PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PAR 2009 – 2011 Versão Executiva Janeiro de 2009 ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS

PAR 2009 – 2011

Versão Executiva

Janeiro de 2009

ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico

2

TÓPICOS

1. Introdução

2. Resultados do PAR

3. Evolução da carga do SIN

4. Destaques do PAR 2009 - 2011

5. Principais Ampliações e Reforços propostos para a Rede

Básica e para a Rede Básica de Fronteira

6. Evolução dos Limites de Intercâmbio nas Interligações

Inter-Regionais

7. Principais resultados de confiabilidade da rede

Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica e Rede de Fronteira

1. Introdução


4

INTRODUÇÃO

O PAR (Plano de Ampliações e Reforços) é elaborado anualmente pelo ONS – com a

participação dos agentes de transmissão, geração, distribuição,

importadores/exportadores, consumidores livres conectados à Rede Básica –

levando em conta as propostas de novas obras, as solicitações de acesso, as

variações nas previsões de carga, os atrasos na implantação de instalações de

geração e transmissão, bem como as informações oriundas do planejamento e da

programação da operação elétrica e energética e da operação em tempo real.

Ampliação – – é a implantação de novo elemento funcional – linha de

transmissão ou subestação – na rede básica.

Reforço - - é a implementação de novas instalações de transmissão,

substituição ou adequação em instalações existentes, para

aumentar a capacidade de transmissão ou a confiabilidade do SIN,

ou, ainda, que resulte em alteração física da configuração da rede

elétrica ou de uma instalação.

5

INTRODUÇÃO – cont.

O PAR é produzido em consonância com o planejamento da expansão da

transmissão a cargo do MME e, seguindo os padrões de desempenho

estabelecidos nos Procedimentos de Rede, que são documentos elaborados pelo

ONS com a participação dos agentes que, aprovados pela ANEEL, estabelecem:

os procedimentos e os requisitos técnicos necessários ao planejamento,

implantação, uso e operação do sistema interligado nacional; e as

responsabilidades do ONS e dos Agentes.

Assim, o PAR ciclo 2009 – 2011, apresenta os resultados e conclusões dos

diversos estudos elaborados e a visão do ONS sobre as ampliações e os reforços

da rede básica, necessários para preservar ou atingir o adequado desempenho

da rede, garantir o funcionamento pleno do mercado de energia elétrica e

possibilitar o livre acesso, no horizonte 2011.

6

GRUPOS ESPECIAIS

DIRETORIAONS

PROCESSO:

• SOLICITAÇÃO AOS AGENTES DOS DADOS E INFORMAÇÕES PARA AS ANÁLISES.

• CONSOLIDAÇÃO DO TERMO DE REFERÊNCIA (ONS E AGENTES)

• SIMULAÇÕES E ANÁLISES –REALIZADAS NOS GRUPOS ESPECIAIS (ONS E AGENTES)

• ELABORAÇÃO DE MINUTA DO PAR (ONS E AGENTES)

• APRESENTAÇÃO E APROVAÇÃO DA DIRETORIA DO ONS

• ENCAMINHAMENTO AO PODER CONCEDENTE

AGENTES

PARTICIPAÇÃO

O PROCESSO DE ELABORAÇÃO

Poder Concedente ( MME)

Proposta de Ampliações e Reforços na Rede básica e Rede de Fronteira

2. Resultados do PAR 2009 -2011


8Cerca de 23.000km em 9 anos

RESULTADOS DO PAR - EXPANSÃO DA REDE BÁSICA

xxx = Extensão totalxxx = Aumento anualxxx = Previsão até 2011

xxx = Extensão totalxxx = Aumento anualxxx = Previsão até 2011

A atuação conjunta do MME (Ministério de Minas e Energia), ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e Concessionários Transmissores tem resultado em significativa expansão da Rede Básica, permitindo atender o crescimento do mercado, aumentar a confiabilidade da operação do SIN e garantir o escoamento das usinas existentes e planejadas.

Cumpre destacar que o sistema de transmissão associado ao escoamento das usinas do rio Madeira já licitadas – Santo Antonio e Jirau – distantes 2.500 km da região sudeste, não foi contemplado neste resumo. Isto se deve ao fato de que a alternativa de transmissão a ser implantada – alternativa cc ou alternativa híbrida – dependerá do resultado do leilão a ser realizado após a emissão desse PAR.

62.48663.110

63.971

67.048

69.034

70.033

72.506

77.642

80.007

83.049

86.229

87.286

93.868

99.883

104.303

915624

3.077

1.986

2.473

5.136

2.365

3.042

6.582

6.015

4.420

5.751

61.57161.571

999

3.180

1.05

7

81

58.000

63.000

68.000

73.000

78.000

83.000

88.000

93.000

98.000

103.000

108.000

113.000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

62.48663.110

67.04

8

69.034

72.506

77.64280.007

83.049

93.868

99.883

104.303

110.054

70.033

86.22987.28

6

63.971

61.571

Taxa Média1,0% a.a. Taxa Média

3,5% a.a.

