise Econômica das Alternativas). Em resumo, as informaçõesda Transmissora foram necessárias pelo fato de que algumas alternativas contemplam obras emempreendimentos já construídos e em operação e, dessa forma, não podem ser diretamenteorçados por meio dos custos modulares da ANEEL.




[3] Formulário PRORET - Orçamento preliminar elaborado pela Matrinchã para estudo deviabilidade de conexão na SE Sinop..



Empreendimento:SE 500/230/138 kV Sinop dez/2020

36 meses

UF: MT


PRAZO DE EXECUÇÃO:Ampliação/Adequação do pátio de 500 kV

129.258,21


Adequação da SE Sinop 129.258,21




Justificativa:

3ª Unidade transformadora na SE Corumbá (atendimento ao critério N-1)

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 345/138 kV Corumbá jan/2022

24 meses

UF: GO



17.424,56


3° ATF 345/138 kV, 1 x 75 MVA 3Ф 7.766,921 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo BD4 5.878,331 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.557,92MIM - 345 kV 1.020,24MIM - 138 kV 201,15




Justificativa:

Eliminação de sobrecargas no eixo 230 kV Brasília Sul - Pirineus - Xavantes

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 345/230 kV Pirineus jan/2022

48 meses

UF: GO


PRAZO DE EXECUÇÃO:Novo Pátio de 345 kV

94.105,55


1° e 2° ATF 345/230 kV, (6+1R) x 100 MVA 1Ф 52.132,502 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo DJM 11.253,762 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.699,862 x IB (Interligação de Barras) 345 kV, Arranjo DJM 10.642,70MIG (Terreno Rural) 10.666,93MIM - 345 kV 2.040,48MIM - 230 kV 669,32




Justificativa:

Carência de reativo na região Norte de Goiás durante contingências das LTs locais,

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Barro Alto jan/2022

48 meses

UF: GO


PRAZO DE EXECUÇÃO:Autotransformador da CELG-GT

66.212,76


Compensador Estático 230 kV, 1 x (-75/+150) Mvar 66.212,76




Justificativa:

3ª unidade transformadora na SE Pirineus para atendimento ao critério N-1

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Pirineus jan/2022

24 meses

UF: GO



21.275,00


3° ATF 230/138 kV, 3 x 75 MVA 1Ф 14.831,341 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.349,931 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.557,92MIM - 230 kV 334,66MIM - 138 kV 201,15




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Os trechos aéreos devem manter uma distância mínima de 500m entre si. Os trechossubmarino/subterrâneo devem ser constituídos por um cabo reserva a ser compartilhado pelosdois circuitos. A capacidade individual dos circuitos deve ser de 400 MVA.


[1] EPE-DEE-RE-86/2014-rev2 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina:Região de Florianópolis, abril de 2016.


NOVAS INSTALAÇÕES

Sistema Interligado da Região SUL

Empreendimento:LT 230 kV Biguaçu - Ratones, C1 e C2 (CS) jan/2017

24 meses

UF: SC



298.046,16


Circuito Simples 230 kV (Aéreo:1x795MCM(Drake)-10 km/Submarino:1x1600mm-13km/Subterrâneo:1x1600mm-4,5km)

137.497,53

Circuito Simples 230 kV (Aéreo:1x795MCM(Drake)-10 km/Submarino:1x1600mm-13km/Subterrâneo:1x1600mm-4,5km)

137.497,53

2 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Biguaçu 9.802,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ratones 9.802,10MIM - 230 kV // SE Biguaçu 711,56MIM - 230 kV // SE Ratones 711,56MIG-A // SE Biguaçu 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-132/2015-rev0 Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina: RegiõesNorte e Vale do Itajaí, setembro de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Itajaí 2 - Biguaçu, C1 jan/2018

48 meses

UF: SC



121.107,14


Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 59 km 76.239,301 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Itajaí 2 10.170,021 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Biguaçu 10.170,021 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM // SE Itajaí 2 9.240,111 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM // SE Biguaçu 9.240,11MIM - 525 kV // SE Biguaçu 1.931,93MIM - 525 kV // SE Itajaí 2 1.931,93MIG-A // SE Itajaí 2 2.183,72




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

OS CIRCUITOS DEVEM TER AFASTAMENTO MÍNIMO DE 5 KM ENTRE SI. CADA CIRCUITODEVE TER SIL DE 1670 MW E CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO DE LONGA DURAÇÃO DE3684 MVA.


[1] EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 Estudo de Atendimento ao Estado do Paraná: Região Centro-sul,maio de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa, C1 e C2 (CS) jan/2018

48 meses

UF: PR



583.315,06


Circuito Simples 525 kV, 6x795 MCM (Tern), 170 km 217.596,29Circuito Simples 525 kV, 6x795 MCM (Tern), 170 km 217.596,291º e 2º Reator de Linha Fixo 500 kV, (6 + 1R) x 50 MVar 1Ф // SE Ivaiporã 37.339,711º e 2º Reator de Linha Fixo 500 kV, (6 + 1R) x 50 MVar 1Ф // SE Ponta Grossa 37.339,712 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ivaiporã 20.340,052 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ivaiporã 18.480,212 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ponta Grossa 20.340,052 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ivaiporã 4.117,592 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ponta Grossa 4.117,59MIM - 500 kV // SE Ivaiporã 3.863,86MIG-A // SE Ivaiporã 2.183,72




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Joinville Sul - Areia, C1 jan/2018

48 meses

UF: SC/PR



467.109,81


Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 294 km 379.904,30Reator de Linha Manobrável 525 kV, (3+1R) x 50 Mvar 1Ф // SE Joinville Sul 21.336,98Reator de Linha Manobrável 525 kV, (3+1R) x 50 Mvar 1Ф // SE Areia 21.336,981 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Joinville Sul 10.170,021 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Areia 10.170,021 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM // SE Areia 9.240,111 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 525 kV, Arranjo DJM // SE Joinville Sul 5.417,881 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 525 kV, Arranjo DJM // SE Areia 5.417,88MIM - 525 kV // SE Areia 1.931,93MIG-A // SE Areia 2.183,72




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Joinville Sul - Itajaí 2, C1 jan/2018

48 meses

UF: SC



118.546,60


Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 76 km 98.206,551 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Joinville Sul 10.170,021 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Itajaí 2 10.170,02




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Os circuitos devem ter afastamento mínimo de 5 km entre si. Cada circuito deve ter SIL de 1670MW e capacidade de transmissão de longa duração de 3684 MVA.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Ponta Grossa - Bateias, C1 e C2 (CS) jan/2018

48 meses

UF: PR



308.403,74


Circuito Simples 525 kV, 6x795 MCM (Tern), 95 km 121.597,92Circuito Simples 525 kV, 6x795 MCM (Tern), 95 km 121.597,922 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ponta Grossa 20.340,052 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Bateias 18.480,212 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Bateias 20.340,05MIM - 500 kV // SE Bateias 3.863,86MIG-A // SE Bateias 2.183,72




Justificativa:

Subtensão na SE Guarapuava Oeste na contingência da LT 230 kV Areia - Guarapuava Oeste, C2

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Areia - Guarapuava Oeste, C1 jan/2018

48 meses

UF: PR



49.599,90


Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 68 km 37.062,461 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Areia 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Guarapuava Oeste 4.901,05MIM - 230 kV // SE Areia 355,78MIM - 230 kV // SE Guarapuava Oeste 355,78MIG-A // SE Guarapuava Oeste 2.023,78




Justificativa:

Integração da SE União da Vitória Norte

Situação Atual:

Observações:

Utilizará a mesma faixa de servidão da LT 138 kV Areia – União da Vitória Norte C1, da COPEL-DIS, a ser desativada (cerca de 60 metros de largura neste caso particular). Haverá anecessidade de reconstrução de 5,57 km da LT 138 kV Passo do Iguaçu – Rio Azul C1, tambémda copel-DIS, o que não foi mensurado aqui por ser uma obra comum a todas as alternativas epor envolver custos de baixa magnitude em relação às demais obras do estudo.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Areia - União da Vitória Norte, C1 jan/2018

48 meses

UF: PR



40.761,98


Circuito Simples 230 kV, 1 x 1113.0 MCM (BLUEJAY), 52.2 km 30.248,321 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Areia 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE União da Vitória Norte 4.901,05MIM - 230 kV // SE Areia 355,78MIM - 230 kV // SE União da Vitória Norte 355,78




Justificativa:

Integração da SE Irati Norte

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Irati Norte - Ponta Grossa, C2 jan/2018

48 meses

UF: PR



45.941,01


Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 65 km 35.427,351 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Irati Norte 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ponta Grossa 4.901,05MIM - 230 kV // SE Irati Norte 355,78MIM - 230 kV // SE Ponta Grossa 355,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Itajaí - Itajaí 2, C1 e C2 (CS) jan/2018

48 meses

UF: SC



32.800,10


Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 9 km 5.886,39Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 9 km 5.886,392 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Itajaí 9.802,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Itajaí 2 9.802,10MIM - 230 kV // SE Itajaí 711,56MIM - 230 kV // SE Itajaí 2 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE Joinville, pois existe umaproposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Eletrosulconsiderou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-132/2015-rev0 trata especificamentedessa questão.




[3] CONSOLIDAÇÃO DE OBRAS DE TRANSMISSÃO 2015 – VOLUME I – REDE BÁSICA E DIT -ANEXO V.

NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Joinville Sul - Joinville, C1 e C2 (CD) jan/2018

48 meses

UF: SC



36.800,10


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 14 km 13.984,552 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Joinville Sul 9.802,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BPT // SE Joinville 9.566,54MIM - 230 kV // SE Joinville Sul 711,56MIM - 230 kV // SE Joinville 711,56MIG-A // SE Joinville 2.023,78




Justificativa:

Integração ao SIN de potenciais de geração já contratados ou futuros.

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-DEA-RE-6/2014-rev3 Estudo Prospectivo para Avaliação da Integração do PotencialEólico do Estado do Rio Grande do Sul, setembro de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Lajeado Grande 2 - Forquilhinha, C2 jan/2018

36 meses

UF: RS/SC



70.151,71


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 111 km 57.614,271 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Lajeado Grande 2 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Forquilhinha 4.901,05MIM - 230 kV // SE Lajeado Grande 2 355,78MIM - 230 kV // SE Forquilhinha 355,78MIG-A // SE Forquilhinha 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE Ponta Grossa Sul, pois existeuma proposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Copel-GTconsiderou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev0 trata especificamentedessa questão.





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Sul, C1 jan/2018

48 meses

UF: PR



30.256,39


Circuito Simples 230 kV, 1 x 954.0 MCM (RAIL), 32 km 17.718,951 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ponta Grossa 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ponta Grossa Sul 4.901,05MIM - 230 kV // SE Ponta Grossa 355,78MIM - 230 kV // SE Ponta Grossa Sul 355,78MIG-A // SE Ponta Grossa 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE São Mateus do Sul, pois existeuma proposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Copel-GTconsiderou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev0 trata especificamentedessa questão.





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Ponta Grossa - São Mateus do Sul, C1 jan/2018

48 meses

UF: PR



61.818,27


Circuito Simples 230 kV, 1 x 954.0 MCM (RAIL), 89 km 49.280,831 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Ponta Grossa 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE São Mateus do Sul 4.901,05MIM - 230 kV // SE Ponta Grossa 355,78MIM - 230 kV // SE São Mateus do Sul 355,78MIG-A // SE São Mateus do Sul 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Rio do Sul - Gaspar 2, C1 e C2 (CD) jan/2018

48 meses

UF: SC



116.964,08


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 1113 MCM (BLUEJAY), 102 km 91.889,202 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Rio do Sul 9.802,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Gaspar 2 9.802,10MIM - 230 kV // SE Rio do Sul 711,56MIM - 230 kV // SE Gaspar 2 711,56MIG-A // SE Rio do Sul 2.023,78MIG-A // SE Gaspar 2 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE São Mateus do Sul, pois existeuma proposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Copel-GTconsiderou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev0 trata especificamentedessa questão.





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV União da Vitória Norte - São Mateus doSul, C1 jan/2018

48 meses

UF: PR



69.325,48


Circuito Simples 230 kV, 1 x 1113.0 MCM (BLUEJAY), 98 km 56.788,041 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE União da Vitória Norte 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE São Mateus do Sul 4.901,05MIM - 230 kV // SE União da Vitória Norte 355,78MIM - 230 kV // SE São Mateus do Sul 355,78MIG-A // SE São Mateus do Sul 2.023,78




Justificativa:

Sobrecarga na LT 230 kV Abdon Batista – Barra Grande, C1 e C2 em N-1

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-49/2017-rev0 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina:Região Oeste, agosto de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Abdon Batista - Barra Grande, C3 jan/2020

48 meses

UF: SC



27.532,77


Circuito Simples 230 kV, 1 x 1113 MCM (BLUEJAY), 26,7 km 17.019,111 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Abdon Batista 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Barra Grande 4.901,05MIM - 230 kV // SE Abdon Batista 355,78MIM - 230 kV // SE Barra Grande 355,78




Justificativa:

Subtensão na SE Videira

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Abdon Batista - Videira, C1 e C2 (CD) jan/2020

48 meses

UF: SC



77.955,45


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 63,4 km 56.928,132 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Abdon Batista 9.802,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Videira 9.802,10MIM - 230 kV // SE Abdon Batista 711,56MIM - 230 kV // SE Videira 711,56




Justificativa:

Atendimento ao N-1 da LT 230 kV Caxias – Caxias 6.

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-056/2017-rev0 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul:Região Serrana, setembro de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Caxias Norte - Caxias 6, C1 jan/2020

36 meses

UF: RS



32.584,88


Circuito Simples 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 30 km 20.047,441 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Caxias Norte 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Caxias 6 4.901,05MIM - 230 kV // SE Caxias Norte 355,78MIM - 230 kV // SE Caxias 6 355,78MIG-A // SE Caxias 6 2.023,78




Justificativa:

Atendimento ao N-1 da LT 230 kV Farroupilha – Garibaldi.

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Caxias Norte - Monte Claro, C1 jan/2020

36 meses

UF: RS



29.911,88


Circuito Simples 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 26 km 17.374,441 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Caxias Norte 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Monte Claro 4.901,05MIM - 230 kV // SE Caxias Norte 355,78MIM - 230 kV // SE Monte Claro 355,78MIG-A // SE Monte Claro 2.023,78




Justificativa:

Atendimento ao N-1 da LT 230 kV Vinhedos - Monte Claro.

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Caxias Norte - Vinhedos, C1 jan/2020

36 meses

UF: RS



28.575,39


Circuito Simples 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 24 km 16.037,951 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Caxias Norte 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Vinhedos 4.901,05MIM - 230 kV // SE Caxias Norte 355,78MIM - 230 kV // SE Vinhedos 355,78MIG-A // SE Vinhedos 2.023,78




Justificativa:

Integração do pátio 230 kV de Itá na rede básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Itá - Pinhalzinho 2, C1 e C2 (CD) jan/2020

48 meses

UF: SC



104.803,26


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 93,3 km 83.775,942 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Pinhalzinho 2 9.802,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Itá 9.802,10MIM - 230 kV // SE Pinhalzinho 2 711,56MIM - 230 kV // SE Itá 711,56




Justificativa:

Integração do pátio 230 kV de Itá na rede básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Itá - Xanxerê, C1 e C2 (CD) jan/2020

48 meses

UF: SC



67.449,78


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 51,7 km 46.422,462 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Xanxerê 9.802,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Itá 9.802,10MIM - 230 kV // SE Xanxerê 711,56MIM - 230 kV // SE Itá 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Capivari do Sul - Siderópolis 2, C1 jan/2021

36 meses

UF: RS/SC



378.338,46


Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 249 km 321.755,68Reator de Linha Fixo 525 kV, (3+1R) x 33,3 Mvar 1Ф // SE Siderópolis 2 18.644,461 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Capivari do Sul 10.170,021 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Siderópolis 2 10.170,021 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM // SE Siderópolis 2 9.240,111 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 525 kV, Arranjo DJM // SE Capivari do Sul 2.058,79MIM - 525 kV // SE Siderópolis 2 1.931,93MIG-A // SE Capivari do Sul 2.183,72MIG-A // SE Siderópolis 2 2.183,72




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Povo Novo - Guaíba 3, C3 jan/2021

36 meses

UF: RS



381.001,83


Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 235 km 303.665,00Reator de Linha Fixo 525 kV, (3+1R) x 50 Mvar 1Ф // SE Guaíba 3 21.336,98Reator de Linha Fixo 525 kV, 3 x 50 Mvar 1Ф // SE Povo Novo 16.002,731 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 525 kV, Arranjo DJM // SE Guaíba 3 2.058,791 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 525 kV, Arranjo DJM // SE Povo Novo 2.058,791 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Povo Novo 10.170,021 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM // SE Guaíba 3 10.170,021 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM // SE Povo Novo 9.240,11MIM - 525 kV // SE Povo Novo 1.931,93MIG-A // SE Guaíba 3 2.183,72MIG-A // SE Povo Novo 2.183,72




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Lajeado Grande 2 - Forquilhinha, C3 jan/2021

36 meses

UF: RS/SC



72.175,49


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 111 km 57.614,271 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Lajeado Grande 2 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Forquilhinha 4.901,05MIM - 230 kV // SE Lajeado Grande 2 355,78MIM - 230 kV // SE Forquilhinha 355,78MIG-A // SE Lajeado Grande 2 2.023,78MIG-A // SE Forquilhinha 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Livramento 3 - Santa Maria 3, C2 jan/2021

36 meses

UF: RS



199.440,88


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (Drake), 240 km 171.793,38Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 27 Mvar 3Ф // SE Livramento 3 4.623,77Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 27 Mvar 3Ф // SE Santa Maria 3 4.623,771 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Santa Maria 3 1.563,591 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Livramento 3 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Santa Maria 3 4.901,051 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Livramento 3 1.563,59MIM - 230 kV // SE Livramento 3 711,56MIM - 230 kV // SE Santa Maria 3 711,56MIG-A // SE Livramento 3 2.023,78MIG-A // SE Santa Maria 3 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

A LT 230 kV Siderópolis 2 – Forquilhinha C2 deve apresentar os mesmos limites de transmissãodo circuito 1, licitado no leilão de transmissão 005/2016. Atendimento ao mercado das regiões sule extremo sul de Santa Catarina.


[1] EPE-DEE-DEA-RE-9/2013-rev1 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina:Regiões Sul e Extremo Sul, setembro de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Siderópolis 2 - Forquilhinha, C2 ago/2022

48 meses

UF: SC



27.568,15


Circuito Simples 230 kV, 1 x 954.0 MCM (RAIL), 28 km 17.054,491 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Siderópolis 2 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Forquilhinha 4.901,05MIM - 230 kV // SE Forquilhinha 355,78MIM - 230 kV // SE Siderópolis 2 355,78




Justificativa:

Atendimento ao mercado local.

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-32/2015-rev0 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Paraná: RegiõesNorte e Noroeste, fevereiro de 2015.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Londrina-ESU - Maringá, C1, na SESarandi jan/2017

36 meses

UF: PR



13.529,41


Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 0,7 km 495,98Circuito Simples 230 kV, 1 x 795 MCM (Drake), 0,7 km 495,982 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56MIG-A 2.023,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 525 kV Blumenau - Biguaçu, C1, na SEGaspar 2 jan/2018

48 meses

UF: SC



54.771,53


Circuito Simples 525kV, 4 x 954 MCM (Rail), 7,5 km 11.629,72Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (Rail), 7,5 km 11.629,722 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM 20.340,051 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM 9.240,11MIM - 525 kV 1.931,93




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 525 kV Blumenau - Curitiba Leste, C1, naSE Joinville Sul jan/2018

48 meses

UF: SC/PR



104.948,52






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 525 kV Blumenau - Curitiba, C1, na SEGaspar 2 jan/2018

48 meses

UF: SC/PR



56.478,50


Circuito Duplo 525 kV, 4 x 636 MCM (Grosbeak), 17 km 36.138,452 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM 20.340,05




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 525 kV Blumenau - Curitiba, C1, na SEJoinville Sul jan/2018

48 meses

UF: SC/PR



104.948,52






Justificativa:

Integração Nova SE Ponta Grossa em 230 kV

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Areia - Ponta Grossa Norte, C1, naSE Ponta Grossa jan/2018

48 meses

UF: PR



13.887,47


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 2,5 km 1.686,90Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 2,5 km 1.686,902 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:

Integração da SE Guarapuava Oeste

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Areia - Ponta Grossa, C1, na SEGuarapuava Oeste jan/2018

48 meses

UF: PR



74.875,55


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 62 km 32.180,94Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 62 km 32.180,942 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:

Integração da SE Irati Norte

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Areia - Ponta Grossa, C1, na SE IratiNorte jan/2018

48 meses

UF: PR



11.863,18


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 1,0 km 674,76Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 1,0 km 674,762 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville Norte, C1, naSE Jaraguá do Sul jan/2018

48 meses

UF: SC



40.206,10


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 38 km 29.692,442 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville Norte, C1, naSE Joinville Sul jan/2018

48 meses

UF: SC



22.970,80






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville, C1, na SEJaraguá do Sul jan/2018

48 meses

UF: SC



40.206,10


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 38 km 29.692,442 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville, C1, na SEJoinville Sul jan/2018

48 meses

UF: SC



22.970,80






Justificativa:

Integração Nova SE Ponta Grossa em 230 kV

Situação Atual:

Observações:

O custo se refere ao cabo similar 1x795 MCM (Drake).




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Klacel - Ponta Grossa Norte, C1, naSE Ponta Grossa jan/2018

48 meses

UF: PR



30.664,83


Circuito Simples 230 kV, 1x876,3 MCM (Al liga 1120), 18 km 10.075,58Circuito Simples 230 kV, 1x876,3 MCM (Al liga 1120), 18 km 10.075,582 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:

Integração SE Castro 2

Situação Atual:

Observações:

O custo se refere ao cabo similar 1x795 MCM (Drake).




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Klacel - Ponta Grossa, C1, na SECastro 2 jan/2018

48 meses

UF: PR



26.186,79


Circuito Simples 230 kV, 1x876,3 MCM (Al liga 1120), 14 km 7.836,57Circuito Simples 230 kV, 1x876,3 MCM (Al liga 1120), 14 km 7.836,572 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Lajeado Grande - Forquilhinha, C1,na SE Lajeado Grande 2 jan/2018

36 meses

UF: RS/SC



15.911,76






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 138 kV Camboriú Morro do Boi - Itajaí, C1,na SE Itajaí 2 jan/2018

48 meses

UF: SC



9.813,29


Circuito Duplo 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 2,4 km 1.636,042 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 7.744,69MIM - 138 kV 432,55




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 138 kV Itajaí Fazenda - Itajaí, C1, na SE Itajaí2 jan/2018

48 meses

UF: SC



9.813,29


Circuito Duplo 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 2,4 km 1.636,042 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 7.744,69MIM - 138 kV 432,55




Justificativa:

Integração da SE Caxias Norte na Rede Básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 525 kV Campos Novos - Caxias, C1, na SECaxias Norte jan/2020

36 meses

UF: SC/RS



67.696,89


Circuito Simples 525 kV, 4 x 636 MCM (GROSBEAK), 13 km 18.092,40Circuito Simples 525 kV, 4 x 636 MCM (GROSBEAK), 13 km 18.092,401 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM 9.240,112 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM 20.340,05MIM - 525 kV 1.931,93




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 525 kV Itá - Caxias, C1, na SE Caxias Norte jan/2020

36 meses

UF: SC/RS



63.850,10


Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 11 km 16.169,01Circuito Simples 525 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 11 km 16.169,011 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM 9.240,112 x EL (Entrada de Linha) 525 kV, Arranjo DJM 20.340,04MIM - 525 kV 1.931,93




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Farroupilha - Caxias do Sul 2, C1, naSE Caxias Norte jan/2020

36 meses

UF: RS



19.930,06


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 715,5 MCM (STARLING), 10 km 9.416,402 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Farroupilha - Caxias do Sul 5, C1, naSE Caxias Norte jan/2020

36 meses

UF: RS



19.470,96


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 10 km 8.957,302 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Rio do Sul - Gaspar 2, C1 e C2 (CD),na SE Indaial jan/2020

48 meses

UF: SC



32.738,69


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 1113 MCM (BLUEJAY), 5 km 5.855,68Circuito Duplo 230 kV, 1 x 1113 MCM (BLUEJAY), 5 km 5.855,684 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 19.604,20MIM - 230 kV 1.423,12




Justificativa:

Integração da SE Chapecoense na rede básica. Integração da SE Chapecoense na rede básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Foz do Chapecó - Xanxerê, C1 e C2(CD), na SE Chapecoense jan/2022

48 meses

UF: SC



29.634,38


Circuito Duplo 230 kV, 2 x 636 MCM (GROSBEAK), 3,3 km 4.303,53Circuito Duplo 230 kV, 2 x 636 MCM (GROSBEAK), 3,3 km 4.303,534 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 19.604,20MIM - 230 kV 1.423,12




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Padrão de ligação das transformações de fronteira que atendem à CELESC: 230 kV – estrelaaterrado; 138 kV – estrela aterrado; 13,8 kV – delta.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Ratones jan/2017

24 meses

UF: SC



73.288,81


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 17.760,991° e 2° Reator de Barra 230 kV, 2 x 50 Mvar 3Ф 10.123,302 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 5.145,202 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 230 kV, Arranjo BD4 6.569,691 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Urbano) 19.484,78MIM - 138 kV 648,83MIM - 230 kV 1.778,90




Justificativa:

Subtensões na SE Ponta Grossa Norte e Ponta Grossa Sul em condição normal de operação

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 525/230 kV Ponta Grossa jan/2018

48 meses

UF: PR



293.046,61


1°, 2° e 3° ATF 500/230 kV, (9+1R) x 224 MVA 1Ф 131.988,631° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 50 Mvar 1Ф 37.339,715 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 46.200,533 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 26.763,133 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,922 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.619,97MIG (Terreno Rural) 13.097,71MIM - 500 kV 9.659,66MIM - 230 kV 1.067,34




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 525/230/138 kV Itajaí 2 jan/2018

48 meses

UF: SC



300.906,31


1° e 2° ATF 500/230 kV, (6+1R) x 224 MVA 1Ф 92.392,041° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 225 MVA 3Ф 20.404,851° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 50 Mvar 1Ф 37.339,712 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.842,092 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.480,212 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 5.145,201 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,712 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.619,972 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.480,21MIG (Terreno Urbano) 45.396,17MIM - 500 kV 7.727,73MIM - 230 kV 1.778,90MIM - 138 kV 648,83




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 525/230/138 kV Joinville Sul jan/2018

48 meses

UF: SC



368.049,76


1°, 2° e 3° ATF 500/230 kV, (9+1R) x 224 MVA 1Ф 131.988,631° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 225 MVA 3Ф 20.404,851° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 50 Mvar 1Ф 37.339,713 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 26.763,133 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,923 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 27.720,322 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 5.145,202 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.619,972 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.480,211 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Urbano) 49.057,53MIM - 500 kV 9.659,66MIM - 230 kV 2.134,69MIM - 138 kV 648,83




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230 kV Lajeado Grande 2 jan/2018

36 meses

UF: RS



15.474,87


1 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,11MIG (Terreno Urbano) 12.187,97MIM - 230 kV 355,78




Justificativa:

Subtensões na SE KLACEL e KLABIN na contingência da LT Areia – Ponta Grossa Norte

Situação Atual:

Observações:

Padrão de ligação das transformações de fronteira que atendem à COPEL-DIS: 230 kV – estrelaaterrado; 138 kV – estrela aterrado; 13,8 kV – delta.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Castro 2 jan/2018

48 meses

UF: PR



57.409,54


1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 50 MVA 1Ф 30.544,412 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 5.145,201 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Rural) 8.226,65MIM - 230 kV 1.067,34MIM - 138 kV 648,83




Justificativa:

Sobrecarga da transformação da SE Areia em condição normal de operação

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Guarapuava Oeste jan/2018

48 meses

UF: PR



85.848,84


1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, (9+1R) x 50 MVA 1Ф 43.634,871° Reator de Barra 230 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 5.061,653 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,923 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 7.717,801 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,711 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 230 kV, Arranjo BD4 3.284,84MIG (Terreno Rural) 8.291,92MIM - 230 kV 1.778,90MIM - 138 kV 865,11




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Irati Norte jan/2018

48 meses

UF: PR



57.409,54






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Jaraguá do Sul jan/2018

48 meses

UF: SC



58.528,11


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 225 MVA 3Ф 20.404,852 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 5.145,201 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Urbano) 19.484,78MIM - 230 kV 1.067,34MIM - 138 kV 648,83




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV União da Vitória Norte jan/2018

48 meses

UF: PR



57.409,54






Justificativa:

Sobrecarga na SE Caxias 525/230kV

Situação Atual:

Observações:

Padrão de ligação das transformações de fronteira: 230 kV – estrela aterrado; 138 kV – estrelaaterrado; 13,8 kV – delta.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 525/230/138 kV Caxias Norte jan/2020

36 meses

UF: RS



297.274,99


1°, 2° e 3° ATF 525/230 kV, (9+1R) x 224 MVA 1Ф 131.988,601°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, 3 x 225 MVA 3Ф 30.607,263 x CT (Conexão de Transformador) 525 kV, Arranjo DJM 26.763,123 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,923 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,923 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 7.717,802 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM 18.480,221 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Urbano) 48.974,89MIM - 138 kV 865,11MIM - 230 kV 2.490,47MIM - 525 kV 3.863,86




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Indaial jan/2020

48 meses

UF: SC



59.423,53






Justificativa:

Sobrecarga na transformação 230/138 kV da SE Foz do Chapecó

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Chapecoense jan/2022

48 meses

UF: SC



55.884,26






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Figueira - Jaguariaíva, C1 jan/2018

48 meses

UF: PR


PRAZO DE EXECUÇÃO:Recapacitação

16.462,53


Recapacitação, Circuito Duplo 230 kV, 1x636 MCM (T-ACSR Rook), 82,7 km 16.462,53




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Gravataí 3 - Gravataí 2, C1 jan/2018

36 meses

UF: RS


PRAZO DE EXECUÇÃO:Recondutoramento a 70% do preço de uma LT nova.

6.126,43


Recapacitação - Circuito Simples 230 kV, 1 x 715.5 MCM (Starling), 13,5 km 6.126,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Compatibilizar a capacidade do circuito 1 conforme o circuito 2.






Empreendimento:LT 230 kV Joinville Sul - Joinville Norte, C1 jan/2018

48 meses

UF: SC



12.560,95


Recapacitação, Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 22 km 12.560,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Compatibilizar a capacidade da LT 230kV Blumenau – Joinville (243/306 MVA) que foidesencabeçada da SE Joinville e conectada à LT 230kV Joinville – Joinville Norte (350/378 MVA).






Empreendimento:LT 230 kV Joinville Sul - Joinville Norte, C2 jan/2018

48 meses

UF: SC



9.342,85


Recapacitação, Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 15 km 9.342,85




Justificativa:

Sobrecarga do circuito remanescente na contingência de um dos circuitos

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Londrina - Ibiporã, C1 e C2 (CD) jan/2018

48 meses

UF: PR



5.937,95


Recapacitação, Circuito Duplo 230 kV, 1x900 MCM (Al Liga 1120), 20,3 km 5.937,95




Justificativa:

Adequação necessária viabilizar a instalação dos novos ATFs 525/230 kV na subestação Itá

Situação Atual:

Observações:

Adequação necessária viabilizar a instalação dos novos ATFs 525/230 kV na subestação Itá






Empreendimento:LT 525 kV Itá - Santo Ângelo, C1 e C2 (CS) jan/2020

48 meses

UF: SC/RS


PRAZO DE EXECUÇÃO:Rearranjo de reatores de linha na saída da LT

15.715,40


ESTUDO DE VIABILIDADE + DESPESAS DE VIAGEM 31,40PROJETO BASICO 35,00PROJETO EXECUTIVO 385,00CUSTO EQUIPAMENTOS (HGIS/SFV) FOB PORTO SANTOS 6.264,00ADMINISTRAÇÃO/MOBILIZAÇÃO/DESMOBILIZAÇÃO 1.450,00CUSTO MATERIAIS 1.350,00CUSTO DE OBRA CIVIL 3.300,00CUSTO MONTAGEM ELETROMECANICA 2.900,00




Justificativa:

Atendimento ao N-1 da LT 230 kV Monte Claro – Nova Prata 2

Situação Atual:

Observações:

Os custos para a recapacitação dos trechos apontados foram calculados pela Eletrosul.






Empreendimento:LT 230 kV Monte Claro - Nova Prata 2, C1 e C2 jan/2020

36 meses

UF: RS



30.358,00


Recapacitação Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), C1, 30,9 km 15.179,00Recapacitação Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), C2, 31,9 km 15.179,00




Justificativa:

Atendimento ao N-1 da LT 230 kV Vila Maria – Nova Prata 2

Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:LT 230 kV Nova Prata 2 - Vila Maria, C1 e C2 jan/2020

36 meses

UF: RS



44.155,50


Recapacitação Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), C1, 55 km 22.696,20Recapacitação Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), C2, 52 km 21.459,30




Justificativa:

Atendimento ao N-1 da LT 230 kV Vila Maria – Passo Fundo

Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:LT 230 kV Vila Maria - Passo Fundo, C1 e C2 jan/2020

36 meses

UF: RS



75.130,00


Recapacitação Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), C1, 140 km 37.280,00Recapacitação Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), C2, 140 km 37.850,00




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-132/2006-rev0 Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul-RegiõesGuaíba-Camaquã e Sul Integração das UTEs à Carvão, outubro de 2006.




Empreendimento:SE 230/138 kV Presidente Médici jan/2016

36 meses

UF: RS



18.524,51


2° ATF 230/138 kV, 3 x 38,33 MVA 1Ф 11.943,221 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2.572,60MIM - 230 kV 355,78MIM - 138 kV 216,28




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-3/2006-rev1 Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul RegiõesCentral e Oeste, setembro de 2006.




Empreendimento:SE 230/69 kV Alegrete 2 jan/2016

36 meses

UF: RS



12.673,10






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-3/2006-rev1 Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul RegiõesCentral e Oeste, setembro de 2006.




Empreendimento:SE 230/69 kV Venâncio Aires jan/2016

36 meses

UF: RS



12.272,68






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Desterro jan/2017

24 meses

UF: SC



17.404,55


1° e 2° Reator de Barra 230 kV, 2 x 50 Mvar 3Ф 10.123,302 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 230 kV, Arranjo BD4 6.569,69MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-32/2015-rev0 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Paraná: RegiõesNorte e Noroeste, fevereiro de 2015.




Empreendimento:SE 230/138 kV Umuarama Sul jan/2017

36 meses

UF: PR



21.431,66


3° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 8.880,50Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2.950,181 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.659,791 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BD4 2.716,23MIM - 230 kV 355,78MIM - 138 kV 432,55




Justificativa:

Sobretensão no cenário Norte exportador, carga leve

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 525/230 kV Londrina jan/2018

48 meses

UF: PR


PRAZO DE EXECUÇÃO:Reator de Barra

76.303,76


1° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 50 Mvar 1Ф 37.339,712 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.480,212 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.619,97MIM - 500 kV 3.863,86




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 525/230/138 kV Gaspar 2 jan/2018

48 meses

UF: SC


PRAZO DE EXECUÇÃO:Novo pátio 525 kV

277.324,77


1° e 2° ATF 500/230 kV, (6+1R) x 224 MVA 1Ф 92.392,041° e 2° Reator de Barra 500 kV, (6+1R) x 50 Mvar 1Ф 37.339,714° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 8.880,502 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.842,092 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.480,211 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2.572,602 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.619,972 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 18.480,21MIG (Terreno Urbano) 45.396,17MIM - 500 kV 7.727,73MIM - 230 kV 1.067,34MIM - 138 kV 216,28




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE Ponta Grossa Sul, pois existeuma proposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Copel-GTconsiderou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 trata especificamentedessa questão. O destino das unidades existentes será definido no próximo estudo da regiãometropolitana.







Empreendimento:SE 13,8/34,5/230 kV Ponta Grossa Sul jan/2018

48 meses

UF: PR


PRAZO DE EXECUÇÃO:Substituição do 1° e 2° ATF

33.567,44


Subst. 1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 225 MVA 3Ф 20.404,852 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 5.145,20MIM - 230 kV 711,56MIM - 138 kV 432,55




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE São Mateus do Sul, pois existeuma proposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Copel-GTconsiderou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 trata especificamentedessa questão. As unidades transformadoras devem ser providas de comutadores de derivaçãoem carga.







Empreendimento:SE 230 kV São Mateus do Sul jan/2018

48 meses

UF: PR



20.361,55


Subst. 1° e 2° TF 230/34,5/13,8 kV, 2 x 50 MVA 3Ф 9.766,702 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,282 x CT (Conexão de Transformador) 34,5 kV, Arranjo BPT 2.821,31MIM - 230 kV 711,56MIM - 34,5 kV 188,70




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE Pato Branco, pois existe umaproposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Copel-GTconsiderou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 trata especificamentedessa questão. Padrão de ligação das transformações de fronteira que atendem à COPEL-DIS:230 kV – Ya; 138 kV – Ya; 13,8 kV – Delta.







Empreendimento:SE 230/138 kV Pato Branco jan/2018

48 meses

UF: PR



33.567,44






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE Ponta Grossa Norte, poisexiste uma proposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Copel-GT considerou factível. Portando podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 trata especificamentedessa questão.







Empreendimento:SE 230/138/34.5 kV Ponta Grossa Norte jan/2018

48 meses

UF: PR



33.567,44






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138/69 kV Joinville jan/2018

48 meses

UF: SC



9.010,71


Subst. 1° TF 138/69 kV, 1 x 66 MVA 3Ф (atual: 33 MVA 3Ф) 4.856,341 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD 2.572,601 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BS 1.271,14MIM - 138 kV 216,28MIM - 69 kV 94,35




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Desencabeçar a LT 230 kV Blumenau – Joinville C1 e a LT 230 kV Joinville – Joinville Norte C1 daSE Joinville e conectá-las entre si, originando a LT 230 kV Blumenau – Joinville Norte C2. Naocasião, o custo não foi solicitado nem mensurado por se tratar de uma obra comum do estudo, aqual não iria interferir na definição da alternativa vencedora. É importante que, durante o processoautorizativo dessa obra, a ANEEL solicite os custos associados à Eletrosul.







48 meses

UF: SC


PRAZO DE EXECUÇÃO:Reconfiguração de Rede

00,00


Desencabeçar a LT 230 kV Blumenau – Joinville C1 e a LT 230 kV Joinville – Joinville Norte C1 da SEJoinville

00,00

Conectá-las entre si, originando a LT 230 kV Blumenau – Joinville Norte C2 00,00




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BPT para o barramento de 230kV da SE Joinville, pois existe umaproposta de melhoria de segurança solicitando a conversão para BD4, o que a Eletrosulconsiderou factível. Portanto podem ocorrer variações nos módulos de manobra conectados aesse barramento. O item 15.2 do relatório EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 trata especificamentedessa questão.








48 meses

UF: SC



45.338,84


Subst. 1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 150 MVA 3Ф (atual: 75 MVA e 100 MVA 3Ф) 17.760,99Subst. 1° TF 230/69 kV, 1 x 150 MVA 3Ф (atual: 100 MVA 3Ф) 9.713,672 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BPT 6.569,062 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD 5.145,201 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BPT 3.284,531 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BS 1.271,14MIM - 230 kV 1.067,34MIM - 138 kV 432,55MIM - 69 kV 94,35




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-70/2010-rev1 Estudo de Suprimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul -Região Sul, outubro de 2010.




Empreendimento:SE 230/138/69 kV Quinta jan/2018

36 meses

UF: RS



21.399,80






Justificativa:

Atendimento ao Mercado Local.

Situação Atual:

Observações:

A viabilidade dessa obra foi confirmada pela Copel-GT, proprietária dos ativos. Na ocasião, ocusto não foi solicitado nem mensurado por se tratar de uma obra comum do estudo, a qual nãoiria interferir na definição da alternativa vencedora. É importante que, durante o processoautorizativo dessa obra, a ANEEL solicite os custos associados à Copel-GT.






Empreendimento:SE 230/34.5/13.8 kV Ponta Grossa Norte jan/2018

48 meses

UF: PR


PRAZO DE EXECUÇÃO:Outras Disposições.

00,00


Implantação de lógica para chaveamento automático de carga nos TRs 230/34,5/13,8 kV (trêsenrolamentos) na contingência de um dos equipamentos

00,00




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 230/34.5/13.8 kV Ponta Grossa Sul jan/2018

48 meses

UF: PR



00,00



00,00




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 230/34.5/13.8 kV São Mateus do Sul jan/2018

48 meses

UF: PR



00,00



00,00




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-69/2011-rev0 Estudo de Suprimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul -Região Oeste, outubro de 2011.




Empreendimento:SE 230/69 kV Ijuí 2 jan/2018

36 meses

UF: RS



8.339,27


1° Reator de Barra 230 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 4.698,641 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 230 kV, Arranjo BD4 3.284,84MIM - 230 kV 355,78




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-29/2009-rev0 Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul RegiãoMetropolitana de Porto Alegre, junho de 2009.




Empreendimento:SE 230/69 kV Viamão 3 jan/2018

36 meses

UF: RS



2.410,06


1° Capacitor em Derivação 69 kV, 1 x 3,6 Mvar 3Ф 580,841 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 69 kV, Arranjo BPT 1.734,87MIM - 69 kV 94,35




Justificativa:

Subtensão na região Oeste de SC

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Itá jan/2020

48 meses

UF: SC


PRAZO DE EXECUÇÃO:Novo pátio de 230kV

165.960,07


1° e 2° ATF 525/230 kV, (6+1R) x 224 MVA 1Ф 92.392,022 x CT (Conexão de Transformador) 525 kV, Arranjo DJM 17.842,082 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.873,281 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM 9.240,111 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,11MIG (Terreno Urbano) 33.682,20MIM - 525 kV 1.931,93MIM - 230 kV 1.067,34




Justificativa:

Sobrecarga transformação 230/138 kV em N-1

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Foz do Chapecó jan/2020

48 meses

UF: SC



11.967,21






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Pinhalzinho 2 jan/2020

48 meses

UF: SC



15.548,99






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-13/2013-rev0 Estudo de Atendimento ao Estado do Paraná – Região Oeste eSudoeste, abril de 2013.




Empreendimento:SE 230/138 kV Realeza jan/2020

24 meses

UF: PR



15.548,98






Justificativa:

Sobrecarga na transformação 230/138 kV em N-1

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Taquara jan/2020

36 meses

UF: RS



19.671,77






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

O terreno necessário para a implantação das novas obras na se caxias 6 foi custeado diretamentea partir da base de dados da aneel, considerando-se as dimensões informadas pela CEEE-GT naconsulta realizada quanto à viabilidade técnica dessa obra.






Empreendimento:SE 230/69 kV Caxias 6 jan/2020

36 meses

UF: RS



21.578,96


3° TF 230/69 kV, 3 x 55 MVA 1Ф 16.102,38Aquisição de Terreno 179,161 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.410,65MIM - 69 kV 94,35MIM - 230 kV 355,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerada a conversão do arranjo do barramento de 230kV da SE Caxias do Sul 2 para BD4GIS devido à proposta de melhoria de segurança das instalações de transmissão. A CEEE-GTconsiderou factível essa adequação. A estimativa de custos do novo setor de 230 kV equivale a 2xo custo de um setor convencional equivalente. O CT 230kV adicional refere-se à adequação doCT existente para GIS. O terreno necessário para a implantação do novo setor foi custeado apartir da base de dados da ANEEL.






Empreendimento:SE 230/69 kV Caxias do Sul 2 jan/2020

36 meses

UF: RS



86.998,61


2° TF 230/69 kV, 3 x 55 MVA 1Ф 16.102,37Aquisição de Terreno 415,902 x EL (Entrada de Linha) 230 KV, Arranjo BD4 (GIS) 19.604,202 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 13.746,561 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.410,651 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 5.862,23MIG (Terreno Urbano) 28.695,00MIM - 69 kV 94,35MIM - 230 kV 1.067,34




Justificativa:

Atendimento ao N-1 e sobrecarga na transformação 230/13 kV em N

Situação Atual:

Observações:

A inserção do terceiro transformador 230/13kV foi apontada como possível após a remoção dopátio de 69kV desta subestação. Os três transformadores 230/13kV deverão operar semparalelismo entre eles, mas com lógica de transferência automática de carga em caso decontingência de uma das unidades.







36 meses

UF: RS



10.385,79


3° TF 230/13,8 kV, 1 x 50 MVA 3Ф 4.883,35Implantação de lógica para chaveamento automático de carga nos TRs 230/13,8 kV na contingência deum dos equipamentos

500,00

1 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BPT 1.115,67MIM - 13,8 kV 94,35MIM - 230 kV 355,78




Justificativa:

Atendimento ao critério N-1.

Situação Atual:

Observações:

Desmantelamento do Pátio 69kV da SE Caxias 5 ao custo de 5% de um pátio novo. A falta deespaço físico na subestação Caxias 5 impede a implantação da segunda unidade transformadora230/69kV para o atendimento ao critério N-1. Por este motivo optou-se por remover atransformação 230/69kV da SE Caxias 5 e manter apenas a transformação 230/13,8kV nestasubestação.







36 meses

UF: RS



6.413,10


Desmantelamento do Pátio de 69kV 6.413,10




Justificativa:

Atendimento ao N-1 e sobrecarga na transformação 230/69 em N-1

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Nova Petrópolis 2 jan/2020

36 meses

UF: RS



12.673,09






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Os CTs 69 kV existentes devem ser substituídos porque serão superados pela capacidade de 165MVA dos novos transformadores.






Empreendimento:SE 230/69 kV Nova Prata 2 jan/2020

36 meses

UF: RS



24.444,08


1° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 165 MVA 3Ф 20.180,42Desativação de 1 CT 230 KV BD4 e 1 CT 69 KV BPT 242,36Desmontagem e transporte de 3 TRs 230/69kV, 50 MVA cada 1.200,002 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.821,30




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Vinhedos jan/2020

36 meses

UF: RS



14.052,74






Justificativa:

Integração ao SIN de potenciais já contratados ou futuros

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 525 kV Marmeleiro 2 jan/2021

36 meses

UF: RS



206.441,00


Compensador Síncrono 525 kV, 1 x (-90/+150) Mvar 185.957,581 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM 9.240,111 x CC (Conexão de Compensador) 525 kV, Arranjo DJM 9.311,38MIM - 525 kV 1.931,93




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-117/2012-rev0 Análise Técnica da Integração das Usinas Eólicas no Sul do RioGrande do Sul, janeiro de 2012.




Empreendimento:SE 525/230 kV Povo Novo jan/2021

36 meses

UF: RS



19.175,74


1° e 2° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 100 Mvar 3Ф 10.139,731 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 525 kV, Arranjo DJM 9.036,01




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 525/230/138 kV Biguaçu jan/2021

24 meses

UF: SC



9.286,61






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Livramento 3 jan/2021

36 meses

UF: RS



189.809,92


Compensador Síncrono 230 kV, 1 x (-90/+150) Mvar 185.957,581 x CC (Conexão de Compensador) 230 kV, Arranjo BD4 3.496,56MIM - 230 kV 355,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Rio do Sul jan/2021

24 meses

UF: SC



8.141,94






Justificativa:

Atendimento ao mercado local.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 525/230 kV Siderópolis 2 ago/2022

24 meses

UF: SC



72.768,70


1° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 100 Mvar 3Ф 5.069,863° ATF 500/230 kV, 3 x 224 MVA 1Ф 39.596,591 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.240,111 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 3.860,961 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.921,041 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,64MIM - 500 kV 1.931,93MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-69/2015-rev1 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Mato Grosso do Sul,abril de 2016.




Empreendimento:SE 525/230/138 kV Sarandi jan/2022

36 meses

UF: PR



78.943,89


3° ATF 525/230 kV, 3 x 224 MVA 1Ф 39.596,594° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 8.880,501 x CT (Conexão de Transformador) 525 kV, Arranjo DJM 8.921,041 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x IB (Interligação de Barras) 525 kV, Arranjo DJM 9.240,111 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2.572,60MIM - 525 kV 1.931,93MIM - 230 kV 711,56MIM - 138 kV 216,28




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:

Instalação do 4° ATF (3Ø) 230/138 kV, 1x150MVA na SE Campo Grande 2 para garantir osuprimento de energia elétrica quando o sistema opera na contingência de uma das unidadesdessa SE. Padrão de ligação das transformações de fronteira que atendem à ENERSUL: 230 kV –estrela aterrado; 138 kV – estrela aterrado; 13,8 kV – delta.






Empreendimento:SE 230/138 kV Campo Grande 2 jan/2022

36 meses

UF: MS



15.357,12






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:

Ampliação da SE 230/138 kV Imbirussu para a implantação de 1 BCP – Banco de CapacitorDerivação (1x100Mvar) no barramento de 230 kV auxiliando no controle de tensão do sistema de230 kV de rede básica.






Empreendimento:SE 230/138 kV Imbirussu jan/2022

36 meses

UF: MS



9.166,22






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Substituição dos autotransformadores ATF1, ATF2 e ATF3 de menor capacidade da SE230/138kV Palhoça (1 x 84/91MVA, 1 x 75/75MVA e 1 x 75/84MVA) por unidades de capacidade150/180MVA.






Empreendimento:SE 230/138 kV Palhoça jan/2022

24 meses

UF: SC



46.385,38


Subst. 1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, 3 x 150 MVA 3Ф 26.641,493 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,923 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 7.717,80MIM - 230 kV 1.067,34MIM - 138 kV 648,83




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Videira jan/2022

48 meses

UF: SC



15.548,99






Justificativa:

Atendimento à expansão do mercado da SE Caxias 6

Situação Atual:

Observações:

O terreno necessário para a implantação das novas obras na se caxias 6 foi custeado diretamentea partir da base de dados da aneel, considerando-se as dimensões informadas pela CEEE-GT naconsulta realizada quanto à viabilidade técnica dessa obra.






Empreendimento:SE 230/69 kV Caxias 6 jan/2022

36 meses

UF: RS



10.338,06


1° TF 69/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2.535,48MIG para novo setor de 13,8kV 4.043,951 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.410,651 x CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BPT 1.115,671 x IB (Interligação de Barras) 13,8 kV, Arranjo BPT 666,19MIM - 13,8 kV 283,06MIM - 69 kV 283,06




4. PELP - OBRAS A PARTIR DO ANO 2023

Neste capítulo, são apresentadas todas as obras de expansão do Sistema Interligado Nacional

(SIN), definidas em estudos de planejamento da EPE, com data de necessidade a partir do ano

2023, mas que ainda não foram licitadas ou autorizadas.

Para uma rápida referência, a tabela a seguir apresenta a sequência como as fichas são

apresentadas ao longo deste capítulo.

Região Item pág.

NORTENovas Instalações 311 a 320


NORDESTENovas Instalações 345 a 354


SUDESTE E CENTRO-OESTENovas Instalações 378 a 388


SULNovas Instalações 397 a 423




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-37/2017-rev0 Recomendação de Reforços para Mitigar Atrasos de Instalaçõesde Transmissão Concedidas, julho de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Miracema - Serra Pelada, C1 e C2 (CS) jan/2023

48 meses

UF: TO/PA



1.262.893,81


CS 6 x 795 MCM 415 km 554.025,00CS 6 x 795 MCM 415 km 554.025,00Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 100 Mvar 1Ф // SE Miracema 46.127,82Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 100 Mvar 1Ф // SE Serra Pelada 46.127,822 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Miracema 20.423,481 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Miracema 9.307,452 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Miracema 4.154,672 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Serra Pelada 20.423,482 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Serra Pelada 4.154,67MIM - 500 kV // SE Miracema 2.047,98MIG-A // SE Miracema 2.076,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Serra Pelada - Itacaiúnas, C1 jan/2023

60 meses

UF: PA



171.703,02


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 115 km 126.492,231 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Serra Pelada 10.211,741 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Serra Pelada 9.307,451 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Itacaiúnas 10.211,741 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Itacaiúnas 9.307,45MIM - 500 kV // SE Serra Pelada 2.047,98MIM - 500 kV // SE Itacaiúnas 2.047,98MIG-A // SE Itacaiúnas 2.076,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Serra Pelada - Xingu, C1 e C2 (CS) jan/2023

48 meses

UF: PA



1.352.330,25


CS 6 x 795 MCM 443 km 591.405,00CS 6 x 795 MCM 443 km 591.405,00Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 115 Mvar 1Ф // SE Serra Pelada 47.788,32Reator de Linha Fixo 500 kV, (6+1R) x 115 Mvar 1Ф // SE Xingu 47.788,322 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Serra Pelada 20.423,482 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Serra Pelada 18.614,912 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Serra Pelada 4.154,672 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Xingu 20.423,482 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Xingu 4.154,67MIM - 500 kV // SE Serra Pelada 4.095,97MIG-A // SE Xingu 2.076,43




Justificativa:

Reforço necessário para propiciar o escoamento do potencial de geração existente/futuro.

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-054/2017-rev0 Estudo para escoamento do potencial de geração e suprimentoda região de Dianópolis, agosto de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Dianópolis II - Barreiras II, C1 jan/2023

48 meses

UF: TO/BA



225.868,70


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 90 km - TERRENO FIRME 50.005,80Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 24 km - TORRES ALTEADAS 20.002,32Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 129 km - FUNDIÁRIO ELEVADO 129.015,48Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 1 km - ÁREA ALAGADA 1.389,051º Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 25 MVar 3Ф // SE Dianópolis II 4.629,931º Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 25 MVar 3Ф // SE Barreiras II 4.629,931 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Dianópolis II 1.539,721 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Dianópolis II 4.839,461 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Barreiras II 1.539,721 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Barreiras II 4.839,46MIM - 230 kV // SE Dianópolis II 755,70MIM - 230 kV // SE Barreiras II 755,70MIG-A // SE Barreiras II 1.926,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Dianópolis II - Gurupi, C1 jan/2023

48 meses

UF: TO



177.973,82


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 231 km - TERRENO FIRME 128.348,22Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 20 km - FUNDIÁRIO ELEVADO 20.002,40Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 3 km - ÁREA ALAADA 4.167,151º Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 25 MVar 3Ф // SE Dianópolis II 4.629,931º Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 25 MVar 3Ф // SE Gurupi 4.629,931 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Dianópolis II 4.839,461 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Dianópolis II 1.539,721 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Gurupi 1.539,721 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Gurupi 4.839,46MIM - 230 kV // SE Dianópolis II 755,70MIM - 230 kV // SE Gurupi 755,70MIG-A // SE Gurupi 1.926,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Dianópolis II - Palmas, C1 jan/2023

48 meses

UF: TO



196.753,82


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 200 km - TERRENO FIRME 111.124,00Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 35 km - TORRE ALTEADA 29.170,05Circuito Simples 230 kV, 2 x 795.0 MCM (TERN), 31 km - FUNDIÁRIO ELEVADO 31.003,721º Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 25 MVar 3Ф // SE Dianópolis II 4.629,931º Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 25 MVar 3Ф // SE Palmas 4.629,931 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Dianópolis II 1.539,721 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Dianópolis II 4.839,461 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Palmas 4.839,461 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Palmas 1.539,72MIM - 230 kV // SE Dianópolis II 755,70MIM - 230 kV // SE Palmas 755,70MIG-A // SE Palmas 1.926,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-DEA-5/2013-rev1 Reavaliação do Estudo de Suprimento às Cargas das MargensDireita e Esquerda do Rio Amazonas e Tramo Oeste, março de 2014.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Tapajós - Rurópolis, C1 jan/2028

48 meses

UF: PA



107.151,03


Circuito Simples 230 kV, 1 x 1113 MCM (BlueJay), 206 km 91.537,87Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 10 Mvar 3Ф // SE Tapajós 3.962,58Reator de Linha Fixo 230 kV, 1 x 10 Mvar 3Ф // SE Rurópolis 3.962,581 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Rurópolis 1.539,721 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Tapajós 1.539,72MIM - 230 kV // SE Tapajós 377,85MIM - 230 kV // SE Rurópolis 377,85MIG-A // SE Tapajós 1.926,43MIG-A // SE Rurópolis 1.926,43




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Integradora - Xinguara II, C3 jan/2029

36 meses

UF: PA



39.154,81


Circuito Simples 230 kV, 1x740,8 MCM, 79 km 24.867,331 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Integradora 4.839,461 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Xinguara II 4.839,46MIM - 230 kV // SE Integradora 377,85MIM - 230 kV // SE Xinguara II 377,85MIG-A // SE Integradora 1.926,43MIG-A // SE Xinguara II 1.926,43




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 500 kV Serra Pelada jan/2023

36 meses

UF: PA



105.028,93


Reator de Barra 500 kV, (9+1R) x 60 Mvar 1Ф 57.226,801 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.307,453 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 25.065,96MIG (Terreno Rural) 11.380,74MIM - 500 kV 2.047,98




Justificativa:

Escoamento de geração e atendimento elétrico ao mercado

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Dianópolis II jan/2023

48 meses

UF: TO



63.454,67


1º e 2º ATF 230/138 kV, 2 x 200 MVA 3Ф 20.755,691º e 2º Reator de Barra 230 kV, 2 x 20 MVar 3Ф 8.934,822 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 230 kV, Arranjo BD4 6.493,912 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.792,982 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 4.999,411 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.907,071 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.912,85MIG (Terreno Rural) 8.088,19MIM - 230 kV 1.889,26MIM - 138 kV 680,48




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Gurupi jan/2023

48 meses

UF: TO



85.591,57


1º ATF 500/230 kV, (3 + 1R) x 150 MVA 1Ф 49.032,61MIG 230 kV 7.132,05MIG A - 500 kV - DJM 2.076,431 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.935,781 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.307,451 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.907,071 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.396,49MIM - 500 kV 2.047,98MIM - 230 kV 755,70




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230/69 kV Marituba jan/2023

36 meses

UF: PA



69.740,29






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-53/2012-rev0 Estudo de Suprimento a Região Nordeste do Maranhão eNoroeste do Piauí 2015-2028, junho de 2012.




Empreendimento:SE 230 kV Coelho Neto jan/2023

36 meses

UF: MA



11.902,38






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-47/2011-rev2 Estudo da Interligação Boa Vista - Manaus, maio de 2011.




Empreendimento:SE 230/69 kV Boa Vista jan/2023

36 meses

UF: RR



15.018,68






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Utinga jan/2023

36 meses

UF: PA



14.183,79






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: PA



16.686,61






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Balsas jan/2024

36 meses

UF: MA



13.701,03






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Jorge Teixeira jan/2025

36 meses

UF: AM



15.361,61






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Tapajós jan/2025

36 meses

UF: PA



7.276,43






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-41/2012-rev1 Estudo de Suprimento às Cargas das Regiões de Paragominas eTomé Açu 2015-2029, janeiro de 2013.




Empreendimento:SE 230/69 kV Vila do Conde jan/2025

36 meses

UF: PA



16.686,61






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: AM



15.512,64






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Mauá 3 jan/2026

36 meses

UF: AM



15.512,64






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Parintins jan/2026

36 meses

UF: AM



14.157,81






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Santana do Araguaia jan/2026

36 meses

UF: PA



6.103,27






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Xinguara II jan/2026

36 meses

UF: PA



15.512,64






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-53/2012-rev0 Estudo de Suprimento a Região Nordeste do Maranhão eNoroeste do Piauí 2015-2028, junho de 2012.




Empreendimento:SE 230/69 kV Chapadinha II jan/2026

36 meses

UF: MA



6.559,50






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Guamá jan/2026

36 meses

UF: PA



15.100,20


5° TF 230/69 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 10.221,171 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.384,991 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.396,49MIM - 69 kV 97,55




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: PA



67.692,30


3° ATF 500/230 kV, 3 x 300 MVA 1Ф 45.674,731 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.935,781 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.396,491 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.307,45MIM - 230 kV 377,85




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-DEA-3/2013-rev2 Estudo de Suprimento à Palmas, março de 2014.




Empreendimento:SE 230/138 kV Palmas jan/2027

36 meses

UF: TO



24.155,15


3° ATF 230/138 kV, 1 x 200 MVA 3Ф 10.377,851º Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 30 MVar 3Ф 3.072,201 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.396,491 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2.499,711 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 3.826,38MIM - 230 kV 755,70MIM - 138 kV 226,83




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Tarumã jan/2027

36 meses

UF: AM



22.785,96






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: AM



67.212,77


5° ATF 500/230 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 38.990,025° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 9.011,761 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.935,782 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.792,981 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2.499,71MIM - 138 kV 226,83MIM - 230 kV 755,70




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: PA



79.347,46


Compensador Estático, 500 kV, (-100/200)Mvar 70.001,461 x CC (Conexão de Compensador) 500 kV, Arranjo DJM 9.346,00




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Parintins jan/2028

36 meses

UF: AM



7.276,43






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Rurópolis jan/2028

36 meses

UF: PA



14.157,81






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Barreiras II - Gilbués II, C2 jan/2023

60 meses

UF: BA/PI



647.713,95


CS 6 x 795 MCM 311 km 415.185,00Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 66,7 Mvar 1Ф // SE Barreiras II 23.503,30Capacitor Série 500 kV, 1 x 382 Mvar 3Ф // SE Barreiras II 70.937,48Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 66,7 Mvar 1Ф // SE Gilbués II 17.627,48Capacitor Série 500 kV, 1 x 382 Mvar 3Ф // SE Gilbués II 70.937,481 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Barreiras II 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Barreiras II 9.274,941 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Barreiras II 2.066,071 x CCS (Conexão de Capacitor Série) 500 kV, Arranjo DJM // SE Barreiras II 2.934,971 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 10.171,421 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 2.066,071 x CCS (Conexão de Capacitor Série) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 2.934,97MIM - 500 kV // SE Barreiras II 3.855,30MIM - 500 kV // SE Gilbués II 1.927,65MIG-A // SE Barreiras II 2.060,19MIG-A // SE Gilbués II 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Gilbués II - Miracema, C3 jan/2023

60 meses

UF: PI/TO



639.620,28


CS 6 x 795 MCM 418 km 558.030,00Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 100 Mvar 1Ф // SE Gilbués II 26.235,83Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 100 Mvar 1Ф // SE Miracema 19.676,871 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 9.274,941 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 2.066,071 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Miracema 10.171,421 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM // SE Miracema 2.066,07MIM - 500 kV // SE Gilbués II 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV São João do Piauí - Picos, C3 jan/2028

36 meses

UF: PI



71.110,92


Circuito Simples 230 kV, 1 x 477 MCM (Hawk), 168 km 60.754,631 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE São João do Piauí 4.826,201 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Picos 4.826,20MIM - 230 kV // SE Picos 351,95MIM - 230 kV // SE São João do Piauí 351,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-147/2014-rev4 Estudo para Escoamento do Potencial Eólico da Área Leste daRegião Nordeste, setembro de 2017.


NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 500 kV Ribeiro Gonçalves - Gilbués II, C1 jan/2030

36 meses

UF: PI



377.312,20


LT 500 kV Ribeiro Gonçalves - Gilbués II, 6x795 MCM, C1 283.457,43Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 66,6 Mvar 1Ф // SE Gilbués II 23.493,18Reator de Linha Fixo 500 kV, (3+1R) x 66,6 Mvar 1Ф // SE Ribeiro Gonçalves 23.493,181 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ribeiro Gonçalves 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Ribeiro Gonçalves 9.274,941 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 10.171,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM // SE Gilbués II 9.274,94MIM - 500 kV // SE Ribeiro Gonçalves 1.927,65MIM - 500 kV // SE Gilbués II 1.927,65MIG-A // SE Gilbués II 2.060,19MIG-A // SE Ribeiro Gonçalves 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Milagres - Curral Novo do Piauí II,C1, na SE Milagres II jan/2023

36 meses

UF: CE/PI



44.306,40


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 3 km 4.317,35Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 3 km 4.317,352 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.342,851 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM 2.066,07MIM - 500 kV 1.927,65MIG-A 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 500 kV Milagres - Luiz Gonzaga, C1, na SEMilagres II jan/2023

36 meses

UF: CE/PE



37.110,82


Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 0,5 km 719,56Circuito Simples 500 kV, 4 x 954 MCM (RAIL), 0,5 km 719,562 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 20.342,851 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CRL (Conexão de Reator de Linha Fixo) 500 kV, Arranjo DJM 2.066,07MIM - 500 kV 1.927,65MIG-A 2.060,19




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Açu II - Lagoa Nova II, C1, na SE AçuIII jan/2023

36 meses

UF: RN



22.517,97


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 13 km 10.250,102 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90MIG-A 1.911,57




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Açu II - Mossoró II, C1 e C2 (CS), naSE Açu III jan/2023

36 meses

UF: RN



26.184,79


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 2,5 km 1.271,65Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 2,5 km 1.271,65Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 1 km 508,66Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 1 km 508,664 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 19.304,81MIM - 230 kV 1.407,79MIG-A 1.911,57




Justificativa:

Atendimento à carga durante a ocorrência de contingência simples (N-1)

Situação Atual:

Observações:

Ponto de seccionamento a 38 km da SE Catu.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Cícero Dantas - Catu, C2, na SEAlagoinhas II jan/2023

36 meses

UF: BA



12.776,53


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 0,5 km 254,33Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 0,5 km 254,332 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.652,40MIM - 230 kV 703,90MIG-A 1.911,57




Justificativa:

Reforço necessário para atendimento às cargas da região de Catu - BA

Situação Atual:

Observações:

Ponto de seccionamento a 38 km da SE Catu.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/69 kV Alagoinhas II jan/2023

36 meses

UF: BA



52.753,47


1° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 100 MVA 3Ф 16.394,941 Transformador de Aterramento, 10 ohm/fase 69 kV 1.734,683 x EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT - Acesso distribuidora local 4.814,222 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,262 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2.763,931 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,411 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 906,33MIG (Terreno Rural) 7.568,75MIG (Terreno Rural) 7.568,75MIM - 230 kV 1.055,84MIM - 69 kV 277,37




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV Barreiras II jan/2023

36 meses

UF: BA



29.881,40


3º Reator de Barra 500 kV, (3 + 1R) x 50 MVar 1Ф 21.558,781 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 8.322,62




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV Gilbués II jan/2023

36 meses

UF: PI



68.978,61


4º e 5º Reator de Barra 500 kV, (6 + 1R) x 66 MVar 1Ф 41.130,781 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,942 x CRB (Conexão de Reator de Barra) 500 kV, Arranjo DJM 16.645,24MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Açu III jan/2023

36 meses

UF: RN



142.798,49


3º e 4º ATF 500/230 kV, (6 + 1R) x 300 MVA 1Ф 102.091,332 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 17.813,852 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.770,261 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.898,41MIG (Terreno Rural) 12.168,80MIM - 230 kV 1.055,84




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Barreiras II jan/2023

48 meses

UF: BA



55.252,75


2º ATF 500/230 kV, 3 x 100 MVA 1Ф 31.406,171 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,131 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIM - 230 kV 351,95MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Eunápolis jan/2023

36 meses

UF: BA



6.559,50






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-33/2009-rev1 Estudos para o Atendimento à Região Metropolitana de Teresina,Incluindo as Cargas de Piripiri, Caxias e Timón, junho de 2010.




Empreendimento:SE 230 kV Piripiri jan/2023

24 meses

UF: PI



7.241,55


Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 3.076,201 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 3.813,40MIM - 230 kV 351,95




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: PB



8.100,84






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-78/2009-rev2 Estudos de Suprimento a Região Metropolitana de Maceió, agostode 2011.




Empreendimento:SE 230 kV Maceió II jan/2024

36 meses

UF: AL



16.198,36






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV Ceará Mirim jan/2025

36 meses

UF: RN



75.337,55


3° ATF 500/230 kV, 3 x 150 MVA 1Ф 35.255,801° e 2° Capacitor em Derivação 230 kV, 2 x 50,5 Mvar 3Ф 7.904,461 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,132 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 7.626,81MIM - 230 kV 1.055,84MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV São João do Piauí jan/2025

36 meses

UF: PI



42.929,01






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Açu III jan/2025

36 meses

UF: RN



62.629,22


5º ATF 500/230 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 38.782,641 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,131 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,94MIM - 230 kV 351,95MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Eliseu Martins jan/2025

36 meses

UF: PI



10.619,56






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Santa Rita II jan/2025

36 meses

UF: PB



13.987,55






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Bom Jesus II jan/2026

36 meses

UF: PI



10.619,56






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: BA



6.559,50






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Acaraú III jan/2027

36 meses

UF: CE



65.364,85






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Parnaíba III jan/2027

36 meses

UF: PI



51.426,64






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/230 kV Tianguá II jan/2027

36 meses

UF: CE



62.629,22


3° ATF 500/230 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 38.782,641 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.274,941 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,13MIM - 230 kV 351,95MIM - 500 kV 1.927,65




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-136/2013-rev0 Estudo de Atendimento ao Agreste de Pernambuco, dezembro de2013.




Empreendimento:SE 230 kV Arcoverde II jan/2027

36 meses

UF: PE



13.408,96






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Picos jan/2027

36 meses

UF: PI



12.151,14


4° e 5° Capacitor em Derivação 230 kV, 2 x 15 Mvar 3Ф 3.820,442 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 7.626,81MIM - 230 kV 703,90




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500 kV Gilbués II jan/2028

36 meses

UF: PI



26.867,87


2º ATF 500/230 kV, 1 x 250 MVA 3Ф 14.575,821 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.906,921 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.385,13




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: PB



8.100,84






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-136/2013-rev0 Estudo de Atendimento ao Agreste de Pernambuco, dezembro de2013.




Empreendimento:SE 230 kV Garanhuns II jan/2029

36 meses

UF: PE



13.408,96






Justificativa:

Aumento de confiabilidade no atendimento às cargas da SE São José dos Campos

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Taubaté - São José dos Campos, C2 jan/2023

36 meses

UF: SP



18.174,51


Circuito Duplo (C2), 230 kV, 2 x 636.0 MCM (Grosbeak), 35 km 7.714,931 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Taubaté 4.860,751 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE São José dos Campos 4.860,75MIM - 230 kV // SE São José dos Campos 369,04MIM - 230 kV // SE Taubaté 369,04




Justificativa:

Permitir escoamento do potencial solar na região de Pirapora

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 345 kV Pirapora 2 - Três Marias, C1 jan/2024

36 meses

UF: MG



114.827,52


Circuito Simples 345 kV, 2 x 1113 MCM (BLUEJAY), 108 km 90.520,201 x EL (Entrada de Linha) 345 kV, Arranjo DJM // SE Pirapora 2 6.796,791 x IB (Interligação de Barras) 345 kV, Arranjo DJM // SE Pirapora 2 5.333,951 x EL (Entrada de Linha) 345 kV, Arranjo AN // SE Três Marias 6.796,79MIM - 345 kV // SE Pirapora 2 1.121,21MIG-A // SE Pirapora 2 2.129,29MIG-A // SE Três Marias 2.129,29




Justificativa:

Aumento da confiabilidade no suprimento da Região de Capão Bonito.

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Itararé II - Avaré Nova, C1 jan/2025

48 meses

UF: SP



79.722,84


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 145 km 69.263,261 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Itararé II 4.860,751 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Avaré Nova 4.860,75MIM - 230 kV // SE Itararé II 369,04MIM - 230 kV // SE Avaré Nova 369,04




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/138 kV Morro Agudo jul/2023

36 meses

UF: SP



55.445,27


3° TF 500/138 kV, 3 x 133 MVA 1Ф 31.761,751 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.379,421 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.123,32MIM - 230 kV 369,04MIM - 500 kV 2.025,49




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:


[1] EPE-DEE-RE-58/2011-rev3 Análise da Expansão da Interligação entre as Regiões Sul eSudeste/Centro-Oeste, janeiro de 2013.




Empreendimento:SE 500/345/138 kV Campinas jan/2023

36 meses

UF: SP



56.570,40


3° ATF 500/345 kV, 3 x 187 MVA 1Ф 38.746,501 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo AN 8.786,261 x CT (Conexão de Transformador) 345 kV, Arranjo BD4 5.890,93MIM - 500 kV 2.025,49MIM - 345 kV 1.121,21




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/88 kV Santa Cabeça jan/2023

36 meses

UF: SP



70.794,65


1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, (9+1R) x 100 MVA 1Ф 52.863,293 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.138,253 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 7.793,11




Justificativa:

Aumento da confiabilidade à Região de Capão Bonito

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Capão Bonito jan/2024

36 meses

UF: SP



62.725,27


1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, (9+1R) x 50 MVA 1Ф 43.019,383 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.138,253 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 7.793,11MIM - 230 kV 1.107,11MIM - 138 kV 667,42




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

A capacidade de sobrecarga dos autotranformadores deverá ser de 20% (4horas); os quatroatuais transformadores trifásicos serão substituídos por essa transformação; a substituição deequipamentos dos vãos 6K, 7K e 11K são por superação e os custos foram estimados pelaCEMIG.







36 meses

UF: MG



36.810,66


1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 75 MVA 1Ф 34.144,39Substituição equipamentos do vão 6K, BD4 948,00Substituição equipamentos do vão 7K, BD4 782,80Substituição das secionadoras do vão 11K, BD4 592,50MIM - 230 kV 342,97




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Troca de fases da unidade 1-A.







42 meses

UF: RJ



18.640,39


1º ATF 345/138 kV, 3 x 75 MVA 1Ф, substituição do TR1-A 18.640,39




Justificativa:

Reforço no Suprimento à Região Metropolitana do Rio de Janeiro.

Situação Atual:

Observações:

Substituição da unidade 51 de 560 MVA por transformação total de 900 MVA.







42 meses

UF: RJ



44.657,28


1º ATF 500/345 kV, 3 x 300 MVA 1Ф, substituição da unidade 51 44.657,28




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Cuiabá - CPA, C2 jan/2024

36 meses

UF: MT



39.213,04


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 50 km 29.307,481 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Cuiabá 4.785,451 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE CPA 4.785,45MIM - 230 kV // SE CPA 334,66




Justificativa:

Evitar violações de tensão e garantir o atendimento ao critério N-1 no trecho Abunã - Rio Branco I

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230 kV Abunã jan/2023

36 meses

UF: RO



57.838,39


Compensador Estático 230 kV, 1 x (-50/+100) Mvar 54.006,011 x CC (Conexão de Compensador) 230 kV, Arranjo BD4 3.454,52MIM - 230 kV 377,85




Justificativa:

Atendimento ao mercado do Norte do Mato Grosso.

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 500/138 kV Cláudia jan/2024

36 meses

UF: MT



57.289,81


1º ATF 500/138 kV, (3 + 1R) x 66,6 MVA 1Ф 31.912,201 x CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.818,171 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2.557,921 x IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 9.179,28MIM - 500 kV 1.860,76MIM - 138 kV 201,15MIG-A 2.760,31




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV CPA jan/2024

24 meses

UF: MT



19.502,25






Justificativa:

Atender o critério "n-1" na transformação 230/138 kV da SE Nobres

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Nobres jan/2024

24 meses

UF: MT



19.502,25






Justificativa:

Atender ao N-1 nos trafos 230/69 kV das subestações Porto Velho e Coletora Porto Velho

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: RO



14.487,68


1° TF 230/69 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 8.223,931 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.396,491 x CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.384,991 x IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 909,31MIM - 230 kV 377,85MIM - 69 kV 195,10




Justificativa:

4ª Unidade transformadora na SE Corumbá (atendimento ao critério N-1)

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 345/138 kV Corumbá jan/2026

24 meses

UF: GO



16.152,87






Justificativa:

Atender ao N-1 nos trafos 230/69 kV das subestações Porto Velho e Coletora Porto Velho

Situação Atual:

Observações:







36 meses

UF: RO



13.480,82






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/69 kV Coletora Porto Velho jan/2033

36 meses

UF: RO



13.480,82






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 525 kV Bateias - Curitiba Leste, C1 jan/2023

24 meses

UF: PR



100.092,50


Circuito Simples 500 kV, 4 x 636 MCM (Grosbeak), 65 km 75.385,011 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Bateias 10.170,021 x EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM // SE Curitiba Leste 10.170,02MIG-A // SE Bateias 2.183,72MIG-A // SE Curitiba Leste 2.183,72




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Campo Grande 2 - Paraíso 2, C3 jan/2024

36 meses

UF: MS



167.780,30


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (Drake), 228 km 140.105,96Reator de Linha Manobrável 230 kV, 1 x 20 Mvar 3Ф // SE Campo Grande 2 4.419,53Reator de Linha Manobrável 230 kV, 1 x 20 Mvar 3Ф // SE Paraíso 2 4.419,531 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Campo Grande 2 4.785,451 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Paraíso 2 4.785,451 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Campo Grande 2 2.054,271 x CRL (Conexão de Reator de Linha Man.) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Paraíso 2 2.054,27MIM - 230 kV // SE Campo Grande 2 669,32MIM - 230 kV // SE Paraíso 2 669,32MIG-A // SE Campo Grande 2 1.908,60MIG-A // SE Paraíso 2 1.908,60




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Imbirussu - Campo Grande 2, C3 jan/2024

36 meses

UF: MS



44.782,40


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (Drake), 50 km 30.724,991 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Imbirussu 4.785,451 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Campo Grande 2 4.785,45MIM - 230 kV // SE Imbirussu 334,66MIM - 230 kV // SE Campo Grande 2 334,66MIG-A // SE Imbirussu 1.908,60MIG-A // SE Campo Grande 2 1.908,60




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Paraíso 2 - Chapadão, C3 jan/2024

36 meses

UF: MS



53.385,39


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (Drake), 64 km 39.327,991 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Paraíso 2 4.785,451 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Chapadão 4.785,45MIM - 230 kV // SE Paraíso 2 334,66MIM - 230 kV // SE Chapadão 334,66MIG-A // SE Paraíso 2 1.908,60MIG-A // SE Chapadão 1.908,60




Justificativa:

Intergração da SE Concórdia na rede básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Campos Novos - Concórdia, C1 jan/2027

48 meses

UF: SC



46.374,96


Circuito Simples 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 61,8 km 35.861,301 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Campos Novos 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Concórdia 4.901,05MIM - 230 kV // SE Campos Novos 355,78MIM - 230 kV // SE Concórdia 355,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Gaspar 2 - Indaial, C3 jan/2027

48 meses

UF: SC



45.567,22


Circuito Simples 230 kV, 1 x 1113 MCM (BLUEJAY), 57 km 33.029,781 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Gaspar 2 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Indaial 4.901,05MIM - 230 kV // SE Indaial 355,78MIM - 230 kV // SE Gaspar 2 355,78MIG-A // SE Indaial 2.023,78




Justificativa:

Intergração da SE Concórdia na rede básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Itá - Concórdia, C1 jan/2027

48 meses

UF: SC



42.429,06


Circuito Simples 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 55 km 31.915,401 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Concórdia 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Itá 4.901,05MIM - 230 kV // SE Itá 355,78MIM - 230 kV // SE Concórdia 355,78




Justificativa:

Aumenta a confiabilidade na rede da região

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:LT 230 kV Xanxerê - Pinhalzinho 2, C1 jan/2027

48 meses

UF: SC



48.057,78


Circuito Simples 230 kV, 2 x 477 MCM (HAWK), 64,7 km 37.544,121 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Xanxerê 4.901,051 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 // SE Pinhalzinho 2 4.901,05MIM - 230 kV // SE Xanxerê 355,78MIM - 230 kV // SE Pinhalzinho 2 355,78




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Curitiba - Joinville Norte, C1, na SEJoinville Norte 2 jan/2024

48 meses

UF: PR/SC



13.212,71






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Curitiba - Joinville Norte, C2, na SEJoinville Norte 2 jan/2024

48 meses

UF: PR/SC



13.212,71






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Seccionamento do Circuito 1 da LT 230 kV Dourados – Anastácio para integração da SE 230/138kV Maracaju 2 à Rede Básica.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Dourados - Anastácio, C1, na SEMaracaju 2 jan/2024

36 meses

UF: MS



33.492,74


Circuito Simples 230 kV, 2 x 1113 MCM (BlueJay), 15,5 km 11.626,26Circuito Simples 230 kV, 2 x 1113 MCM (BlueJay), 15,5 km 11.626,262 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.570,90MIM - 230 kV 669,32




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Biguaçu - Gaspar 2, C1, na SE SãoJosé jan/2026

24 meses

UF: SC



22.472,52


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 9,6 km 5.979,43Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 9,6 km 5.979,432 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.802,10MIM - 230 kV 711,56




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Blumenau - Itajaí, C1 e C2 (CD), naSE Ilhota 2 jan/2027

48 meses

UF: SC



31.185,26


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 5 km 5.078,97Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 5 km 5.078,974 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 19.604,20MIM - 230 kV 1.423,12




Justificativa:

Integração da SE Descanso na rede básica. Integração da SE Descanso na rede básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Foz do Chapecó - Pinhalzinho 2, C1e C2 (CS), na SE Descanso jan/2027

48 meses

UF: SC



97.068,62


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 954 MCM (RAIL), 47 km 38.020,65Circuito Duplo 230 kV, 1 x 954 MCM (RAIL), 47 km 38.020,654 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 19.604,20MIM - 230 kV 1.423,12




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Seccionamento do Circuito 1 da LT 230 kV Imbirussu – Campo Grande 2 para integração da SE230/138 kV Campo Grande 3 à Rede Básica.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Imbirussu - Campo Grande 2, C1, naSE Campo Grande 3 jan/2027

36 meses

UF: MS



13.435,61


Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (Drake), 2 km 1.597,70Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (Drake), 2 km 1.597,702 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 9.570,90MIM - 230 kV 669,32




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES



36 meses

UF: MS



13.435,61






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES



36 meses

UF: MS



13.435,61






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 138 kV Ilhota - Itajaí, C1 e C2 (CD), na SEIlhota 2 jan/2027

48 meses

UF: SC



16.831,67


Circuito Duplo 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 0,35 km 238,59Circuito Duplo 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 0,35 km 238,594 x EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 15.489,38MIM - 138 kV 865,11




Justificativa:

Integração da SE Videira Sul na rede básica. Integração da SE Videira Sul na rede básica

Situação Atual:

Observações:




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SECC LT 230 kV Campos Novos - Videira, C1 e C2(CD), na SE Videira Sul jan/2030

48 meses

UF: SC



29.566,66


Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 4,4 km 4.269,67Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 4,4 km 4.269,674 x EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 19.604,20MIM - 230 kV 1.423,12




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Joinville Norte 2 jan/2024

48 meses

UF: SC



57.632,70






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Nova SE 230/138 kV Maracaju 2 Padrão de ligação das transformações de fronteira que atendemà ENERSUL: 230 kV – estrela aterrado; 138 kV – estrela aterrado; 13,8 kV – delta. Padrão deligação das transformações de fronteira que atendem à ENERSUL 230 kV – estrela aterrado; 138kV – estrela aterrado; 13,8 kV – delta.




NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Maracaju 2 jan/2024

36 meses

UF: MS



43.980,32


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 17.826,911 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2.105,251 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.867,952 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.699,862 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 5.115,85MIG (Terreno Rural) 7.757,07MIM - 138 kV 603,46MIM - 230 kV 1.003,97




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV São José jan/2026

24 meses

UF: SC



36.840,79


1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 8.880,501 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,641 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2.572,601 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Urbano) 15.903,11MIM - 230 kV 711,56MIM - 138 kV 432,55




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:

Recomenda a SE 230/138 kV Campo Grande 3 visando melhorar a distribuição do fluxo depotência e eliminar carregamentos elevados em contingência nas transformações de fronteira230/138 kV que atendem à região de Campo Grande. Padrão de ligação das transformações defronteira que atendem à ENERSUL: 230 kV – estrela aterrado; 138 kV – estrela aterrado; 13,8 kV– delta.




NOVAS INSTALAÇÕES



36 meses

UF: MS



53.639,87


1° e 2° ATF 230/138 kV, 2 x 150 MVA 3Ф 17.826,911 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2.105,251 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.867,952 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 6.699,862 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 5.115,85MIG (Terreno Urbano) 17.416,62MIM - 230 kV 1.003,97MIM - 138 kV 603,46




Justificativa:

Sobrecarga na Transformação 230/138kV da SE Xanxerê

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Concórdia jan/2027

48 meses

UF: SC



69.555,22


1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, 3 x 150 MVA 3Ф 26.641,493 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,923 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 7.717,801 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Urbano) 17.693,95MIM - 230 kV 1.423,12MIM - 138 kV 865,11




Justificativa:

Sobrecarga na transformação 230/138 kV da SE Pinhalzinho

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Descanso jan/2027

48 meses

UF: SC



55.884,26






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Ilhota 2 jan/2027

48 meses

UF: SC



57.632,70






Justificativa:

Sobrecarga na transformação 230/138 kV da SE Videira

Situação Atual:

Observações:





NOVAS INSTALAÇÕES


Empreendimento:SE 230/138 kV Videira Sul jan/2030

48 meses

UF: SC



71.346,05


1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV, 3 x 150 MVA 3Ф 26.641,493 x CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 10.309,923 x CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 7.717,801 x IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,111 x IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 1.972,71MIG (Terreno Urbano) 19.484,78MIM - 230 kV 1.423,12MIM - 138 kV 865,11




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:LT 230 kV Londrina - Apucarana, C2 jan/2023

24 meses

UF: PR



9.550,47


Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (Grosbeak), 46 km 9.550,47




Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Campo Mourão jan/2023

24 meses

UF: PR


PRAZO DE EXECUÇÃO:1° Capacitor em Derivação 230 kV 100 Mvar

9.286,61






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Itajaí jan/2023

24 meses

UF: SC



9.286,61






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







48 meses

UF: SC



16.783,72






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:

Adiciona 3º ATF (3Ø) 230/138 kV, 1x150MVA visando eliminar carregamentos elevados emcontingência na transformação de fronteira 230/138 kV que atende à região de Dourados. Padrãode ligação das transformações de fronteira que atendem à ENERSUL: 230 kV – estrela aterrado;138 kV – estrela aterrado; 13,8 kV – delta.






Empreendimento:SE 230/138 kV Dourados 2 jan/2024

36 meses

UF: MS



15.357,12






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:

Adiciona 4º ATF (3Ø) 230/138 kV, 1x150MVA visando eliminar carregamentos elevados emcontingência na transformação de fronteira 230/138 kV que atende à região de Campo Grande.Padrão de ligação das transformações de fronteira que atendem à ENERSUL: 230 kV – estrelaaterrado; 138 kV – estrela aterrado; 13,8 kV – delta.






Empreendimento:SE 230/138 kV Imbirussu jan/2024

36 meses

UF: MS



15.357,12






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Rio do Sul jan/2024

48 meses

UF: SC



15.461,79






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Ratones jan/2026

24 meses

UF: SC



15.461,79






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







48 meses

UF: SC



63.482,09






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 525/230/138 kV Joinville Sul jan/2027

48 meses

UF: SC



16.783,72






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:

Ampliação da SE 230/138 kV Campo Grande 2 para a implantação de 2 Bancos de CapacitoresDerivação (2x100Mvar) no barramento de 230 kV auxiliando no controle de tensão do sistema de230 kV de rede básica.







36 meses

UF: MS



18.332,43


1° e 2° Capacitor em Derivação 230 kV, 2 x 100 Mvar 3Ф 10.112,712 x CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 7.550,41MIM - 230 kV 669,32




Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 230/138 kV Chapecoense jan/2027

48 meses

UF: SC



15.461,79






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Indaial jan/2027

48 meses

UF: SC



16.783,72






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:






Empreendimento:SE 230/138 kV Jaraguá do Sul jan/2027

48 meses

UF: SC



16.783,72






Justificativa:

Situação Atual:

Observações:

Ampliação da SE 230/138 kV Rio Brilhante para a implantação de 1 Banco de CapacitorDerivação (1x100Mvar) no barramento de 230 kV auxiliando no controle de tensão do sistema de230 kV de rede básica.






Empreendimento:SE 230/138 kV Rio Brilhante jan/2027

36 meses

UF: MS



9.166,22






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:

Foi considerado o arranjo BD4 para o barramento de 230kV da SE Caxias 2, levando emconsideração a existência de proposta de melhoria de segurança solicitando a conversão paraBD4, o que a CEEE-GT considerou factível. O novo setor de 230 kV – GIS da SE Caxias 2 foicusteado como 2x o custo requerido para a implantação de uma subestação convencionalequivalente. Além disso, cabe destacar que o terreno necessário para a implantação desse novosetor foi custeado diretamente a partir da base de dados da ANEEL.







36 meses

UF: RS



26.247,09






Justificativa:


Situação Atual:

Observações:







Empreendimento:SE 230/138 kV Descanso jan/2030

48 meses

UF: SC



15.461,79






5. REFERÊNCIAS

1. EPE-DEE-RE-3/2006-rev1 - Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul RegiõesCentral e Oeste, setembro de 2006; 2. EPE-DEE-RE-132/2006-rev0 - Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul-RegiõesGuaíba-Camaquã e Sul Integração das UTEs à Carvão, outubro de 2006; 3. EPE-DEE-RE-29/2009-rev0 - Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul RegiãoMetropolitana de Porto Alegre, junho de 2009; 4. EPE-DEE-RE-33/2009-rev1 - Estudos para o Atendimento à Região Metropolitana de Teresina,Incluindo as Cargas de Piripiri, Caxias e Timón, junho de 2010; 5. EPE-DEE-RE-70/2010-rev1 - Estudo de Suprimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul -Região Sul, outubro de 2010; 6. EPE-DEE-RE-2/2011-rev0 - Estudo da Região de Piracicaba, janeiro de 2011; 7. EPE-DEE-RE-47/2011-rev2 - Estudo da Interligação Boa Vista - Manaus, maio de 2011; 8. EPE-DEE-RE-78/2009-rev2 - Estudos de Suprimento a Região Metropolitana de Maceió,agosto de 2011; 9. EPE-DEE-RE-69/2011-rev0 - Estudo de Suprimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul -Região Oeste, outubro de 2011; 10. EPE-DEE-RE-117/2012-rev0 - Análise Técnica da Integração das Usinas Eólicas no Sul do RioGrande do Sul, janeiro de 2012; 11. EPE-DEE-RE-53/2012-rev0 - Estudo de Suprimento a Região Nordeste do Maranhão eNoroeste do Piauí 2015-2028, junho de 2012; 12. EPE-DEE-RE-58/2012-rev0 - Estudo de Longo Prazo da Região Metropolitana de São Paulo(RMSP), setembro de 2012; 13. EPE-DEE-RE-112/2011-rev1 - Estudo de Suprimento a Região Sul do Piauí 2015 - 2028,outubro de 2012; 14. EPE-DEE-RE-124/2012-rev1 - Reavaliação do estudo de atendimento à região nordeste daCPFL Paulista, dezembro de 2012; 15. EPE-DEE-RE-58/2011-rev3 - Análise da Expansão da Interligação entre as Regiões Sul eSudeste/Centro-Oeste, janeiro de 2013; 16. EPE-DEE-RE-41/2012-rev1 - Estudo de Suprimento às Cargas das Regiões de Paragominas eTomé Açu 2015-2029, janeiro de 2013; 17. EPE-DEE-RE-13/2013-rev0 - Estudo de Atendimento ao Estado do Paraná – Região Oeste eSudoeste, abril de 2013; 18. EPE-DEE-RE-45/2013-rev0 - Estudo Para a Avaliação das Interligações em Tensão deDistribuição entre os Estados de São Paulo e Paraná – Região Norte Pioneiro, junho de 2013; 19. EPE-DEE-DEA-4/2013-rev2 - Estudos de Suprimento à Região do Baixo Araguaia - MatoGrosso, junho de 2013; 20. EPE-DEE-RE-77/2013-rev0 - Estudo de atendimento às regiões de Mairiporã, Santo Ângelo eBragança Paulista, agosto de 2013; 21. EPE-DEE-RE-19/2013-rev1 - Estudo de Atendimento Elétrico às Regiões Nordeste doTocantins e Sul do Maranhão, setembro de 2013; 22. EPE-DEE-RE-63/2012-rev3 - Expansão das Interligações Norte-Sudeste e Norte-NordesteParte II, novembro de 2013;



23. EPE-DEE-RE-136/2013-rev0 - Estudo de Atendimento ao Agreste de Pernambuco, dezembrode 2013; 24. EPE-DEE-RE-15/2014-rev0 - Reforços para suprimento à SE Bandeirantes 345 kV, janeiro de2014; 25. EPE-DEE-RE-137/2013-rev0 - Estudo de Atendimento aos Estados de Sergipe e Alagoas,janeiro de 2014; 26. EPE-DEE-DEA-1/2014-rev0 - Estudo para Escoamento do Potencial Eólico da Região Centralda Bahia, janeiro de 2014; 27. EPE-DEE-RE-114/2012-rev2 - Estudo de Atendimento Elétrico a Região Sudeste do Pará,fevereiro de 2014; 28. EPE-DEE-DEA-3/2013-rev2 - Estudo de Suprimento à Palmas, março de 2014; 29. EPE-DEE-DEA-5/2013-rev1 - Reavaliação do Estudo de Suprimento às Cargas das MargensDireita e Esquerda do Rio Amazonas e Tramo Oeste, março de 2014; 30. EPE-DEE-NT-60/2014-rev0 - Avaliação para mudança de configuração da LT 440 kV FernãoDias – Cabreúva, abril de 2014; 31. EPE-DEE-DEA-2/2013-rev3 - Estudo para Conexão das ICG vencedoras do A-5 2011 esolução estrutural para os eixos Teresina - Sobral, Sobral II – Sobral III e Fortaleza – Aquiraz,agosto de 2014; 32. EPE-DEE-NT-102/2014-rev0 - Nova modularização da SE 230/138 kV Anhanguera , agostode 2014; 33. EPE-DEE-DEA-RE-6/2014-rev3 - Estudo Prospectivo para Avaliação da Integração doPotencial Eólico do Estado do Rio Grande do Sul, setembro de 2014; 34. EPE-DEE-RE-61/2014-rev1 - Estudo de Suprimento à Região de Santana do Araguaia,setembro de 2014; 35. EPE-DEE-DEA-1/2013-rev1 - Suprimento às Regiões Metropolitana de Belém e Nordeste doPará, novembro de 2014; 36. EPE-DEE-RE-188/2014-rev0 - Estudo de Atendimento às cargas do Alto Médio Canindé (PI)e Sertão do Araripe (PE), dezembro de 2014; 37. EPE-DEE-RE-148/2014-rev2 - Aumento da Capacidade de Transmissão da InterligaçãoNordeste-Sudeste, janeiro de 2015; 38. EPE-DEE-RE-8/2015-rev1 - Estudo de Compensação Reativa das Redes de 440 kV e 500 kVdo Estado de São Paulo, janeiro de 2015; 39. EPE-DEE-RE-22/2015-rev0 - Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de São Luís,fevereiro de 2015; 40. EPE-DEE-RE-32/2015-rev0 - Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Paraná: RegiõesNorte e Noroeste, fevereiro de 2015; 41. EPE-DEE-RE-64/2015-rev0 - Estudo de Atendimento às Regiões do Litoral Sul Paraibano eda Zona da Mata Norte de Pernambuco, março de 2015; 42. EPE-DEE-NT-85/2015-rev2015 - Diagnóstico da Transformação 345/88 kV da SE Norte, abrilde 2015; 43. EPE-DEE-NT-96/2015-rev0 - Reavaliação do Atendimento Elétrico à Cuiabá, junho de 2015; 44. EPE-DEE-RE-107/2015-rev0 - Estudo de Suprimento Elétrico às Regiões de Araçatuba ePresidente Prudente, julho de 2015;



45. EPE-DEE-NT-120/2015-rev0 - Ampliação da SE 230/138 kV Carajás, agosto de 2015; 46. EPE-DEE-RE-105/2015-rev0 - Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Manaus,agosto de 2015; 47. EPE-DEE-RE-132/2015-rev0 - Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina: RegiõesNorte e Vale do Itajaí, setembro de 2015; 48. EPE-DEE-NT-129/2015-rev0 - Avaliação do Aumento da Capacidade dos Bancos deCapacitores Série da Interligação Norte-Sul, setembro de 2015; 49. EPE-DEE-RE-104/2015-rev0 - Estudo para Dimensionamento do Sistema de Transmissão emCorrente Alternada para Escoamento das Primeiras Máquinas da UHE São Luiz de Tapajós,setembro de 2015; 50. EPE-DEE-RE-141/2015-rev0 - Estudo de Atendimento à Região de Juiz de Fora e ConselheiroLafaiete (Transformações de Fronteira), outubro de 2015; 51. EPE-DEE-RE-119/2015-rev1 - Estudo de Atendimento às Cargas das SE Cícero Dantas,Olindina e Catu, outubro de 2015; 52. EPE-DEE-RE-139/2015-rev0 - Estudo de Atendimento às Cargas da SE Funil e Extremo Sulda Bahia, dezembro de 2015; 53. EPE-DEE-RE-25/2016-rev0 - Estudo de Atendimento à Região de Limoeiro e Carpina, marçode 2016; 54. EPE-DEE-RE-20/2016-rev0 - Aumento da Capacidade de Transmissão da Interligação entreas regiões N/NE e SE/CO para Escoamento de Excedentes de Energia das Regiões N/NE, marçode 2016; 55. EPE-DEE-RE-69/2015-rev1 - Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Mato Grosso doSul, abril de 2016; 56. EPE-DEE-RE-86/2014-rev2 - Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina:Região de Florianópolis, abril de 2016; 57. EPE-DEE-RE-42/2016-rev1 - Reavaliação do Estudo para Escoamento do Potencial Eólico dosEstados do Maranhão, Piauí e Ceará, abril de 2016; 58. EPE-DEE-RE-7/2016-rev0 - Integração de Humaitá ao SIN e Reavaliação do Atendimento aPorto Velho, maio de 2016; 59. EPE-DEE-RE-17/2016-rev1 - Estudo de Atendimento ao Sistema de Transmissão da Regiãode Rio Branco, junho de 2016; 60. EPE-DEE-RE-6/2016-rev0 - Estudo para Escoamento de Geração na Área Sul da RegiãoNordeste, junho de 2016; 61. EPE-DEE-RE-67/2016-rev0 - Estudo de Atendimento à Região do Vale do Paraíba, julho de2016; 62. EPE-DEE-RE-081/2016-rev0 - Estudo de Atendimento à Região de Governador Valadares,setembro de 2016; 63. EPE-DEE-RE-080/2016-rev0 - Estudo de Atendimento à Região do Sertão de Alagoas,setembro de 2016; 64. EPE-DEE-RE-065/2016-rev0 - Estudo para Escoamento do Potencial Eólico e Fotovoltaico daRegião do Seridó, novembro de 2016; 65. EPE-DEE-RE-099/2016-rev1 - Estudo de Atendimento à Região Metropolitana de JoãoPessoa, dezembro de 2016;



66. EPE-DEE-RE-102/2016-rev0 - Estudo de Atendimento à Região de Rio Claro e Rio Verde,dezembro de 2016; 67. EPE-DEE-RE-8/2016-rev1 - Estudo de Atendimento à Região de Campos, dezembro de2016; 68. EPE-DEE-RE-006/2017-rev0 - Estudo de Atendimento ao Estado de Goiás, fevereiro de2017; 69. EPE-DEE-RE-011/2017-rev0 - Estudo de Suprimento ao Município de Presidente Figueiredo,março de 2017; 70. EPE-DEE-RE-003/2016-rev0 - Estudo de Atendimento às Cargas da SE Tomba, março de2017; 71. EPE-DEE-RE-014/2017-rev0 - Atendimento à Região Metropolitana do Rio de Janeiro, maiode 2017; 72. EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 - Estudo de Atendimento ao Estado do Paraná: Região Centro-sul, maio de 2017; 73. EPE-DEE-RE-18/2017-rev0 - Suprimento à região Norte do Mato Grosso – Conexão em Sinope outras alternativas, maio de 2017; 74. EPE-DEE-RE-029/2017-rev0 - Estudo de Atendimento às Regiões de Mossoró, Aracati eFortaleza, junho de 2017; 75. EPE-DEE-RE-031/2017-rev0 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar dasRegiões Norte e Noroeste de Minas Gerais, junho de 2017; 76. EPE-DEE-RE-42/2016-rev1 - Reavaliação do Estudo para Escoamento do Potencial Eólico doLitoral dos Estados do Maranhão, Piauí e Ceará, junho de 2017; 77. EPE-DEE-RE-37/2017-rev0 - Recomendação de Reforços para Mitigar Atrasos de Instalaçõesde Transmissão Concedidas, julho de 2017; 78. EPE-DEE-RE-49/2017-rev0 - Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina:Região Oeste, agosto de 2017; 79. EPE-DEE-RE-050/2017-rev0 - Estudo de Atendimento à Região de Capão Bonito, agosto de2017; 80. EPE-DEE-RE-054/2017-rev0 - Estudo para escoamento do potencial de geração esuprimento da região de Dianópolis, agosto de 2017; 81. EPE-DEE-DEA-RE-9/2013-rev1 - Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado de SantaCatarina: Regiões Sul e Extremo Sul, setembro de 2017; 82. EPE-DEE-RE-056/2017-rev0 - Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande doSul: Região Serrana, setembro de 2017; 83. EPE-DEE-RE-147/2014-rev4 - Estudo para Escoamento do Potencial Eólico da Área Leste daRegião Nordeste, setembro de 2017;



6. LISTA REMISSIVA DE FICHAS

1 LT 800 kV CC Graça Aranha - Silvânia - 2021 18

2 LT 800 kV CC Parauapebas - Assis 2 - 2021 19

3 LT 525 kV Bateias - Curitiba Leste, C1 - 2023 397

4 LT 525 kV Capivari do Sul - Siderópolis 2, C1 - 2021 216

5 LT 525 kV Itá - Santo Ângelo, C1 e C2 (CS) - 2020 262

6 LT 525 kV Itajaí 2 - Biguaçu, C1 - 2018 194

7 LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa, C1 e C2 (CS) - 2018 195

8 LT 525 kV Joinville Sul - Areia, C1 - 2018 196

9 LT 525 kV Joinville Sul - Itajaí 2, C1 - 2018 197

10 LT 525 kV Ponta Grossa - Bateias, C1 e C2 (CS) - 2018 198

11 LT 525 kV Povo Novo - Guaíba 3, C3 - 2021 217

12 LT 500 kV Anapu - Parauapebas, C1 e C2 (CD) - 2020 13

13 LT 500 kV Assis - Assis 2, C3 - 2021 110

14 LT 500 kV Barreiras II - Gilbués II, C2 - 2023 345

15 LT 500 kV Campina Grande III - João Pessoa II, C1 - 2021 48

16 LT 500 kV Garanhuns II - Messias, C1 - 2021 49

17 LT 500 kV Gilbués II - Miracema, C3 - 2023 346

18 LT 500 kV Governador Valadares 6 - Mutum, C2 - 2019 106

19 LT 500 kV Jaguaruana II - Açu III, C1 - 2022 60

20 LT 500 kV Jaguaruana II - Pacatuba, C1 - 2022 61

21 LT 500 kV Miracema - Serra Pelada, C1 e C2 (CS) - 2023 311

22 LT 500 kV Miritituba - Silves, C1 e C2 (CD) - 2020 14

23 LT 500 kV Miritituba - Transamazônica II, C1 e C2 (CD) - 2020 15

24 LT 500 kV Olindina - Sapeaçu, C1 - 2021 50

25 LT 500 kV Parnaíba III - Tianguá II, C1 - 2021 51

26 LT 500 kV Porto de Sergipe - Olindina, C1 - 2021 52

27 LT 500 kV Presidente Juscelino - Itabira 5, C2 - 2019 107

28 LT 500 kV Ribeiro Gonçalves - Gilbués II, C1 - 2030 348

29 LT 500 kV Santa Luzia II - Campina Grande III, C1 - 2021 53

30 LT 500 kV Santa Luzia II - Milagres II, C1 - 2021 54

31 LT 500 kV Serra da Mesa 2 - Luziânia, C1 - 2021 180

32 LT 500 kV Serra Pelada - Itacaiúnas, C1 - 2023 312

33 LT 500 kV Serra Pelada - Xingu, C1 e C2 (CS) - 2023 313



1 LT 500 kV Transamazônica II - Anapu, C1 e C2 (CD) - 2020 16

2 LT 500 kV Trindade - Silvânia, C1 - 2021 165

3 LT 500 kV Tucuruí II - Marituba, C1 - 2020 17

4 LT 440 kV Fernão Dias - Cabreúva, C1 e C2 (CD) - 2018 104

5 LT 345 kV Interlagos - Piratininga II, C3 e C4 (CD) - 2020 129

6 LT 345 kV Lagos - Macaé, C2 - 2019 108

7 LT 345 kV Pirapora 2 - Três Marias, C1 - 2024 379

8 LT 230 kV Abdon Batista - Barra Grande, C3 - 2020 209

9 LT 230 kV Abdon Batista - Videira, C1 e C2 (CD) - 2020 210

10 LT 230 kV Abunã - Rio Branco I, C3 - 2020 164

11 LT 230 kV Acaraú III - Acaraú II, CD (C1, C2) - 2021 55

12 LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça, C2 - 2018 105

13 LT 230 kV Areia - Guarapuava Oeste, C1 - 2018 199

14 LT 230 kV Areia - União da Vitória Norte, C1 - 2018 200

15 LT 230 kV Biguaçu - Ratones, C1 e C2 (CS) - 2017 193

16 LT 230 kV Campo Grande 2 - Paraíso 2, C3 - 2024 398

17 LT 230 kV Campos Novos - Concórdia, C1 - 2027 401

18 LT 230 kV Caraúbas II - Açu III, C1 e C2 (CD) - 2022 62

19 LT 230 kV Caxias Norte - Caxias 6, C1 - 2020 211

20 LT 230 kV Caxias Norte - Monte Claro, C1 - 2020 212

21 LT 230 kV Caxias Norte - Vinhedos, C1 - 2020 213

22 LT 230 kV Chapada I - Chapada II, C1 - 2018 44

23 LT 230 kV Chapada II - Chapada III, C1 - 2018 45

24 LT 230 kV Cuiabá - CPA, C2 - 2024 388

25 LT 230 kV Dianópolis II - Barreiras II, C1 - 2023 314

26 LT 230 kV Dianópolis II - Gurupi, C1 - 2023 315

27 LT 230 kV Dianópolis II - Palmas, C1 - 2023 316

28 LT 230 kV Edéia - Cachoeira Dourada, C1 - 2019 163

29 LT 230 kV Figueira - Jaguariaíva, C1 - 2018 257

30 LT 230 kV Gaspar 2 - Indaial, C3 - 2027 402

31 LT 230 kV Governador Valadares 2 - Governador Valadares 6, C... - 2019 125

32 LT 230 kV Governador Valadares 2 - Governador Valadares 6, C... - 2019 126

33 LT 230 kV Gravataí 3 - Gravataí 2, C1 - 2018 258

34 LT 230 kV Ibiapina II - Piripiri, C2 - 2021 56

35 LT 230 kV Ibiapina II - Tianguá II, CD (C1, C2) - 2021 57



1 LT 230 kV Imbirussu - Campo Grande 2, C3 - 2024 399

2 LT 230 kV Imperatriz - Porto Franco, C2 - 2017 10

3 LT 230 kV Integradora - Xinguara II, C3 - 2029 318

4 LT 230 kV Irati Norte - Ponta Grossa, C2 - 2018 201

5 LT 230 kV Itá - Concórdia, C1 - 2027 403

6 LT 230 kV Itá - Pinhalzinho 2, C1 e C2 (CD) - 2020 214

7 LT 230 kV Itá - Xanxerê, C1 e C2 (CD) - 2020 215

8 LT 230 kV Itajaí - Itajaí 2, C1 e C2 (CS) - 2018 202

9 LT 230 kV Itararé II - Avaré Nova, C1 - 2025 380

10 LT 230 kV Itararé II - Capão Bonito, C1 - 2020 109

11 LT 230 kV Jaguaruana II - Mossoró IV, C1 e C2 (CD) - 2022 63

12 LT 230 kV Jaguaruana II - Russas II, C1 - 2022 64

13 LT 230 kV Janaúba 3 - Jaíba, C1 e C2 (CD) - 2022 111

14 LT 230 kV Joinville Sul - Joinville Norte, C1 - 2018 259

15 LT 230 kV Joinville Sul - Joinville Norte, C2 - 2018 260

16 LT 230 kV Joinville Sul - Joinville, C1 e C2 (CD) - 2018 203

17 LT 230 kV Lajeado Grande 2 - Forquilhinha, C2 - 2018 204

18 LT 230 kV Lajeado Grande 2 - Forquilhinha, C3 - 2021 218

19 LT 230 kV Lechuga - Tarumã, C1 e C2 (CD) - 2019 11

20 LT 230 kV Livramento 3 - Santa Maria 3, C2 - 2021 219

21 LT 230 kV Londrina - Apucarana, C2 - 2023 424

22 LT 230 kV Londrina - Ibiporã, C1 e C2 (CD) - 2018 261

23 LT 230 kV Mauá 3 - Manaus, C1 - 2019 12

24 LT 230 kV Monte Claro - Nova Prata 2, C1 e C2 - 2020 263

25 LT 230 kV Morro do Chapéu II - Irecê, C2 e C3 (CD) - 2021 58

26 LT 230 kV Nova Prata 2 - Vila Maria, C1 e C2 - 2020 264

27 LT 230 kV Paraíso 2 - Chapadão, C3 - 2024 400

28 LT 230 kV Piripiri - Teresina III, C1 - 2021 59

29 LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Sul, C1 - 2018 205

30 LT 230 kV Ponta Grossa - São Mateus do Sul, C1 - 2018 206

31 LT 230 kV Porto Estrela - Ipatinga 1, C3 - 2019 127

32 LT 230 kV Ribeiro Gonçalves - Balsas, C2 - 2018 46

33 LT 230 kV Rio do Sul - Gaspar 2, C1 e C2 (CD) - 2018 207

34 LT 230 kV São João do Piauí - Picos, C2 - 2020 47

35 LT 230 kV São João do Piauí - Picos, C3 - 2028 347



1 LT 230 kV Siderópolis 2 - Forquilhinha, C2 - 2022 220

2 LT 230 kV Tapajós - Rurópolis, C1 - 2028 317

3 LT 230 kV Taubaté - Gerdau, C1 - 2018 124

4 LT 230 kV Taubaté - São José dos Campos, C1 - 2020 130

5 LT 230 kV Taubaté - São José dos Campos, C2 - 2023 378

6 LT 230 kV União da Vitória Norte - São Mateus do Sul, C1 - 2018 208

7 LT 230 kV Vila Maria - Passo Fundo, C1 e C2 - 2020 265

8 LT 230 kV Xanxerê - Pinhalzinho 2, C1 - 2027 404

9 LT 138 kV Campos - Mombaça, C1 e C2 (CS) - 2019 128

10 SECC LT 525 kV Blumenau - Biguaçu, C1, na SE Gaspar 2 - 2018 222

11 SECC LT 525 kV Blumenau - Curitiba Leste, C1, na SE Joinvill... - 2018 223

12 SECC LT 525 kV Blumenau - Curitiba, C1, na SE Gaspar 2 - 2018 224

13 SECC LT 525 kV Blumenau - Curitiba, C1, na SE Joinville Sul - 2018 225

14 SECC LT 525 kV Campos Novos - Caxias, C1, na SE Caxias Norte... - 2020 238

15 SECC LT 525 kV Itá - Caxias, C1, na SE Caxias Norte - 2020 239

16 SECC LT 500 kV Araraquara - Assis, C1, na SE Assis 2 - 2021 117

17 SECC LT 500 kV Cláudia - Paranatinga, C1, na SE Sinop - 2020 166

18 SECC LT 500 kV Fortaleza II - Pecém II, C1, na SE Pacatuba - 2022 74

19 SECC LT 500 kV Marimbondo II - Assis, C1, na SE Assis 2 - 2021 118

20 SECC LT 500 kV Milagres - Curral Novo do Piauí II, C1, na SE... - 2023 349

21 SECC LT 500 kV Milagres - Luiz Gonzaga, C1, na SE Milagres I... - 2023 350

22 SECC LT 500 kV Presidente Dutra - Teresina II, C1 e C2 (CS),... - 2021 20

23 SECC LT 500 kV Presidente Dutra - Teresina II, C3, na SE Gra... - 2021 21

24 SECC LT 500 kV Samambaia - Emborcação, C1, na SE Silvânia - 2021 170

25 SECC LT 500 kV Samambaia - Itumbiara, C1, na SE Silvânia - 2021 171

26 SECC LT 500 kV Sobradinho - Luiz Gonzaga, C1, na SE Juazeiro... - 2021 69

27 SECC LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista, C2, na SE ... - 2020 115

28 SECC LT 440 kV Araraquara - Mogi Mirim III, C1, na SE Araras... - 2018 112

29 SECC LT 345 kV Comperj - Macaé, C1, na SE Lagos - 2019 113

30 SECC LT 345 kV Samambaia - Bandeirantes, C2, na SE Pirineus - 2022 182

31 SECC LT 230 kV Abunã - Rio Branco I, C1, na SE Alto Alegre I... - 2020 181

32 SECC LT 230 kV Açu II - Lagoa Nova II, C1, na SE Açu III - 2023 351

33 SECC LT 230 kV Açu II - Mossoró II, C1 e C2 (CS), na SE Açu ... - 2023 352

34 SECC LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça, C1 e C2, na SE Lore... - 2020 116

35 SECC LT 230 kV Areia - Ponta Grossa Norte, C1, na SE Ponta G... - 2018 226



1 SECC LT 230 kV Areia - Ponta Grossa, C1, na SE Guarapuava Oe... - 2018 227

2 SECC LT 230 kV Areia - Ponta Grossa, C1, na SE Irati Norte - 2018 228

3 SECC LT 230 kV Balbina - Cristiano Rocha, C1, na SE Presiden... - 2022 32

4 SECC LT 230 kV Bifurcação - Mussuré II, C1 e C2 (CD), na SE ... - 2021 70

5 SECC LT 230 kV Bifurcação - Santa Rita II, C1 e C2 (CD), na ... - 2021 71

6 SECC LT 230 kV Biguaçu - Gaspar 2, C1, na SE São José - 2026 408

7 SECC LT 230 kV Blumenau - Itajaí, C1 e C2 (CD), na SE Ilhota... - 2027 409

8 SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville Norte, C1, na SE Jaraguá... - 2018 229

9 SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville Norte, C1, na SE Joinvil... - 2018 230

10 SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville, C1, na SE Jaraguá do Su... - 2018 231

11 SECC LT 230 kV Blumenau - Joinville, C1, na SE Joinville Sul... - 2018 232

12 SECC LT 230 kV Campos Novos - Videira, C1 e C2 (CD), na SE V... - 2030 415

13 SECC LT 230 kV Cícero Dantas - Catu, C2, na SE Alagoinhas II... - 2023 353

14 SECC LT 230 kV Cícero Dantas - Catu, C2, na SE Olindina - 2020 65

15 SECC LT 230 kV Curitiba - Joinville Norte, C1, na SE Joinvil... - 2024 405

16 SECC LT 230 kV Curitiba - Joinville Norte, C2, na SE Joinvil... - 2024 406

17 SECC LT 230 kV Dourados - Anastácio, C1, na SE Maracaju 2 - 2024 407

18 SECC LT 230 kV Farroupilha - Caxias do Sul 2, C1, na SE Caxi... - 2020 240

19 SECC LT 230 kV Farroupilha - Caxias do Sul 5, C1, na SE Caxi... - 2020 241

20 SECC LT 230 kV Foz do Chapecó - Pinhalzinho 2, C1 e C2 (CS),... - 2027 410

21 SECC LT 230 kV Foz do Chapecó - Xanxerê, C1 e C2 (CD), na SE... - 2022 243

22 SECC LT 230 kV Funil - Itapebi, C2, na SE Itabuna III - 2020 66

23 SECC LT 230 kV Goianinha - Bifurcação, C1 e C2 (CD), na SE J... - 2021 72

24 SECC LT 230 kV Governador Mangabeira - Camaçari II, C2 (CD),... - 2021 73

25 SECC LT 230 kV Imbirussu - Campo Grande 2, C1, na SE Campo G... - 2027 411



28 SECC LT 230 kV Klacel - Ponta Grossa Norte, C1, na SE Ponta ... - 2018 233

29 SECC LT 230 kV Klacel - Ponta Grossa, C1, na SE Castro 2 - 2018 234

30 SECC LT 230 kV Lajeado Grande - Forquilhinha, C1, na SE Laje... - 2018 235

31 SECC LT 230 kV Londrina-ESU - Maringá, C1, na SE Sarandi - 2017 221

32 SECC LT 230 kV Nobres - Coxipó, C1, na SE CPA - 2020 167

33 SECC LT 230 kV Nobres - Cuiabá, C1, na SE CPA - 2020 168

34 SECC LT 230 kV Pau Ferro - Coteminas, C1, na SE Lagoa do Car... - 2020 67

35 SECC LT 230 kV Paulo Afonso III - Angelim, C1, na SE Santana... - 2020 68



1 SECC LT 230 kV Porto Velho - Coletora Porto Velho, C1, na SE... - 2020 169

2 SECC LT 230 kV Rio do Sul - Gaspar 2, C1 e C2 (CD), na SE In... - 2020 242

3 SECC LT 230 kV Rondonópolis - Rio Verde, C1, na SE Rio Claro... - 2021 172

4 SECC LT 138 kV Camboriú Morro do Boi - Itajaí, C1, na SE Ita... - 2018 236

5 SECC LT 138 kV Ilhota - Itajaí, C1 e C2 (CD), na SE Ilhota 2... - 2027 414

6 SECC LT 138 kV Itajaí Fazenda - Itajaí, C1, na SE Itajaí 2 - 2018 237

7 SECC LT 138 kV Rio Verde - Cachoeira Dourada, C1, na SE Rio ... - 2021 173

8 SECC LT 138 kV Rocha Leão Furnas - Campos, C2, na SE Iriri - 2019 114

9 SE 800 kV CC Assis 2 - 2021 121

10 SE 800 kV CC Graça Aranha - 2021 27

11 SE 800 kV CC Parauapebas - 2021 28

12 SE 800 kV CC Silvânia - 2021 177

13 SE 525 kV Marmeleiro 2 - 2021 298

14 SE 525/230 kV Londrina - 2018 271

15 SE 525/230 kV Ponta Grossa - 2018 245

16 SE 525/230 kV Povo Novo - 2021 299

17 SE 525/230 kV Siderópolis 2 - 2022 303

18 SE 525/230/138 kV Biguaçu - 2021 300

19 SE 525/230/138 kV Caxias Norte - 2020 254

20 SE 525/230/138 kV Gaspar 2 - 2018 272

21 SE 525/230/138 kV Itajaí 2 - 2018 246

22 SE 525/230/138 kV Itajaí 2 - 2024 427

23 SE 525/230/138 kV Itajaí 2 - 2027 432

24 SE 525/230/138 kV Joinville Sul - 2018 247

25 SE 525/230/138 kV Joinville Sul - 2027 433

26 SE 525/230/138 kV Sarandi - 2022 304

27 SE 500 kV Anapu - 2020 23

28 SE 500 kV Assis - 2021 153

29 SE 500 kV Assis 2 - 2021 122

30 SE 500 kV Barreiras II - 2023 355

31 SE 500 kV Ceará Mirim - 2025 363

32 SE 500 kV Cláudia - 2020 187

33 SE 500 kV Gilbués II - 2023 356

34 SE 500 kV Gilbués II - 2028 375

35 SE 500 kV Messias - 2021 94



1 SE 500 kV Milagres II - 2021 95

2 SE 500 kV Miritituba - 2020 24

3 SE 500 kV Olindina - 2021 96

4 SE 500 kV Parauapebas - 2020 37

5 SE 500 kV Presidente Dutra - 2021 40

6 SE 500 kV Santa Luzia II - 2021 79

7 SE 500 kV São João do Piauí - 2020 91

8 SE 500 kV São João do Piauí - 2025 364

9 SE 500 kV São Luís II - 2019 33

10 SE 500 kV Serra Pelada - 2023 319

11 SE 500 kV Silvânia - 2021 178

12 SE 500 kV Silves - 2020 38

13 SE 500 kV Sobral III - 2018 85

14 SE 500 kV Teresina II - 2021 97

15 SE 500 kV Transamazônica II - 2020 25

16 SE 500/138 kV Cláudia - 2024 390

17 SE 500/138 kV Colinas - 2021 29

18 SE 500/138 kV Morro Agudo - 2023 381

19 SE 500/138 kV Nova Iguaçu - 2020 142

20 SE 500/138 kV São José - 2022 157

21 SE 500/138 kV Zona Oeste - 2020 143

22 SE 500/230 kV Acaraú III - 2027 370

23 SE 500/230 kV Açu III - 2023 357

24 SE 500/230 kV Açu III - 2025 365

25 SE 500/230 kV Barreiras II - 2023 358

26 SE 500/230 kV Garanhuns II - 2021 98

27 SE 500/230 kV Gurupi - 2023 321

28 SE 500/230 kV Igaporã III - 2021 99

29 SE 500/230 kV Jaguaruana II - 2022 82

30 SE 500/230 kV Lechuga - 2019 34

31 SE 500/230 kV Lechuga - 2028 341

32 SE 500/230 kV Lorena - 2020 120

33 SE 500/230 kV Miranda II - 2019 35

34 SE 500/230 kV Ourolândia II - 2021 100

35 SE 500/230 kV Pacatuba - 2022 83



1 SE 500/230 kV Parnaíba III - 2027 371

2 SE 500/230 kV Tianguá II - 2019 75

3 SE 500/230 kV Tianguá II - 2027 372

4 SE 500/230/138 kV Janaúba 3 - 2022 158

5 SE 500/230/138 kV Sinop - 2020 188

6 SE 500/230/69 kV João Pessoa II - 2021 80



9 SE 500/230/69 kV Marituba - 2023 322

10 SE 500/230/69 kV Marituba - 2024 326

11 SE 500/230/69 kV Marituba - 2027 338

12 SE 500/230/69 kV Marituba - 2028 342

13 SE 500/345 kV Adrianópolis - 2022 159


15 SE 500/345 kV Campinas - 2020 144

16 SE 500/345/138 kV Campinas - 2023 382

17 SE 500/440 kV Assis - 2021 154

18 SE 500/440 kV Fernão Dias - 2019 133

19 SE 500/440 kV Fernão Dias - 2020 145

20 SE 500/440/230 kV Taubaté - 2019 134

21 SE 500/440/230 kV Taubaté - 2021 155

22 SE 440/138 kV Araraquara - 2019 135

23 SE 440/138 kV Getulina - 2018 131

24 SE 440/138 kV Mirassol II - 2020 146

25 SE 440/138 kV Piracicaba - 2021 156

26 SE 440/230 kV Cabreúva - 2022 160


28 SE 345/138 kV Corumbá - 2022 189

29 SE 345/138 kV Corumbá - 2026 394

30 SE 345/138 kV Juiz de Fora 1 - 2019 136

31 SE 345/138 kV Lafaiete 1 - 2019 137

32 SE 345/138 kV Lagos - 2019 119

33 SE 345/230 kV Pirineus - 2022 190

34 SE 345/230/88 kV Itapeti - 2022 161

35 SE 345/88 kV Nordeste - 2020 147



1 SE 345/88 kV Ramon Rebert Filho - 2019 138

2 SE 13,8/34,5/230 kV Ponta Grossa Sul - 2018 273

3 SE 230 kV Abunã - 2023 389

4 SE 230 kV Arcoverde II - 2027 373

5 SE 230 kV Barro Alto - 2022 191

6 SE 230 kV Bom Jesus II - 2026 368

7 SE 230 kV Chapada II - 2018 86

8 SE 230 kV Chapada III - 2018 87

9 SE 230 kV Coelho Neto - 2023 323

10 SE 230 kV Eliseu Martins - 2025 366

11 SE 230 kV Eunápolis - 2023 359

12 SE 230 kV Garanhuns II - 2029 377

13 SE 230 kV Itá - 2020 286

14 SE 230 kV Itabuna III - 2020 76



17 SE 230 kV Lajeado Grande 2 - 2018 248

18 SE 230 kV Livramento 3 - 2021 301

19 SE 230 kV Maceió II - 2024 362

20 SE 230 kV Olindina - 2020 92

21 SE 230 kV Picos - 2027 374

22 SE 230 kV Piripiri - 2023 360

23 SE 230 kV São Mateus do Sul - 2018 274

24 SE 230/13.8 kV Ipatinga 1 - 2020 148

25 SE 230/13.8 kV Itabira 2 - 2020 149

26 SE 230/138 kV Anhanguera - 2018 183

27 SE 230/138 kV Cachoeira Dourada - 2019 186

28 SE 230/138 kV Caladinho II - 2020 174

29 SE 230/138 kV Campo Grande 2 - 2022 305



32 SE 230/138 kV Campo Mourão - 2023 425

33 SE 230/138 kV Capão Bonito - 2020 150

34 SE 230/138 kV Capão Bonito - 2024 384

35 SE 230/138 kV Carajás - 2018 184



1 SE 230/138 kV Castro 2 - 2018 249

2 SE 230/138 kV Chapada I - 2018 88

3 SE 230/138 kV Chapecoense - 2022 256

4 SE 230/138 kV Chapecoense - 2027 435

5 SE 230/138 kV Concórdia - 2027 420

6 SE 230/138 kV CPA - 2020 175

7 SE 230/138 kV CPA - 2024 391

8 SE 230/138 kV Descanso - 2027 421

9 SE 230/138 kV Descanso - 2030 440

10 SE 230/138 kV Desterro - 2017 269

11 SE 230/138 kV Dianópolis II - 2023 320

12 SE 230/138 kV Dourados 2 - 2024 428

13 SE 230/138 kV Foz do Chapecó - 2020 287

14 SE 230/138 kV Governador Valadares 2 - 2019 139



17 SE 230/138 kV Guarapuava Oeste - 2018 250

18 SE 230/138 kV Ilhota 2 - 2027 422

19 SE 230/138 kV Imbirussu - 2022 306

20 SE 230/138 kV Imbirussu - 2024 429

21 SE 230/138 kV Indaial - 2020 255

22 SE 230/138 kV Indaial - 2027 436

23 SE 230/138 kV Irati Norte - 2018 251

24 SE 230/138 kV Itacaiúnas - 2022 30

25 SE 230/138 kV Itajaí - 2023 426

26 SE 230/138 kV Itararé - 2020 152

27 SE 230/138 kV Jaíba - 2022 123

28 SE 230/138 kV Jaraguá do Sul - 2018 252

29 SE 230/138 kV Jaraguá do Sul - 2027 437

30 SE 230/138 kV Joinville Norte 2 - 2024 416

31 SE 230/138 kV Jorge Teixeira - 2025 328

32 SE 230/138 kV Lechuga - 2026 331

33 SE 230/138 kV Maracaju 2 - 2024 417

34 SE 230/138 kV Mauá 3 - 2026 332

35 SE 230/138 kV Nobres - 2024 392



1 SE 230/138 kV Palhoça - 2022 307

2 SE 230/138 kV Palmas - 2027 339

3 SE 230/138 kV Parintins - 2026 333

4 SE 230/138 kV Parintins - 2028 343

5 SE 230/138 kV Parnaíba III - 2021 101

6 SE 230/138 kV Pato Branco - 2018 275

7 SE 230/138 kV Pinhalzinho 2 - 2020 288

8 SE 230/138 kV Pirineus - 2022 192

9 SE 230/138 kV Presidente Médici - 2016 266

10 SE 230/138 kV Ratones - 2017 244

11 SE 230/138 kV Ratones - 2026 431

12 SE 230/138 kV Realeza - 2020 289

13 SE 230/138 kV Rio Brilhante - 2027 438

14 SE 230/138 kV Rio Claro 2 - 2021 179

15 SE 230/138 kV Rio do Sul - 2021 302

16 SE 230/138 kV Rio do Sul - 2024 430

17 SE 230/138 kV Rurópolis - 2028 344

18 SE 230/138 kV Santana - 2018 185

19 SE 230/138 kV Santana do Araguaia - 2022 41

20 SE 230/138 kV Santana do Araguaia - 2026 334

21 SE 230/138 kV São José - 2026 418

22 SE 230/138 kV Tapajós - 2025 329

23 SE 230/138 kV Taquara - 2020 290

24 SE 230/138 kV Tarumã - 2019 22

25 SE 230/138 kV Tarumã - 2027 340

26 SE 230/138 kV Umuarama Sul - 2017 270

27 SE 230/138 kV União da Vitória Norte - 2018 253

28 SE 230/138 kV Videira - 2022 308

29 SE 230/138 kV Videira Sul - 2030 423

30 SE 230/138 kV Xinguara II - 2026 335

31 SE 230/138/34.5 kV Ponta Grossa Norte - 2018 276

32 SE 230/138/69 kV Joinville - 2018 277

33 SE 230/138/69 kV Joinville - 2018 278

34 SE 230/138/69 kV Joinville - 2018 279

35 SE 230/138/69 kV Quinta - 2018 280



1 SE 230/34.5/13.8 kV Ponta Grossa Norte - 2018 281

2 SE 230/34.5/13.8 kV Ponta Grossa Sul - 2018 282

3 SE 230/34.5/13.8 kV São Mateus do Sul - 2018 283

4 SE 230/69 kV Alagoinhas II - 2023 354

5 SE 230/69 kV Alegrete 2 - 2016 267

6 SE 230/69 kV Alto Alegre II - 2020 176

7 SE 230/69 kV Arapiraca III - 2019 89

8 SE 230/69 kV Balsas - 2024 327

9 SE 230/69 kV Boa Vista - 2023 324



12 SE 230/69 kV Campina Grande II - 2021 102

13 SE 230/69 kV Caraúbas II - 2022 84

14 SE 230/69 kV Caxias 6 - 2020 291

15 SE 230/69 kV Caxias 6 - 2022 309

16 SE 230/69 kV Caxias do Sul 2 - 2020 292




20 SE 230/69 kV Chapadinha II - 2026 336

21 SE 230/69 kV Coletora Porto Velho - 2033 396

22 SE 230/69 kV Feira de Santana III - 2021 81

23 SE 230/69 kV FIAT Seccionadora - 2019 90

24 SE 230/69 kV Guamá - 2020 39

25 SE 230/69 kV Guamá - 2026 337

26 SE 230/69 kV Ijuí 2 - 2018 284

27 SE 230/69 kV Lagoa do Carro - 2020 77

28 SE 230/69 kV Miramar - 2022 42

29 SE 230/69 kV Nossa Senhora do Socorro - 2020 93

30 SE 230/69 kV Nova Petrópolis 2 - 2020 295

31 SE 230/69 kV Nova Prata 2 - 2020 296

32 SE 230/69 kV Presidente Figueiredo - 2022 31

33 SE 230/69 kV Santa Rita II - 2025 367

34 SE 230/69 kV Santana II - 2020 78

35 SE 230/69 kV São Luís III - 2019 36



1 SE 230/69 kV São Luís IV - 2022 43

2 SE 230/69 kV Utinga - 2023 325

3 SE 230/69 kV Venâncio Aires - 2016 268

4 SE 230/69 kV Viamão 3 - 2018 285

5 SE 230/69 kV Vila do Conde - 2025 330

6 SE 230/69 kV Vinhedos - 2020 297

7 SE 230/88 kV Aparecida - 2018 132

8 SE 230/88 kV Salto Grande - 2019 140

9 SE 230/88 kV Santa Cabeça - 2023 383

10 SE 138 kV Humaitá - Rede Básica - 2020 26

11 SE 138 kV Itapeva - 2022 162

12 SE 138 kV Venda das Pedras - 2019 141



Documents

ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO · 2017-11-23 · Expansão de Longo Prazo (PELP) Ciclo 2017 – 2º semestre Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia,