ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO · Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG, e com base

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO

Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1

Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio

Grande do Norte e Bahia

Ministério de Minas e Energia

GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE NISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA SPE Ministro Márcio Pereira Zimmermann

Secretário-Executivo José Antônio Corrêa Coimbra

Secretário Adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho

Secretário de Energia Elétrica Josias Matos de Araujo

Secretário Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Marco Antônio Martins de Almeida

Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Cláudio Sclair

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA

GERAÇÃO

Análise técnico-econômica das Alternativas

Relatório R1

Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia

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 Mauricio Tiomno Tolmasquim

Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro

Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustível Elson Ronaldo Nunes Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel

Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim

Amilcar Guerreiro José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo Ricardo Cavalcanti Furtado

Equipe Técnica

Carolina Moreira Borges

Daniela Souza

Flavia Pompeu Serran

Marcelo Pires

Marcos Vinicius Amaral

Roberto Rocha

Robson de Oliveira Matos

Vanessa Stephan Lopes

URL: http://www.epe.gov.br

Escritório Central Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

No EPE-DEE-RE-024/2010-r0 Data: 30 de abril de 2010

III


IDENTIFICAÇÃO DO DOCUMENTO E REVISÕES

Contrato/Aditivo Data de assinatura do contrato/Aditivo

Área de Estudo

ESTUDOS PARA LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Estudo

Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia

Macro-atividade

Ref. Interna (se aplicável)

Revisões Data de emissão Descrição sucinta

r0 30.04.2010 Emissão original


4 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia

PARTICIPANTES EMPRESAS

Carolina Moreira Borges EPE-STE

Marcelo Lourenco Pires EPE-STE

Vanessa Stephan Lopes EPE-STE

Robson de Oliveira Matos EPE-SMA

Marcos Vinicius Amaral EPE-SMA

COORDENAÇÃO

Daniela Florêncio de Souza EPE-STE

Roberto Rocha EPE-STE

Flavia Pompeu Serran EPE-SMA



SUMÁRIO

1 Introdução ...................................................................................................................... 7

2 Objetivo .......................................................................................................................... 8

3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados ....................................................................... 9

3.1 Horizonte do Estudo ........................................................................................................ 9

3.2 Geração ............................................................................................................................. 9

3.3 Cenários de Intercâmbio ............................................................................................... 11

3.4 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras ................................ 12

3.5 Critérios .......................................................................................................................... 12

3.6 Limites de Carregamento das Instalações de Transmissão ....................................... 13

3.7 Contingências Simuladas .............................................................................................. 13

3.8 Custos .............................................................................................................................. 14

4 Definição das Subestações Coletoras .......................................................................... 15

5 Escolha do Nível de Tensão da ICG ........................................................................... 17

5.1 Coletora Acaraú II ......................................................................................................... 17

5.2 Coletora João Câmara ................................................................................................... 19

5.3 Coletora Igaporã ............................................................................................................ 21

6 Ampliações Necessárias na Rede Básica para Permitir Escoar as EOL Vencedoras

do LER 2009 ........................................................................................................................ 23

6.1 Reforço Trecho Açu - Paraíso ....................................................................................... 24 6.1.1 Alternativas Consideradas ......................................................................................................... 26 6.1.2 Análise de Desempenho ............................................................................................................ 27

7 Novo Ponto de Atendimento a Região Metropolitana de Natal ................................. 32

7.1 Suporte de Reativo Existente ........................................................................................ 32

7.2 Alternativas Consideradas ............................................................................................ 33

7.3 Desempenho em Regime Permanente .......................................................................... 35

7.4 Modulação dos Transformadores 230/69 kV de Extremoz II .................................... 38

8 Coletora Acaraú II ....................................................................................................... 39

8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................................... 40

8.2 Análise de Contingências ............................................................................................... 45

9 Coletora João Câmara ................................................................................................. 49

9.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal e Emergência ......................... 50

9.2 Modulação do Transformador...................................................................................... 62

10 Coletora Igaporã .......................................................................................................... 64

10.1 Suporte de Reativo ......................................................................................................... 64



10.2 Variação do Despacho das Centrais Eólicas ................................................................ 67

10.3 Análise de Contingências ............................................................................................... 68

10.4 Análise de Sensibilidade ................................................................................................ 71

11 Análise do Desempenho Dinâmico ............................................................................. 74

11.1 Coletora Igaporã ............................................................................................................ 75 11.1.1 Perda do Transformador Igaporã 230/69 kV ........................................................................ 75 11.1.2 Perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves ................................................................ 77 11.1.3 Perda da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara ............................................................. 79

11.2 Coletora João Câmara ................................................................................................... 81 11.2.1 Perda de um dos Transformadores João Câmara 230/69 kV ................................................ 81 11.2.2 Perda da LT 230 kV Campina Grande - Extremoz ............................................................... 82 11.2.3 Perda da LT 230 kV Extremoz – Natal III ............................................................................ 84

12 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz ....................................... 86

12.1 Energização de Linha .................................................................................................... 86 12.1.1 Energização Trecho 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Sobral III ............................. 89 12.1.2 Energização da LT 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Acarau II ............................... 90 12.1.3 Energização da LT 230 kV Extremoz II-João Câmara ......................................................... 92 12.1.4 Energização da LT 230 kV B. Jesus da Lapa III-Igaporã ..................................................... 93

12.2 Rejeição de Carga .......................................................................................................... 94 12.2.1 Rejeição Simples no trecho Sobral III - Acaraú II ................................................................ 94 12.2.2 Rejeição Simples no trecho Extremoz II - Natal III .............................................................. 96 12.2.3 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II – Extremoz II ............................................ 99 12.2.4 Rejeição Múltipla, abertura em “Guarda-Chuva” sobre a SE Extremoz II 230 kV ............ 100 12.2.5 Rejeição Total das Centrais Eólicas da ICG de João Câmara ............................................. 102

13 Análise Socioambiental ............................................................................................. 106

14 Análise de Curto-Circuito ......................................................................................... 107

15 Características Básicas dos Equipamentos .............................................................. 110

15.1 Subestação .................................................................................................................... 110

15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA ...................................................................... 113



15.5 Configuração mínima do CE ...................................................................................... 115

16 Conclusões ................................................................................................................. 116

17 Recomendações .......................................................................................................... 117

18 Referências ................................................................................................................. 118

ANEXO I - Características das Instalações ...................................................................... 119

Anexo II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET ...................... 121



1 Introdução

O primeiro leilão de comercialização de energia eólica, realizado em 14/12/2009, com a

contratação de 1.805 MW viabilizará a construção de 71 empreendimentos em cinco

estados das regiões Nordeste e Sul.

Estes empreendimentos assinarão contratos de compra e venda de energia com 20

anos de duração, válidos a partir de 1° de julho de 2012.

A maioria dos projetos se concentrou na região Nordeste, com destaque para Rio

Grande do Norte e Ceará com 22 parques e Bahia com 18 parques, conforme

destacado na tabela abaixo.

Adicionalmente, seguindo orientação do Art. 5º da Portaria MME nº 147, de 30 de

março de 2009, os empreendedores dos projetos vencedores do Leilão para

Contratação de Energia de Reserva, que declararam interessados em compartilhar

Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para

Conexão Compartilhada – ICG, e com base no relatório Nº EPE-DEE-RE-009/2010-r1

“Estudo de Conexão das Centrais Geradoras Eólicas Vencedoras no LER 2009 nos

Estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, de 11 de fevereiro de 2010, tiveram

oportunidade de participar da Chamada Pública 001/2009, da ANEEL, publicada em 25

de fevereiro de 2010, onde foram propostas seis ICG: três no Ceará, duas no Rio

Grande do Norte e uma na Bahia, vide Tabela 1.

Tabela 1- Subestações Coletoras e ICGs propostas frente ao resultado do LER 2009

Coletora km Cabo

(MCM)

ICG (transformador

230/69 kV)

Estado: Ceará

Acaraú 2 94 2x636 2 x 100 MVA

Amontada 123 2 x 636 1 x 100 MVA

Trairi 61 2 x 954 1 x 150 MVA

Estado: Rio Grande do Norte

Galinhos 75 2 x 795 2 x 150 MVA

João Câmara 67 2 x 954 3 x 150 MVA

Estado: Bahia

Igaporã 129 2 x 795 2 x 150 MVA



2 Objetivo

Com base no resultado da Chamada Pública 001/2009 um conjunto de

empreendimentos aptos a participarem por meio de aporte de garantias financeiras,

para o compromisso de contratação de construção, montagem, operação e

manutenção, das ICG, a partir das subestações Coletoras integrantes da Rede Básica, e

mediante licitação para concessão, a EPE teve a incumbência de estabelecer quantas

ICG atendiam ao critério definido na Resolução Normativa nº 320/2008, que define os

critérios para classificação das ICG e dimensioná-las.

Nesse sentido, pode-se afirmar que o objetivo deste estudo foi avaliar a oferta de

energia a partir das usinas eólicas, vencedoras do leilão LER-2009, com a implantação

de novas ICG visando a sua integração ao sistema interligado.

Esta perspectiva resulta na necessidade de se avaliar também o sistema de transmissão

existente e na definição de reforços na expansão deste sistema, permitindo não só o

escoamento da expansão da oferta, mas também possibilitando a operação dentro dos

critérios definidos para o planejamento da transmissão.

Como resultado deste estudo foi definido o plano de obras necessário para conexão

destas usinas ao sistema existente através de ICG e suas respectivas subestações

coletoras.



3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados

As análises, de um modo geral, seguiram os critérios e procedimentos de planejamento

consolidados nas referências [1] e [3].

3.1 Horizonte do Estudo

O estudo foi realizado considerando as projeções de demandas a serem consideradas

adotadas no Plano Decenal - PDE, ciclo 2009-2018.

3.2 Geração

As usinas vencedoras do LER-2009, a serem consideradas no estudo, estão

apresentadas na Tabela 2, Tabela 3 e Tabela 4.

Tabela 2 - Dados dos empreendimentos ganhadores do LER 2009 - Estado Ceará

Município Usina Empreendedor

CGE Lagoa Seca - 19,5 MW Central Eolica Lagoa Seca S.A. 19,5

CGE Vento Do Oeste - 19,5 MW Central Eolica Vento do Oeste S.A. 19,5

CGE Araras - 30 MW Central Eolica Araras S.A. 30

CGE Coqueiros - 27 MW Central Eolica Coqueiros S.A. 27

CGE Garças - 30 MW Central Eolica Garças S.A. 30

CGE Cajucoco - 30 MW Central Eolica Cajucoco S.A. 30

CGE Buriti - 30 MW Central Eolica Buriti S.A. 30

CGE Icaraí I - 27,3 MW Central Eólica Icaraí I 27,3

CGE Icaraí II Ltda - 37,8 MW Central Eólica Icaraí II Ltda 37,8

CGE Icaraí - 14,4 Martifer Renovaveis 14,4

Paracuru CGE Dunas de Paracuru - 42 MW Ventos Brasil Comercio e representação Ltda 42

CGE Taíba Andorinha Ltda - 14,7 MW Central Eólica Taíba Andorinha Ltda 14,7

CGE Colônia Ltda - 18,9 MW Central Eólica Colônia Ltda 18,9

CGE Taíba Águia - 23,1 MW Central Eólica Taíba Águia Ltda 23,1

CGE Embuaca - 25,2 MW Eolica Embuaca Ltda 25,2

CGE Faisa I - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2

CGE Faisa II - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2

CGE Faisa III - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2

CGE Faisa IV - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2

CGE Faisa V - 27,3 MW Eolica Faisa Ltda 27,3

Aracati CGE Quixaba - 25,2 MW Usina Geradora Delta/Eólica Ltda. 25,2

542,7

São Gonçalo do

Amarante

Trairi

Total

Amontada

EmpreendimentoPotência MW

Acaraú



Tabela 3 - Dados dos empreendimentos ganhadores do LER 2009. Estado Rio Grande do Norte

Tabela 4 - Dados dos empreendimentos ganhadores do LER 2009. Estado Bahia.


CGE Areia Branca - 27,3 MW Eolica Bela Vista Ltda 27,3

CGE Mar E Terra - 23,1 MW Eolica Mar E Terra Ltda 23,1

CGE Aratuá 1 - 14,4 MW Aratua Central Geradora Eólica S/A 14,4

CGE Miassaba 3 - 50,4 MW Miassaba Geradora Eólica S/A 50,4

CGE De Mangue Seco 1 - 25,2 MW Petróleo Brasileiro S.A. 25,2




CGE Rei Dos Ventos 1 - 48,6 MW Eolo Energy S/A 48,6

CGE Rei dos Ventos 3 - 48,6 MW Eolo Energy S/A 48,6

CGE Morro Dos Ventos I S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8

CGE Morro Dos Ventos III S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8

CGE Morro Dos Ventos IV S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8

CGE Morro Dos Ventos VI S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8

CGE Cabeço Preto - 19,8 MW Gestamp Eólica Brasil Sa 19,8

CGE Eurus VI - 7,2 MW Eurus VI Energias Renováveis Ltda 7,2

CGE Morro Dos Ventos IX S.A - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos e Participações Ltda. 28,8

CGE Santa Clara I - 28,8 MW Santa Clara I Energias Renováveis Ltda 28,8

CGE Santa Clara II CPFL - 28,8 MW Santa Clara II Energias Renováveis Ltda 28,8

CGE Santa Clara III - 28,8 MW Santa Clara III Energias Renováveis Ltda 28,8

CGE Santa Clara IV - 28,8 MW Santa Clara IV Energias Renováveis Ltda 28,8

CGE Santa Clara V - 28,8 MW Santa Clara V Energias Renováveis Ltda 28,8

CGE Santa Clara VI - 28,8 MW Santa Clara VI Energias Renováveis Ltda 28,8

657Total

Galinhos


Areia Branca

Guamaré

João câmara

Parazinho


CGE IGAPORA - 30MW RENOVA ENERGIA SA 30

CGE ILHEUS - 10,5MW RENOVA ENERGIA SA 10.5

CGE NOSSA SENHORA CONCEIÇÃO - 24MW RENOVA ENERGIA SA 24

CGE PORTO SEGURO - 6MW RENOVA ENERGIA SA 6

CGE PAJEU DO VENTO - 24MW RENOVA ENERGIA SA 24

CGE PLANALTINA - 25,5MW RENOVA ENERGIA SA 25.5

CGE SERRA DO SALTO - 15MW RENOVA ENERGIA SA 15

CGE GUANAMBI - 16,5MW RENOVA ENERGIA SA 16.5

CGE CANDIBA - 9MW RENOVA ENERGIA SA 9

CGE PINDAI - 22,5MW RENOVA ENERGIA SA 22.5

CGE GUIRAPÁ - 27MW RENOVA ENERGIA SA 27

CGE LICINIO DE ALMEIDA - 22,5MW RENOVA ENERGIA SA 22.5

CGE ALVORADA - 7,5MW RENOVA ENERGIA SA 7.5

CGE RIO VERDE - 30MW RENOVA ENERGIA SA 30Sobradinho CGE PEDRA DO REINO - 30MW CONS PEDRA DO REINO 30

CGE MACAÚBAS - 30MW DESENVIX SA 30

CGE NOVO HORIZONTE - 30MW DESENVIX SA 30

CGE SEABRA - 30MW DESENVIX SA 30

390Total

Brotas de Macaúbas


Igaporã

Caetité

Guanambi

Caetité



Foram consideradas, adicionalmente, as usinas, contratadas no PROINFA, localizadas

nos estados do Ceará e que estão conectadas na rede básica que perfazem um

montante de cerca de 370 MW, Tabela 5.

Tabela 5 - Potência instalada das EOL existentes e prevista para entrada em 2012 (PROINFA).

EOL PROINFA P

(MW) SE Conexão (230 kV)

Icaraizinho 54,6 Sobral III

Praia Formosa 104,6 Sobral III

Volta Rio 42 Sobral III

P. Morgado 28,8 Sobral III

Enacel 31,5 Russas

Canoa Quebrada 57 Russas

Bons Ventos 50 Russas

3.3 Cenários de Intercâmbio

Foi adotado o enfoque na malha de transmissão do Estado do Ceará considerando os

diversos cenários limites de intercâmbio entre Norte e Nordeste de modo a garantir o

escoamento pleno desta geração, eliminando as restrições nesse sistema.

Norte Exportador

Representa o período úmido da região Norte e caracteriza-se por elevada geração nas

usinas dos rios Tocantins. Este cenário é o que proporciona maior exportação da região

Norte para Sudeste/Centro-Oeste, ilustrado na Figura 1.

Figura 1 – Cenário Norte Exportador

NE

SE

N

REC NE

Região Exportadora

Região Importadora

NE

SE

NN

REC NE

Região Exportadora

Região Importadora



Nordeste Exportador

Neste cenário as usinas da região Nordeste possuem disponibilidade de geração

complementando a geração alta no Norte, conforme ilustrado na Figura 2

Figura 2 Cenário Nordeste Exportador

Intercâmbio Nulo

Foi também considerado o cenário de intercâmbio nulo entre o Norte/Nordeste de

modo a avaliar os requisitos de controle de tensão.

3.4 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras

Foi considerado para cada um dos empreendimentos de geração um sistema de

conexão atendendo o critério N, ou seja, não se procurou dar confiabilidade no

escoamento da energia, e sim atender ao menor custo de integração com a rede

elétrica, cabendo aos empreendedores definir a melhor forma de conexão final. O

objetivo foi dar o mesmo tratamento econômico a todos os empreendimentos na

análise comparativa de integração do empreendimento.

3.5 Critérios

Foram utilizados os critérios e procedimentos do documento “Critérios e Procedimentos

para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão - CCPE/CTET –

Novembro/2002”, onde se destacam:

J Manter o conceito de mínimo custo global sob o ponto de vista de transmissão;

J Atender ao critério “N-1” em contingência de regime permanente, sem cortes de

carga e sem sobrecargas nos equipamentos remanescentes;

SE

N

EXP NE

NE

Região Exportadora

SE

N

EXP NE

NE

Região Exportadora



J Variação máxima de 5% da tensão do barramento, quando da manobra de

reatores e capacitores em derivação. Ressalta-se que este critério foi aplicado a

barramentos diretamente associados a cargas ou barramentos de fronteira com

concessionárias de distribuição.

J Para compensação reativa adotou-se o critério dos Procedimentos de Rede que

diz respeito a critérios técnicos para a conexão na rede básica que considera

fator de potência 0,90 capacitivo e 0,95 indutivo para os empreendimentos de

geração.

3.6 Limites de Carregamento das Instalações de Transmissão

O carregamento das linhas de transmissão em condição normal de operação não deve

exceder, em nenhuma hipótese, os limites de equipamentos, conexões e terminais,

bem como os valores de limite térmico dos condutores e flecha máxima de projeto.

Para linhas de transmissão futuras foram utilizados valores definidos no processo de

licitação ou de autorização e informados pelos Agentes ou por valores típicos definidos

observando o que estabelece a Resolução 191/2005, da ANEEL.

Para os limites de carregamento das linhas de transmissão da Rede Básica em

operação, foram considerados os valores constantes nos CPST (Contratos de Prestação

de Serviços de Transmissão).

3.7 Contingências Simuladas

As principais contingências em linhas de transmissão de 500 kV e 230 kV, bem como

nos autotransformadores (ATR) 500/230 kV, que provocam maior impacto no

desempenho do sistema em análise.

Para a avaliação da coletora Acaraú II, foram simuladas as seguintes contingências:

J LT 500 kV Sobral III-Pecém;

J LT 230 kV Sobral II-Teresina;

J LT 230 kV Sobral II-Cauípe e

J LT 230 kV Sobral III-Acaraú II e

J LT 230 kV Sobral II-Sobral III e

J Autotransformador 500/230 kV em Sobral III.



Para a avaliação da coletora João Câmara e para a definição do novo ponto de

atendimento a Natal1, onde se conectará a coletora João Câmara, bem como os

reforços na Rede Básica, foi simulada as seguintes contingências:

J LT 230 kV Açu-Mossoró;

J LT 230 kV Açu-Paraíso;

J LT 230 kV Paraíso-Campina Grande;

J LT 230 kV Campina Grande-Natal III;

J LT 230 kV Paraíso-Natal II;

Para a avaliação da coletora Igaporã, foi simulada as seguintes contingências:

J LT 500 kV Rio das Éguas-Bom Jesus da Lapa III;

J LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III-Ibicoara;

J LT 230 kV Bom Jesus da Lapa II-Irecê;

J Autotransformador 500/230 kV em Bom Jesus da Lapa III.

3.8 Custos

Para a estimativa dos custos de investimentos em equipamentos e instalações, no

processo de comparação de alternativas, foram utilizados os custos ELETROBRÁS de

jun/2004 [4].

Na análise econômica, foi considerado custo marginal de expansão de 138,00 R$/MWh,

taxa de desconto de 11% a.a e vida útil dos equipamentos de 30 anos.

1 Estudo de planejamento da expansão da transmissão, em fase final, para atendimento ao crescimento do mercado da

região norte da Região Metropolitana de Natal recomenda a nova Subestação Extremoz II, por meio de seccionamento de

um circuito Capina Grande II - Natal



4 Definição das Subestações Coletoras

Com base no relatório [1] e diante dos aportes das garantias na Chamada Pública

realizada pela ANEEL, e na Resolução Normativa 320, foram estabelecidas três

coletoras: uma para o estado do Ceará, uma para o estado do Rio Grande do Norte e

uma no estado da Bahia, como apresentado a seguir.

Em função do resultado da chamada pública, não haverá mais as ICG Amontada, Trairi,

Galinhos, prevista inicialmente em [1]. Seja por opção ou por motivos técnicos e/ou

econômicos, as usinas que compartilhariam estas ICG se conectarão na Rede Básica ou

diretamente na concessionária.

Figura 3 Esquema de conexão da coletora Acaraú II – Ceará.

Coletora Amontada

186 MW

Sobral III

ICG: 1 x 100 MVA 230/69 kV

Coletora Acaraú 2

Usina MW

1 Lagoa Seca (Cruz) 19.5

2 Vento do Oeste (Cruz) 19.5

3 Garças 30

4 Araras 30

5 Coqueiros 27

6 Cajucoco 30

7 Buriti 30

Coletora Acaraú 2

1

2

Massapê

3

67

4

5

11121079,5 MWICG: 2 x100 MVA 230/69 kV

Coletora Amontada

Usina MW

10 UEE Icaraí 14.4

11 Central Eólica Icaraí II 37.8

12 Central Eólica Icaraí I 27.3



Figura 4 Esquema de conexão da coletora João Câmara – Rio Grande do Norte.

Figura 5 Esquema de conexão da coletora Igaporã – Bahia

Coletora João Câmara

Usina MW

1 Eurus VI 7,2

2 Santa Clara 6 28.8





7 Morro dos Ventos IX 28.8

8 Morro dos Ventos VI 28.8

9 Cabeço Preto 19.8

10 Morro dos Ventos IV 28.8

11 Morro dos Ventos III 28.8

12 Morro dos Ventos I 28.8


ICG: 3 x 150 MVA 230/69kV

343.8 MW

1

2 3

4

5

6

7

8

9

10 11

12

Extremoz

Natal III

Campina Grande

13

Coletora Igaporã

Bom Jesus da Lapa II

Coletora Igaporã

Usina MW

1 Igaporã 30

2 Porto Seguro 6

3 Ilhéus 10,5

4 Nossa Senhora da Conceição 24

5 Planaltina 25,5

6 Pajeu do Vento 24

7 Guirapá 27

8 Rio Verde 30

9 Alvorada 7,5

10 Guanambi 16,5

11 Pindaí 22,5

12 Licínio de Almeida 22,5

13 Candiba 9

14 Serra do Salto 15

1 2

3

4

5

6

78

910

11

121314

270 MW

ICG: 2 x 150 MVA 230/69kV



5 Escolha do Nível de Tensão da ICG

A seguir são apresentados os valores de custos das alternativas para definição do nível

de tensão da ICG, referentes aos investimentos necessários e perdas ôhmicas, além de

uma análise comparativa de mínimo custo global (Rendimentos Necessários),

calculados a partir de custos modulares da Eletrobrás de junho/2004 [3] referidos ao

ano de 2010, utilizando-se taxa de atualização de 11% ao ano, CME 138R$/MWh e vida

útil de 30 anos.

5.1 Coletora Acaraú II

As tabelas a seguir apresentam os valores de custos de investimentos para as

alternativas em 138 e 69 kV.

Tabela 6- Investimentos da Alternativa em 138 kV. Coletora Acaraú II

LT 138 kV SUBCRUZB- ICG ACARAÚ II 2,94 3,62

LT 138 kV, CS 1 x 336.4 MCM 21 2012 172,58 2,94 3,62

LT 138 kV SUBCRUZA- ICG ACARAÚ II 4,51 5,56

LT 138 kV, CS 2 x 795 MCM 16 2012 347,31 4,51 5,56

SE COLETORA ACARAÚ II 230kV 13,10 16,14

Percentual Custo de um Módulo Geral, SE 230 kV, PM (30%) 1 2012 3.507,46 2,85 3,51

Vão de Linha 230 kV C2, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30

Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 2 2012 2.747,70 4,46 5,50

Transformador 230/138 kV, 100 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 3.675,38 5,97 7,35

SE ICG ACARAÚ II 138kV 14,02 17,28

Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 8.722,47 7,08 8,72

Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91

Vão de Linha 138 kV, BPT 3 2012 1.722,39 4,19 5,17

Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 2 2012 1.237,91 2,01 2,48

SE CRUZA 138 kV 20,00 24,64





Transformador 138/13.8 kV, 40 MVA, trifásico, com LTC 5 2012 1.073,64 4,36 5,37

SE CRUZB 138 kV 10,20 12,56

Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72




Transformador 138/13.8 kV, 100 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 1.865,18 3,03 3,73

Total Plano de Obras (R$ milhões) 64,77 79,81

CUSTOS ELETROBRÁS Jun/2004

Obras Quantidade Ano de EntradaUnitário

(milhares R$)

VP ELB 2004

(milhões R$)

2010

Custo

(milhões R$)



Tabela 7- Investimentos da Alternativa em 69 kV. Coletora Acaraú II

Tabela 8- Comparação econômica das alternativas (R$ milhões)

Observa-se que a alternativa de 69 kV é a que apresenta o mínimo custo global.

LT 69 kV SUBCRUZB- ICG ACARAÚ II 6,00 7,39

LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 21 2012 351,86 6,00 7,39

LT 69 kV SUBCRUZA- ICG ACARAÚ II 4,57 11,26

LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 16 2012 351,86 4,57 5,63

LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 16 2012 351,86 4,57 5,63

SE COLETORA ACARAÚ II 230kV 15,95 19,65

Percentual Custo de um Módulo Geral, SE 230 kV PM (30%) 1 2012 3.507,46 2,85 3,51




SE ICG ACARAÚ II 69kV 4,46 5,49

Percentual Custo de um Módulo Geral, SE 69 kV PG (30%) 1 2012 589,85 0,48 0,59


Vão de Linha 69 kV, BPT 5 2012 659,67 2,68 3,30

Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 2 2012 624,75 1,01 1,25

SE CRUZA 69kV 13,93 17,16






SE CRUZB 69kV 5,75 7,09








ObrasCusto

(milhões R$)

VP ELB 2004

(milhões R$)

2010

Unitário

(milhares R$)Ano de EntradaQuantidade

Alternativa Investimentos (VP) Perdas Total %

138 kV 64,77 0 64,77 117%

69 kV 50,66 4,92 55,58 100%



5.2 Coletora João Câmara



Tabela 9- Investimentos da Alternativa em 138 kV. Coletora João Câmara.

LT 138 kV STA CLARA - ICG JOÃO CÂMARA 2,26 2,78

LT 138 kV, CS 2 x 795 MCM 8 2012 347,31 2,26 2,78

LT 138 kV SE MORRO VENTOS - ICG JOÃO CÂMARA 2,79 3,43

LT 138 kV, CS 2 x 636 MCM 11 2012 312,06 2,79 3,43

SE COLETORA JOÃO CÂMARA 230kV 27,89 34,36

Módulo Geral, SE 230 kV , BD, Porte Médio 1 2012 11.691,54 9,49 11,69

Interligação de barras, 230 kV, BD 1 2012 1.801,47 1,46 1,80

Vão de Linha 230 kV, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30



SE ICG JOÃO CÂMARA 138kV 15,42 19,00





SE MORRO DOS VENTOS 138kV 13,89 17,12






SE SANTA CLARA 138kV 15,65 19,29








Obras Quantidade Ano de Entrada

Unitário

(milhares R$)

VP ELB 2004

(milhões R$)

2010

Custo (milhões

R$)



Tabela 10- Investimentos da alternativa em 69 kV. Coletora João Câmara.


Observa-se que a alternativa de 69 kV é a que apresenta o mínimo custo global, além

de propiciar um novo ponto de atendimento aos consumidores da rede local.

LT 69 kV STA CLARA - ICG JOÃO CÂMARA 2,28 2,81

LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 1 8 2012 351,86 2,28 2,81

LT 69 kV SE MORRO VENTOS - ICG JOÃO CÂMARA 3,14 3,87

LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 11 2012 351,86 3,14 3,87

SE COLETORA JOÃO CÂMARA 230kV 27,89 34,36

Módulo Geral, SE 230 kV , BD, Porte médio 1 2012 11.691,54 9,49 11,69


Vão de Linha 230 kV, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30



SE ICG JOÃO CÂMARA 69kV 5,04 6,21





SE MORRO DOS VENTOS 69kV 7,15 8,80





Transformador 69/13.8 kV, 100 MVA, tri fásicos, com LTC 1 2012 4.537,12 3,68 4,54

SE SANTA CLARA 69kV 15,02 18,50





Transformador 69/13.8 kV, 150 MVA, tri fásicos, com LTC 2 2012 6.805,69 11,05 13,61




(milhares R$)

VP ELB 2004

(milhões R$)

2010

Custo (milhões

R$)

Alternativa Investimentos (VP) Perdas Total Colunas2

138 kV 77,90 0 77,90 104,7%

69 kV 60,52 13,89 74,41 100,0%



5.3 Coletora Igaporã



Tabela 12- Investimentos da Alternativa em 138 kV. Coletora Igaporã.

LT 138 kV COLETORA I-ICG 138 kV 5,69 7,01

LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 18 2012 194,64 2,84 3,50

LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 18 2012 194,64 2,84 3,50

LT 138 kV COLETORA II-ICG 138 kV 5,37 6,62

LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 17 2012 194,64 2,69 3,31

LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 17 2012 194,64 2,69 3,31

LT 138 kV COLETORA III-ICG 138 kV 0,47 0,58

LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 3 2012 194,64 0,47 0,58

SE COLETORA IGAPORÃ II 230kV 25,52 31,45

Módulo Geral, SE 230 kV 1 2012 11.691,54 9,49 11,69





SE ICG IGAPORÃ II 138kV 16,82 20,72





SE COLETORA I 138 kV 7,68 9,46






SE COLETORA II 138 kV 7,68 9,46






SE COLETORA III 138 kV 7,16 8,82






SE COLETORA IV 138 kV 7,68 9,46Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72





SE COLETORA V 138 kV 7,68 9,46Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72








(milhares R$)

VP ELB 2004

(milhões R$)

2010

Custo

(milhões R$)



Tabela 13- Investimentos da alternativa em 69 kV. Coletora Igaporã.


Observa-se que a alternativa de 69 kV é a que apresenta o mínimo custo global, além

de propiciar um novo ponto de atendimento aos consumidores da rede local.


LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 18 2012 170,72 2,49 3,07

LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 18 2012 170,72 2,49 3,07


LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 17 2012 170,72 2,36 2,90

LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 17 2012 170,72 2,36 2,90

LT 69 kV COLETORA I-ICG 69 kV 0,42 0,51LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 3 2012 170,72 0,42 0,51

SE COLETORA IGAPORÃ II 230kV 25,52 31,45Módulo Geral, SE 230 kV 1 2012 11.691,54 9,49 11,69

Interl igação de barras, 230 kV, BD 1 2012 1.801,47 1,46 1,80




SE ICG IGAPORÃ II 69 kV 5,58 6,87


Interl igação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36



SE COLETORA I 69 kV 5,98 7,37Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19




Transformador 69/13.8 kV, 100 MVA, tri fásico, com LTC 1 2012 4.537,12 3,68 4,54

SE COLETORA II 6.9 kV 5,98 7,37Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19





SE COLETORA III 69 kV 4,14 5,10






SE COLETORA IV 69 kV 5,98 7,37






SE COLETORA V 69 kV 5,98 7,37








ObrasCusto

(milhões R$)

VP ELB 2004

(milhões R$)

Unitário

(milhares R$)Ano de EntradaQuantidade

Alternativa Investimentos (VP) Perdas Total %

138 kV 91,75 R$ 0,00 91,75 115%

69 kV 69,29 10,60 79,89 100%



6 Ampliações Necessárias na Rede Básica para Permitir Escoar as EOL Vencedoras do LER 2009

O atendimento ao estado de Rio Grande do Norte é atualmente efetuado através da

subestação 230/69 kV Natal II (CHESF) que por sua vez é suprida por 3 (três) circuitos

expressos em 230 kV oriundos da SE Campina Grande II (CHESF). Além disso, um 4º

circuito, também em 230 kV, proveniente da SE Paraíso (CHESF) que tem interligações

com as SE Açu II e Campina Grande II, ambas de propriedade da CHESF. Existe ainda

um sistema em 138 kV derivado da subestação Campina Grande, passando pelas

subestações Santa Cruz II, Currais Novos II e Santana do Matos II, fechando anel com

o secundário do transformador 230/138kV da subestação Açu II, conforme apresentado

na Figura 6.

Figura 6 – Diagrama geo-elétrico do sistema que atende ao estado do Rio Grande do Norte

Diante da oferta das usinas eólicas vencedoras do LER-2009 além da perspectiva futura

nos próximos leilões, observou-se a necessidade de se avaliar o sistema de transmissão

existente de forma a permitir o escoamento da expansão da oferta prevista.



6.1 Reforço Trecho Açu - Paraíso

A LT 230 kV Açu - Paraíso apresentam sobrecarga quando da emergência de um dos

circuitos. A situação mais crítica é quando se considera cenário de recebimento elevado

do nordeste, vide Figura 7.

Figura 7 - Cenário Norte Exportador. Recebimento do Nordeste de 5100 MW

Neste cenário, com as centrais eólicas vencedoras do LER-2009 da região, bem como

as eólicas existentes que estão conectadas em Açu e Russas, independente do

despacho da UTE Termoaçu, verifica-se sobrecarga em regime permanente na LT

138 kV Açu-Santana do Matos - Currais Novos, cuja capacidade em regime normal é de

86 MVA, como é apresentado na Figura 8.

Cabe informar que, atualmente, encontra-se em andamento estudo do esgotamento do

trecho 138 kV Açu-Campina Grande.



(a) (b)

Figura 8 - Condição Normal, cenário Norte Exportador. (a) Com UTE Termoaçu e (b) sem UTE

Termoaçu

Por outro lado, na condição com despacho pleno da UTE Termoaçu, na perda da LT

230 kV Açu-Paraíso, observa-se sobrecarga no circuito remanescente, mesmo

considerando equacionado as sobrecargas no sistema 138 kV, o que permitiria manter

fechado o anel de 138 kV entre Açu e Paraíso. A Figura 9 apresenta um, diagrama

esquemático desta situação.



Figura 9 - Perda LT 230 kV Açu-Paraíso, cenário Norte Exportador com a presença da UTE Termoaçu

6.1.1 Alternativas Consideradas

As alternativas analisadas constaram basicamente de três possibilidades, conforme

apresentado a seguir:

Alternativa 1: uma LT em 230 kV Açu – Coremas, de aproximadamente 200

km.

Alternativa 2: terceira LT em 230 kV Açu – Paraíso, de aproximadamente

135 km.

Alternativa 3: uma LT em 230 kV Açu – João Câmara, de aproximadamente

131 km.

A Figura 10 apresenta de modo ilustrativo as alternativas analisadas:



Figura 10 - Alternativas estudadas para ampliação da rede básica para escoar as centrais eólicas existentes

6.1.2 Análise de Desempenho

A análise de desempenho das alternativas propostas, pode observar pela análise da

Figura 11 que a Alternativa 1, que considera o reforço da LT 230 kV Açu-Coremas, de

aproximadamente 200 kV, mesmo considerando banco de capacitores série, não se

mostra efetivo para aliviar o trecho Açu-Paraíso, nas situações críticas apresentadas no

item 6.1.



(a) (b)

Figura 11 - Cenário Norte Exportador, com despacho da UTE Termoaçu. (a) Condição normal e na (b) perda LT 230 kV Açu-Paraíso. Alternativa 1 (reforço LT Açu 230 kV

Coremas)

Da mesma forma, a Alternativa 3 não se mostra efetivo para aliviar o trecho Açu-

Paraíso, nas situações críticas apresentadas no 6.1. e, considerando despacho elevado

nas centrais eólicas conectadas em Extremoz II, novo ponto de atendimento a região

de Natal. A perda da LT 230 kV João Câmara -Extremoz II acarreta fluxo elevado no

eixo João Câmara-Galinhos-Açu-Paraíso, como mostra a Figura 12.

Figura 12- Cenário Norte Exportador, com despacho pleno da UTE Termoaçu e das centrais eólicas do estado do Rio Grande do Norte. Perda LT 230 kV Extremoz II-João Câmara.

Alternativa 3 (reforço LT Açu-Galinhos-João Câmara 230 kV)



No caso da Alternativa 2, ou seja, a 3º circuito LT 230 kV Açu-Paraíso, apresenta-se

como a mais adequada para escoar o excedente de geração da região, vide Figura 13.

(a)

(b)

Figura 13 - Cenário Norte Exportador, com despacho pleno da UTE Termoaçu e das centrais eólicas do estado do Rio Grande do Norte. Perda LT 230 kV Extremoz II-João Câmara. Alternativa

2 (Terceira LT Açu-Paraíso 230 kV).



Figura 14 - Cenário Norte Exportador, com despacho das UTE conectadas em Pecécm e

das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas

Na situação de intercâmbio, vide Figura 14, considerando as eólicas conectadas em

Russas e Mossoró, plenamente despachadas, não se observa sobrecarga LT 230 kV

Açu-Mossoró visto que a capacidade da linha é de 753 A (300 MVA). De modo a elevar

o fluxo nesta linha, considerou-se a UTE Termoaçu fora de operação e as EOL da

região de Natal zeradas, vide Figura 15.

Figura 15 - Cenário Norte Exportador, despacho pleno das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas. Condição normal



Por outro lado, a perda da LT 500 kV Fortaleza-Quixada acarreta fluxo elevado no

trecho Banabuiu-Russas/Mossoró-Açu, vide Figura 16.

Figura 16 - Cenário Norte Exportador, despacho pleno das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas. Perda LT 500 kV Fortaleza-Quixada.

Considerando o reforço segundo circuito Açu – Mossoró 230 kV a perda LT 500 kV

Fortaleza-Quixada, não acarreta superação, vide Figura 17

(a) (b)

Figura 17 - Cenário Norte Exportador, despacho pleno das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas. (a) Condição Normal e (b)Perda LT 230 kV Banabui-

Mossoró. com reforço 2ª LT Açu-Mossoró



7 Novo Ponto de Atendimento a Região Metropolitana de Natal

O estudo de planejamento, apresentado em EPE/GET-NE 03.2005 – “Reavaliação da

Data de Necessidade da Entrada em Operação da SE Natal Sul 230/69 kV”, de

setembro de 2005, apontou a necessidade de um novo ponto de suprimento em

230 kV, SE Natal III, com 2 transformadores 230/69 kV - 150 MVA em sua fase inicial

de modo a garantir o suprimento da Região Metropolitana de Natal - RMN, tendo em

vista, o esgotamento da capacidade de transformação existente na subestação Natal II

(4 x 100 MVA) em condições normais de operação. Diante da urgência da obra, foi

adotada como solução provisória e emergencial, a implantação de um 5º transformador

230/69 kV - 100 MVA na SE Natal II até a entrada em operação da SE Natal III, a fim

de evitar cortes de carga na área metropolitana de Natal em condição normal de

operação, a partir de dezembro de 2007, data considerada limite para a implantação da

SE Natal III.

A implantação provisória do 5º transformador na SE Natal II devido à evolução de

carga da região, no caso de contingência de um deles, os transformadores

remanescentes ficarão submetidos a carregamentos superiores aos seus valores

máximos admissíveis.

Com base nas atuais previsões de mercado da COSERN observa-se a necessidade de

aumento da capacidade de transformação dessas subestações e da implantação de

uma nova subestação 230/69 kV na região.

7.1 Suporte de Reativo Existente

A Tabela 15 apresenta o suporte de reativo existente na região.

Tabela 15 - Suporte de reativo existente

SE Equipamento Mvar

230 kV 69 kV

Natal II BC - 4 x 21,3 CE 1 x 0/20

Açu BC 13.4 Mossoró BC 14.4

Campina Grande

BC 1 x50 2 x 21.3 CE -70/200 - CS -10/20

RE 1 x 10 1 x 30

-



Atualmente, encontra-se em fase final estudo que propõe o novo ponto de atendimento

a RMN – a subestação de Extremoz II. Para um melhor entendimento a seguir são

apresentadas as alternativas utilizadas para definição deste novo ponto de

atendimento.

7.2 Alternativas Consideradas

As alternativas analisadas constaram basicamente de três possibilidades, considerando

uma nova subestação Extremoz II para suprir parte das cargas dos alimentadores

Igapó, Ceará Mirim, Extremoz, São Bento do Norte, Zabelê, Boa Cica, Bom Marcolino,

atendidas pela SE Natal II:

Alternativa 1: Seccionamento de uma LT em 230 kV Paraíso – Natal II, nas

proximidades de Natal II, conforme apresentado de modo ilustrativo na Figura

18:

Figura 18 - Seccionamento de uma LT em 230 kV Paraíso – Natal II. Alternativa 1.



Alternativa 2: Seccionamento de uma LT em 230 kV Campina Grande – Natal

II, nas proximidades de Natal II,

Figura 19 - Seccionamento de uma LT em 230 kV Campina Grande – Natal II.

Alternativa 2

Com relação à melhor localização da nova subestação, foram consideradas duas

variantes de rota, conforme Figura 20. Considerou-se a rota com as menores distâncias

envolvidas apresentadas na Tabela 16:

Tabela 16 - Distâncias das linhas de transmissão que atendem Natal II e Natal II e existentes e da SE Extremoz II ao seccionamento

De Para Distância (km)

Extremoz II Seccionamento LT 230 kV Paraíso-Natal II 15

Extremoz II Seccionamento LT 230 kV Campina Natal II

15.8

Natal II Natal III 11

Paraíso Natal II 97,1

Campina Grande Natal II 187



Figura 20 - Localização SE Extremoz II

7.3 Desempenho em Regime Permanente

A seguir é apresentado um resumo da análise de desempenho em regime permanente

da Alternativa 2 recomendada nas análises deste estudo para definição do novo ponto

atendimento para RMN.



Figura 21 - Condição normal. Alternativa 2.

(a) (b)

Figura 22 - Patamar de carga pesada. (a) Perda LT 230 kV Extremoz II-Natal III. (b) Perda LT 230 kV Campina Grande-Natal. Alternativa 2.

De modo a atender obter níveis de tensão aceitáveis, considerando que o fator de

potência na fronteira da distribuidora é de 0,92, será necessário um Compensador

Estático - CE de -75/150 Mvar em Extremoz II 230 kV, além suporte adicional de

reativo fixo previsto de no mínimo 2 (dois) banco de capacitor (BC) de 21,3 Mvar em



Natal III e 4 (quatro) BC na SE João Câmara, ambos no 69 kV, como mostra a Figura

23 e Figura 24.

(a) (b)

(c)

Figura 23 - Patamar de carga pesada. Perda LT 230 kV Campina Grande-Natal. Alternativa 2. (a) Ano 2012, (b) ano 2015 e (c) ano 2019



(a)

(b)

Figura 24 - Perda LT 230 kV Extremoz II-Natal III. Alternativa 2 com CE em Natal -75/150. (a) Carga pesada, ano 2019 e (b) carga leve, ano 2012.

7.4 Modulação dos Transformadores 230/69 kV de Extremoz II

Considerando a demanda máxima não coincidente na SE Extremoz II, foi realizada a

análise econômica considerando unidades de transformações trifásicas de 100, 150 e

200 MVA com 0, 10 e 20% de sobrecarga, concluído por a modulação utilizando

unidades de 150 MVA a ser instalada na SE Extremoz II.



8 Coletora Acaraú II

As usinas vencedoras do LER-2009 que aportaram garantia nesta região deverão se

utilizar da linha de transmissão de uso exclusivo das usinas eólicas do PROINFA, a LT

230 kV Sobral III - Acaraú II das usinas Praia do Morgado e Volta do Rio, em

construção, prevista para 2010, Figura 25. Recomenda-se que seja criado um

barramento próprio para as usinas vencedoras do LER 2009, ICG, de modo que não

compartilhe com o barramento de 69 kV previsto no PROINFA.

Figura 25 - Sistema de transmissão das usinas do PROINFA que se conectam na SE 230 kV Sobral III.

Por outro lado, em função dos novos montantes de energia eólica previsto, recomenda-

se outra linha de transmissão, em 230 kV, entre as subestações de Sobral III e Acaraú

II com as mesmas características da existente, no que se refere aos parâmetros

longitudinais e transversais, de modo a se ter uma distribuição fluxo semelhantes.

O diagrama esquemático, da Figura 26 apresenta a conexão considerada para as

instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe

ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas

considerando a localização da subestação conforme definida em [1].



Figura 26 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora

Acaraú II.

8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal

A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na coletora Acaraú II foi avaliada

com o cenário Nordeste Exportador, carga pesada, patamar de geração 100%. Este

cenário é o mais crítico para região analisada, pois as usinas térmicas localizadas no

estado do Ceará estão despachadas, aumentando o carregamento das linhas na região.

A Figura 27 apresenta o cenário analisado.

UEE Volta do Rio

UEE Praia do Morgado

UEE Coqueiros

Acaraú II 230 KVSobral3 230 KV

94 km

1 x 795 MCM

94 km

1 x 795 MCM

Acaraú II 69 kV

UEE Lagoa Seca

UEE Vento do Oeste

UEE Araras

UEE Buriti

UEE Garças

UEE Cajucoco

Acara2 69 kV

16 km

1 x 954 MCM CD

21 km

1 x 954 MCM CS

4.57 km

1x 795 MCM CS

1 x 954 MCM CD

16 km



Figura 27 - Carga Pesada Norte Exportador 2012.

A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os

recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95, conforme o

item 3.5. Adicionalmente, foram realizadas análises com as usinas eólicas operando

com fator de potência 0,98 e fator de potência unitário.

A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os

recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95 pu.

Através do diagrama, Figura 28, pode se observar que com as usinas eólicas operando

com fator de potência unitário, o fator de potência na fronteira é 0,977 atendendo o

critério exigido.



Figura 28 - Conexão das eólicas na ICG Acaraú II com fator de potência

unitário.

A geração eólica, por sua natureza, pode variar bastante em curtos intervalos de

tempo, pois o despacho neste tipo de usina depende diretamente da velocidade do

vento, tendo o operador menor influência do que em outras usinas na determinação do

patamar de despacho.

Foram feitas simulações com diversos patamares de geração para investigar a

necessidade de instalação de suporte adicional de reativo na coletora Acaraú II em

patamares de carga leve. Considerou-se para a análise de cenário com fluxo reduzido

nas principais linhas da região.

Para avaliar possíveis elevação de tensão foi simulado o caso com a tensão no

barramento de 230 kV de Sobral III com tensão de 241 kV (1,05 pu) e despacho zero



de todo potencial de eólica da região. Aumentando gradualmente o despacho de 10%

em 10%, monitorando o comportamento da tensão para cada patamar de carga.

Considerou-se também fator de potência unitário nas centrais geradoras eólicas de

modo a agravar os níveis das tensões. Neste caso, não foram observadas tensões

elevadas para patamares de geração superiores a 80%.

Repetiu-se o procedimento descrito acima, com redução gradativa da tensão em Sobral

III, com o objetivo de determinar o nível máximo de tensão com que esta barra pode

operar sem ocasionar problemas de tensão elevadas na região para qualquer patamar

de geração eólica. O resultado obtido foi que a tensão máxima em Sobral III deve ser

de 1,035 pu. Como este valor é relativamente alto, não se observou necessidade de

qualquer tipo de reator em Acaraú II para operação em regime permanente, vide

Tabela 17.

As tensões na rede de distribuição de uso exclusivo das centrais eólicas considerando

que as máquinas estejam operando com fator de potência unitário apresentam perfil de

tensão adequado, como mostra a Figura 29:

Figura 29 - Diagrama esquemático da rede de distribuição das centrais eólicas

considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência unitário nas centrais eólicas.



Tabela 17 - Tensão nas eólicas em função da tensão de Sobral III e do despacho.

Tensão Sobral III 230 em 241 kV (1.050 pu)

Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Tensão Acarau II 1.058 1.060 1.061 1.061 1.060 1.055 1.053 1.050 1.046 1.042 1.037

Tensão Praia Formosa 1.058 1.060 1.061 1.063 1.064 1.042 1.037 1.032 1.027 1.021 1.014

Icaraizinho 1.060 1.062 1.063 1.063 1.064 1.057 1.056 1.054 1.052 1.049 1.046

Massapê 1.052 1.053 1.053 1.053 1.053 1.051 1.051 1.050 1.050 1.049 1.049

Tensão Sobral III 500 1.069 1.071 1.073 1.073 1.072 1.062 1.058 1.053 1.047 1.041 1.038

Tensão Sobral III 230kV em 240 kV (1.045 pu)

Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Tensão Acarau II 1.053 1.055 1.056 1.056 1.055 1.05 1.048 1.045 1.041 1.037 1.032


Icaraizinho 1.055 1.057 1.058 1.058 1.058 1.052 1.051 1.049 1.046 1.044 1.041

Massapê 1.047 1.048 1.048 1.048 1.048 1.046 1.046 1.045 1.045 1.044 1.044


Tensão Sobral III 230 kV em 239 kV (1.040 pu)

Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Tensão Acarau II 1.048 1.050 1.051 1.051 1.050 1.045 1.043 1.040 1.036 1.031 1.026


Icaraizinho 1.050 1.052 1.053 1.053 1.053 1.047 1.045 1.044 1.041 1.039 1.036

Massapê 1.042 1.043 1.043 1.043 1.043 1.041 1.041 1.040 1.04 1.039 1.039


Tensão Sobral III 230 kV em 238 kV (1,035 pu)

Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Tensão Acarau II 1.043 1.045 1.046 1.046 1.045 1.040 1.038 1.035 1.031 1.026 1.021


Icaraizinho 1.045 1.047 1.048 1.048 1.048 1.042 1.040 1.038 1.036 1.033 1.030

Massapê 1.037 1.038 1.038 1.038 1.038 1.036 1.036 1.035 1.035 1.034 1.034


Verifica-se que mesmo na condição mais crítica, despacho nas eólicas e patamar de

carga leve, considerando tensão em Sobral III em torno de com tensão de 1,035 pu,

não foi observadas tensões elevadas.



A Tabela 18 é um resumo da tabela anterior. Ela relaciona a possibilidade de despacho

do conjunto das eólicas com o nível de tensão em Sobral III, indicando, em vermelho,

situações despacho/tensão a serem evitadas e, em verde, situações sem problemas

operativos.

Tabela 18 - Nível de tensão em Sobral 230 kV x despacho das eólicas

Tensão 230 kV

Sobral III 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

1,050

1,045

1,040

1,035

Como se obtém um forte controle sobre a tensão do barramento de 230 kV de Sobral

III, devido a sua ligação a um barramento de 500 kV, por um LTC, não se faz

necessário a presença de um reator em Acaraú II para operação em regime

permanente.

8.2 Análise de Contingências

Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da

região e operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de

conexão da ICG, configurando a situação mais crítica para o sistema, conforme a Figura

30. Neste caso extremo, no instante após a falta, ainda sem a atuação dos LTC, a

tensão cairia para valores inferiores a 0.9 pu, violando o critério estabelecido como

mostra a Figura 31 (a).



Figura 30 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo.

Considerando a presença um capacitor de 21.3 Mvar no barramento de 69 kV da

coletora Acaraú II, a tensão atingiria níveis aceitáveis quando da perda da LT 230 kV

Sobral III-Acaraú II como mostra a Figura 31 (b).



(a) (b)

Figura 31 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kV Sobral III - Acaraú II. (a) Sem

suporte adicional de reativo (b) com 21,3 Mvar em Acaraú II.

Também foi simulada a mesma contingência com fator de potência unitário nas

máquinas e geração das eólicas em 100 %. Observou-se neste caso que não seria

necessário nenhuma compensação reativa.



Figura 32 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da

região e fp unitário. Perda LT 230 kV Sobral III - Acaraú II, sem suporte adicional de reativo.

Desta forma, como a situação crítica identificada considera fator de potência na

fronteira 0,95, diferente do que se esperam das centrais eólicas que normalmente

operam com fator de potência unitário, e as violações de tensão ocorriam antes da

atuação dos LTC, não está sendo recomendada compensação adicional em Acaraú II.



9 Coletora João Câmara

O resultado da chamada pública indicou que praticamente todas as usinas vencedoras

no LER/2009 que se conectariam à coletora João Câmara aportaram garantia. A única

exceção foi a fazenda eólica de Cabeço Preto (do empreendedor Gestamp Eólica Brasil

SA), que se conectará diretamente na distribuidora.

O diagrama esquemático, Figura 33 apresenta a conexão de uso exclusivo das centrais

eólicas nesta ICG considerada na análise. Cabe ressaltar que a configuração leva em

consideração as distâncias envolvidas considerando a localização da subestação

conforme definida em [1].

Figura 33 - Esquema de conexão da Coletora João Câmara

77 km

Coletora

João Câmara

Extremoz

Eurus VI – 7.2MW

Sta Clara 6 – 28.8MW

Morro dos Ventos 9 – 28.8MW

180 MW

144 MW

0,69 kV 34,5 kV 69 kV

230 kV

8 km

7 k

m






2x100MVA

1x954MCM - CD

34,5 kV

1x95

4M

CM

-C

S


Morro dos Ventos 4– 28.8MW


Morro dos Ventos 1– 28.8MW

1x150MVA

69 kV

11 km

1x954MCM - CD

2x180MVA

2x954MCM - CS

324 MW

0,69 kV

69 kV

ICG



9.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal e Emergência

A subestação João Câmara se conectará na SE Extremoz II 230 kV, que se configurará

um novo ponto de atendimento a região metropolitana de Natal, por meio do

seccionamento de uma das LT 230 kV Campina Grande - Natal III, conforme item 7.

As análises consideraram a presença da terceira LT 230 kV Açu – Paraíso e da segunda

LT 230 kV Açu-Mossoró como reforço necessário na região, apresentada no item 6.1,

além de um CE -75/+150 Mvar conforme item 7.3.

Considerando despacho pleno nas eólicas da região, no patamar de carga pesada,

observa-se fluxo elevado nas linhas de transmissão da região, apresentando-se como a

situação mais crítica para avaliação da necessidade adicional de suporte de reativo.

Considerando no ponto de conexão das usinas fator de potência de no mínimo 0,95,

observa-se a necessidade de suporte de reativo adicional de modo a possibilitar tensões

adequadas em regime permanente. Nesta condição, considerou-se o mesmo suporte

adicional de reativo fixo previsto no item 7.3, ou seja, de 2 (dois) banco de capacitores

de 21,3 Mvar em Natal III e 4 (quatro) banco de capacitores de 21,3 Mvar na SE João

Câmara, ambos no 69 kV.

Figura 34 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das eólicas. Ano 2012.



Através da análise da curva QxV apresentada na Figura 35, considerando os bancos de

capacitores propostos no 69 kV de João Câmara (4 x 21,3 Mvar) e em Natal III (2 x

21,3 Mvar), observa-se que o sistema apresenta margem de estabilidade mesmo na

situação mais crítica, ou seja, com fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Nesta

avaliação, considerou-se o compensador estático de Extremoz II gerando 70 Mvar,

cerca de 50% da capacidade máxima do estático (150 Mvar).

Figura 35 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de capacitores propostos para 2012 e CE Extremoz II gerando 70 Mvar.

Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009 com fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG.

Espera-se que as centrais eólicas operam com fator de potência unitário, obtendo-se

fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,97. Nesta situação, as tensões na

SE João Câmara apresenta-se mais elevada como mostra a Figura 36a. Numa situação

extrema, onde as máquinas estariam com fator de potência 0,95 capacitivo,

configurando fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,99, capacitivo, não

se observa violação da tensão em João Câmara, visto que o compensador estático de

Extremoz II absorveria esse excedente de reativo como mostra a Figura 36b.

-30

19

69

118

168

0.791 0.843 0.896 0.949 1.001 1.054

Tensao (pu)

246 NATAL2-RN230

346 NATAL3-RN230

99346 EXTREMOZ230

80030 JCAMARA-230



(a) (b)

Figura 36 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das eólicas (a) fator de potência unitário nas centrais eólicas

e (b) fator de potência 0,95 capacitivo nas centrais eólicas. Ano 2012.

As tensões na rede de distribuição de uso exclusivo das centrais eólicas considerando

que as máquinas estejam operando com fator de potência unitário apresentam perfil de

tensão adequado, como mostra a Figura 37:



Figura 37 - Diagrama esquemático da rede de distribuição das centrais eólicas

considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência unitário nas centrais eólicas.

As contingências mais críticas são a perda da LT 230 kV Extremoz II-Natal III e a perda

da LT 230 kV Campina Grande-Extremoz II. Considerando a condição mais crítica, ou

seja, fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG, Figura 38 apresenta os níveis

de tensão obtidos durantes às emergências.



(a) (b)

Figura 38 - Diagrama esquemático na perda da LT 230 kV (a) Campina Grande-Extremoz II e (b) Extremoz II-Natal II, considerando despacho pleno

das eólicas e fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Ano 2012

Considerando a situação mais esperada, ou seja, fator de potência unitário nas

máquinas, que proporcionam fator de potência 0,97 na fronteira da ICG, a Figura 39

apresenta os níveis de tensão obtidos durantes às emergências.

(a) (b)

Figura 39 - Diagrama esquemático na perda da LT 230 kV (a) Campina Grande-Extremoz II e (b) Extremoz II-Natal II, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência unitário nas máquinas das centrais eólicas.

Ano 2012



Para avaliar a alocação ótima dos bancos de capacitores, considerou-se banco de

capacitor no 69 kV de Extremoz II ao invés de ser na SE João Câmara. Pode-se

observar que tanto em condição normal como em emergência, não é mais efetivo

considerar banco de capacitor em Extremoz II.

(a) (b)

Figura 40 - Diagrama esquemático considerando despacho pleno das eólicas e BC em Extremoz 69 kV ao invés de João Câmara. (a) Condição normal e (b)

emergência da LT 230 kV Extremoz II-Natal III. Ano 2012.

O excurcionamento máximo do compensador estático pode ser observado na perda da

LT 230 kV Campina Grande-Extremoz II no ano 2015.



(a) (b)


emergência da LT 230 kV Campina Grande-Extremoz II. Ano 2015 considerando vencedoras do LER 2009.

Ao se considerar um montante maior de central eólica, de cerca de 150 MW o que

representa 40% do montante que aportou garantia no LER 2009, observa-se a

necessidade de suporte adicional tanto no 69 kV de Extremoz II e de 50 Mvar no 230

kV de João Câmara, de forma a permitir tensão em condição normal de cerca de 0,97

pu em João Câmara.



(a) (b)


emergência da LT 230 kV Extremoz II-Natal III. Ano 2015 considerando 40% do montante que aportou garantina no LER 2009 na região.

Considerando o montante previsto de central eólica nesta região não foram observadas

nenhuma contingência que acarretasse fluxos superiores ao limite de carregamento das

linhas de 230 kV que atendem a Natal.

Com os bancos de capacitores previstos nesta condição, ou seja, no 69 kV de João

Câmara (4 x 21,3 Mvar), no 69 kV de Natal III (3 x 21,3 Mvar) e no 69 kV e no 230 kV

de Extremoz II (1 x 30 Mvar no 230 kV e 4 x 21,3 Mvar no 69 kV), o sistema apresenta

margem de estabilidade, como mostra a curva QxV apresentada na Figura 43. Nesta

avaliação, considerou-se o compensador estático de Extremoz gerando 70 Mvar, cerca

de 50% da capacidade máxima do estático (150 Mvar).



Figura 43 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de

capacitores propostos para 2015 e CE Extremoz gerando 70 Mvar. Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009 e montante a mais de 150 MW.

Variação do Despacho das Centrais Eólicas

Essa avaliação apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores

propostos para o despacho pleno das centrais eólicas, ou seja, 128 Mvar propostos

além de 85 Mvar existente em Natal II.

Foi avaliado o perfil de tensão no patamar de carga pesada em função dos patamares

de geração das centrais eólicas. De modo a proporcionar perfil de tensão reduzido,

considerou-se fator de potência 0.95 na fronteira da ICG.

A Tabela 19 apresenta a manobra dos BC para os diversos despachos dos parques

eólicos na região analisada bem como o carregamento esperado do compensador

estático proposto em Extremoz (-75/150 Mvar) em cada situação de despacho. Foi

considerada em todas as situações compensação fixa em Natal II (4x21,3 Mvar), Natal

III (2x21,3 Mvar) e em João Câmara 69kV (4x21,3 Mvar).

-39

-8

23

55

86

0.913 0.94 0.968 0.995 1.023 1.05

Tensao (pu)

246 NATAL2-RN230

346 NATAL3-RN230

99346 EXTREMOZ230

80030 JCAMARA-230


Relatório Técnico - Estudo para Dimensdos Estados: Ceará, Rio Grande do Nort

Tabela 19 - Necessidade de suportedas centrais eólicas no patamar de carga pesada

Barras Tensão (pu)

Extremoz 230kV 0.973

Extremoz 69kV 1.0

João Câmara 230kV 0.963


Natal II 230kV 0.973

Natal III 230kV 0.973

Campina Grande 230kV

1.018

Com base nos resultados anteriores, foi avaliado também o perfil de tensão no patamar

de carga leve em função dos patamares de geração das centrais eólicas. Essa avaliação

apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores propostos

anteriormente, bem como o carregamento esperado do compensador estático proposto

em Extremoz (-75/150 Mvar) em cada situação de

compensação fixa em Natal II (4x21,3 Mvar), Natal III (2x21,3 Mvar) e em João

Câmara 69kV (4x21,3 Mvar)

Para despacho de 0% considerou

despacho de 40% estariam sendo manobrados 3 BC de 21,3 Mvar.

De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, consid

potência unitário nas centrais eólicas.

Legenda:

Geração em Mvar

Estático Propostoxx

ensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eól Norte e Bahia

Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga pesada – Fluxo elevado na SE

0% 50% 80%

Tensão (pu)

CE (Mvar)

Tensão (pu)

CE (Mvar)

Tensão (pu)

CE (Mvar)

0.973

0.973

0.973

1.0 1.0 1.0

0.963 0.963 0.963

1.0 1.0 1.0

0.973 0.973 0.973

0.973 0.973 0.973

1.018 1.018 1.018




te, bem como o carregamento esperado do compensador estático proposto

75/150 Mvar) em cada situação de despacho. Considerou


Câmara 69kV (4x21,3 Mvar) para despachos dos parques eólicos superiores a 40%.

Para despacho de 0% considerou-se BC de 2x21,3 Mvar em João Câmara 69 kV e para

despacho de 40% estariam sendo manobrados 3 BC de 21,3 Mvar.

De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, consid


Geração em Mvar

Estático Proposto

59 s Eólicas do LER 2009,

de reativo considerando despachos distintos Fluxo elevado na SE-NE

100%

Tensão

(pu) CE

(Mvar)

0.973

1.0

0.963

1.0

0.973

0.973

1.018




te, bem como o carregamento esperado do compensador estático proposto

despacho. Considerou-se na análise


para despachos dos parques eólicos superiores a 40%.

se BC de 2x21,3 Mvar em João Câmara 69 kV e para

De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, considerou-se fator de


Relatório Técnico - Estudo para Dimensdos Estados: Ceará, Rio Grande do Nort

Tabela 20 - Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga leve

Barras Tensão (pu)

Extremoz 230kV 1.051

Extremoz 69kV 1.019



Natal II 230kV 1.009

Natal III 230kV 1.012

Campina Grande 230kV

1.014

Desta forma, pode-se concluir pela análise da

Legenda:

Geração em Mvar

Estático Propostoxx

ensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eól Norte e Bahia

Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga leve

0% 40% 80%

Tensão (pu)

CE (Mvar)

Tensão (pu)

CE (Mvar)

Tensão (pu)

CE (Mvar)

1.051

1.018

1.019

1.019 1.00 1.0

1.039 1.039 1.026

1.00 1.00 1.030

1.009 1.009 1.015

1.012 1.012 1.016

1.014 1.014 1.027

se concluir pela análise da Tabela 19 e

Geração em Mvar

Estático Proposto

60 s Eólicas do LER 2009,

Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos

100%

Tensão

(pu) CE

(Mvar)

1.021

1.0

1.046

1.030

1.013

1.016

1.025



Tabela 20 que a presença do compensador estático em Extremoz II de -75/150 Mvar

absorveria as variações de despacho esperadas das centrais eólicas.



9.2 Modulação do Transformador

As análises iniciais consideraram 3 transformadores de 150 MVA, visto que na condição

com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os

transformadores apresentavam 110 MVA.

Figura 44 - Fluxograma esquemático considerando 3 (três) transformadores de 230/69 kV 150 MVA na Coletora João Câmara.

Alternativamente, considerou-se 2 transformadores de 180 MVA, com despacho pleno

das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG, que apresentavam carregamento

166 MVA, como mostra a figura abaixo.



Figura 45 - Fluxograma esquemático considerando 2 (dois ) transformadores

de 230/69 kV 180 MVA na Coletora João Câmara.

Desta forma, considerou-se como mais atrativo do ponto de vista de custos, considerar

2 (dois) transformadores de 180 MVA, visto que nesta alternativa haverá menos

conexão de transformadores.



10 Coletora Igaporã

A solução indicada para conexão das eólicas no estado da Bahia foi a LT 230 kV Bom

Jesus da Lapa III– Igaporã. O diagrama da Figura 46 apresenta a conexão de uso

exclusivo dos parques eólicos considerada na análise.

Figura 46 - Diagrama esquemático da conexão das centrais geradoras eólica a Coletora Igaporã.

10.1 Suporte de Reativo

A análise da necessidade de alocação de banco de capacitores na coletora Igaporã foi

realizada com o cenário Sudeste Exportador carga pesada, com intercâmbio de

3890 MW na Norte Sul. Este cenário é o mais crítico para região analisada já que as

linhas da interligação Sudeste-Nordeste apresentam-se bastante carregadas.

Pode-se observar que, para praticamente o mesmo intercâmbio de recebimento do

Nordeste considerado, o despacho das centrais eólica na região reduz o fluxo na

interligação Sudeste-Nordeste, melhorando desta forma o perfil de tensão em Bom

Jesus da Lapa III. O diagrama abaixo apresenta o cenário analisado.

115 km2X795 MCM CS

Bom Jesus da Lapa 230 KV

EOL Igaporã 30 MW

EOL Porto Seguro 6 MW

EOL Iheus10,5 MW

EOL N.S. da Conceição – 24MW

EOL Planaltina25,5 MW

EOL Pajeu do Vento

24 MW

EOL Serra do Salto

15 MW

EOL Guanambi

16.5

EOLCandiba

9 MW

EOLPindaí

22,5 MW

EOLGuirapá27 MW

EOLLicinio

de Almeida22.5 MW

EOL Alvorada7.5 MW

EOL Rio Verde

30 MW

Grupo 4

63 MW

0,69 kV 34,5 kV

69 kV

Igaporã230 kV

5,7

km

7,5

km7 k

m

18 km1X740 .8 MCM CS

Grupo 2

50 MWGrupo 1

70 MW

Igaporã69 kV

69 kV

34,5 kV

0,69 kV

69 kV

69 kV

Grupo 3

38 MW Grupo 5

50 MW

3 km1X954 MCM CS






(a) Sem EOL

(b) Com EOL

Figura 47 - Diagrama esquemático cenário sudeste exportado carga pesada – ano 2012. (a) Sem EOL e (b) com EOL.

1.0011.045

300. 342.

16.1.025

-64.1.035

1478 -40.96.

30 1.023 1.021 -148.

365 32 1.010 85 1.030 5 608

-103. 1.031 1.026 0.980240.

1.023750 -96

251 679 205 196-18. -233 61

-59-484 131 -114 292

-347-49

1.046 1589 1.041 250 1.063 -63 1.057 -74 22 1.0351.054

-1

-375-55 1.027 213 156 -218

228 51 -2 7626

1.0411.073 -101

-90. 500. 1.044 57 155 -154

1805-104

434445

-499 1.058 -141 4.

1399 1321 757

1.063-47 1.055 -415 539

3895 743-180

-562 1037 0.992-19

1056 13 163.

283

RE NE= -1916

-289

178

1.037

351PD TSD SBT FZD

QXD

PRO PRI CPE

BEA

MW

MIR

MLGSJP

CORGO

ITA

BJL

REG

IBI SAP

SBDTSA

PICDMG

TermoCeará

Fortaleza

GNL

UTE

CS

CS

PEC

FTZ

BNBMOS

Sudeste

IZ

Usinas São

Francisco

CS AC

EST

MB

CS

0

1.0171.054

300. 342.

7.1.025

-77.1.043

1479 -48.98.

31 1.026 1.029 -151.

345 32 1.008 85 1.028 8 607

1.027 1.029 0.978240.

1.027748 -95

251 688 204 197-24. -265 64

-73-485 128 -113 291

-347-47

1.059 1602 1.055 250 1.076 -52 1.068 -83 33 1.0441.064

9

-398-76 1.028 212 154 -219

227 52 -6 8825

1.0371.082 -111

-90. 500. 1.058 82 153 -154

1783-113

411437

-421 1.072 -132 -4.

1442 1363 850

1.079-38 1.070 -417 645

3890 858-183

266 71 fp=1

-484 908 0.99525

266-16 -4

0.999

922 40 56. -2 50 fp=0.99

223 0.990-7

1.002

38 fp=0.99

RE NE= -1803 -6 1.002

63 fp=0.99

-81.004

49 fp=0.99

-71.003

1.001

-334

178

1.009

1.045

355PD TSD SBT FZD

QXD

PRO PRI CPE

BEA

MW

MIR

MLGSJP

CORGO

ITA

BJL

REG

IBI SAP

SBDTSA

PICDMG

TermoCeará

Fortaleza

GNL

UTE

CS

CS

PEC

FTZ

BNBMOS

Sudeste

IZ

Usinas São

Francisco

CS AC

EST

MB

CS

Igaporã

50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

2X21,3 Mvar

G1

G2G1

G2G1

G2G1



Como no ponto de conexão a central geradora eólica deve propiciar os recursos

necessários para operar com fator de potência entre 0,95 capacitivo e 0,95 indutivo na

fronteira, para avaliar o suporte de tensão com fluxo elevado na interligação Sudeste-

Nordeste, considera-se a situação mais adversa, ou seja, as usinas operando com fator

de potência 0,95 indutivo.

A Figura 48 apresenta o perfil de tensão em condição normal onde as centrais eólicas

estariam proporcionando fator de potência 0,95 indutivo no ponto de conexão.

Observa-se que nesta situação, foi necessário suporte de tensão adicional na SE

Igaporã, tanto no 69 kV, de modo a não requisitar recurso adicional da rede básica,

bem como cerca de 50 Mvar no 230 kV.

Figura 48 - Diagrama esquemático da conexão em condição normal. Fluxo elevado na SE-NE e despacho reduzido das UHE da região. Fator de potência

0,95 indutivo na fronteira da ICG.

Através da análise da curva QxV, apresentada na Figura 49, percebe-se que é

necessário cerca de 40 Mvar em Igaporã 230 kV e 10 Mvar em Igaporã 69 kV para

obtenção de tensão 1,00 pu em ambas as subestações. Considerou-se o compensador

estático de Bom Jesus da Lapa gerando 130 Mvar, cerca de 50 % da capacidade

máxima do estático (250 Mvar).

fp=

855 642

922 -32 264 70fp=0.95 19 -190

226 0.989 265-76 -22

0.956 0.986 1.045

139.-74

50fp=0.94

1.000 -180.977 0.992 1.021

37fp=0.94

1.0251.019

1.018

-140.966

63FP=0.96

-190.961

50fp=0.94

-180.962

270

-91

-75

228

1.0271.064

0.968

80.

78.

0.980268

fp=0.9476

SAP

CMD

BJL

SM II

GVMFUN

ITAPEBIUHE

P.CAVALOUHE

IBI

BRU

ENP

SAJ

Igaporã

1x50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

2x21,3 Mvar



Figura 49 - Curva QxV com necessidade de reativo na subestação de Igaporã

230 e 69 kV em condição normal.

10.2 Variação do Despacho das Centrais Eólicas

Essa avaliação apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores

propostos para o despacho pleno das centrais eólicas, ou seja, os BC de 50 Mvar em

Igaporã 230 kV e 2x 21,3 Mvar em Igaporã 69 kV.

Foi avaliado o perfil de tensão no patamar de carga pesada e fluxo elevado na

interligação SE-NE em função dos patamares de geração das centrais eólicas. De modo

a proporcionar perfil de tensão reduzido, considerou-se fator de potência 0.95 na

fronteira da ICG.

A tabela abaixo apresenta a manobra dos BC para os diversos despachos dos parques

eólicos na região analisada bem como o carregamento esperado do compensador

estático existente em cada situação de despacho.



Tabela 21 - Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga pesada – Fluxo elevado na SE-NE


de carga leve e fluxo reduzido na interligação SE-NE em função dos patamares de

geração das centrais eólicas. Essa avaliação apresenta uma expectativa de manobra

dos bancos de capacitores propostos anteriormente, bem como o carregamento

esperado do compensador estático existente em cada situação de despacho.

De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, considerou-se fator de


Tabela 22 - Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga leve – Fluxo reduzido na SE-NE

10.3 Análise de Contingências

Utilizando o cenário com fluxo elevado na interligação Sudeste-Nordeste, foram

realizadas as contingências no patamar de carga pesada.

Os diagramas abaixo apresentam os fluxos, o perfil de tensão e a geração do estático

de Bom Jesus da Lapa 500 kV nas contingências mais críticas.

A perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara é a contingência que acarreta

maior absorção do CE de Bom Jesus da Lapa 500 kV, cerca de 108 Mvar (43% da

capacidade mínima do estático), mesmo considerando presente o BC de 50 Mvar em

Igaporã e fator de potência unitário nas centrais eólicas.

Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar)

BJL 230kV 1,004 - 1 - 1 - 1 -

BJL 500kV 0,998 0,998 0,993 0,989

Igaporã 230kV 1,016 - 0,995 - 1,006 0,968

Igaporã 69kV 1 - 0,996 - 0,98 - 0,98

Legenda:Barras

0% 40% 60% 100%

2x21,3 Mvar

1x50 Mvar

86 13926

Geração em Mvar Estático Existentexx

21

Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar)

BJL 230kV 1 - 1 - 1 - 1,003 -

BJL 500kV 1 0,999 0,996 0,977

Igaporã 230kV 1,012 - 1,009 - 0,998 - 0,988

Igaporã 69kV 1 - 1,003 - 1 - 1 -

Barras0% 40% 60% 100%

Legenda:

1x50 Mvar

29 282 Geração em Mvar Estático Existentexx12



Figura 50 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III – Rio das Éguas. Ano 2012.

Figura 51 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III – Ibicoara. Ano 2012.

Mesmo considerando a abertura da LT Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas no terminal

de Rio das Éguas, o CE de Bom Jesus da Lapa 500 kV seria capaz de absorver o

excedente de reativo e não haveria violação das tensões em Bom Jesus da Lapa com a

presença de 1 BC de 50 Mvar em Igaporã e fp=1 nas centrais eólicas. O diagrama da

Figura 52 mostra a LT operando em vazio.

-1118 1.012 -136

1590 1502 1170

1.003-54 0.998 -441 -83

4774 70-43

266 70 fp=0.99

-8500 1.009

-32266

-10 -110.998

00

-55. 8 49 fp=0.99

-351.000

-71.001

38 fp=0.99

RE NE= -1367 -6 1.000

63 fp=0.99

-81.002

49 fp=0.99

-71.002

1.000

fp=0.9993

1.026

MW

CORGO

BJL

REG

IBI SAP

Sudeste

Usinas São

Francisco

Igaporã

50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

2x21.3 Mvar

G1

G2G1

G2G1

G2G1

Usinas São

Francisco

-998 1.027 -117

1502 1419 1037

1.025-50 1.018 -426 -149

4613 0-9

266 70 fp=0.99

-815136 1.014

0266

-10 -111.002

136-43

-108. 9 49 fp=0.99

-741.000

-71.005

37 fp=0.99

RE NE= -1465 -6 1.005

63 fp=0.99

-81.007

49 fp=0.99

-71.006

1.004

fp=0.9993

1.027

MW

CORGO

BJL

REG

IBI SAP

Sudeste

Usinas São

Francisco

Igaporã

50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

2x21.3 Mvar

G1

G2G1

G2G1

G2G1

Usinas São

Francisco



Figura 52 - Diagrama esquemático da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III– Rio das Éguas operando em Vazio. Ano 2012.

No caso da perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves, o CE necessitaria fornecer

cerca de 154 Mvar (61,6% da capacidade máxima do estático) considerando a presença

do BC de 50 Mvar em Igaporã.

Figura 53 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves. Ano 2012

-1118 1.012 -136

1590 1502 1170

1.003-55 0.998 -442 -83

4774 70-31

266 71 fp=0.99

-8500 1.020

-21266

-16 -110.998

00

-189. 0 50 fp=0.99

-351.000

-71.001

38 fp=0.99

RE NE= -1367 -6 1.000

63 fp=0.99

-81.002

50 fp=0.99

-71.002

1.000

fp=0.9982

1.021

MW

CORGO

BJL

REG

IBI SAP

Sudeste

Usinas São

Francisco

IgaporãG1

G2

G3

G4

G5

G1

G2G1

G2G1

G2G1

50 Mvar 2x43.2 Mvar

Usinas São

Francisco

-5440 1.043 -159

0 1107 789

1.0481197 1.023 -575 682

388192

901-190

266 70 fp=0.99

-411 961 0.98843

266-16 -11

0.998

978 15 154. -2 49 fp=0.99

2390.990

-71.001

37 fp=0.99

RE NE= -210 -6 1.000

63 fp=0.99

-81.002

49 fp=0.99

-71.002

1.000

fp=0.9982

1.009

MW

CORGO

BJL

REG

IBI SAP

Sudeste

Usinas São

Francisco

IgaporãG1

G2

G3

G4

G5

G1

G2G1

G2G1

G2G1

Usinas São

Francisco



10.4 Análise de Sensibilidade

Recentemente, a Empresa Bahia Mineração (BAMIN), encaminhou a EPE solicitação de

conexão nesta região, prevista para 2012, no sudoeste baiano, próximo aos Municípios

de Caetité e Lagoa, com consumo previsto de 60,4 MW.

O diagrama a seguir mostra a localização do consumidor e as distâncias até as

subestações de Igaporã e Bom Jesus da Lapa e Brumado.

Figura 54 - Localização do consumidor BAMIN

Frente às distâncias envolvidas, a conexão na SE Igaporã apresenta-se como a mais

atrativa, visto que estaria cerca de aproximadamente 50 km do Consumidor Bamim.

Desta forma, para efeito de sensibilidade no desempenho da rede, avaliou-se a

conexão de BAMIN na SE 230 kV de Igaporã como mostra a 0.

Figura 55 - Conexão do consumidor Bamin na SE Igaporã

Os perfis de tensão em condição normal, considerando o cenário crítico analisado

anteriormente, ou seja, cenário Sudeste Exportador pode-se observar que neste caso o

CE de Bom Jesus da Lapa necessitaria gerar cerca de 120 Mvar com a mesma

quantidade de BC prevista para conexão das eólicas na SE Igaporã.

Itagiba BAMIN

160 km

115 km

50 km

108 km

Igaporã

115 km2X795 MCM CS

BAMIN60,4 MWfp=0.92

Igaporã230 kV

Igaporã69 kV

50 km1X636 MCM CS

Bom Jesus da Lapa 230 KV



Figura 56 - Diagrama esquemático da conexão do Consumidor BAMIN na SE Igaporã. Ano 2012.

As contingências da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara, com a presença do

consumidor, acarreta absorção de cerca de 76 Mvar do CE de Bom Jesus da Lapa III.

Observa-se que a presença do consumidor acarreta menor absorção do CE de Bom

Jesus da Lapa que na situação sem a sua presença.

-467 1.064 -139

1463 1382 868

1.065-56 1.059 -435 625

3927 837-187

266 71 fp=0.99

-525945 0.991

13266

-16 -110.998

96124

115. -2 50 fp=0.99

234 -71.001

38 fp=0.99

RE NE= -1853 61 -6 1.000

0.99019

0.973 63 fp=0.99

-81.002

50 fp=0.99

-71.002

1.000

fp=0.998

1.009

MW

MLGSJP

CORGO

BJL

REG

IBI SAP

Sudeste

Usinas São

Francisco

Igaporã

50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

2X21.6Mvar

G1

G2G1

G2G1

G2G1

64.4 MW(fp=0.92)

BAMIN

Usinas São

Francisco



Figura 57 - Perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara, com a presença do consumidor Bamin. Ano 2012

A perda da LT 500 kV Colinas -Ribeiro Gonçalves, com a presença do consumidor,

acarreta fornecimento de cerca 209 Mvar do CE de Bom Jesus da Lapa (83,6% da

capacidade máxima do estático). Deste modo, a presença do consumidor acarreta

maior fornecimento do CE de Bom Jesus da Lapa que na situação sem a sua presença.

Figura 58 - Perda da LT 500 kV Ribeiro Gonçalves – Colinas com Consumidor

Bamin – 2012

-875 1.029 -125

1389 1309 914

1.019-105 1.018 -462 -149

4549 0-9

266 71 fp=0.99

-745186 1.011

0266

-16 -110.998

187-45

-75. 0 49 fp=0.99

-72 -71.001

38 fp=0.99

RE NE= -1511 61 -6 1.000

1.00019

0.983 63 fp=0.99

-81.002

50 fp=0.99

-71.002

1.000

fp=0.9982

1.021

MW

CORGO

BJL

REG

IBI SAP

Sudeste

Usinas São

Francisco

Igaporã

50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

2X21.6Mvar

G1

G2G1

G2G1

G2G1

64.4 MW(fp=0.92)

BAMIN

Usinas São

Francisco

-5970 1.038

-163

0 1121 807

1.0391213 1.016 -583 661

392087

878-194

266 70 fp=0.99

-456997 0.983

29266

-16 -110.998

10165

209. -2 49 fp=0.99

258 -71.001

38 fp=0.99

RE NE= -1445 61 -6 1.000

0.99019

0.973 63 fp=0.99

-81.002

49 fp=0.99

-71.002

1.000

fp=0.9982

1.009

MW

CORGO

BJL

REG

IBI SAP

Sudeste

Usinas São

Francisco

Igaporã

50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

2X21.6Mvar

G1

G2G1

G2G1

G2G1

64.4 MW(fp=0.92)

BAMIN

Usinas São

Francisco



11 Análise do Desempenho Dinâmico

As análises de desempenho dinâmico têm por objetivo apresentar o comportamento

dos geradores eólicos frente às perturbações na rede elétrica. Esses aerogeradores,

com conversores, apresentam reguladores de tensão que contribuem para o aumento

da margem de estabilidade de tensão.

Este item apresenta as simulações realizadas no entorno das Coletoras João Câmara e

Igaporã.

Nas análises de dinâmica foram considerados os seguintes tempos de duração do

curto-circuito:

Curto Circuito 230 kV: Duração de 150 ms Curto Circuito 500 kV: Duração de 100 ms

Na análise dinâmica, referente às coletoras Igaporã e João Câmara, foram considerados

os sistemas eólicos de velocidade variável, nos quais se encontram os geradores

assíncronos. Nesses sistemas eólicos, de velocidade variável, a frequência elétrica da

rede é desacoplada da frequência mecânica do rotor da turbina por meio de

conversores estáticos interligados ao estator e/ou rotor das máquinas. O modelo dupla

alimentação é constituído por conversores CA – CA, localizada no circuito do rotor,

como mostra a Figura 59. Este modelo é indicado quando a faixa de controle de

velocidade é limitada, como acontece nas turbinas eólicas, onde a velocidade varia em

um intervalo entre a velocidade de partida “cut-in” até a velocidade nominal.

Figura 59 - Gerador eólico duplamente alimentado.



Foram considerados para modelagem dessas máquinas os modelos típicos do Gerador

de Indução de Dupla Alimentação - GIDA disponibilizados pelo CEPEL.

11.1 Coletora Igaporã

Com o intuito de verificar o comportamento da rede elétrica no entorno de Igaporã e

das respectivas máquinas eólicas foram simulados alguns casos abaixo apresentados.

11.1.1 Perda do Transformador Igaporã 230/69 kV

A Figura 60 apresenta o comportamento da tensão devido a um curto-circuito

monofásico em Igaporã 230 kV seguido da perda do transformador 230/69 kV

considerando todas as centrais eólicas previstas e fator de potência unitário. No

momento do defeito, as tensões da região sofrem uma queda brusca, porém retornam

ao seu valor inicial, após a eliminação da falta.

Figura 60 - Comportamento da tensão em Bom Jesus da Lapa III 230 kV, Igaporã 230 kV, 69 kV e no terminal de umas das centrais eólicas (EOL

Pindaí). Perda do transformador 230/69 kV

Observa-se, na Figura 60, que após a eliminação da falta e perda do transformador a

tensão da máquina sobe e em seguida ocorre uma queda da tensão, acarretando uma

injeção do fluxo de potência reativa, acarretando uma sobretensão de 1.30 pu,

contudo, abaixo do critério máximo estabelecido (1,40pu). Apenas apões 50 ms há o



reestabelecimento da tensão ao valor inicial. Quanto maior a queda, maior o reativo

injetado, levando a uma maior sobretensão. Esses valores dependem da modelagem

utilizada das máquinas e da atuação dos reguladores associados.

Desta forma, foi simulada a perda do transformador 230/69 kV Igaporã, sem a

presença dos bancos de capacitores propostos. Neste caso, a queda de tensão é ainda

maior, acarretando uma maior sobretensão. Porém, pela Figura 62, observa-se que

mesmo sem a presença da compensação proposta a tensão em Igaporã 69 kV não

ultrapassa o limite de 1,40 pu.

Figura 61 - Comparação do comportamento da tensão de Pindaí x fluxo de

reativo na máquina



Figura 62 - Comportamento da tensão de Pindaí sem a presença dos bancos

de capacitores propostos.

A atuação da malha de controle de velocidade dos aerogeradores atende ao balanço de

potência, mantendo a estabilidade e propiciando a recuperação após 0,7 segundos

aproximadamente, retornando ao seu valor inicial de aproximadamente 1,00 pu.

11.1.2 Perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves

Como apresentado anteriormente, a perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves é a

contingência que leva o compensador estático de Bom Jesus da Lapa III a fornecer o

mais reativo, próximo a sua capacidade nominal.

Assim foi simulado um curto-circuito 1φ em Colinas 500 kV seguido da perda desta

linha. A Figura 63 apresenta o comportamento do compensador estático de Bom Jesus

da Lapa 500 kV III nesta contingência.



Figura 63 - Potência reativa do CE de Bom Jesus da Lapa III (-250/250

Mvar). Perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves

Na Figura 63 observa-se que o estático estabiliza no valor de 117 Mvar,

aproximadamente 50 % do valor máximo do estático.

A Figura 64 apresenta o comportamento das tensões da região para esta contingência.

Pode-se observar que as tensões se estabilizam após 5 segundos aproximadamente,

retornando aos seus valores iniciais.

Figura 64 - Comportamento da tensão em Bom Jesus da Lapa III, Ribeiro Gonçalves, Colinas 500 kV e Igaporã 230 kV. Perda do da LT 500 kV Bom

Jesus da Lapa III– Ibicoara.



11.1.3 Perda da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara

Na análise do curto-circuito em Bom Jesus da Lapa 230 kV foi analisada a perda da LT

230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara . A Figura 65 apresenta o comportamento das

tensões da região analisada para esta perturbação.

Figura 65 - Comportamento da tensão em Ibicoara, Bom Jesus da Lapa III e

Igaporã 230 kV. Perda do da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara.

Pode-se observar que após um segundo o sistema retorna aos valores iniciais de

tensão.

A Figura 66 apresenta o comportamento do CE de Bom Jesus da Lapa III. Pode-se

observar que CE não atinge seus limites e se estabiliza em 13 segundos no valor final

de 90 Mvar, 36% do seu valor máximo.



Figura 66 - Potência reativa do CE de Bom Jesus da Lapa III (-250/250 Mvar)

– Perda da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara.



11.2 Coletora João Câmara

Com o intuito de verificar o comportamento da rede elétrica no entorno de João

Câmara e das respectivas máquinas para geração eólica foram simulados alguns casos

abaixo apresentados.

11.2.1 Perda de um dos Transformadores João Câmara 230/69 kV

A Figura 67 apresenta o comportamento da tensão devido a um curto-circuito

monofásico em João Câmara 230 kV seguido da perda do Transformador 230/69 kV

considerando todas as centrais eólicas previstas e fator de potência unitário. No

momento do defeito, as tensões da região sofrem uma queda brusca, porém retornam

ao seu valor inicial, após a eliminação da falta.

Figura 67 - Comportamento da tensão em Extremoz 230 kV, João Câmara 230 kV, 69 kV e no terminal de umas das centrais eólicas (EOL Santa Clara II).

Perda do Transformador 230/69 kV

Observa-se que após a eliminação da falta e perda do transformador a tensão da

máquina sobe e em seguida ocorre uma queda da tensão, acarretando uma injeção do

fluxo de potência reativa, acarretando numa sobretensão ainda maior e apenas em

seguida há o reestabelecimento da tensão ao valor inicial. Quanto maior a queda, maior

o reativo injetado, levando a uma maior sobretensão. Esses valores dependem da

modelagem utilizada das máquinas das centrais eólicas e da atuação dos reguladores

associados.



A figura a seguir apresenta o comportamento do compensador estático de Extremoz

230 kV, do CE de Campina Grande (existente) e de uma das centrais eólicas nesta

contingência.

Figura 68 - Potência reativa do CE de Extremoz (-75/150 Mvar), CE Campina Grande e de uma das centrais eólicas. Perda da LT 230 kV Campina Grande -

Extremoz

Na figura anterior observa-se que o estático após a eliminação da falta fornece cerca de

170 Mvar, porém no momento que as eólicas fornecem reativo, o CE absorve -52 Mvar,

garantido controle da sobretensão provocadas pelas centrais eólicas.

11.2.2 Perda da LT 230 kV Campina Grande - Extremoz

Foi simulada a perda da linha 230 kV Campina Grande – Extremoz para um curto-

circuito 1φ em Extremoz considerando todas as centrais eólicas previstas e fator de

potência unitário. A figura a seguir apresenta o comportamento das tensões da região

para esta contingência. Observa-se um segundo pico de tensão, em torno de 20 ms

após a eliminação da falta, devido o reativo injetado pelas centrais eólicas utilizando os

modelos típicos GIDA. Essas sobretensões no segundo pico atingem cerca de 1,142 pu,

não violando o critério estabelecido (1,40 pu).



Figura 69 - Comportamento da tensão em Extremoz, João Câmara, Natal II e

Natal III 230 kV. Perda da LT 230 kV Campina Grande - Extremoz.

As máquinas injetam reativo pois as tensões no 69 kV não se estabilizaram, chegando a

cerca de 0.96 pu cerca 17 ms após a eliminação da falta, devido ao reativo injetado

pelas centrais eólicas, como mostra a figura a seguir.

Figura 70 – Comportamento da tensão em João Câmara, e Santa Clara 69 kV. Perda da LT 230 kV Campina Grande-Extremoz.

A figura a seguir apresenta o comportamento do compensador estático de Extremoz

230 kV, do CE de Campina Grande (existente) e de uma das centrais eólicas nesta

contingência.



Figura 71 - Potência reativa do CE de Extremoz (-75/150 Mvar), CE Campina Grande e de uma das centrais eólicas. Perda da LT 230 kV Campina Grande -

Extremoz

Na figura anterior observa-se que o estático após a eliminação da falta fornece cerca de

150 Mvar, porém no momento que as eólicas fornecem reativo, o CE absorve -30 Mvar,

garantido controle da sobretensão provocadas pelas centrais eólicas.

11.2.3 Perda da LT 230 kV Extremoz – Natal III

Na perda da linha 230 kV Campina Grande – Natal III considerando curto-circuito 1φ

em Extremoz, com todas as centrais eólicas previstas e fator de potência unitário,

apresenta desempenho semelhante a contingência anterior, atingindo no segundo pico

de sobretensão de cerca de 1.147 pu em 20 ms após eliminação da falta.

-73

7

88

168

248

0, 0,39 0,77 1,16 1,55 1,93

QCES 444 10 CGD---CER013

QCES 99346 10 EXTREMOZ230

FLXR 80030 JCAMARA-230 99346 EXTREMOZ230 1



Figura 72 - Comportamento da tensão em Extremoz, João Câmara, Natal II e Natal III 230 kV. Perda da LT 230 kV Extremoz-Natal III.

A Figura 73 apresenta o comportamento do compensador estático de Extremoz 230 kV,

do CE de Campina Grande (existente) e de uma das centrais eólicas nesta contingência.

Figura 73 - Potência reativa do CE de Extremoz (-75/150 Mvar). Perda da LT

230 kV Extremoz-Natal III

Pode-se observar na figura anterior que o estático após a eliminação da falta fornece

cerca de 185 Mvar, porém no momento que as eólicas fornecem reativo, o CE absorve -

85 Mvar, garantido controle da sobretensão provocadas pelas centrais eólicas.



12 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz

Este item apresenta os resultados dos estudos de sobretensões à frequência industrial,

realizados com o objetivo de verificar a possibilidade de ocorrência de valores

proibitivos de tensões temporárias ou sustentadas, que venham a comprometer os

equipamentos conectados ao sistema, em consequência das manobras programadas

e/ou intempestivas dos circuitos da região onde a linha de transmissão que será

implantada.

As análises contemplam os seguintes estudos:

12.1 Energização de Linha

Esta análise tem o objetivo de verificar o desempenho de regime permanente se na

energização da linha de transmissão se há a necessidade de reatores na linha para

permitir a energização.

Nas análises de energização de linha foram considerados os seguintes limites de tensão

em nível de 230 kV:

Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;

Tensão no terminal de linha aberto de 1,10 pu.

Tensão máxima permitida nos barramentos com transformação: 1,05 pu.

Nas análises considerou-se o cenário pessimista, ou seja, condição de carga leve e

patamar de geração de 40%.

A Figura 74, Figura 75 e Figura 76 contem os fluxos de potência e perfis de tensão nas

barras para as configurações de referência utilizada para cada coletora.



Figura 74 - Fluxo de potência e tensões para o caso de energização para a

coletora Acaraú II. Carga leve

Figura 75 - Fluxo de potência e tensões para o caso considerado no estudo de

rejeição de carga em João Câmara. Carga leve.



Figura 76 - Fluxo de potência e tensões para o caso considerado no estudo de

rejeição de carga em Igaporã. Carga leve.

1.0461.017

0. 342.

0.1.023

-26.1.022

1261 -86.-6.

70 1.022 1.017 -39.

7 54 1.030 100 0.998 11 41

-111. 1.032 1.032 0.998240.

1.023446 104

65 137 -193 124 47329. -70 48 2200.

478 -31033 -1134 344 -98

152230

1.068 -292 1.048 -293 1.026 163 1.015 -30 -16 1.0141.049

-24 1360

-46840 1.043 -330 -277 -98

210 -262 -35 2390 3000.

1.0351.040 -149

287 -90. 300. 1.014 -821 -279 -41

9237

-38-521

-85

-23 1.044 -71 -0.

-1637 -1707 -2105682

1.082512 1.063 288 -450

-1306 -397201

0 0

36 -224 0.995246

00 0

0.998

-223 16 57. 0 0

96 1.0500

1.001

0

RE NE= -13 0 1.000

0

01.002

0

01.002

1.000

-289.

248

0.988

1.024

93

1221.

612

PD TSD SBT FZD

ULG

QXD

PRO PRI CPE

PAQ

UX

GBEA

Demais UTE

MW

MIR

MLGSJP

CORGO

ITA

BJL

REG

IBI SAP

SBDTSA

PICDMG

TermoCeará

Fortaleza

GNL

UTETUC II

Swing

CS

CS

PEC

FTZ

BNBMOS

Sudeste

IZ

Usinas São

Francisco

CS

TUC I

AC

EST

MB

CS

Igaporã

50 Mvar

G1

G2

G3

G4

G5

G1

G2G1

G2G1

G2G1

2X21,3 Mvar



12.1.1 Energização Trecho 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Sobral III

Considerou-se a energização de uma das duas LT a partir de qualquer um de seus

terminais. Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão

superior a 5% em nenhuma das barras.

A Figura 77 ilustra as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à

energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de

energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização

da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores

de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Sobral III

de 1,050 pu.

Considerando que a SE Acaraú II não tem recurso de controle de tensão, ao contrário

de Sobral III, e que não se recomenda a operação de Sobral III com um nível de

tensão acima de 1,035 para um despacho de eólica de 40% em carga leve, conforme

apurado nas análises para determinação da necessidade de suporte reativo em regime

permanente, pode-se concluir, pela observação da Figura 77, que não é indicada a

energização da linha por Acaraú II com tensão em Sobral III de 1,050 pu.

Figura 77 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por sobral, com despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1050 pu.



Diminuindo a tensão em Sobral III para 1,035 pu e repetindo o procedimento de

energização da linha, obtemos os resultados que constam da Figura 78.

Figura 78 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por sobral, com despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1,035 pu.

Desta forma, é possível energizar esse trecho partindo de um nível de tensão inicial em

Sobral III de 1,035 pu. Isto não é problemático, pois para a própria operação em

regime permanente, e recomendável a tensão máxima em Sobral III fica limitada a

1,035 pu.

12.1.2 Energização da LT 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Acarau II

A Figura 79 ilustra as tensões nas subestações no momento antes da energização da

linha de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de energização do

primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização da linha quando

fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores de tap

automático (Lib). Inicialmente, foi considerado o caso com tensão em Sobral III de

1,050 pu.



Figura 79 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por Acaraú, com

despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1,050 pu.

Considerando que a SE Acaraú II não tem recurso de controle de tensão, ao contrário

de Sobral III, e que não se recomenda a operação de Sobral III com um nível de

tensão acima de 1,035 para um despacho de eólica de 40%, em carga leve, conforme

apurado, no estudo para determinação da necessidade de suporte reativo em regime

permanente, pode-se concluir, pela observação da Figura 79, que não é indicada a

energização da linha de transmissão por Acaraú II com tensão em Sobral III de 1,050

pu.

Diminuindo-se a tensão em Sobral III para 1,035 pu o resultado obtido pode ser

verificado pela observação da Figura 80.




Para a energização por Acaraú II, não foi possível energizar esse trecho partindo de um

nível inicial de tensão em Sobral III 230 de 1,035 pu. Isto não é surpreendente, pois

esta barra tem muito menos de recursos de controle de tensão do que Sobral III.

Mais uma vez, diminuiu-se a tensão em Sobral III, agora para 1,020 pu e o resultado

obtido pode ser visto na Figura 81.


Pode-se observar na figura acima que foi necessário partir de uma tensão mais

reduzida 1,020 pu, em Sobral III, para evitar tensões acima do critério em Acaraú II.

Isso não é problemático, tanto por 1,020 não ser uma tensão tão baixa, como também

pela alternativa de conexão ser feita por Sobral III com um nível de tensão maior, não

caracterizando, portanto, a necessidade de reatores em Acaraú II.

12.1.3 Energização da LT 230 kV Extremoz II-João Câmara

A energização da LT 230 kV Extremoz II - João Câmara foi simulada partindo-se com

uma tensão de 1,05 pu na SE Extremoz II, no patamar de carga leve. O diagrama da

Figura 82 apresenta as tensões com a energização partindo-se de Extremoz II.



Figura 82 - Diagrama esquemático da energização da SE João Câmara via Extremoz II

Nesta situação, foram obtidas tensões de 1,06 pu, abaixo do critério estabelecido (1,10

pu). Portanto, não é necessária a instalação de reator de linha em nenhuma das duas

extremidades da LT.

12.1.4 Energização da LT 230 kV B. Jesus da Lapa III-Igaporã

A energização da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa III-Igaporã foi simulada partindo-se

com uma tensão de 1,05 pu na SE Bom Jesus da Lapa 230 kV, no patamar de carga

leve. O diagrama da Figura 83 apresenta as tensões com a energização partindo-se de

Bom Jesus da Lapa III.

Figura 83 - Diagrama esquemático da energização da SE Igaporã via Bom Jesus da Lapa III

Nesta situação, foram obtidas tensões de 1,069 pu, abaixo do critério estabelecido

(1,10 pu). Portanto, não é necessária a instalação de reator de linha em nenhuma das

duas extremidades da LT.

57.

29.

29.

1.050

1.058

1.050

0

1.069

1.061

Igaporã

LER- 2009

Pré-

Pós-

Lib.

Pré-

Pós-

Lib.

BJL



12.2 Rejeição de Carga

Este estudo tem o objetivo de analisar os reflexos no sistema interligado da abertura

das linhas de transmissão previstas para escoamento das centrais eólicas.

Foi realizada uma análise do comportamento do sistema frente à perda das LT nos

cenários em que as eólicas estivessem com despacho pleno.

Desta forma, os estudos de rejeição de carga visam verificar a existência de

sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos associados quando de

aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas em questão. A situação mais

crítica é a abertura apenas de um destes terminais, devido a uma atuação intempestiva

da proteção ou falha humana.

12.2.1 Rejeição Simples no trecho Sobral III - Acaraú II

Foi considerado patamar de carga leve com despacho de cerca de 40%, dado que foi a

condição mais adversa observada, sob o ponto de vista de sobretensão, vide Figura 84.

Figura 84 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência em 2012, carga

leve. Coletora Acaraú II.

A parte de imagem com identificação de relação rId137 não foi encontrada no arquivo.



A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,060 pu

nos terminais da linha quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.

Foi utilizada a modelagem para utilização no ANATEM da turbina e controlador PITCH

disponibilizado pelo agente.

A Figura 85 e Figura 86 ilustra, respectivamente, as sobretensões obtidas nas

extremidades da linha quando da abertura em Acaraú II, e quando da abertura em

Sobral III, respectivamente, para o ano 2012.

Figura 85 - Tensões nas SEs Sobral III, Acaraú II e terminal da linha quando

da abertura em Sobral III. Ano 2012.

Figura 86 - Tensões nas SE Sobral III, Acaraú II e terminal da linha quando

da abertura em Acaraú II. Ano 2012.



12.2.2 Rejeição Simples no trecho Extremoz II - Natal III

Foi considerado patamar de carga leve com despacho de cerca de 40%, dado que foi a

condição mais adversa observada sob o ponto de vista de sobretensão.

Figura 87 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência em 2012, carga leve. Coletora João Câmara.

Considerando esse despacho, é necessário manobrar pelo menos 1 BC de 21,3 Mvar,

no 69 kV, de João Câmara, de modo a não haver sobretensão sustentada em João

Câmara, quando da abertura no terminal de Natal III.



(a) (b)

Figura 88 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência, em 2012, da LT 230 kV Extremoz II - Natal III quando da abertura do terminal de Natal III,

carga leve, com despacho de cerca de 40% das eólicas. Coletora João Câmara, BC em João Câmara 69 kV, (a) 3 x 21,3 Mvar kV e (b) 4 x 21,3 Mvar.

A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,040 pu

nos terminais da linha quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.

As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando

da abertura em Natal III, e quando da abertura em Campina Grande, respectivamente,

para o ano 2012.



Figura 89 - Tensões nas SE Extremoz II, João Câmara II e terminal da linha quando da abertura em Natal III. Ano 2012.

Observa-se que nesta rejeição, a presença do compensador estático de (-75/150 Mvar)

em Extremoz II garante suporte de reativo necessário para não acarretar sobretensão

em João Câmara. As centrais eólicas devem também responder de modo a não

acarretarem sobretensão quando da ocorrência de rejeição no sistema.

Figura 90 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) quando da abertura em Natal III. Ano 2012.

1.012

1.032

1.053

1.073

1.093

0. 1. 2. 3. 4. 5.

VOLT 80030 JCAMARA-230

VOLT 99346 EXTREMOZ230

VOLT 9999 FIC_EXT

-55.6

-41.7

-27.8

-14.

-0.1

0. 1. 2. 3.1 4.1 5.1

QCES 99346 10 EXTREMOZ230

FLXR 80062 MORRVENT-69 80020 JCAMARA--69 1



No caso em que não haja despacho das eólicas, será necessário manobrar 2 x BC de

21,3 Mvar de modo a não haver sobretensão sustentada.

(a) (b)

Figura 91 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência, em 2012, da LT 230 kV Extremoz-Natal III quando da abertura do terminal de Natal III, carga leve sem despacho das eólicas. Coletora João Câmara, BC em João

Câmara 69kV, (a) 2 x 21,3 Mvar kV e (b) 3 x 21,3 Mvar.

Deste modo, é importante para o desempenho adequado do sistema, que a manobra

seja realizada pelo compensador estático de Extremoz II, de modo a não haver

sobretensão sustentada no sistema na ocorrência de rejeição dependendo do despacho

das eólicas.

12.2.3 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II – Extremoz II

A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,050 pu,

nos terminais da linha, quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.



Figura 92 - Tensões nas SE Extremoz II, João Câmara II e terminal da linha

quando da abertura em Campina Grande. Ano 2012.

12.2.4 Rejeição Múltipla, abertura em “Guarda-Chuva” sobre a SE Extremoz II 230 kV

A rejeição múltipla que deve ser observada, para efeito de dimensionamento, para de

obter possíveis sobretensões indesejadas, considera uma abertura simultânea no

terminal de Campina Grande II e de Natal III, ou seja, numa abertura em “guarda-

chuva” sobre a Extremoz II.

1.014

1.026

1.038

1.049

1.061

0. 1. 2. 3. 4. 5.

VOLT 80030 JCAMARA-230


VOLT 9998 FIC_CGD



Figura 93 - Diagrama esquemático da abertura em “guarda-chuva” em Extremoz II.

A abertura em guarda-chuva resulta em sobretensões instantânea da ordem de 1.404

pu, em Extremoz II, quando da rejeição em guarda-chuva na SE Extremoz II.

Figura 94 - Tensões na SE Extremoz II quando da abertura em guarda-chuva em Extremoz II. Carga leve. Ano 2012.

0.904

1.029

1.154

1.279

1.404

0. 0.24 0.48 0.72 0.96 1.2




Figura 95 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) quando da abertura em guarda-chuva em Extremoz II. Carga leve. Ano 2012.

12.2.5 Rejeição Total das Centrais Eólicas da ICG de João Câmara

No caso da perda dos dois transformadores, na ICG João Câmara, observam-se

sobretensões da ordem de 1,66 pu, no 69 kV, violando os critérios estabelecidos de

sobretensão máxima (1,4 pu).

7.7

32.6

57.6

82.6

107.5

0. 0.6 1.2 1.8 2.4 3.

QCES 444 10 CGD---CER013



Figura 96 - Tensões na SE João Câmara 230 kV e 69 kV quando perda dos dois transformadores da ICG João Câmara. Carga pesada, despacho pleno.

Ano 2012.

Desta forma, será necessário que as máquinas sejam desligadas num tempo de cerca

120 ms, de modo a manter as sobretensões dentro dos valores admissíveis .

Outra alternativa, seria a desconexão do BC no 69 kV. Observa-se que deverá ser

avaliado o momento ideal desta abertura devido à resposta das máquinas. Na Figura 97

apresenta a tensão em 69 kV considerando um tempo de abertura de 50 ms e de 120

ms.



− abertura em 50 ms − abertura em 120 ms

Figura 97 - Tensões na SE João Câmara 69 kV quando perda dos dois transformadores da ICG João Câmara. Carga pesada, despacho pleno. Ano 2012. Desligamento dos BC 69 kV de João Câmara em 50 ms e 120 ms .

Pode-se observar, na Figura 98, que as máquinas absorvem parte do excedente de

reativo, após a rejeição. Contudo, se o banco for manobrado muito rápido (50 ms), as

máquinas param de absorver reativo, não contribuindo para absorção do reativo,

acarretando sobretensões ainda maiores (Figura 97).

0,04

0,39

0,73

1,08

1,43

0, 0,16 0,32 0,48 0,63 0,79

VOLT 80020 JCAMARA--69

VOLT 80020 JCAMARA--69



− abertura em 50 ms − abertura em 120 ms

Figura 98 – Reativo das centrais eólicas quando perda dos dois transformadores da ICG João Câmara. Carga pesada, despacho pleno. Ano 2012. Desligamento dos BC 69 kV de João Câmara em 50 ms e 120 ms .

-19

-3

13

29

45

0, 0,09 0,17 0,26 0,34 0,43

FLXR 80060 STACLARA-69 80020 JCAMARA--69 1

FLXR 80060 STACLARA-69 80020 JCAMARA--69 1



13 Análise Socioambiental

A análise socioambiental considerada até o presente momento está indicada em [1].



14 Análise de Curto-Circuito

Os níveis de curto-circuito, trifásico e monofásico, em MVA, devido à implantação das

obras associadas as ICG, foram obtidos visando a verificação de superação de

equipamentos, para principais barras das redes de 500 kV e 230 kV, na configuração de

2012, mostrados na Tabela 23.

Tabela 23 - Nível de curto-circuito para avaliação da superação de equipamentos

Identificação das Barras 2012 Curto Máximo

Nome Tensão Trifásico Monofásico

Mod (MVA) Ang(º) X/R Mod (MVA) Ang(º) X/R

PCM 230KV 230 7010 -86.83 18.07 8036 -85.93 14.07 PCM 500KV 500 7929 -86.24 15.22 8937 -85.02 11.47

CGD 04BP 230 230 6206 -83.54 8.84 6683 -85.23 11.98 NATAL III230 230 2598 -83.02 8.17 3332 -83.49 8.77 EXTREM-RN230 230 2265 -82.92 8.05 2843 -83.28 8.49 JCAMAR-RN230 230 1215 -83.14 8.31 1564 -83.67 9.02 JCAMAR-RN069 69 958 -84.60 10.57 - - - ACD 230 230 3773 -83.53 8.82 4024 -82.01 7.13 SBD 230KV 230 4603 -85.71 13.32 5084 -85.75 13.45

SBT 04B1 230 230 5468 -86.31 15.50 6012 -85.79 13.59 SBT 500KV 500 7095 -86.09 14.63 7772 -85.43 12.50

MASSAPE 230 230 3655 -82.15 7.26 3167 -79.91 5.62 ICARAIZ 230 230 899 -81.33 6.55 810 -82.22 7.32 ICARAIZ 34.5 34.5 497 -88.00 28.69 80 -89.79 268.52 ACARAU2 230 230 1618 -82.21 7.31 1454 -82.62 7.72 ACARAU2 69 69 452 -87.83 26.41 234 -89.25 76.56 BJS LAPA 230 230 2612 -86.46 16.15 3280 -86.53 16.48 BJD 230KV 230 2662 -86.63 16.96 3355 -86.75 17.60

IGAPOR-BA230 230 943 -83.65 8.99 1236 -84.32 10.05 IGAPOR-BA069 69 719 -85.17 11.83 - - -

RSD 230KV 230 1722 -80.71 6.11 2067 -81.74 6.89

No sentido, de avaliar os niveis de curto-circuito, em outra condição operativa,

considerou-se que as térmicas do Nordeste não estariam despachada. Vide Tabela 24.



Tabela 24 - Nível de curto-circuito da Alternativa sem a presença das UTE no Nordeste para avaliação do nível de curto-circuito reduzido.

Foi elaborada configuração para final do Plano Decenal 2008-2017. Neste sentido,

foram acrescentados os novos empreendimentos previstos para o escoamento desta

energia eólica, motrado na Tabela 25.

Mod(MVA) Ang(º) X/R Mod(MVA) Ang(º) X/R

PCM 230KV 230 4601 -85.96 14.14 5353 -84.95 11.31PCM 500KV 500 5269 -85.37 12.34 6140 -84.05 9.60

TRAIRI-CE230 230 1280 -82.95 8.09 1622 -83.73 9.11TRAIRI-CE069 69 899 -85.06 11.57 - - -CGD 04BP 230 230 5683 -83.42 8.66 6268 -85.04 11.52NATAL III230 230 2008 -81.68 6.83 2663 -82.21 7.31

EXTREM-RN230 230 1839 -81.85 6.98 2381 -82.30 7.40JCAMAR-RN230 230 1081 -82.49 7.58 1413 -83.05 8.21JCAMAR-RN069 69 873 -83.94 9.42 - - -

ACD 230 230 2416 -81.15 6.42 2722 -80.53 5.99GALINH-RN069 69 850 -84.06 9.62 - - -GALINH-RN230 230 1181 -81.73 6.88 1509 -82.72 7.83

SBD 230KV 230 3924 -85.43 12.52 4508 -85.54 12.83SBT 04B1 230 230 4545 -85.89 13.91 5227 -85.56 12.87

SBT 500KV 500 5586 -85.59 12.97 6480 -85.18 11.87MASSAPE 230 230 3245 -82.46 7.55 2951 -80.26 5.83

ICARAIZ 230 230 878 -81.47 6.67 799 -82.30 7.40ICARAIZ 34.5 34.5 495 -88.00 28.67 80 -89.79 267.07

ACARAU2 230 230 1526 -82.30 7.40 1404 -82.67 7.77ACARAU2 69 69 444 -87.77 25.63 233 -89.22 73.49BJS LAPA 230 230 2564 -86.41 15.94 3230 -86.49 16.29

BJD 230KV 230 2611 -86.57 16.71 3302 -86.70 17.36IGAPOR-BA230 230 937 -83.65 8.99 1229 -84.31 10.04IGAPOR-BA069 69 715 -85.16 11.81 - - -

RSD 230KV 230 1609 -80.71 6.11 1958 -81.69 6.84

Monofásico

Identifacão das Barras

Nome

2012 Curto sem Térmicas (ONS)

TensãoTrifásico



Tabela 25 - Nível de curto-circuito da com a presença das UTE no Nordeste para avaliação do nível de curto-circuito, ano 2017.

Número Nome Mod(MVA) Ang(º) X/R Mod(MVA) Ang(º) X/R Corrente (kA) Ang(º) X/R Corrente (kA) Ang(º) X/R

8313 PCM 230KV 230 9802 -88,67 43,09 11029 -87,83 26,34 24,6 -88,67 43,09 27,69 -87,83 26,348312 PCM 500KV 500 10575 -87,46 22,58 12765 -86,86 18,22 12,21 -87,46 22,58 14,74 -86,86 18,2213201 TRAIRI-CE230 230 1502 -82,85 7,97 1855 -83,75 9,12 3,77 -82,85 7,97 4,66 -83,75 9,1213602 TRAIRI-CE069 69 1003 -85,23 11,99 - - - 2,52 -85,23 11,99 - - -7450 CGD 04BP 230 230 5749 -83,50 8,77 5748 -84,71 10,80 14,43 -83,5 8,77 14,43 -84,71 10,87516 NATAL III230 230 2552 -83,08 8,23 3186 -83,21 8,40 6,41 -83,08 8,23 8 -83,21 8,499346 EXTREM-RN230 230 2235 -82,95 8,08 2403 -81,88 7,01 5,61 -82,95 8,08 6,03 -81,88 7,0180030 JCAMAR-RN230 230 1206 -83,16 8,33 1617 -83,69 9,04 3,03 -83,16 8,33 4,06 -83,69 9,0480020 JCAMAR-RN069 69 952 -84,60 10,58 - - - 2,39 -84,6 10,58 - - -7520 ACD 230 230 2861 -81,56 6,74 3437 -82,25 7,34 7,18 -81,56 6,74 8,63 -82,25 7,3470001 GALINH-RN069 69 899 -84,36 10,13 - - - 2,26 -84,36 10,13 - - -70010 GALINH-RN230 230 1279 -81,96 7,08 1614 -82,97 8,11 3,21 -81,96 7,08 4,05 -82,97 8,117980 SBD 230KV 230 5221 -86,45 16,11 4757 -86,83 18,03 13,1 -86,45 16,11 11,94 -86,83 18,038173 SBT 04B1 230 230 6197 -87,23 20,68 4213 -84,37 10,14 15,56 -87,23 20,68 10,58 -84,37 10,148170 SBT 500KV 500 8433 -86,69 17,32 10395 -86,74 17,57 9,74 -86,69 17,32 12 -86,74 17,578179 MASSAPE 230 230 3948 -82,38 7,48 2710 -80,34 5,88 9,91 -82,38 7,48 6,8 -80,34 5,888177 ICARAIZ 230 230 911 -81,31 6,54 809 -82,41 7,51 2,29 -81,31 6,54 2,03 -82,41 7,518178 ICARAIZ 34.5 34,5 499 -88,02 28,96 358 -89,05 60,62 8,35 -88,02 28,96 5,98 -89,05 60,628085 ACARAU2 230 230 1676 -82,31 7,41 1438 -83,09 8,25 4,21 -82,31 7,41 3,61 -83,09 8,258086 ACARAU2 69 69 456 -87,91 27,46 236 -89,25 76,56 3,82 -87,91 27,46 2 -89,25 76,567230 BJS LAPA 230 230 2500 -86,85 18,18 2308 -68,80 2,58 6,27 -86,85 18,18 5,79 -68,8 2,588285 BJD 230KV 230 2485 -86,86 18,23 2496 -87,05 19,41 6,24 -86,86 18,23 6,27 -87,05 19,411294 IGAPOR-BA230 230 920 -83,81 9,22 1209 -84,46 10,31 2,31 -83,81 9,22 3,03 -84,46 10,311696 IGAPOR-BA069 69 705 -85,26 12,06 - - - 1,77 -85,26 12,06 - - -7990 RSD 230KV 230 1756 -81,14 6,42 2080 -82,20 7,30 4,41 -81,14 6,42 5,22 -82,2 7,3

Identifacão das BarrasTensão

Trifásico Monofásico Trifásico Monofásico

Cálculo dos Valores de Curto-circuito

2017 Curto Máximo (EPE) 2017 Curto Máximo (EPE)



15 Características Básicas dos Equipamentos

15.1 Subestação

As novas subestações João Câmara, Extremoz II e Igaporã e seus principais

equipamentos devem ter as características descritas a seguir:

• O arranjo do setor de 230 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;

• As correntes nominais dos equipamentos que compõem a subestação devem ser

compatíveis com as potências dos transformadores previstos inicialmente e futuros;

• A subestação deverá ser projetada para comportar quatro bancos de

transformadores 230/69 kV.

• Quanto ao número de módulos de manobra e vãos (bays) que deverão compor

cada um dos pátios das SE João Câmara, Extremoz II e Igaporã, são enumeradas a

seguir as premissas consideradas:

a) Para as análises técnicas da SE João Câmara que compõe deverão ser considerados:

I. 18 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);

II. 4 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.

A Figura 99 ilustra o arranjo desta subestação

b) Para as análises técnicas da SE Extremoz deverão ser considerados:

I. 12 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);

II. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros, com previsão de bancos de capacitores em 230 kV.


c) Para as análises técnicas da SE Igaporã deverão ser considerados:

III. 18 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);

IV. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.




Figura 99 – Arranjo da Subestação João Câmera com os eventos previstos para etapa inicial e final.

Santa Clara C1

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

180MVA

180MVA

20 O/fase

Morros dos Ventos C1

Futura

Futura

Extremoz II

Futura

Futura

Santa Clara C2

Morros dos Ventos C2

180MVA

180MVA

Futura



Figura 100 – Arranjo da Subestação Extremoz II com os eventos previstos para etapa inicial e final.

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

150MVA

150MVA

20 Ω/faseFutura

Futura

Futura

150MVA

150MVA

Campina Grande II

Natal III

CE

Futura

Futura

Futura

Futura



Figura 101 – Arranjo da Subestação Igaporã com os eventos previstos para etapa inicial e final.

15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA

Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão

ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,

considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de

temperatura para todos os enrolamentos:

Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)

ONAN 60 60

ONAN / ONAF 80 80

ONAN / ONAF / ONAF 100 100

EOL Grupo 1

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

150MVA

150MVA

20 Ω/fase

EOL Grupo 3

Futura

Futura

Bom Jesus da Lapa III

Futura

Futura

EOL Grupo 2

150MVA

150MVA

EOL Grupo 4

EOL Grupo 5



Os transformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima da sua potência

nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional deverá ser

considerado em intervalos de 24 horas.

Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um

valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e

consideradas as bases de 100 MVA e (230÷√3)/(69).

A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as

seguintes: 230÷√3 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 100MVA.

Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de

tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.







ONAN 90 90

ONAN / ONAF 120 120









seguintes: 230÷√3 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 150MVA.











ONAN 108 108

ONAN / ONAF 144 144









seguintes: 230÷√3 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 180 MVA.



15.5 Configuração mínima do CE

Os compensadores estáticos deverão ter, no mínimo, os seguintes componentes:

CE Componentes mínimos

Extremoz II 230 kV

(1 x -75/150 Mvar)

O CE deverá ter no mínimo 2 TCR1s, 2 TSC1s e filtros* onde cada ramo deverá ser provido de equipamento de seccionamento motorizado para isolamento em defeito.

(*) a serem definidos pelos fabricantes (1) TCR – Thyristos Controlled Reactor; TSC – Thyristos Switched Capacitor



16 Conclusões

Com base nas análises do estudo, as relações de obras de transmissão da Rede Básica

necessárias para escoamento da energia proveniente das Centrais Geradoras Eólicas

Vencedoras do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia, são

apresentadas, no Anexo II, e relacionadas de forma resumidas, a seguir:

LT 230 kV Igaporã – Bom Jesus da Lapa III, incorporando a nova SE Igaporã

com pátio de 230 e 69 kV.

LT 230 kV João Câmara – Extremoz II incorporando a nova SE 230 kV João

Câmara 230/69 kV além da SE Extremoz II 230/69 kV que secciona o circuito

em 230 kV Campina Grande-Natal III;

CE -75/150 Mvar em Extremoz II 230 kV;

LT 230 kV Acaraú II – Sobral III;

3º LT 230 kV Açu-Paraíso;

2a LT 230 kV Açu-Mossoró

Os transformadores que compõe a ICG são:

2 x TR 230/69 kV – 150 MVA em Igaporã com LTC

2 x TR 230/69 kV – 100 MVA em Acaraú II com LTC

2 x TR 230/69 kV – 180 MVA em João Câmara com LTC



17 Recomendações

Como resultado das análises as seguintes recomendações devem ser observadas:

O estudo, ora em andamento, do esgotamento do trecho 138 kV Açu-Campina

Grande deve estabelecer os reforços necessarios considerando as expansões de

transmissão recomendadas neste documento;

As análises realizadas para definição do suporte de reativo apesar de serem

bastante abrangentes e assumindo-se que os modelos adotados dos

aerogeradores podem não ser os que de fato venham a se concretizar,

recomenda-se que seja assumida como referencial a proposta de suporte de

reativo nas ICGs de João Câmara e Igaporã;

É necessário avaliar o impacto do escoamento desta energia sobre a

transformação das subestaçoes Paraiso e Açu II 230/69 kV e 230/138 kV;

Também, recomenda-se avaliar a necessidade de adequação/ampliação das

subestações de Paraiso e Açu II;



18 Referências

[1] Análise de Integração das Centrais Geradoras Eólicas - LER 2009. No EPE-DEE-RE-063/2009-r0. 06 de Novembro de 2009

[2] Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão – Volume 2 – CCPE (Nov/2002).

[3] Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica.

[4] Custos Modulares Referenciais da Eletrobrás – junho de 2004, revisão de dezembro.

[5] Análise Preliminar Técnico-Econômica das Alternativas – LER 2009R. No EPE-DEE-RE-009/2010-r0.



ANEXO I - Características das Instalações

Linha de transmissão (LT)

Características elétricas:

Tabela A.1 – Características Elétricas das Linhas de Transmissão

Linha de transmissão

Tensão (kV)

Estrutura Extensão (km)

Condutor

Número por fase

Nome Bitola (MCM)

Igaporã – Bom Jesus da Lapa 230 kV CS 115 km 2 Drake 795

João Câmara - Extremoz 230 kV CS 77 km 2 Rail 954

Acaraú II – Sobral III (2)

230 kV CS 94 km 1 Tern 795

Paraíso – Açu II C3 230 kV CS 135 km 1 Grosbeak 636 Açu II – Mossoró C2 230 kV CS 71,5 km 1 Grosbeak 636

Parâmetros elétricos:

Tabela A.2 - Parâmetros Elétricos das Linhas de Transmissão e Distribuição

Linha de transmissão

Parâmetros elétricos Longitudinais e transversais por unidade de

comprimento Longitudinais e transversais

equivalentes Seqüência positiva Seqüência zero Seqüência positiva Seqüência zero

R1 (Ω/km)

X1 (Ω/km)

C1 (nF/km)

R0 (Ω/km)

X0 (Ω/km)

C0 (nF/km)

R1 (%)

X1 (%)

B1 (%)

R0 (%)

X0 (%)

B0 (%)

Extremoz II – João Câmara

0,0423 0,3 14,45 0,428 1,63 6,25 0,912 6,50 33,17 9,14 35,26 14,39

Igaporã – Bom Jesus da Lapa III

0,035 0,35 12,58 0,421 1,53 7,7 0,503 4,355 22,47 6,539 13,67 11,78

Acaraú II – Sobral III

0,0846 0,495 8,84 0,4455 1,7151 6,27 1,499 8,628 16,92 8,016 30,119 10,58

Paraíso – Açu II C3

Iguais aos circuitos existentes

Açu II – Mossoró C2

Iguais aos circuitos existentes



Parâmetros dos Transformadores:

Tabela A.3- Parâmetros dos transformadores novos

Subestação Transformador Unidade

X (%) na base de 100 MVA

∆ TAP

Igaporã 230/69 kV – 150 MVA 1º TR 6,66 0,95/1,05 Igaporã 230/69 kV – 150 MVA 2º TR 6,66 0,95/1,05 João Câmara 230/69 kV – 180 MVA 1º TR 5,55 0,95/1,05 João Câmara 230/69 kV – 180 MVA 2º TR 5,55 0,95/1,05 Acaraú II 230/69 kV – 100 MVA 1º TR 10 0,95/1,05 Acaraú II 230/69 kV – 100 MVA 2º TR 10 0,95/1,05



Anexo II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET

Sistema Interligado da Região NORDESTE

EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Igaporã – Bom Jesus da Lapa III

ESTADO: BA

DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012

PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES

JUSTIFICATIVA:

Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado da Bahia.

OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):

LT 230 kV Igaporã – Bom Jesus da Lapa II – 2x795 MCM – CS, 115 km 43.918,50 SE Igaporã 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Bom Jesus da Lapa III 1 EL 230 kV - BD 3.297,00

INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 50.512,50

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010

[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”




EMPREENDIMENTO:

SE Igaporã 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 150 MVA Banco de Capacitores

ESTADO: BA



JUSTIFICATIVA:

Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado da Bahia.


SE Igaporã 1 Módulo Geral, 230 kV, Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230 / 69 - 150 MVA, com LTC 10.992,00 2 CT 230 kV - BD 5.496,00 1 IB 230 KV - BD 1.801,00 1 BC 50 Mvar, 230 kV 3.136,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Grande, BPT 1.194,00 2 CT 69 kV - BPT 1.249,50 2 BC 21,3 Mvar, 69 kV 2.555,00 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:







EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV João Câmara – Extremoz II, CS, 67 km

ESTADO: RN



JUSTIFICATIVA:

Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Rio Grande do Norte.


LT 230 kV João Câmara – Extremoz II – 2x954 MCM – CS, 67 km 47.202,18 SE Extremoz II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE João Câmara 1 EL 230 kV - BD 3.297,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:







EMPREENDIMENTO:

SE João Câmara 1º e 2º Transformador 230/69 kV Banco de Capacitores

ESTADO: RN



JUSTIFICATIVA:



SE João Câmara 1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230/69 - 180 MVA 12.106,80 2 CT 230 kV – BD 5.496,00 1 IB 230 KV – BD (*) 1.801,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BBT 1.194,00 2 CT 69 kV – BPT 1.249,50 4 BC 21,3 Mvar 5.110,00 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:







EMPREENDIMENTO:

SE Extremoz II (Nova subestação seccionadora)

ESTADO: RN



JUSTIFICATIVA:



SE Extremoz II 1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230/69 - 150 MVA (*) 10.992,00 2 CT 230 kV – BD (*) 5.496,00 1 IB 230 KV – BD (*) 1.801,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BBT (*) 1.194,00 2 CT 69 kV – BPT (*) 1.249,50 4 BC 21,3 Mvar (*) 5.110,00 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV (*) 622,00


SITUAÇÃO ATUAL:

(*) Obras dependentes da solicitação de acesso por parte da COSERN. Relatório R1 que define este novo ponto de atendimento a RMN em fase final de elaboração.

OBSERVAÇÕES:







EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Sobral III – Acarau II, C2, CS, 94 km

ESTADO: CE



JUSTIFICATIVA:

Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Ceará.


LT 230 kV Sobral III – Acarau II – 1x795 MCM – CS, 94 km 26.411,16 SE Sobral III 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Acarau II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:







EMPREENDIMENTO:

SE Acarau II 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 100 MVA

ESTADO: CE

DATA DE NECESSIDADE: 2012


JUSTIFICATIVA:

Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Ceará


SE Acarau II 1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230/69 - 100 MVA 6.053,40 2 CT 230 kV – BD 5.496,00 1 IB 230 KV – BD 1.801,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BPT (*) 1.194,00 2 CT 69 kV – BBT 1.249,50 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00


SITUAÇÃO ATUAL:

(*) percentual de 30% do custo total

OBSERVAÇÕES:







EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Paraíso - Açu II, C3, 135 km

ESTADO: CE



JUSTIFICATIVA:



LT 230 kV Paraíso - Açu II – 1x636 MCM – CS, 135 km 34.130,70 SE Paraíso 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Açu II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Ressalta-se a necessidade de avaliar as devidas adequações para subestação de Açu II







EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Açu II - Mossoró, C2, 71,5 km

ESTADO: CE



JUSTIFICATIVA:



LT 230 kV Açu II - Mossoró – 1x636 MCM – CS, 71,5 km 18.076,63 SE Açu II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Mossoró 1 EL 230 kV - BD 3.297,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Ressalta-se a necessidade de avaliar as devidas adequações para subestação de Açu II




Documents

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO · Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG, e com base