Taxa Média6,0% a.a.(Previsto)

Modelo Anterior Modelo vigente através das Leis nº 9648/98 e 10848/04

9

RESULTADOS DO PAR

QUADRO RESUMO DAS AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA E FRONTEIRA REDE BÁSICA – REDE DE DISTRIBUIÇÃO / PROPOSTOS NO PAR HORIZONTE 2011

Empreendimento Total GeralEmpreendimento já

com outorga de concessão

Empreendimento pendente de outorga de

concessão

Linha de Transmissão16.569 Km

100 %13.167 km

79,5 %3.402 Km

20,5 %

Transformação49.069 MVA

100 %25.187 km

51,3 %23.882 MVA

48,7 %

A tabela a seguir resume as ampliações e os reforços propostos previstos para o período

2009 a 2011 com os acréscimos de quilômetros de linha de transmissão e de MVA de

transformadores. Os valores pendentes de outorga de concessão – à época de emissão do

PAR – são resultantes de acréscimos de 74 linhas de transmissão e 109 novas unidades

transformadoras. Para essas obras propostas é previsto um investimento da ordem de R$

4,6 bilhões. Cumpre destacar que o sistema de transmissão associado ao escoamento das

usinas do rio Madeira já licitadas – Santo Antonio e Jirau – distantes 2.500 km da região

sudeste, não foi contemplado neste resumo, cuja data de implantação deve ser de 2012.


3. Evolução da carga do SIN


11

As previsões de carga para o SIN utilizadas neste PAR, elaboradas por

distribuidores e consumidores livres e consolidadas em conformidade com

os Procedimentos de Rede, apresentam taxas médias de crescimento da

ordem de 4,5 % a.a. no período 2007 (verificado) a 2012.

Considerando os subsistemas, as taxas médias de crescimento das

previsões de demanda (ponta de carga) para o período 2008-2011 foram as

seguintes:

•Norte: 3,8 % a.a.;

•Nordeste: 3,4 % a.a.;

•Centro-Oeste: 7,7 % a.a.;

•Acre-Rondônia: 9,5 % a.a.

•Sudeste: 3,7 % a.a.; e

•Sul: 4,7 % a.a.

DESTAQUES DO PAR 2009-2011: EVOLUÇÃO DA CARGA DO SIN


4. Destaques do PAR 2009 - 2011


13

Neste PAR foram analisadas as condições para viabilizar a operação de um

conjunto de novas unidades geradoras previstas para o período.

Usinas Hidrelétricas

DESTAQUES DO PAR 2009-2011: NOVAS CONEXÕES AO SIN DE

AGENTES GERADORES

USINA CAP.MW

UF Ponto de Conexão Previsão Operação

Ano

Obras da Rede Básica necessárias para despacho pleno

Monjolinho 77 RS SE 230/138 kV Passo Fundo 2009 Não há obras adicionais na rede básica

14 de Julho 100 RS SE 230 kV Monte Claro (conexão radial por meio de uma LT 230 kV de 17 km, CS)

2009 Implantação da LT 230 kV Monte Claro – Garibaldi e adequação do setor de 230 kV da SE Garibaldi.

Passo São João 77 RS SE 69 kV Missões (conexão radial por meio de uma LT 69 kV de 30 km, CD)

2009 Complementação do seccionamento da LT 230 kV Santo Ângelo – São Borja 2 e adequação do setor de 230 kV da SE Missões.

Implantação de 2º e 3º transformadores 230/69 kV – 2x50 MVA.

14


AGENTES GERADORES – cont.

USINA CAP.MW


Ano


Corumbá III (2 unidades)

93,6 GO SE 138 kV Mangueiral 2009 Não há obras adicionais na Rede Básica

Baguari 140 MG SE Gov. Valadares 230 kV 2009/10 Interligação de barramentos 230 kV de Usiminas 1 e 2 (não integrantes atualmente da rede básica)

Barra de Braúna 39 MG SE Muriaé e Cataguazes

138 kV 2009 Não há obras adicionais na rede básica

Retiro Baixo 82 MG SE Curvelo 138 kV 2009 Não há obras adicionais na rede básica

São Salvador 452 GO SE Cana Brava 230 kV 2009 Não há obras adicionais na rede básica

Salto do Rio Verdinho e Foz do Rio Claro

160 (total)

GO Coletora 1 – SE Itaguaçu 230 kV 2009/2010 LT 500 kV São Simão – Itaguaçu – 23 km e

TR 500/230 kV – 675 MVA SE Itaguaçu

Salto, Caçu e Barra dos Coqueiros

263 (total) GO Coletora 2 – SE Barra dos

Coqueiros 230 kV 2009/2010 LT 230 kV Itaguaçu – Barra dos Coqueiros – 49 km

Serra do Facão 360 GO SE Catalão 138 kV 2010 Não há obras adicionais na rede básica

Usinas

Hidrelétricas

15

USINA CAP.MW


Ano


Dardanelos 261 MT SE Juína (Futura) 2010 LTs 230 kV Jauru – Juba, Juba – Brasnorte, Brasnorte – Nova Mutum, Brasnorte – Parecis, Brasnorte - Juína e SEs Juba, Brasnorte, Parecis e Juína 230/138 kV.

CidezalParecisRondonSapezalTelegráfica

Figueirópolis

133 MT SE Parecis 230 kV 2010

Estreito 1087 TO SE Imperatriz 500 kV 2010 Não há obras adicionais na rede básica

Foz do Chapecó 855 RS

SC

SEs 230/138 kV Xanxerê e 230/69 kV Guarita, por meio de três linhas de 230 kV

2010 Adequação do setor de 230 kV da SE Guarita e da SE Xanxerê.

Anta 29 RJ SE 138 kV da usina de Simplício

2010 Não há obras adicionais na rede básica

Simplício 306 RJ SE 138 kV Rocha Leão da Ampla

2011 Não há obras adicionais na rede básica


AGENTES GERADORES - cont.

Usinas

Hidrelétricas

16

USINA CAP.MW


Ano

Obras da Rede Básica necessárias para despacho

pleno

UTE Euzébio Rocha (antiga UTE Cubatão) 2 unidades de 199 MW e 51 MW

250 SP LT 230 kV Baixada Santista – Henry Borden

2009 Troca de disjuntores superados em •Henry Borden 230kV: 1 disj. (4L) da LT 230 kV para UTE Euzébio Rocha e 1 disj. (3K) anel

Pau Ferro I 94 PE SE Pau Ferro 230 kV 2009 Não há obras adicionais na Rede Básica

Termomanaus 142,2 PE SE Pau Ferro 230 kV 2009 Não há obras adicionais na Rede Básica

UTE Camaçari

Muricy I

148 BA Nova SE Pólo 230 kV 2009 Não há obras adicionais na Rede Básica

UTE Camaçari Pólo

de Apoio I

148 BA Nova SE Pólo 230 kV 2009 Não há obras adicionais na Rede Básica

Candiota 3 350 RS SE 230 kV UTE Presidente Médici (conexão radial por meio de uma LT 230 kV de 0,3 km, CS)

2010 LT 230 kV Presidente Médici – Santa Cruz 1.

Adequação da capacidade do barramento de 230 kV da SE UTE Presidente Médici.

Complementação do seccionamento da LT 230 kV Itaúba – Charqueadas e adequação do setor de 230 kV da SE Santa Cruz 1.


AGENTES GERADORES - cont.Usinas Termoelétricas

17



USINA MW UF Ponto de Conexão Previsão Operação

Ano


Tocantinópolis 165 MA SE Miranda II 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

Nova Olinda 165 MA SE Miranda II 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

Termonordeste 170,8 RN SE Paraíso 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

Campina Grande 162 PB SE Campina Grande II 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

Termoparaíba 170,8 PB SE Mussuré II 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

UTE Global I 140 BA SE Jacaracanga 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

UTE Global II 148 BA SE Jacaracanga 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

UTE Sapeaçu II

(antiga Itapebi)

145,8 BA SE Sapeaçu 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

UTE Sapeaçu I

(antiga Monte

Pascoal)

146,5 BA SE Sapeaçu 230 kV 2010 Não há obras adicionais na Rede Básica

UTE Três Lagoas (Fase II) Unidades 5 e 6

160 SP Seccionamento das LTs 138 kV Ilha Solteira – Jupiá e Jupiá – Três Irmãos

2011 Não há obras adicionais na Rede Básica

Usinas

Termoelétricas

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USINA MW UF Ponto de Conexão Previsão Operação

Ano


Alegria I 51RN SE Açu 230 kV 2009

Implantação do 20 circuito 230 kV Açu II – Paraíso, com 135 km de extensão

Seccionamento do circuito 230 kV Campina Grande II – Natal II C2, na SE Paraíso, em dezembro de 2008

Alegria II 100

Usinas Eólicas

19

O PAR 2009-2011 também considerou a criação de novos pontos de

conexão à Rede Básica do SIN para melhor atender concessionários

de distribuição e consumidores livres. A seguir são relacionados os

novos pontos de conexão, previstos para entrar em operação no

horizonte 2009-2011, a partir de fevereiro 2009.

DESTAQUES DO PAR 2009-2011: NOVAS CONEXÕES AO SIN

20


AGENTES DISTRIBUIDORES E CONSUMIDORES LIVRES – cont.

Agentes

Distribuidores

ACESSANTE TIPO UF PONTO DE CONEXÃO

CELESC D SC Futura SE 230/138 kV Joinville Norte

CELESC D SC Futura SE 230/138 kV Videira 2

COPEL-D D PR Futura SE 230/138 kV Foz do Iguaçu Norte

AES SUL D RS Futura SE 230/13,8 kV Santa Cruz 1

AES SUL D RS Futura SE 230/138 kV Scharlau

CELESC D SC Futura SE 230/69 kV Forquilhinha

COPEL-D D PR Futura SE 230/69 kV Distrito Industrial São José dos Pinhais

RGE D RS Futura SE 230/69 kV Caxias 6

D- Distribuidor

21

D- Distribuidor


AGENTES DISTRIBUIDORES E CONSUMIDORES LIVRES


CELG D GO Novo Setor 138 kV na SE Corumbá 345 kV

AMPLA D RJ Futura SE 345/138/13,8 kV Venda das Pedras

CEMIG D MG Futura SE 345/138 kV Pirapora 2

CEMIG D MG Futura SE 345/138 kV Santos Dumont 2

ENERGISA D MG Futura SE 345/138 kV Padre Fialho

BANDEIRANTE D SP Novo Setor 88 kV na SE Itapeti 345 kV

COMPARTILHADA D SP Futura SE 440/138 kV Araras

COMPARTILHADA D SP Futura SE 440/138 kV Atibaia 2

CPFL D SP Futura SE 440/138 kV Mirassol 2

CPFL D SP Futura SE 440/138 kV Getulina

CPFL D SP Futura SE 500/138 kV Itatiba

CPFL PIRATININGA D SP Futura SE 440/88 kV Salto

ELETROPAULO D SP Futura SE 440/88 kV Jandira

ELETROPAULO D SP Futura SE 345/88 kV Piratininga II

CELPE D PE Futura SE 230/69 kV Suape III

CEMAR D MA Futura SE 230/69 kV São Luís III

CEMAR D MA Futura SE 230/69 kV Balsas

Agentes

Distribuidores

22

D- Distribuidor

G - Gerador




CEPISA D PI Futuro setor 69 kV na SE Ribeiro Gonçalves

COELBA D BA Futura SE 230/69 kV Narandiba

COELBA D BA Futuro setor 138 kV na SE Senhor do Bonfim

COELBA D BA Futura SE 230/138 kV Teixeira de Freitas

COELBA D BA Futuro setor 138 kV na SE Ibicoara

COELBA, ENERGIPE, CEAL, CELPE e CHESF

D/G BA Futura SE 230/69 kV Zebu

COSERN D RN Futura SE 230/69 kV Natal III

COSERN D RN Futuro setor 138 kV na SE Paraíso

CEMAT D MT Futura SE 230/138 kV Brasnorte

CEMAT D MT Futura SE 230/138 kV Juba

CEMAT D MT Futura SE 230/138 kV Nobres

ENERGISA PARAÍBA D PB Futura SE 230/69 kV Santa Rita II

COELBA D BA Futura SE 230/69 kV Pólo

COELBA D BA Futuro setor 138 kV na SE Bom Jesus da Lapa

Agentes

Distribuidores

23



CL – consumidor

livre


Castertech Fundição CL RS LT 230 kV Caxias – Caxias 2 (Seccionamento)

Aracruz Celulose CL RS SE 230 kV Guaíba 2

Berneck Aglomerados CL PR SE 230 kV Cidade Industrial de Curitiba

SBM CL RJ Futura SE 500/138 kV SBM

CSA CL RJ Futura SE 500/138 kV CSA

Valesul CL RJ Futura SE 500/138 kV CSA

CSN CL RJ Futura SE 500/138 kV CSN

SOLVAY CL SPFutura SE 440/88 kV seccionamento da LT Embuguaçu – Santo Angelo

VOLLOUREC & SUMITOMO

CL MG Seccionamento da LT 345 kV Lafaiete – Ouro Preto 2

SAMARCO CL MG Seccionamento da LT 345 kV Vitória – Ouro Preto 2

VALE DO RIO DOCE – VARGEM GRANDE

CL MG Seccionamento da LT 345 kV Taquaril – Ouro Preto 2

MMX CL MG SE 230 kV Itabira 2

CEMAT CL MT Futura SE 230/138 kV Sadia

SADIA CL MT Futura SE 230/13,8 kV Sadia

Consumidores

Livres

24

DESTAQUES DO PAR 2009-2011: INTEGRAÇÃO DE SISTEMAS

ISOLADOS - ACRE/RONDÔNIA

25

No PAR 2009-2011 são propostas obras para complementar a integração dos estados

Acre e Rondônia ao SIN. Os reforços propostos visam elevar o limite de transmissão

para aqueles estados e, conseqüentemente, reduzir a necessidade de geração

térmica local. As seguintes obras ainda estão sem outorga de concessão definida:

• um terceiro circuito de Jauru até Porto Velho e um segundo circuito de Porto

Velho até Rio Branco – indicado pelos estudos de integração dos

aproveitamentos hidrelétricos do rio Madeira; e


ISOLADOS – ACRE/RONDÔNIA – cont.

REGIÃO LOCALIDADE

DESCRIÇÃO DA OBRABENEFÍCIOS/ABRANGÊNCIA DO

IMPACTO

Rondônia

3 bancos de capacitores manobráveis de 18,5 Mvar cada na SE Vilhena 230 kV3 bancos de capacitores manobráveis de 18,5 Mvar cada na SE Pimenta Bueno 230 kV1 banco de capacitor manobrável de 18,5 Mvar na SE Ji-Paraná 230 kV1 CE - compensador estático (-50/100 Mvar) na SE Vilhena 230 kV

Aumento do limite de recebimento pelo sistema Acre / Rondônia

26


ISOLADOS – ACRE/RONDÔNIA – cont.

CONSEQUÊNCIAS DA INTERLIGAÇÃO

• Aumento da confiabilidade de atendimento às capitais Rio Branco e Porto Velho;

• Redução da dependência de geração térmica a óleo, subsidiada através da CCC.

CARACTERÍSTICAS BÁSICAS

• Extensão: 1000 km em 230 kV (de Samuel a Jauru)

Configurações de Equipamentos AnoRACRO - MW FACRO

MW

Carga Pesada

CargaMédia

Carga Leve

Com o CE de Vilhena e com os capacitores adicionais de Vilhena e Ji-Paraná

2011

360 340 360

Com o CE de Vilhena e com os capacitores adicionais de Vilhena, Pimenta Bueno e Ji-Paraná. Considera também o terceiro circuito entre Jauru e Porto Velho e o segundo circuito entre Porto Velho e Samuel

570 550 420

LIMITES DE INTERCÂMBIO

RACRO: Recebimento Acre/Rondônia

FACRO: Fornecimento Acre/Rondônia

27

DESTAQUES DO PAR 2009-2011: INTEGRAÇÃO DE SISTEMAS ISOLADOS – MANAUS/MACAPÁ

28


ISOLADOS – MANAUS/MACAPÁ – cont.

• O decreto n0 6.161, de 20/07/07, inclui no Programa Nacional de

Desestatização – PND os empreendimentos de transmissão necessários para

viabilizar a integração das cidades de Macapá-AP e Manaus-AM ao SIN

• Esse sistema de transmissão integra o Plano de Aceleração do Crescimento –

PAC e fez parte do leilão n0 004/2008 – ANEEL

• No PAR 2009-2011 são propostas as obras para viabilizar a integração de

Manaus e Macapá ao SIN. Essa integração permite reduzir a necessidade de

geração térmica local; bem como, atender as comunidades isoladas nas

proximidades da linha de transmissão

CARACTERÍSTICAS BÁSICAS

• Atendimento à cidade de Manaus: circuito duplo na tensão de 500 kV, na rota

pela margem esquerda do rio Amazonas - com extensão aproximada de 1.500

km – entre as subestações de Tucuruí e Manaus

• Atendimento à cidade de Macapá: circuito duplo na tensão de 230 kV - com

extensão aproximada de 340 km – entre as subestações de Jurupari e Macapá


5. Principais Ampliações e Reforços propostos para a

Rede Básica e a Rede Básica de Fronteira


30

PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS

A seguir, distribuídas por regiões, as principais obras

indicadas no PAR 2009-2011, ainda sem outorga de

concessão definida, incluídas as suas localizações.

31

PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS – cont.

ÁREA DE INFLUÊNCIA DA OBRA

DESCRIÇÃO DA OBRA

Sistema Regional Sul (Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul)

SE 230 kV Pato Branco (PR)Banco de capacitores de 30 Mvar, 230 kV

LT 525 kV Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste (PR)

LT 525 kV Salto Santiago – Itá C2 (PR/SC)

Região Metropolitana de Curitiba

Reencabeçamento da LT 230 kV Campo Comprido – Umbará C2 na SE Gralha Azul e da LT 230 kV Cidade Industrial de Curitiba – Gralha Azul na SE Umbará

LT 230 kV Curitiba - Uberaba

SE Distrito Industrial São José dos PinhaisNovo setor 230/69 kV – 1º e 2º transformadores, 2x150 MVA

Região Central do ParanáSE 230 kV Ponta Grossa SulBanco de capacitores de 50 Mvar, 230 kV

Região Leste de Santa Catarina

SE 525/230 kV Biguaçu2º banco de autotransformadores, 672 MVA

Região Norte de Santa Catarina

SE 230/138 kV JoinvilleAdequação de duas conexões de 230 kV dos transformadores

SE 230/138 kV CanoinhasSubstituição de 2 transformadores de 75 MVA por unidades de 150 MVA

32



DESCRIÇÃO DA OBRA

Região Oeste de Santa Catarina

SE 230/138 kV XanxerêSubstituição dos transformadores de 75 e 84 MVA por unidades de 150 MVA

Região Metropolitana de Porto Alegre

LT 230 kV Porto Alegre 9 – Nova Santa Rita

LT 230 kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 8

LT 230 kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 4

Região Nordeste do Rio Grande do Sul

LT 230 kV Monte Claro - Garibaldi

SE 230/69 kV Caxias 6 – 1º banco de autotransformadores monofásicos, 3x55 MVA, mais unidade reserva de 55 MVA.Seccionamento da LT 230 kV Caxias – Caxias 2, circuito duplo, 1 km

Região Noroeste do Rio Grande do Sul

SE 230/138 kV Santa MartaComplementação das conexões dos transformadores em 230 kV e 138 kV

33



DESCRIÇÃO DA OBRA

Região Metropolitana de Campo Grande – Mato

Grosso do Sul

LT 230 kV Dourados – ImbirussuSubstituída pelas linhas de 230 kV Imbirussu – Sidrolândia e Sidrolândia – Anastácio, de acordo com recente estudo da EPE.

Região Metropolitana de São Paulo

SE Interlagos 345 kV - Bancos de capacitores (200+150) MvarSE Guarulhos 345 kV - Bancos de capacitores (150+100) Mvar

Região de Mogi das Cruzes – SP

SE Itapeti – Implantação de pátio de 88 kV com 2 bancos de AT 345/88 kV – 400 MVA e bancos de capacitores 138 kV / 200 Mvar (Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da Bandeirantes)

34



DESCRIÇÃO DA OBRA

Região Metropolitana de São Paulo, Noroeste

da Capital

SE Jandira – Nova subestação em seccionamento da LT 440 kV Embu Guaçu – Gerdau, com 3 bancos de AT 440/138-88 kV - 400 MVA e bancos de capacitores 88 kV / 150 Mvar (Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da Eletropaulo)SE Anhangüera – Terceiro banco de AT 345/88 kV - 400 MVA

Região de Campinas – SP

SE Itatiba – Nova subestação em seccionamento da LT 500 kV Campinas – Ibiuna, com 2 bancos de AT 500/138 kV - 400 MVA e bancos de capacitores 138 kV / 200 Mvar (Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da CPFL)

Região de Sorocaba – SP

SE Salto – Nova subestação em seccionamento da LT 440 kV Bauru – Cabreúva, com 1 banco de AT 440/138-88 kV - 400 MVA e banco de capacitor 88 kV / 30 Mvar (Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da CPFL PIRATININGA)

Região do Vale do Paraíba – SP

SE Taubaté – 3º banco de AT 440/138 kV - 315 MVA

Região Central do Estado de São Paulo

SE Ribeirão Preto – 4º banco de AT 440/138 kV - 300 MVA

Usinas do Rio Grande – SP/MG

SE Mascarenhas de Moraes – 2º banco de AT 345/138 kV - 400 MVA

Subsistema Sudeste do SIN

SE Tijuco Preto – Instalação de unidade reserva monofásica de autotransformador 750/345/20 kV – 1X500 MVA

35



DESCRIÇÃO DA OBRA

Região Central e Mantiqueira-MG

SE Lafaiete 345/138 kV – 3º autotransformador – 150 MVA

Recapacitação das LTs 345 kV Neves – Três Marias; Neves – Barreiro e Ouro Preto - Taquaril

Região Sul - MGSE Poços de Caldas - 2º banco de AT 345/138 kV – 225 MVA e banco de capacitores 345 kV / 150 Mvar

Estados MG e ESSE Padre Fialho 345/138 kV – AT 150 MVA – TR 138/138 kV defasador sob carga +/- 30° - 1 CE (-84;100) Mvar e 2 BC de 33 Mvar manobrados pelo CESeccionamento da LT 345 kV Vitória – Ouro Preto 2

36

PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS - continuação


DESCRIÇÃO DA OBRA

Região Central - MG

SE Santos Dumont 345/138 kV – AT 375 MVA – 1 CE (-84;100) Mvar e 2 BC de 42 Mvar manobrados pelo CESeccionamento da LT 345 kV Barbacena 2 – Juiz de Fora

SE 230 kV João Monlevade – Banco de Capacitores de 50 Mvar

SE 230 kV Itabira 2 – Banco de Capacitores de 50 Mvar

O plano de compensação reativa proposto pela CEMIG Distribuidora, que prevê um montante da ordem de 700 Mvar até 2010, atende as necessidades apresentadas. Neste PAR está recomendada a instalação pela CEMIG de 108 Mvar no menor prazo possível.

SE Pirapora 2 500/345kV – Reator de barra manobrável de 80 Mvar/345 kV

SE Usiminas 230 kV – Interligação dos barramentos 1 e 2

LT 230 kV Mesquita – Ipatinga 1 C1 e C2 - Recondutoramento

LT 230 kV Ipatinga 1 – Usiminas - Recondutoramento

LT 230 kV Mesquita – Usiminas - Recondutoramento

SE Barreiro - 1º e 2º bancos de AT 345/138 kV 375 MVA

37



DESCRIÇÃO DA OBRA

Região oeste do Rio de Janeiro

SE Santa Cruz ll 138 kV - construção de novo pátio de 138 kV com (3+1) unidades AT monofásicas de 200 MVA para interligar a futura subestação CSA 500 kV.Solucionar os problemas de carregamento no eixo Jacarepaguá – Stª Cruz – Angra e na transformação 345/138 kV da SE Jacarepaguá e eliminar necessidade de geração térmica.Obra em avaliação pela EPE

Brasília

SE Brasília Sul 345/230 kV: 3º banco de AT 345/230 kV – 3 x 75 MVA e conexões SE Brasília Sul 345 kV: instalação de um vão completo no barramento de 345 kVSE Brasília Geral 230/34,5 kV: 4º banco AT 230/34,5 kV – 60 MVA em substituição aos dois bancos de 30 MVA restantesSE Samambaia 345/138 kV: 3º banco de AT 345/138 kV – 3 x 75 MVA, conexões e equipamentos superados na SE Brasília Sul, já autorizados pela ANEEL.

Norte de Goiás

LT 230 kV Serra da Mesa – Niquelândia – Barro Alto C2: construção do 2º circuito desse tronco, circuito simples, 954 MCM, com 192 km, 4 EL 230kV SE Barro Alto 230/69 kV: 2º TR 230/69 kV - 3 x 16,7 e conexões SE Barro Alto 230 kV: adequação do barramento de 230 kV LT 230 kV Brasília Sul – Barro Alto: implantação de seccionamento na LT 230 kV Brasília Sul – Barro Alto, 2x0,05 km, para eliminar o atendimento em derivação (tape) da SE Águas Lindas 230/69 kV – 2 X 50 MVA de propriedade da CELG

38



DESCRIÇÃO DA OBRA

Região Oeste de Goiás SE Rio Verde 230/138 kV: 3º banco TR 230/138 kV – 100 MVA

Região Metropolitana de Goiânia e Sul do Estado - GO

Recapacitação de linhas 230 kV Anhanguera – Goiânia Leste, Anhanguera – Cachoeira Dourada e Bandeirantes – Xavantes C2SE Bandeirantes 345/230 kV: 5º banco ATR 345/230 kV – 225 MVALT 230 kV Anhanguera – Firminópolis: implantação de seccionamento de linha de transmissão (passará a ser denominada Carajás – Firminópolis) na SE Palmeiras 230/69 kV e adequações necessárias nessa subestação SE Palmeiras 230/69 kV: 2º TR 230/69 kV – 50 MVASE Planalto 230/69 kV: repotencialização de dois transformadores de 41,7 para 50 MVA SE Anhanguera 230/138 kV: 3º TR 230/138 kV – 100 MVA SE Firminópolis 230 kV: implantação de compensação capacitiva de 2x25Mvar/230 kVSE Carajás 230/138 kV: 2º banco de AT 3 x 75 MVA e conexõesSE Palmeiras 230 kV: implantação de compensação capacitiva de 2x25Mvar/230 kV

Sul de GoiásSE Corumbá 345 kV (GO): construção de pátio 138 kV com 2 bancos de AT (6+1) x 25 MVA e obras associadas de distribuição

39



DESCRIÇÃO DA OBRA

Mato Grosso

SE Coxipó – 50 banco de transformadores de 230/138 kV – 100 MVA

SE Jauru – 2º banco de AT 230/138 kV – 300 MVA

SE Nobres – 1º e 2º bancos de AT 230/138 kV – 100 MVA

SE Barra do Peixe – 2º banco de AT 230/138 kV – 50 MVA

SE Sadia – 1º banco de AT 230/138 kV – 75 MVA

LT 230 kV Brasnorte – Nova Mutum, circuito duploLT 230 kV Jauru – Juba, circuito duploLT 230 Brasnorte – Juba, circuito duploLT 230 kV Brasnorte – Parecis, circuito duploLT 230 kV Brasnorte – Juína, circuito duplo

LT 230 kV Nova Mutum – Sorriso (C2), circuito simplesLT 230 kV Sorriso – Sinop (C2), circuito simples

LT 500 kV Cuiabá – Jauru, circuito simples

40



DESCRIÇÃO DA OBRA

Rondônia

SE Vilhena - 3 bancos de capacitores 18,5 Mvar/230 kVSE Pimenta Bueno – 3 bancos de capacitores 18,5 Mvar/230 kVSE Ji-Paraná - Banco de capacitor 18,5 Mvar/230 kV

LT 230 KV Jauru – Vilhena – Pimenta Bueno – Ji-Paraná – Ariquemes – Samuel – Porto Velho C3LT 230 kV Porto Velho – Abunã – Rio Branco C2

Aumento do limite de recebimento pelo sistema Acre / Rondônia

MaranhãoSE Imperatriz – 2º AT 500/230/13,8 kV – 3x150 MVA

SE São Luís II – 2º CE (-100, +150) Mvar – 230 kV

Piauí SE Teresina – 2º AT 500/230 kV – 3x100 MVA

Ceará SE Milagres – 2º AT 500/230 kV – 3x200 MVA

Ceará e Rio Grande do Norte

LT 230 kV Banabuiú - Mossoró II C2

41



DESCRIÇÃO DA OBRA

Rio Grande do Norte

SE Natal III (nova) - 2 TR 230/69 kV, 2x150 MVA

Seccionamento das LTs 230 kV Campina Grande II – Natal II C3/C4

Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da COSERN.

Paraíba

SE Santa Rita II (nova) - 2 TR 230/69 kV, 150 MVA

Seccionamento da LT 230 kV Goianinha – Mussuré II (04F1) e construção de 12,6 km, circuito duplo.

Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da SAELPA.

Paraíba e Pernambuco LT 230 kV Pau Ferro – Santa Rita II

Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia

SE Zebu (nova) - 2 TR 230/69 kV, 2x100 MVA

LT 230 kV Paulo Afonso III – Zebu II C1/C2

42



DESCRIÇÃO DA OBRA

Bahia

SE Camaçari IV (Nova) – 1 AT 500/230 kV, e fase reserva (3+1)x200 MVA, seccionamento da LT 500 kV Jardim – Camaçari II

SE Pólo - 1 TR 230/69 kV, 1x100 MVA

Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da COELBA.

LT Pituaçu – Narandiba C1/C2 – operação dos circuitos existentes na tensão nominal de 230 kV

Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da COELBA: SE Narandiba.

SE Jardim – 2º AT 500/230 kV – 3x200 MVA

LT 230 kV Eunápolis – Teixeira de Freitas II C2

SE Sobradinho – 3º AT 500/230 kV – 3x100 MVA

43


A seguir, distribuídas por regiões, as principais obras

indicadas no PAR 2009-2011, incluídas as suas localizações,

cuja outorga de concessão foi definida após a emissão do

PAR, ATÉ A DATA DE 15/01/2009.

44



DESCRIÇÃO DA OBRA

Região Oeste do Rio Grande do Sul

SE 230/69 kV MissõesComplementação do seccionamento da LT 230 kV Santo Ângelo – São Borja.Adequação do arranjo do setor de 230 kV2º e 3º transformadores 230/69 kV – 2x50 MVA(Viabilização da integração da UHE Passo São João)(Leilão 006/2008 – Obras licitadas à Eletrosul em 03.10.2008)

Região Noroeste do Rio Grande do Sul

SE 230 kV GuaritaAdequação do arranjo do setor de 230 kV(Viabilização da integração da UHE Foz do Chapecó)(REA 1546/2008 – autorizada à CEEE-GT)

Área Norte do Estado de MG

LT 345 kV Pirapora 2 – Várzea da Palma 1 – Instalação de 2 EL 345 kV nos dois terminais – Resolução 1614/08 de 14/10/2008

Área da Mantiqueira - MG

SE São Gonçalo do Pará 500/138 kV – 3º TR 300 MVA autorizado à Cemig pela autorização 1614/08

LT 500 kV Bom Despacho 3 – Ouro Preto 2, circuito simples, 209 kmRecapacitação da LT 345 kV Neves – T. Marias, 246 km, 75º/90ºC – Leilão de 03/10/2008

Região Sul - MGSE Poços de Caldas - 1º banco de AT 345/138 kV – 225 MVA e banco de capacitores 345 kV / 150 Mvar – Autorizado pela Resolução 1.497 de 12/08/2008

45



DESCRIÇÃO DA OBRA

Maranhão

SE Miranda II (nova) - 1 AT 500/230/13,8 kV e fase reserva, (3+1)x150 MVA

Seccionamento das LTs 500 kV Presidente Dutra – São Luís II C1/C2

SE Balsas (nova), com 1 TR 230/69 kV, 1x100 MVA

LT 230 kV Ribeiro Gonçalves – Balsas

Piauí

SE Ribeiro Gonçalves, novos setores de 230 kV e 69 kV, com um AT 500/230 kV e fase reserva, (3+1)x100 MVA e 1 TR 230/69 kV 1x50 MVA

Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da CEPISA.

Pernambuco

SE Suape II (nova) - 1 AT 500/230 kV e fase reserva, (3+1)x200 MVA

Seccionamento da LT 500 kV Recife II – Messias, construção de 24 km, circuito duplo

Seccionamento da LT 230 kV Pirapama II – Termopernambuco (C1/C2) e construção de 2 km de duas LTs 230 kV, circuito duplo.

SE Suape III (nova) - 2 TR 230/69 kV, 2x100 MVA

Seccionamento da LT 230 kV Pirapama II – Termopernambuco.

Integração de Distribuidora – novo ponto de conexão da CELPE.

Bahia SE Narandiba (nova) - 2 TR 230/69 kV, 2x100 MVA


6. Evolução dos Limites de

Intercâmbio nas Interligações

Inter-Regionais


47

A seguir são apresentadas os principais limites nas interligações regionais, bem como a evolução da capacidade de transmissão nestas interligações.

EVOLUÇÃO DOS LIMITES DE INTERCÂMBIO

48

EVOLUÇÃO DOS LIMITES DE INTERCÂMBIO – cont.

Itaipu

Imperatriz

Ivaiporã

50 Hz

60 Hz

Exportação do Norte (1A)

4.000 MWmed (2008)

Recebimento do Nordeste (2A)

Cenário Norte Exportador

5.000 MWmed (a partir de DEZ/2009)

Cenário Sudeste Exportador

4.600/3.700 MWmed (a partir de DEZ/2009)

Recebimento do Sudeste (3A)

9.720 MWmed (2010/2011)

10.130 MWmed (2012)

Exportação do Sul (4A)

5.650 MWmed (2010/2011)

5.980 MWmed (2012)

Recebimento do Sul (4B)

6.700 MWmed (2010/2011)

7.500 MWmed (2012)

1A2A

3A

4A4B

O diagrama mostra as interligações que

possibilitam as transferências de energia entre

os subsistemas

49

Itaipu

Imperatriz

Ivaiporã

50 Hz

60 Hz

EVOLUÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES INTER – REGIONAISEVOLUÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES INTER – REGIONAISObras de InfluênciaObras de Influência

Sudeste/SulSudeste/Sul

• Ano 2009 (LT 525 kV Bateias-Curitiba C2 LT Ano 2009 (LT 525 kV Bateias-Curitiba C2 LT 230 kV Maringa-Londrina, Seccion. LT 230 kV 230 kV Maringa-Londrina, Seccion. LT 230 kV Apucarana-Figueira, Jaguariaíva-Itararé e TR Apucarana-Figueira, Jaguariaíva-Itararé e TR Itararé 230/138 kVItararé 230/138 kV

• Ano 2010 – eliminação das restrições de Ano 2010 – eliminação das restrições de equipamentos terminais na SE e bancos de equipamentos terminais na SE e bancos de capacitores shunt em S. Paulocapacitores shunt em S. Paulo

• Ano 2012 – LT 525 kV Foz-C. Oeste e bancos Ano 2012 – LT 525 kV Foz-C. Oeste e bancos de capacitores shunt em S. Paulode capacitores shunt em S. Paulo

Norte/Nordeste/SudesteNorte/Nordeste/Sudeste

• Ano 2009 Ano 2009

• LT 500 kV São Simão-Marimbondo-LT 500 kV São Simão-Marimbondo-R.Preto-Poços de Caldas, Jaguara-R.Preto-Poços de Caldas, Jaguara-Estreito-R.Preto e TR 500/440 kV SE Estreito-R.Preto e TR 500/440 kV SE R.Preto e R.Preto e

•LT 500 kV Colinas-RGonçalves-SJPiaui-LT 500 kV Colinas-RGonçalves-SJPiaui-Milagres Milagres


7. Principais resultados de

confiabilidade da rede


51

A confiabilidade da Rede Básica é apresentada no diagrama a seguir. Representa a evolução

temporal prevista para o nível de confiabilidade probabilística do sistema de transmissão

brasileiro, expresso pela severidade. Esta é expressa pela razão entre a energia não suprida e

a ponta de carga do sistema. A análise foi elaborada com a aplicação de contingências simples

em todos os elementos (linhas, transformadores de malha e de fronteira).

A evolução da ponta de carga (MW) de todo o sistema (carga global), também mostrada nessa

figura, tem a função de possibilitar uma comparação do crescimento da carga com os recursos

de transmissão agregados ao sistema.

PRINCIPAIS RESULTADOS DE CONFIABILIDADE DA REDE

52

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

ab

r-se

t/0

9

de

z/0

9-m

ar/

10

ab

r-se

t/1

0

de

z/1

0-m

ar/

11

ab

r-se

t/1

1

de

z/1

1-m

ar/

12

de

z/1

2-m

ar/

13

Meses/Ano

Se

ve

rid

ad

e (

Sis

tem

a-m

inu

to)

66000

68000

70000

72000

74000

76000

78000

80000

Ca

rga

Glo

ba

l (M

W)

Linha + Tr. Malha + Tr. Fronteira

Carga Global (MW)

PRINCIPAIS RESULTADOS DE CONFIABILIDADE DA REDE – Cont.

O gráfico mostrado ilustra a evolução crescente da carga ao longo do

horizonte estudado, em contraposição com o risco decrescente do

sistema. Isso demonstra a eficácia das obras do PAR agregadas ao

sistema no ciclo estudado

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PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PAR 2009 – 2011 Versão Executiva Janeiro de 2009 ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico