2014.1

1º Boletim de notícias

Transmissão de Energia

Elétrica Redator: Ana Clara Silva e Viana

Orientador: Antônio Luiz Silva Moisés

Data da publicação: 06 de maio de 2014

Colaborador: George Duarte

Fonte:

http://www.jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=16600&id_tipo=2&id_secao=9

Data da publicação: 09 de abril de 2014

Chesf energiza nova subestação no Ceará Empreendimento atende expansão da geração de energia eólica

Com investimento direto superior a R$ 22 milhões, a Chesf energizou, no dia 6 de abril, a primeira etapa da nova subestação de Acaraú II, disponibilizando dois transformadores trifásicos 230/69 kV – 100 MVA, cada, entre outros equipamentos, ao Estado do Ceará. A segunda e última etapa consta do reforço de alimentação dessa instalação,

com a energização da linha de transmissão Sobral III / Acaraú II C1, prevista para 30 de dezembro deste ano.

Este empreendimento é necessário para atender à expansão da geração de energia eólica, localizado em regiões com pouca ou nenhuma capacidade de redes de transmissão e de subtransmissão, com o objetivo de incentivo à inserção da energia eólica, visando benefícios ambientais, operacionais e socioeconômicos desses projetos.

Ainda, de permitir o escoamento da energia proveniente das diversas usinas eólicas que serão instaladas na região do Ceará, para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

Agora, a empresa contará com mais de R$ 2 milhões de acréscimo de receita em seus cofres, devido à entrada em operação dessa nova subestação, passando para R$ 4,7 milhões quando da energização da Sobral III / Acaraú II C1.

Colaborador: George Duarte

Fonte:

http://www.jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=16642&id_tipo=2&id_secao=1

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Data da publicação: 14 de abril de 2014

Após medidas para poupar reservatórios, ONS vê maior risco de falhas locais e

regionais Segurança do sistema, porém, não está ameaçada, garante diretor de Operação do ONS, Ronaldo Schuck

Por Maria Domingues

A adoção recente das medidas de caráter operativo para poupar os reservatórios hidrelétricos não devem afetar a segurança em nível sistêmico, mas podem provocar um maior número de ocorrências locais e regionais, admitiu Ronaldo Schuck, diretor do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

De acordo com Schuck, as falhas estão sendo aferidas. "Não gostaria de antecipar que isso

coloque em risco a segurança do sistema, apenas é uma situação atípica, por algumas horas que está acontecendo", disse, após participar do do 3º Fórum sobre centros de Operação e Controles das Empresas de Energia Elétricas (Cenocon), em São Paulo.

Mesmo admitindo que o sistema está mais exposto, o limite operativo não deverá ser alcançado. "O N-1 continua prevalecendo", afirmou, referindo-se ao critério utilizado, que prevê a permanência da operação sem interrupção do fornecimento de energia, perda da estabilidade do sistema, violação de padrões de grandezas elétricas (frequência, tensão, harmônicos, etc.) e sem atingir limites de sobrecarga de equipamentos e instalações mesmo com a indisponibilidade de um elemento (contingência simples). "Os agentes devem estar capacitados para trabalhar com essas adversidades", completou.

Neste mês, o ONS recomendou o desligamento das turbinas ou a operação em modo conhecido como "síncrono" para algumas usinas do sistema Eletrobras, incluindo Itaipu. O modo síncrono é quando, apesar de não gerar potência ativa, as turbinas continuariam provendo inércia ao sistema interligado (por meio de suas massas girantes), gerando potência reativa para o controle de tensão da rede.

Além do desligamento dos geradores, o ONS também vem "abrindo" a interligação Sudeste - Nordeste mediante desligamento da LT 500 kV Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa II, no período das 01h00 às 08h00 de segunda-feira a sábado e das 01h00 às 17h00 de domingo. "Esta medida possibilita aumentar em valores da ordem de 400 MW a importação de energia

da Região Sudeste pela interligação Norte/Sudeste", justifica o operador, segundo trecho retirado do documento Diretrizes para operação elétrica com horizonte mensal abril de 2014. Segundo Schuck, representantes de diversos órgãos governamentais reuniram-se nesta segunda-feira para discutir as perspectivas para o clima. O término da adoção das medidas operativas está diretamente ligada à melhora da situação dos reservatórios hidrelétricos.

Copa do Mundo De acordo com Schuck, apesar de ainda não existir um prazo para o fim da utilização das medidas excepcionais, o plano para garantir a segurança do suprimento na Copa do Mundo não deve sofrer alterações. "Até onde eu tenho conhecimento, não será alterado. Existe um comando do Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico (CMSE), de 2004, que prevê que para todos os grandes eventos adota-se algumas medidas adicionais, como geração de térmicas. Atualmente isso já é quase inócuo, porque o despacho já está quase obrigatório", O plano [para a Copa] o estruturado, divulgado no momento oportuno", afirmou.

Colaborador: Paulo Mendes

Fonte: http://economia.ig.com.br/2014-02-06/maioria-dos-projetos-de-transmissao-de-

energia-esta-fora-do-prazo.html

Data da publicação: 06 de fevereiro de 2014

Maioria dos projetos de transmissão de energia está fora do prazo

Expansão da rede sofre com atrasos em série; especialistas dizem que ela opera sobrecarregada

Brasil Econômico - Nicola Pamplona

Levantamento em relatório de fiscalização de obras da Agência Nacional de Energia Elétrica

(Aneel) aponta que metade dos projetos de expansão e modernização da rede de transmissão

de energia no Brasil enfrentam problemas de atraso. São 448 obras, entre construção,

ampliação e requalificação de linhas e subestações, das quais 227 estão atrasadas. Para

técnicos do setor, as dificuldades na conclusão dos empreendimentos vão desde a demora no

licenciamento ambiental a problemas de gestão, passando por questões fundiárias e judiciais.

Terça-feira (4), dois curtos circuitos no sistema de integração Norte-Sul provocaram um

apagão que atingiu cidades em 11 estados. As causas do incidente estão sendo investigadas

por uma comissão liderada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), mas o governo

já descartou relação com o "estresse" que vive o setor elétrico brasileiro, com reservatórios

em baixa e consumo impulsionado pelas altas temperaturas. Pouco antes do apagão, a região

Sul do Brasil havia batido recorde de demanda, atingindo a carga de 17,4 mil megawatts (MW)

às 14h.

Especialistas descartam relação entre atraso e apagão

Especialistas ouvidos pelo Brasil Econômico dizem que não é possível relacionar os atrasos em

obras de expansão com o apagão de terça-feira (4), mas afirmam que a demora na entrada de

novos projetos sobrecarrega a rede de transmissão.

"Essas obras foram planejadas para reforçar o sistema e, se não entram no prazo previsto, as

linhas existentes ficam sobrecarregadas", diz um técnico com passagem pela área energética

do governo. "É preciso agilizar os empreendimentos", conclui.

Quarta-feira (5), a presidenta Dilma Rousseff se reuniu com a ministra do Meio Ambiente,

Isabela Teixeira e teria cobrado maior agilidade na concessão de licenças. O problema é

recorrente. Já em 2004, quando era ministra de Minas e Energia, Dilma cobrava publicamente

maior velocidade no processo de licenciamento. Mas, segundo técnicos, a questão ambiental

não é o único empecilho às obras. Há casos de judicialização do processo e de dificuldades em

negociações com proprietários de terra e prefeitos, além de problemas para cumprimento do

prazo por parte dos empreendedores.

No Nordeste, por exemplo, hoje há parques eólicos prontos sem poder operar por falta de

linhas. A Aneel calcula um prejuízo de cerca de R$ 30 milhões por mês com o pagamento pela

capacidade dos projetos, mesmo que não estejam gerando energia. Responsável pelas obras,

a Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), já chegou a ser multada, mas alegou que o

prazo determinado em contrato é curto demais.

Técnicos consultados pelo Brasil Econômico reconhecem que o sistema de proteção da rede de

transmissão funcionou corretamente após as falhas de terça-feira (4), limitando o corte no

fornecimento a regiões pré-estabelecidas pelas distribuidoras.

"Curto circuito é natural em linha de transmissão. Mas a pergunta agora é: porque ocorreram

dois em sequência?", questiona um especialista. A interligação Norte-Sul tem três circuitos e,

com a queda de dois deles, o terceiro ficou sobrecarregado e foi desligado automaticamente.

Governo avalia ajuda às distribuidoras

Questionado se o governo aportaria mais recursos para a Conta de Desenvolvimento

Energético (CDE) por conta da seca neste ano (o orçamento prevê R$ 9 bilhões), o ministro da

Fazenda, Guido Mantega, disse que vai esperar as chuvas antes de decidir.

"Por enquanto é um problema de janeiro e fevereiro [sobre as falta de chuvas]. Teremos que

esperar um pouco – mas estaremos dando cobertura para esse problema de forma que isso

não passe para o consumidor final", afirmou.

As distribuidoras reclamam de prejuízos com a compra de energia a preços mais altos.

Colaborador: Paulo Mendes

Fonte: http://maranhaomaravilha.blogspot.com.br/2013/10/nova-linha-de-transmissao-

elevara.html

Data da publicação: 12 de outubro de 2013

Nova linha de transmissão elevará oferta de energia elétrica no MA

Até maio do próximo ano entrará em operação o terceiro ponto de suprimento de energia elétrica construído pela empresa IMTE Energia.

Ribamar Cunha Subeditor de Economia

Até maio de 2014 entrará em operação no estado o terceiro ponto de suprimento de energia

elétrica, empreendimento de R$ 320 milhões que está sendo construído pela Integração

Maranhense Transmissora de Energia S.A. (IMTE), uma Sociedade de Propósito Específico

(SPE), formada pelas empresas Elecnor (espanhola) e Companhia Paranaense de Energia

(Copel).

A nova linha de transmissão, de Açailândia a Miranda II, de 500 kV, terá 365 quilômetros de

extensão e é integrante do lote I do leilão 006/2011, realizado pela Agência Nacional de

Energia Elétrica (Aneel) e que foi arrematado pela IMTE Energia. O empreendimento atenderá

à expansão do sistema de transmissão que integrará a Rede Básica do Sistema Interligado

Nacional (SIN).

Em reunião com o secretário de Estado de Minas e Energia, Ricardo Guterres, o diretor de

Operações da Elecnor Concessões, Maurício Scovino, informou que as obras do

empreendimento, iniciadas em junho deste ano, já estão 40% avançadas. "Devemos entregar a

linha de transmissão até 10 de maio de 2014", disse.

Nos 365 quilômetros de extensão do terceiro suprimento de energia elétrica, serão

empregadas 777 torres, obra que irá gerar 4.110 empregos diretos e indiretos nos 11

municípios que estão na área de influência do empreendimento. Serão quatro canteiros de

obra, instalados em Santa Inês (central), Buriticupu, Açailândia e Miranda do Norte,

movimentando a economia dessas cidades.

Ampliação - Maurício Scovino ressaltou que essa obra de ampliação do Sistema Interligado

Nacional, consolida o Maranhão, que hoje já é um grande gerador de energia, em fonte chave

de transmissão. Ele afirmou que os projetos da Elecnor no Maranhão - o primeiro foi a linha de

transmissão Miranda/Encruzo - estão sendo muito bem avaliados pelas condições oferecidas

pelo estado e também pelos resultados gerados à empresa.

O diretor técnico da IMTE Energia, José Caetano de Mattos, corroborou, dizendo que enquanto

em outras regiões do país, diversas obras de transmissão estão em atraso, no Maranhão, pelas

condições oferecidas, os projetos estão sendo executados de forma ágil. "Encontramos no

Maranhão um ambiente propício para os projetos de transmissão de energia", garantiu.

Para Ricardo Guterres, esse terceiro ponto de suprimento é fundamental para propiciar mais

confiabilidade ao sistema e qualidade na energia fornecida, no sentido de atender à demanda

de crescimento econômico do estado. "Esse novo empreendimento na área de transmissão vai

dar mais segurança ao sistema elétrico do Maranhão", afirmou.

Expansão é importante para crescimento do MA

O secretário de Estado de Minas e Energia, Ricardo Guterres, destacou que o Maranhão vive

hoje um novo cenário de investimentos, que também se estende ao sistema elétrico pela

necessidade expansão do sistema para atender a demanda dos grandes empreendimentos em

instalação no estado.

De acordo com o secretário, os investimentos na ampliação do sistema elétrico maranhense

correspondem à geração, transmissão e distribuição. "Temos, hoje, grandes investimentos em

obras estruturantes no setor elétrico, a exemplo de usinas hidrelétricas, como a de Estreito já

em operação, e as térmicas da Gera Maranhão em Miranda do Norte, Parnaíba em Santo

Antonio dos Lopes, e Itaqui, em São Luís", destacou Ricardo Guterres.

O secretário também ressaltou a importância da ampliação dos parques de linhas de

transmissão, como esse empreendimento da Integração Maranhense Transmissora de Energia

S.A. (IMTE) de Açailândia a Miranda. "Essa é uma obra importante, que contribuirá para o

fortalecimento da política de atração de investimentos que está sendo empreendida no

estado. Além do que, vai movimentar a economia dos municípios por onde passar a linha de

transmissão", assinalou.

Ele lembrou, ainda, dos investimentos da Bioenergy no Maranhão, onde está investindo R$ 4,5

bilhões no projeto de instalação de parques eólicos nos municípios de Paulino Neves,

Barreirinhas e Tutóia.

Incialmente serão instalados 13 parques eólicos, reunindo de 40 a 60 aerogeradores, devendo

chegar a 207 até dezembro de 2014. No início de 2015, deverão ser instalados mais 100

aerogeradores, fechando a segunda fase do projeto.

Números

R$ 320 Milhões estão sendo investidos pela IMTE Energia na construção da linha de

transmissão de Açailândia a Miranda II

500 kV Será a tensão do terceiro ponto de suprimento de energia elétrica previsto para entrar

em operação até maio de 2014

365 km De extensão terá a nova linha de transmissão de Açailândia a Miranda II

777 É o total de torres a serem instaladas ao longo dos 365 quilômetros de extensão da nova

linha de transmissão

Mais

Hoje, o atendimento ao estado do Maranhão é feito por instalações da rede básica nas tensões

de 500 kV e 230 kV, sendo os principais pontos de suprimento a subestação Presidente Dutra

(500k V) e Subestação São Luis II (500 kV), atendidas por linhas de transmissão provenientes

das Subestações Imperatriz (500 kV) e Açailândia (500 kV).

Em julho do ano passado, a empresa espanhola Elecnor Concessões entregou a linha de

transmissão de energia de 240 km, entre Miranda e Encruzo Novo, de 230 kV. A obra entrou

em operação com seis meses de antecedência e teve investimento de aproximadamente R$

100 milhões.

Colaborador: Inaian Suede

Fonte: http://jcrs.uol.com.br/site/noticia.php?codn=160005

Data da publicação: 24 de abril de 2014

Investimento vai ampliar sistema de transmissão

Grupo CEEE deve aplicar cerca de R$ 827 milhões neste ano, total no Rio Grande do Sul chega a R$ 3,5 bilhões

Jefferson Klein

Se atualmente causa preocupação a questão do fornecimento de energia elétrica no País, principalmente no segmento de geração, com o baixo nível dos reservatórios das hidrelétricas, pelo menos o sistema de transmissão, no caso do Rio Grande do Sul, vive um momento de concretização de obras e de novos investimentos. Essas iniciativas vão, no jargão da área, “deixar o setor mais robusto”. Conforme o diretor de Transmissão do Grupo CEEE, Gilberto Silva da Silveira, de 2014 a 2017, os aportes das empresas de transmissão no Estado devem chegar a algo em torno de R$ 3,5 bilhões.

Somente o Grupo CEEE, nesta área, deve aplicar cerca de R$ 827 milhões neste ano (o número engloba obras já iniciadas e que serão concluídas ainda em 2014 através de investimentos individuais e em consórcio). Um dos empreendimentos fundamentais para o setor elétrico gaúcho será feito em parceria pela Transmissora Sul Litorânea de Energia (TSLE) – empresa constituída pela Eletrosul (51%) e Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT (49%). A sociedade é responsável pela construção de três subestações em Rio Grande e em Santa Vitória do Palmar e pela ampliação de uma subestação em Nova Santa Rita. Também serão construídos 487 quilômetros de linhas de transmissão ligando essas localidades que servirão, fundamentalmente, para escoar a energia dos parques eólicos que a própria Eletrosul está implementando em Santa Vitória do Palmar e no Chuí. Essa estrutura de transmissão formará um verdadeiro corredor de energia no Estado, pois se conectará a uma nova linha que seguirá de Rio Grande a Nova Santa Rita (230 kV de tensão, com 291 quilômetros), e desse município até Itá (SC), em 525 kV, com 307 quilômetros. Esses projetos, de responsabilidade da Transmissora Sul Brasileira de Energia (TSBE) – companhia constituída pela Eletrosul (80%) e Copel (20%) –, deverão ser energizados ainda neste semestre. O complexo todo solucionará boa parte dos problemas de transmissão de energia que hoje são verificados na Metade Sul do Estado, diminuindo a dependência da região da usina termelétrica de Candiota.

Ainda naquela área, o Grupo CEEE realiza a ampliação da subestação de Quinta (em Rio Grande), que absorverá aproximadamente R$ 30 milhões em recursos. A obra será finalizada até maio. “Na próxima década, com essas medidas, o Rio Grande do Sul terá um nível de atendimento muito diferenciado em termos de transmissão”, ressalta o chefe da Divisão de Instalações da Área de Transmissão do Grupo CEEE, Júlio de Azambuja Borges. O diretor Gilberto Silveira complementa que se terá uma condição adequada para atender à demanda atual e ao crescimento futuro.

Leilões para novas obras devem contemplar Fronteira-Oeste e região de Osório em 2015

Para o próximo ano, a estatal gaúcha projeta cerca de R$ 301 milhões em novos investimentos em transmissão. Além disso, a expectativa dos agentes do setor é que ocorram leilões (promovidos pelo governo federal, para a realização de novas obras) contemplando a Fronteira-Oeste gaúcha, próximo à Santana do Livramento, e nos arredores de Osório. Contudo, uma recente posição da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) colocou dúvidas se a participação do Grupo CEEE em novos certames seria limitada. Na primeira quinzena de abril, a instituição divulgou que o Grupo CEEE não respondia ao requisito de habilitação técnica previsto no edital do leilão de transmissão marcado para 9 de maio. Com a decisão da agência, a companhia não poderia concorrer no certame sozinha ou em consórcio em que fosse majoritária. Entretanto, não está impedida de participar como sócia minoritária. A estatal foi punida por não cumprir às exigências de desempenho na implantação de obras de transmissão nos últimos 36 meses anteriores ao da publicação do edital.

O assistente executivo da diretoria de Transmissão do Grupo CEEE, Roberto Ostermann, argumenta que a companhia poderia participar dos leilões, fazendo um termo de ajuste de conduta. Silveira admite que a empresa enfrentava atrasos com obras, o que, segundo o diretor, está sendo recuperado agora. O dirigente diz que a participação da estatal nos futuros leilões será discutida internamente. A primeira alternativa que será analisada é através de consórcio, muito provavelmente com a Eletrosul e de forma minoritária. Quanto aos impactos causados com a atual greve dos funcionários do Grupo CEEE, o braço de transmissão foi menos atingindo em relação aos segmentos de distribuição e geração. O cálculo da empresa é que dos cerca de 1 mil trabalhadores da secção, hoje, apenas 10% estão aderindo à paralisação.

Colaborador: Inaian Suede

Fonte: http://www.tudorondonia.com/noticias/esbr-obtm-aprovao-para-restabelecer-

funcionamento-da-linha-de-transmisso-%2c43786.shtml

Data da publicação: 08 de abril de 2014

ESBR OBTÉM APROVAÇÃO PARA RESTABELECER FUNCIONAMENTO DA

LINHA DE TRANSMISSÃO A previsão é que até final de abril, a UHE Jirau esteja gerando 675 MW para o Sistema Elétrico Brasileiro.

Após revisão de estudos feitos pela Energia Sustentável do Brasil (ESBR) junto ao

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), foi aprovada adequação para retomada de uso

da Linha de Transmissão (LT) Coletora Porto Velho-Araraquara, com nove máquinas, ao invés

do mínimo de 11 anteriormente necessárias, conforme parecer técnico ONS/GPE 0013-2014,

de 25 de março.

Desligada desde o final de fevereiro, quando por determinação do ONS a Usina Hidrelétrica

Santo Antônio teve que interromper a produção de todas as suas turbinas devido ao baixo

desnível do rio, a LT poderá ser novamente energizada apenas com a geração da Usina

Hidrelétrica Jirau. A previsão é que até o fim deste mês, o empreendimento tenha as nove

turbinas em operação comercial, restabelecendo o fornecimento de energia com 675 MW

para o Sistema Elétrico Brasileiro.

“Umas dessas unidades deve começar a operar na próxima semana. As outras duas estão

passando pelos testes finais de comissionamento a seco e também já receberam autorização

da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) para serem sincronizadas ao Sistema Elétrico”,

informa o diretor de Operação da ESBR, Isac Teixeira. Atualmente, a UHE Jirau conta com seis

máquinas em operação e autonomia para gerar um montante de 450 MW.

Enquanto a Linha de Transmissão encontra-se desligada, a Usina Hidrelétrica Jirau, que é

despachada pelo ONS e tem tido sua programação diária de geração com 300 MW, vem

abastecendo especificamente o sistema Acre-Rondônia e parte do estado do Mato Grosso,

levando em consideração a necessidade de suprimento de cargas deste sistema.

Ao atender as condições para restabelecer o funcionamento da Linha de Transmissão, a UHE

Jirau cumprirá o seu papel, que é disponibilizar energia elétrica renovável e de qualidade,

suprindo os estados de Rondônia, Acre e região Sudeste do país, através do Sistema

Interligado Nacional.

Colaborador: Ana Clara Silva e Viana

Fonte: http://www.jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=14921&id_secao=11

Data da publicação: 03 de outubro de 2013

Cteep desenvolve projetos para minimizar o impacto de raios no sistema elétrico

Novo sistema entrará em teste nas subestações até o fim do ano

Da redação

A Cteep, em parceria com Universidade de São Paulo, com Clima Tempo e a empresa de tecnologia XMobots, desenvolveu um sistema de sensores meteorológico capaz de unir informações sobre as mudanças climáticas e detalhes gráficos sobre a intensidade de chuvas, raios e ventos. Com esses dados, enviados em tempo real, a Cteep poderá identificar as áreas em estado de alerta e preparar

equipes para trabalhar em esquema de plantão para pronto atendimento e manutenção. Esse sistema entrará em teste nas subestações até o fim do ano.

A alta ocorrência de tempestades e raios pode colocar em risco os serviços de transmissão de energia elétrica. Cteep opera uma rede responsável por 28% da energia produzida no Brasil e 60% da eletricidade consumida no sudeste do País. Para manter essa operação mesmo em condições adversas, a companhia utiliza programas de monitoramento e detecção em tempo real da incidência de descargas atmosféricas de forma a garantir o abastecimento de energia e a confiabilidade do seu sistema de transmissão.

“O índice de raios em redes de transmissão é alto. Por exemplo, apenas no período de 10 horas, entre os dias 16 e 18 de setembro, ocorreram 10 perturbações no sistema atribuídas à incidência de descargas atmosféricas que provocaram o desligamento de linhas de transmissão e de outros equipamentos, que foram restabelecidas por nossas equipes”, explica Marcos Livio Meloni, gerente da divisão de tempo real da Cteep. Meloni ainda ressalta que a importância de um sistema de alertas está na eficiência da empresa em atender essas emergências e no pronto restabelecimento das condições normais do fornecimento de energia.

Colaborador: Ana Clara Silva e Viana

Fonte: http://jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=16623&id_secao=37

Data da publicação: 11 de abril de 2014

Cemig promove workshop sobre aplicações de robôs em LTs

Evento será realizado em Belo Horizonte, Minas Gerais

Da redação

A Cemig e o Comitê Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (Cigré-Brasil) realizam, entre 14 e 16 de abril, o 1º Workshop Internacional sobre Inspeção e Novas Aplicações de Robôs em Linhas Aéreas de Transmissão. As atividades serão realizadas na UniverCemig, em Sete Lagoas e na Sede da Cemig, no bairro Santo Agostinho, em Belo Horizonte. O evento vai contar com a presença de

especialistas, pesquisadores e professores nacionais e internacionais, com experiência na área de desenvolvimento de sistemas robóticos para aplicação em linhas aéreas. O Workshop tem como propósito promover o intercâmbio tecnológico entre técnicos, profissionais, fabricantes e pesquisadores envolvidos nas áreas de robótica. Nos últimos anos, o setor elétrico tem buscado alternativas para que a robótica possa ter um papel fundamental em atividades que são perigosas aos eletricistas, especialmente, aquelas relacionadas às linhas de alta tensão. “Os robôs já são utilizados em diversas áreas, por exemplo, no setor automobilístico, especialmente em funções que coloquem em risco a vida dos trabalhadores. Ainda estamos com algumas aplicações em teste, mas esperamos em breve ter essas soluções, principalmente, relacionadas aos trabalhos em alta tensão”, afirma o engenheiro de Tecnologia e Normalização da Cemig, Carlos Alexandre Meireles Nascimento. Segundo o engenheiro, “a Cemig tem grande interesse em adquirir o conhecimento sobre essa área para utilizá-lo tanto em seus ativos de transmissão, quanto em ações para comercialização das tecnologias em fase de desenvolvimento na empresa, que se mostram bem promissoras para os próximos anos”, explica. Novas tecnologias A eficiência no fornecimento de energia elétrica depende de diversos fatores e um deles é a inspeção das linhas de transmissão. Atualmente, essa atividade é feita por meio de helicópteros, mas a Cemig e a Fundação para Inovações Tecnológicas (FITec) estão

desenvolvendo protótipos de aeronaves não tripuladas, capazes de voar de forma autônoma, mediante uma rota pré-programada e instalada em um sistema de controle de voo embarcado. O Veículo Aéreo Não Tripulado (Vant) da Empresa tem entre seus objetivos, apoiar as áreas de manutenção em inspeções rotineiras e emergenciais, além de melhorar os índices de disponibilidade do sistema elétrico. “A aeronave tem a rota predefinida e voa autonomamente por até 2 horas. Num futuro próximo, a ideia é que o Vant auxilie nos serviços de inspeção do sistema elétrico da Empresa, assim como no monitoramento da parte ambiental e outras aplicações”, explica o engenheiro. Atualmente, a Cemig possui cerca de 460 mil quilômetros de linhas de transmissão que devem ser inspecionadas periodicamente. Essas inspeções reduzem imprevistos relacionados à interrupção de energia. Outra tecnologia que vai ser debatida no evento são os robôs autônomos que transitam na rede e que podem fazer manutenção em linhas de transmissão e troca de equipamentos. A Cemig esta em parceria com a UFMG e a Fieb-Cimatec-BA desenvolvendo essa tecnologia com varias inovações em curso. As inscrições serão feitas por meio da Secretaria do Cigré-Brasil no e-mail eventos@cigre.org.br.

1º Workshop Internacional sobre Novas Aplicações de Robôs em Linhas de Transmissão Quando: 14, 15 e 16 de abril Onde: UniverCemig e Sede da Cemig em Belo Horizonte e-mail eventos@cigre.org.br

Colaborador: Yure Nascimento de Souza

Fonte: http://noticias.uol.com.br/meio-ambiente/ultimas-noticias/redacao/2013/12/20/falta-

de-linhas-de-transmissao-atrasa-operacao-de-34-dos-parques-eolicos.htm

Data da publicação: 20 de dezembro de 2013

Falta de linhas de transmissão atrasa operação de 34% dos parques eólicos

Juliana Passos

A energia eólica no Brasil tem hoje a capacidade de geração de 3,4 Gigawatts (GW) distribuída em 140 parques, mas 48 deles, mesmo prontos, não podem operar por falta da conexão entre a usina e a rede elétrica. As usinas paradas, localizadas nos Estados da Bahia e Rio Grande do Norte, deixam de gerar 1,2 GW, pouco mais de um terço da capacidade total. Em operação, esses parques

poderiam iluminar 2 milhões de casas, diz a Abeeólica (Associação Brasileira de Energia Eólica).

No último leilão, na semana passada, foram contratados 2,3 GW de energia eólica, elevando

para 4,7 GW o volume negociado em 2013. Hoje o Brasil apresenta uma matriz elétrica com

123 GW instalados, composta por 69% de hidrelétricas, 27% de termelétricas, 2% de eólicas e

1,6% de nucleares, segundo a Abeeólica.

A previsão é de que 21 dos parques no RN comecem a funcionar até maio de 2014, junto com

os 17 parques localizados na Bahia. Os 10 restantes só estarão conectados a rede elétrica em

2015. Em 28 dos casos, a previsão de entrada em operação era 2012. Em 20, era setembro de

2013. Os dados são da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica ) e da Abeeólica.

De acordo com o relatório de novembro da Aneel sobre o estágio das obras dos parques, 28

das usinas que hoje estão paradas tiveram sua construção concluída em 2012, quando foi

realizada a colocação das torres. No caso dos parques cuja conexão à rede elétrica está

prevista para 2015, a colocação das torres teve início neste ano.

A única divergência entre os dados da Abeeólica com os apresentados pela Aneel está

relacionada a entrada em operação das Usinas Asa Branca. A entidade prevê início ainda em

2014, enquanto a agência apenas em 2015. Toda rede de transmissão na região nordeste é de

responsabilidade da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf). Procurada, a estatal

não se pronunciou sobre o assunto até o fechamento desta matéria.

Na visão da presidente executiva da Associação, Elbia Melo, a Chesf não pode ser inteiramente

responsabilizada pelo atraso. "Licenças ambientais, liberações do Iphan [Instituto do

Patrimônio Histórico e Artístico Nacional], além da complexidade de engenharia para construir

as linhas estão entre as causas do atraso. Estamos em um momento de aprendizado pelos

quais também passam México, China e Inglaterra, agora na instalação de turbinas off-shore

(no mar)."

Para evitar problemas como este, que não prejudicaram as usinas hidrelétricas, o Ministério de

Minas e Energia publicou portaria em julho que prevê a responsabilização do administrador do

parque eólico pelo atraso na geração de energia e pagamento de multa com o objetivo de

evitar "o descompasso entre a geração e transmissão de energia elétrica". A determinação foi

válida para o leilão realizado em 18 de novembro, mas a portaria foi extinta no dia seguinte

(19). A Empresa de Pesquisa Energética prevê o investimento de R$ 17,9 bilhões em projetos

de expansão de energia elétrica para o período de 2013 a 2018. Caso seja aprovado, os

projetos devem ser licitados em 2014.

Colaborador: Yure Nascimento de Souza

Fonte: http://diarioenergia.com.br/?p=4847

Data da publicação: 10 de fevereiro de 2014

OBRAS DE TRANSMISSÃO DE BELO MONTE É COMPATÍVEL AO DE GERAÇÃO

MME comemora resultado de leilão, que teve deságio de 38% e arrecadou R$ 435 milhões, e explica cronograma

O Ministério de Minas e Energia considerou “plenamente exitoso” o resultado do leilão do

leilão do bipolo em 800 KV/CC, da usina hidrelétrica de Belo Monte, realizado na manhã desta

sexta-feira, 07 de fevereiro, na sede Bovespa, em São Paulo.

Em nota, o MME esclarece que o cronograma dessa transmissão está “inteiramente

compatibilizado” com o da geração. “O sistema de transmissão atual (Interligação Norte/Sul e

a LT Tucuruí/Manaus) escoará a geração das 12 primeiras unidades de Belo Monte. A partir da

13ª unidade, início de 2018. O escoamento da geração será efetuado pelo bipolo recém

licitado”, afirma o Ministério.

No leilão, o Consórcio IE Belo Monte, constituído por Furnas Centrais Elétricas S.A., State Grid

Brazil Holding S.A. e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte, arrematou, em

lance único de R$ 434.647.038,00, os lotes A e B leiloados pela Agência Nacional de Energia

Elétrica – ANEEL para transmissão da energia elétrica gerada pela Usina Hidrelétrica de Belo

Monte.

O certame de número 11/2013-ANEEL teve um deságio de 38%, em função da oferta

apresentada pelo vencedor. Foi licitado o Sistema de Corrente Contínua de ± 800 kV que

conectará a Usina Hidrelétrica de Belo Monte à Região Sudeste, composto por uma Linha de

Transmissão, com extensão aproximada de 2.092 km, e duas Estações Conversoras CA/CC com

capacidade total de 7.850 MW.

As instalações serão construídas nos Estados de Goiás, Minas Gerais, Pará e Tocantins, com

investimentos de R$ 5 bilhões, e deverão criar 13 mil empregos diretos durante a fase de

construção. As primeiras instalações de transmissão entrarão em operação no ano de 2017.

Colaborador: Ruan Damasceno

Fonte: http://londrina.odiario.com/londrina/noticia/828938/copel-implanta-linhas-de-

transmissao-entre-londrina-e-figueira/

Data da publicação: 05 de maio de 2014

Copel implanta linhas de transmissão entre Londrina e Figueira

Agência Estadual de Notícias

A Copel iniciou a instalação de duas novas linhas de transmissão no Paraná – uma na região

Norte, ligando as subestações Londrina e Figueira (165 km de Londrina), e outra no Sudoeste,

entre as subestações Foz do Chopim e Salto Osório.

Ambas irão operar em alta tensão (230 mil volts) e devem receber R$ 37 milhões em

investimentos, valor que inclui também a adequação das subestações para entrada dos novos

circuitos. A expectativa é que os empreendimentos sejam concluídos até março de 2015.

Essa ampliação da chamada Rede Básica – que inclui as instalações e linhas de transmissão de

energia em alta tensão – deve contribuir para o intercâmbio energético em larga escala entre

as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste do Brasil, reduzindo o risco de déficit de energia em

períodos secos nessas regiões. Os empreendimentos estão previstos no Plano Decenal 2019,

elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) do Ministério de Minas e Energia.

"A construção dessas duas linhas integra um plano de investimentos na rede de transmissão

da Companhia que deve ultrapassar R$ 100 milhões somente em 2014, no Paraná", destaca o

superintendente de Engenharia e Obras de Geração e Transmissão da Copel, Nilberto Lange Jr.

"O objetivo é atender o aumento da demanda por energia em todas as regiões do Estado,

contando com um sistema robusto e cada vez mais seguro".

Obras

Inicialmente, os trabalhos em campo concentram-se na preparação das fundações para as

torres metálicas que sustentarão os cabos elétricos. Na região Norte, a construção da rede

inicia por Londrina e São Jerônimo da Serra. Com 92 quilômetros de extensão, ela passará

também pelos municípios de Sapopema, Figueira, Assaí, Santa Cecília do Pavão e Nova Santa

Bárbara.

Já no Sudoeste, a mobilização começa por Quedas do Iguaçu, chegando em seguida a São

Jorge do Oeste. A linha terá dez quilômetros e vai conectar a subestação Foz do Chopim à

subestação da Usina Salto Osório. Atualmente, essas duas subestações já estão ligadas por

uma linha na mesma classe de tensão (230 mil volts). No entanto, o novo circuito trará maior

segurança para a operação do sistema e evitará sobrecargas no circuito atual.

Esse conjunto integra o lote de obras conquistado pela Copel no leilão da Agência Nacional de

Energia Elétrica (Aneel) realizado em junho de 2012. O conjunto deve proporcionar à

Companhia uma receita anual de R$ 4,1 milhões a partir da entrada em operação.

Colaborador: Ruan Damasceno

Fonte: http://diarioenergia.com.br/?p=5252

Data da publicação: 06 de março de 2014

TRANSMISSÃO ATRASADA DE ENERGIA

EÓLICA É INTEGRADA A integração da linha ao sistema elétrico nacional permitirá o início da operação de mais de 500 megawatts

(MW) em usinas eólicas

Uma linha de transmissão e uma subestação da Chesf que estavam atrasadas para entrar em

operação no Rio Grande do Norte foram integradas ao sistema elétrico nacional na última

sexta-feira e permitirão o início da operação de mais de 500 megawatts (MW) em

usinas eólicas.

A linha de transmissão Extremoz II/João Câmara II e a subestação João Câmara II, da Chesf,

subsidiária do grupo Eletrobras, foram integradas ao sistema elétrico nacional às 2h59 de 28

de fevereiro, segundo informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

O prazo original para entrada em operação da linha e da subestação era maio de 2012,

segundo dados de relatório de fiscalização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de

12 de fevereiro.

Entre os empreendimentos que aguardavam a entrada em operação da subestação para iniciar

a geração de energia estão 188 megawatts (MW) do Complexo Santa Clara, da CPFL

Renováveis, e 145,2 MW da Desa Dobrevê Energia, empresa que será incorporada pela CPFL

Renováveis, conforme anunciado em meados de fevereiro.

Além disso, outros 170 MW de parques da Serveng se conectarão à subestação.

Segundo relatório de fiscalização da Aneel, a estimativa é de que os parques mencionados

entrem em operação a partir de 22 de abril.

O início da operação em testes do Complexo Santa Clara foi autorizado pela Aneel para ocorrer

a partir de 1o de março, e a empresa informou, por meio de comunicado, que a operação

comercial somente poderá ser efetuada após a conclusão da fase de testes.

Notícia extra

Colaborador: Yure Nascimento de Souza

Fonte: http://spectrum.ieee.org/energywise/energy/the-smarter-grid/nasa-uses-transmission-

lines-for-geomagnetic-antenna-study

Data da publicação: 29 de abril de 2014

NASA Uses Transmission Lines For Geomagnetic Antenna Study

By Katherine Tweed

Not all threats to the electric grid

originate here on Earth. To better

understand large solar events,

which can be dangerous to the

transmission grid, a researcher at

NASA’s Goddard Space Flight Center

is using high-voltage transmission

lines to map large-scale

geomagnetically-induced currents

(GICs).

GICs occur when the sun ejects

huge bubbles of charged particles

that can carry up to 10 billion tons of matter. When the bubbles strike the Earth’s atmosphere,

the geomagnetic field that surrounds our planet fluctuates.

These fluctuations in the electrical current can then flow through any large conductive

structure such as power lines, oil and gas pipelines, undersea cables, and railways, according to

NASA. When excess current flows through the electric transmission system, it can overload

transformers and collapse the system, leading to large-scale outages. From 1960 to 2000, the

high voltage grid in the United States has grown nearly tenfold, according Oak Ridge National

Laboratory [PDF], making it increasingly susceptible to GICs.

The concern that a large GIC could plunge part of the United States into a blackout is high on

the list of issues faced by the Federal Energy Regulatory Commission (FERC), and is as much of

a focus as physical or cyber security threats.

Last year, FERC ordered the North American Reliability Corporation to propose reliability

standards for the grid that address the impact of geomagnetic disturbances; owners of the

Foto: Bill Hrybyk / Goddard / NASA

bulk-power grid will have to conduct assessments of the potential impact of GICs on their

systems moving forward.

To better understand the effects of GICs, Antti Pulkkinen, a heliophysicst at Goddard, is

installing three substations beneath high-voltage transmission lines to measure GICs.

“This is the first time we have used the U.S. high-voltage power transmission system as a

science tool to map large-scale GICs,” Pulkkinen said in the NASA publication Cutting Edge

[PDF]. “This application will allow unprecedented, game-changing data gathering over a wide

range of spatial and temporal scales.”

Two of the three substations being built by Goddard engineers will be buried 1.2 meters below

ground at a spot where Dominion Virginia Power’s high-voltage lines pass overhead. The lines

will act as antennae for the electrical current. The substations will contain commercially

available magnetometers that can make precise measurements of GICs. (The third substation

will be located about three kilometers away to provide reference measurements.)

Pulkkinen’s team is using technology also developed at Goddard to command and control the

magnetometers from an iPad. The application, which tags and geolocates data, will send it to a

server once every second.

The pilot project is expected to last one to two years, but Pulkkinen hopes to eventually deploy

hundreds of substations with long-term funding from multiple government agencies. The

current project is funded by NASA’s Center Innovation Fund and Goddard International

Research and Development program.