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CONSOLIDAÇÃO DE OBRAS DE REDE BÁSICA PERÍODO 2012-2014 REVISÃO 2 MAIO/2012 Esplanada dos Ministérios Bloco “U” CEP: 70.065-900 – Brasília-DF BRASIL Fone: (61) 3319-5555

Ministério de Minas e Energia – MME

Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético – SPE

Departamento de Planejamento Energético – DPE

Coordenação-Geral de Planejamento de Energia Elétrica – CGPE

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

CONSOLIDAÇÃO DE OBRAS DE REDE BÁSICA REVISÃO 2 PERÍODO 2012-2014 MAIO/2012

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Sumário

1 – Introdução ................................................................................................................................................... 6

2 - Processo de Expansão da Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão ............................................ 7

3 - Processo de Licitação da Transmissão e Outorga do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica 10

4 - Premissas .................................................................................................................................................... 12

5 – Ampliação e Reforço .................................................................................................................................. 14

6 - Obras da Rede Básica ................................................................................................................................. 15

6.1 - Região Sul ............................................................................................................................................ 15

6.2 - Regiões Sudeste / Centro – Oeste / Acre - Rondônia .......................................................................... 17

6.3- Regiões Norte / Nordeste ..................................................................................................................... 21

7 - Fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição ............................................................................................ 26

7.1 - Subestações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE ............................................................ 26

7.2 - Subestações de propriedade da CHESF ............................................................................................... 26

7.3 - Subestações de propriedade da ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA ................................................. 27

7.4 - Subestações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE. ........................................................... 27

8 – Adequações/Obras necessárias na rede existente devido aos empreendimentos do Leilão de

Transmissão ANEEL.......................................................................................................................................... 28

8.1 - Leilão de Transmissão ANEEL nº 001/2011 ......................................................................................... 28





9 – Adequações/Reforços na rede existente autorizados pela ANEEL ............................................................ 32

10 - Modificações na proposta de obras em relação ao ciclo anterior - Consolidação de Obras ................... 43

11 - Referências ............................................................................................................................................... 47

4

Lista de Tabelas Tabela 1: Distribuição e composição dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais ................................. 8

Tabela 2: Siglas usadas no texto e nas tabelas ................................................................................................ 12

Tabela 3: Regiões Geoelétricas ........................................................................................................................ 13

Tabela 4: Novas Instalações ............................................................................................................................ 15

Tabela 5: Reforços em instalações de propriedade da CIEN ........................................................................... 16

Tabela 6: Reforços em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL .......................................... 16

Tabela 7: Novas Instalações ............................................................................................................................ 17

Tabela 8: Reforços em instalações de propriedade de ELETROBRAS FURNAS ............................................... 19

Tabela 9: Reforços em instalações de propriedade da CTEEP......................................................................... 19

Tabela 10: Reforços em instalações de propriedade da TRANSENERGIA ....................................................... 19

Tabela 11: Reforços em instalações de propriedade da CEMIG-GT ................................................................ 19

Tabela 12: Reforços em instalações de propriedade da CATXERÊ (Catxerê Transmissora de Energia S.A.) ... 20

Tabela 13: Reforços em instalações de propriedade da ITE (Itumbiara Transmissora de Energia S.A.) ......... 20

Tabela 14: Reforços em instalações de propriedade da PVTE (Porto Velho Transmissora de Energia S.A.) .. 20

Tabela 15: Reforços em instalações de propriedade da SPTE (Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A.)

......................................................................................................................................................................... 20

Tabela 16: Novas Instalações .......................................................................................................................... 21

Tabela 17: Reforços em instalações de propriedade da CHESF ...................................................................... 24

Tabela 18: Reforços em instalações de propriedade da AFLUENTE ................................................................ 25

Tabela 19: Reforços em subestações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE ................................. 26

Tabela 20: Reforços em subestações de propriedade da CHESF .................................................................... 26

Tabela 21: Reforços em subestações de propriedade da ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA ...................... 27

Tabela 22: Reforços em subestações a serem propriedade da Eletrobras Eletronorte. ................................ 27

Tabela 23: Adequações do Leilão de Transmissão ANEEL nº 001/2011 ......................................................... 28





Tabela 28: Reforços autorizados em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL..................... 32

Tabela 29: Reforços autorizados em instalações de propriedade da COPEL GT ............................................. 32

Tabela 30: Reforços autorizados em instalações de propriedade da PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE

ENERGIA LTDA. ................................................................................................................................................ 33

Tabela 31: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CEEE-GT ............................................... 33

Tabela 32: Reforços autorizados em instalações de propriedade da de ELETROBRAS FURNAS ..................... 33

Tabela 33: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CTEEP ................................................... 34

Tabela 34: Reforços autorizados em instalações de propriedade da TRANSENERGIA ................................... 35

Tabela 35: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CEMIG-GT ............................................ 35

Tabela 36: Reforços autorizados em instalações de propriedade da LINHAS DE TRANSMISSÃO DE MONTES

CLARO S.A. ....................................................................................................................................................... 36

Tabela 37: Reforços autorizados em instalações de propriedade da EVRECY (Evrecy Participações Ltda.) ... 36

Tabela 38: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CELG-GT ............................................... 36

Tabela 39: Reforços autorizados em instalações de propriedade da EBTE (EMPRESA BRASILEIRA DE

TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.) .................................................................................................................... 37

Tabela 40: Reforços autorizados em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE ............... 37

5

Tabela 41: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CHESF .................................................. 39

Tabela 42: Reforços autorizados em instalações de propriedade da AFLUENTE ............................................ 41

Tabela 43: Reforços autorizados em instalações de propriedade da TSN ...................................................... 41

Tabela 44: Reforços autorizados em instalações de propriedade da NARANDIBA S.A. .................................. 42

Tabela 45: Reforços autorizados em instalações de propriedade da TAESA .................................................. 42

Tabela 46: Reforços autorizados em instalações de propriedade da ATE II ................................................... 42

Tabela 47: Reforços autorizados em instalações de propriedade da STN ...................................................... 42

Tabela 48: Reforços autorizados em instalações de propriedade da IRACEMA ............................................. 42

Tabela 49: Reforços autorizados de propriedade da MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. ................ 42

Tabela 50: Lista de obras retiradas da proposta de obras na Rede Básica ..................................................... 43

Lista de Figuras

Figura 1: Fluxograma geral do processo de expansão da Rede Básica (RB) e das Demais Instalações de

Transmissão (DITs) ............................................................................................................................................. 7

Figura 2: Cronograma de emissão da Consolidação de Obras pelo MME ........................................................ 9

Figura 3: Cronograma para realização dos Leilões de Transmissão .................................................................. 9

Figura 4: Processo de Leilão – RB [5, com alterações] .................................................................................... 11

CONSOLIDAÇÃO DE OBRAS DE REDE BÁSICA

2012-2014

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1 – Introdução

O Ministério de Minas e Energia (MME) por meio do Departamento de Planejamento Energético (DPE)

da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético (SPE) tem, no exercício de suas atribuições, o

papel de indicar as potencialidades do setor energético para o estabelecimento de políticas de concessões

e acompanhamento da implementação dos procedimentos de concessão pelas secretarias finalísticas além

das tarefas executadas pela Agência nacional de Energia Elétrica (ANEEL) no que lhe é delegada.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) cumprindo as

suas respectivas atribuições emitem o Plano de Ampliações e Reforços (PAR) e os Estudos de Planejamento

da Expansão dos Sistemas de Transmissão. Nesses documentos são contempladas as obras relacionadas

aos sistemas de transmissão e consideradas necessárias segundo a visão e atribuição de cada entidade.

A EPE pode estabelecer convênios de cooperação técnica com entidades da administração direta e

indireta, destinados a viabilizar as atividades técnicas e administrativas indispensáveis ao seu

funcionamento. Dentro deste contexto, o ONS e a EPE celebraram Convênio que permite o

desenvolvimento de esforços conjuntos visando explicitar os dados, critérios, premissas e resultados

associados aos documentos produzidos em cada instituição, de modo a construir uma proposta coerente

do conjunto de ações necessárias para a operação e planejamento das instalações de transmissão.

Tratando-se da expansão, reforços, adequações e melhorias nas instalações de transmissão, o

Ministério de Minas e Energia com o objetivo de desenvolver ações estruturantes e de assegurar a

integração setorial no âmbito do próprio Ministério e dos demais agentes setoriais, promove a

compatibilização do PAR e dos Estudos de Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão

elaborados pela EPE e submetidos para avaliação e aprovação do DPE/SPE/MME.

Estes documentos permitem ao Ministério de Minas e Energia conduzir a consolidação de obras

agregando tanto a visão de operação quanto à visão de planejamento. Deste modo, o Setor Elétrico

Brasileiro tem uma referência comum, com caráter determinativo, no que se refere ao conjunto das obras

que integram a Programação de Outorgas dos Sistemas de Transmissão, onde constam os

empreendimentos que serão licitados, na modalidade de leilão, e do conjunto das obras que serão objetos

de Resoluções Autorizativas (RAEs) emitidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica.

O resultado final da Programação de Outorgas dos Sistemas de Transmissão está compartimentado em

três documentos denominados como Consolidação de Obras, a saber:

I – Rede Básica;

II – Demais Instalações de Transmissão; e,

III- Reforços de Pequeno Porte1 nas Instalações de Transmissão Existentes; O resultado desse esforço setorial está registrado neste documento, onde estão relacionados os conjuntos

de obras para o período 2012 a 2014 para o qual a caracterização da necessidade foi objeto de consenso

entre o ONS, a EPE, a ANEEL e o MME e está registrado nos itens a seguir deste trabalho.

1 São classificadas como reforços obras a ntes denominadas como melhorias. A distinção entre reforços de pequeno, grande porte

e melhorias segue a Nota Técnica no 019/2011-SRT/ANEEL de 18 de março de 2011 que fundamenta a Resolução Normativa ANEEL nº443 de 26 de julho de 2011.


2012-2014

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2 - Processo de Expansão da Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão

A definição do processo de expansão da RB e demais instalações de transmissão, está baseada no

modelo institucional do setor de infraestrutura em energia elétrica. O fluxograma de trabalho é

apresentado a seguir:

Figura 1: Fluxograma geral do processo de expansão da Rede Básica (RB) e das Demais Instalações de Transmissão (DITs)

O início do processo encontra-se no Departamento de Planejamento Energético (DPE), pertencente à

SPE/MME, com a análise e avaliação, segundo as diretrizes do planejamento da expansão da transmissão

[1], dos Estudos de Viabilidade Técnico-Econômica e Socioambiental - EVTE (R1) emitidos pela EPE [4].

O EVTE, bem como as atividades relativas ao planejamento da transmissão em caráter regional, são

conduzidos pelos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET) de apoio à EPE, sob a coordenação

técnica desta empresa e acompanhamento do DPE, contando com a colaboração das concessionárias de


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transmissão e de distribuição na sua área de atuação. Estes Grupos de Estudos de Transmissão Regionais

estão divididos da seguinte forma:

Tabela 1: Distribuição e composição dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais

ÁREA GRUPO DE

ESTUDO EMPRESAS PARTICIPANTES

Sul

GET-SUL

ELETROBRAS ELETROSUL, CEEE-T, COPEL-T, CELESC, TGE, AES SUL, CEEE-D,

COPEL-D, ENERSUL, ELETROBRAS e CPFL-G e, quando necessário, os demais

distribuidores da região.

Nordeste

GET-NE

CHESF, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO PIAUÍ, COELCE, COSERN, ENERGISA-PB,

ENERGISA-BB, CELPE, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ALAGOAS, ENERGISA-SE,

COELBA, ELETROBRAS e, quando necessário, os demais distribuidores da

região.

Norte

GET-N

ELETROBRAS ELETRONORTE, CELPA, CEMAR, CELTINS, ELETROBRAS,

ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RORAIMA

e, quando necessário, os demais distribuidores da região.

São Paulo

GET-SP

AES-TIETÊ, BANDEIRANTE, CESP, CLFSC, CPFL PAULISTA, CPFL PIRATININGA,

CTEEP, DUKE-GP, ELEKTRO, ELETROPAULO, EMAE, GRUPO REDE,

ELETROBRÁS e, quando necessário, os demais distribuidores da região.

Sudeste

Centro-Oeste

GET-SE/CO

AMPLA, CDSA, CEB, CELG, CEMAT, CEMIG, CENF, CFLCL, ELETROBRAS

ELETRONORTE, ESCELSA, ELETROBRAS FURNAS, LIGHT, ELETROBRAS,

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ACRE, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RONDÔNIA

e, quando necessário, os demais distribuidores da região.

Paralelamente, a EPE e o ONS elaboram o EVTE (R1) e o PAR, encaminhando-os para o MME/SPE (DPE)

quando, num segundo momento, MME/EPE/ONS se reúnem com o objetivo de promover a

compatibilização do material técnico encaminhado. Neste momento são agregadas pelo DPE outras obras

indicadas pelos relatórios R1 já analisados e que são posteriores à emissão da Consolidação de Obras.

Sendo assim, o DPE promove a consolidação das obras para expansão da transmissão associadas à rede

básica bem como as demais instalações de transmissão a serem licitados ou autorizados.

Em seguida o DPE encaminha o relatório da Consolidação de Obras à SPE visando a emissão e

publicidade do referido documento.


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A Consolidação de Obras de RB terá atualização semestral da seguinte forma:

Figura 2: Cronograma de emissão da Consolidação de Obras pelo MME

Como desdobramento desta atividade, os leilões da transmissão passam, também, a ser semestrais

conforme apresentado abaixo:

Figura 3: Cronograma para realização dos Leilões de Transmissão

Cabe ressaltar que, excepcionalmente, poderá haver mais leilões que os previstos, de acordo com a

necessidade de expansão da transmissão para manter o atendimento adequado ao mercado de energia

elétrica no SEB.

Por fim, o Departamento de Outorgas de Concessões, Permissões e Autorizações (DOC), também parte

integrante da estrutura da SPE, realiza o acompanhamento, para o conjunto completo de obras, dos

empreendimentos a serem implantados no curto e médio prazo.

DezembroJaneiro Maio/Junho Julho Outubro/Novembro

Consolidação de Obras de

Rede Básica - Emissão 1º Semestre

Consolidação de Obras de

Rede Básica - Emissão 2º Semestre

Leilão - Obras Consol. 2º

Semestre do Ano Anterior

Leilão - Obras Consol. 1º

Semestre do Ano Corrente

Relatórios entregues

na ANEEL

Relatórios entregues

na ANEEL

Julho Outubro/Novembro DezembroJaneiro Abril/Maio


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3 - Processo de Licitação da Transmissão e Outorga do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica

Paralelamente a Consolidação de Obras, com os empreendimentos definidos e compatibilizados, a SPE

encaminha Ofícios solicitando aos agentes do setor elétrico a elaboração dos relatórios necessários para o

processo de licitação da transmissão, a saber2:

• Relatório R2 – Detalhamento da Alternativa de Referência3;

• Relatório R3 – Caracterização e Análise Socioambiental2;

• Relatório R4 - Caracterização da Rede Existente2;

Os agentes encaminham os relatórios à SPE que, por meio do DPE, avalia a adequação dos

documentos, seguindo como referência as diretrizes para elaboração dos relatórios técnicos [4].

Em seguida, estes relatórios são encaminhados para a ANEEL com o objetivo de subsidiar a condução

do processo licitatório e a elaboração do Edital de Leilão.

Complementarmente, é delegado à ANEEL a condução, execução e verificação final dos dados

necessários para a licitação, seguindo as diretrizes e critérios do processo licitatório indicados pelo MME

(Lei 9.427/96, art. 3º, inc. II).

Dentro deste contexto, o Tribunal de Contas da União (TCU) realiza a fiscalização dos processos de

outorga de concessão ou de permissão de serviços públicos, conforme Instrução Normativa IN 027/1998,

de 2 de dezembro de 1998. O TCU recebe para análise relatório sintético dos estudos de viabilidade

técnico-econômica e impactos ambientais do empreendimento, com o objetivo de avaliar o objeto, área,

orçamentos, datas, custos estimados, eventuais receitas alternativas, levantamentos, investigações,

despesas e investimentos já realizados, quando houver. O prazo de encaminhamento da documentação é

de, no mínimo, 30 (trinta) dias antes da publicação do edital de licitação (art. 8º da IN 027/1998) cujo prazo

de resposta do TCU também é de 30 (trinta) dias após a entrega da documentação, para investimento igual

ou inferior a R$1 bilhão ou, ainda, 60 (sessenta) dias para investimento superior a R$1 bilhão4.

2 Os custos destes relatórios serão auditados pela ANEEL e ressarcidos pelos vencedores dos lotes da licitação da transmissão,

conforme Art. 21 de lei 8.987/95. 3 O prazo estipulado pelo DPE para elaboração e envio dos relatórios R2 - R3 - R4 são, na média, de 03 meses.

4 Parágrafo único do art. 8º da IN 027/1998: O prazo a que se refere o inciso I deste artigo será de 60 (sessenta) dias, para a outorga

de concessão de serviço público de transmissão de energia e de concessão de uso de bem público destinado à exploração e

aproveitamento hidrelétrico, desde que a estimativa de investimentos seja superior a um bilhão de reais. (AC) (Instrução Normativa

TCU nº 58, de 03/06/2009, DOU de 08/06/2009)


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A distribuição cronológica dos eventos é apresentada na figura abaixo:

Figura 4: Processo de Leilão – RB [5, com alterações]

Deste modo, os tempos mínimos para execução e entrada em operação são de 36 meses para

subestações e linhas de transmissão. Destaca-se que o licenciamento ambiental encontra-se incluído neste

período considerando uma estimativa para viabilização de instalações de transmissão de energia elétrica.

Entrada

Operação

12 meses

MME: Oficia l i za junto a ANEEL o conjunto de obras que i rão

compor o lei lão e estabelecer as di retrizes do mesmo.

ANEEL: Encaminhamento do Ato Justi ficatório ao TCU

Emissão da

Consolidação de

Obras RB e RBF

Envio dos R´s

para ANEEL

Lançamento

Edital

Realização do

Leilão

Assinatura do

Contrato de

Concessão

24 meses SE´s e LT´s4 meses1 mês3 meses4 meses


2012-2014

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4 - Premissas

Na elaboração deste documento, foram adotadas as seguintes premissas:

• inclusão de empreendimentos que estavam sem outorga definida pelo MME, isto é, que ainda não

foram autorizados ou não foram incluídos no Programa de Transmissão para licitação da ANEEL;

• as datas atribuídas aos empreendimentos são datas de necessidade sob o ponto de vista de

desempenho do sistema de transmissão, não caracterizando a viabilidade física de sua implantação;

• as obras na Rede Básica associadas à implantação de uma nova subestação foram indicadas no

último item desta Consolidação de Obras apenas nos casos em que tenha havido solicitação formal de

acesso ou em que esta subestação seja necessária para atender a mais de uma distribuidora, por meio de

DIT compartilhada.

Na descrição sucinta dos empreendimentos foram utilizadas as seguintes abreviaturas:

Tabela 2: Siglas usadas no texto e nas tabelas

SIGLA DESCRIÇÃO

AT Autotransformador

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BC Banco de Capacitores

C1/ C2 Circuito 1/ Circuito 2 de Linha de Transmissão

CD Circuito duplo

CE Compensador Estático

CL Consumidor Livre

CS Circuito Simples

CT Conexão de Transformador/Autotransformador

DIT Demais Instalações de Transmissão

EL Entrada de Linha

EPE Empresa de Pesquisa Energética

LT Linha de Transmissão

MME Ministério de Minas e Energia

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PAR Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica

PET Programa de Expansão de Transmissão

SE Subestação

SIN Sistema Interligado Nacional

TR Transformador

TT Transformador de Aterramento

UF Unidade da Federação


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Neste documento, as Regiões Geoelétricas se compõem dos seguintes Estados, cujos sistemas elétricos

estão interligados:

Tabela 3: Regiões Geoelétricas

REGIÃO ESTADOS

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

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

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

Norte (N) Pará, Tocantins, Maranhão, Amapá, Amazonas e Roraima

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

Sergipe e Bahia

Cabe ressaltar, no que se refere às novas instalações, que o comprimento e o tipo de cabo (definição

dos subcondutores) informadas nas Linhas de Transmissão poderão sofrer alterações em função dos

relatórios R2 e R3 respectivamente.

Complementarmente, os montantes de transformação poderão sofrer alterações antes da realização

da licitação, quando o empreendimento é revisto com os novos mercados de energia consolidados para o

período.


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5 – Ampliação e Reforço

As obras que constam nas tabelas referentes a “Novas Instalações” deverão ser incluídas no processo

de licitação da transmissão e outorga do serviço público de transmissão de energia elétrica. Já as obras

referenciadas como reforços das instalações existentes serão de responsabilidade da concessionária

proprietária, mediante autorização específica da ANEEL.

As obras foram definidas como ampliações ou reforços com base na legislação vigente, apresentada a

seguir.

O § 1º do art. 17 da Lei nº 9.074/1995, com redação alterada pela Lei nº 11.943, de 28 de maio de

2009, determina que as instalações de transmissão de energia elétrica componentes da rede básica do SIN

serão objetos de concessão, mediante licitação, na modalidade de concorrência ou de leilão. O Decreto nº

2.655, de 2 de julho de 1998, que regulamenta o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) e define as

regras de organização do ONS, de que trata a Lei n° 9.648 de 27 de maio de 1998, aplicáveis ao SIN,

determina no art. 6º que a atividade de transmissão de energia elétrica será exercida mediante concessão,

precedida de licitação, ressalvados os casos indicados na legislação específica, e que os reforços das

instalações existentes serão autorizados pela ANEEL.

A Resolução Normativa ANEEL nº 443, de 26 de julho de 2011 estabelece a distinção entre reforços e melhorias em instalações de transmissão sob a responsabilidade das concessionárias de transmissão.


2012-2014

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6 - Obras da Rede Básica

As obras são apresentadas nas tabelas dos itens 6 e 7 a seguir e estão classificadas por regiões

geoelétricas do SIN.

6.1 - Região Sul

Tabela 4: Novas Instalações

LINHA DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO

TENSÃO [kV]

[km] ou [MVA / Mvar]

UF DATA DE

NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO

ESTUDO

LT CANDIOTA – BAGÉ 2

Circuito simples, 636 kcmil. 230 50 RS (1)

EPE‐DEE‐RE‐070/2010‐r1 – “Estudo de Suprimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Região

Sul”, Abril/2011.

SE SIDROLÂNDIA Construção de novo pátio de 138 kV, TRs e conexões.

230/138 2 x 100 MS JUN/2013 Ofício nº 1186/EPE/2011,

Agosto/2011.

LT NOVA SANTA RITA – POVO NOVO Circuito simples, 4x954 kcmil.

525 290

RS JAN/2014

EPE-DEE-RE-117/2011-r0 –“Análise Técnica da

Integração das Usinas Eólicas no Sul do Rio

Grande do Sul”, Janeiro/2012.

Reatores de Linha monofásicos 50 Mvar, sendo 4 em cada terminal.

525 2 x (3+1) x

50

LT POVO NOVO – MARMELEIRO Circuito simples e Circuito Duplo, 4x954 kcmil.

525 105 + 15

RS JAN/2014 Reatores de Linha monofásicos 16,7 Mvar, no terminal de Povo Novo.

525 (3+1) x 16,7

Reatores de Linha monofásicos 33,3 Mvar, no terminal de Marmeleiro.

525 (3+1) x 33,3

LT MARMELEIRO – SANTA VITÓRIA DO PALMAR Circuito simples, 4x954 kcmil.

525 80

RS JAN/2014 Reatores de Linha monofásicos 16,7 Mvar, no terminal de Santa Vitória do Palmar.

525 (3+1) x 16,7

SE POVO NOVO (NOVA) Construção de subestação, banco de autotransformadores e conexões.

525/230 (3+1) x 224

RS JAN/2014

Seccionamento da LT 230 kV Camaquã 3 – Quinta, circuito duplo.

230 2 x 2

SE MARMELEIRO (NOVA) Construção de subestação, banco de Reator de Barra Manobrável Monofásico e conexões.

525 3 x 33,3 RS JAN/2014

Compensador Síncrono 525 (-200,+200)

SE SANTA VITÓRIA DO PALMAR (NOVA) Construção de subestação, transformador e conexões.

525/138 75 RS JAN/2014

LT LONDRINA – FIGUEIRA – C2 Circuito simples, 1x636 kcmil.

230 92 PR JAN/2015 EPE-DEE-RE-058/2011-r0

– “Estudo da Expansão da Interligação entre as

Regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste”,

Outubro/2011

LT FOZ DO CHOPIM – SALTO OSÓRIO – C2 Circuito simples, 1x795 kcmil.

230 10 PR JAN/2015


2012-2014

16


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE LAJEADO 3 (NOVA) Construção de subestação, transformador e conexões.

230/69 2 x 83

RS MAI/2015

EPE-DEE-RE-058/2011-r0 – “Estudo da Expansão da Interligação entre as


Outubro/2011

LT 230 kV GARIBALDI – LAJEADO 3 Circuito simples, 1x715,5 kcmil.

230 50

LT 230 kV LAJEADO 3 – LAJEADO 2 Circuito simples, 1x715,5 kcmil.

230 10

SE VINHEDOS (NOVA) Construção de subestação, transformador e conexões.

230/69 2 x 88

RS JAN/2015

EPE-DEE-RE-065/2011-r0 – “Estudo de

Atendimento à Região de Bento Gonçalves,

Farroupilha e Garibaldi”, Agosto/2011

Seccionamento da LT 230 kV Monte Claro – Garibaldi, circuito duplo.

230 2,1

SE CAMPO GRANDE 2 (NOVA) Construção de subestação, autotransformadores e conexões.

230/138 2 x 150 MS JAN/2015 EPE-DE-RE-028/2009-r1 –

“Estudo de Suprimento às Regiões Nordeste e

Oeste do Mato Grosso do Sul”, Junho/2009.

Seccionamento da LT 230 kV Chapadão – Imbirussú.

230 - MS JAN/2015

(1) Obra indicada deverá ser implantada no menor prazo possível.

Tabela 5: Reforços em instalações de propriedade da CIEN


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE SANTO ANGELO

Seccionamento da LT 525 kV Itá – Garabi 2.

525 2x12 RS (1)

EPE-DEE-RE-069/2011-r0 – “Estudo de Suprimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Região Oeste”, Outubro/2011.


Tabela 6: Reforços em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE JOINVILLE NORTE 1 Banco de capacitores e conexões.

230 2x100 SC JAN/2015

EPE-DEE-RE-058/2011-r2 –“Análise da

Expansão da Interligação entre as


Novembro/2011.


2012-2014

17

6.2 - Regiões Sudeste / Centro – Oeste / Acre - Rondônia


LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO

TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT ASSIS – PARAGUAÇU PAULISTA II Circuito duplo, 636 kcmil.

230 39 SP

(1)

EPE-DEE-RE-002/2009-r0 –“Avaliação do Sistema de 88 kV da Região de Presidente Dutra, Assis e Salto Grande, sob influência das usinas de

biomassa”. EPE-DEE-RE-o64/2011-r0

“Reavaliação da transformação da SE Paraguaçu Paulista”

SE PARAGUAÇU PAULISTA II (NOVA) Construção da SE, TR e conexões , secc . 2 LTs 88 kV P.Prudente-Assis.

230/88 (3+1) x 50 SP

SE PIRACICABA (NOVA) Construção da SE, TR’s e conexões, secc. LT 440 kV Araraquara – Santa Bárbara D’Oeste.

440/138 (6+1) x 133 SP JUN/2014

EPE-DEE-RE-002/2011-r0 – “Estudo da região de

Piracicaba”, Janeiro/2011.

2 bancos de capacitores e conexões. 138 2 x 50

LT MARIMBONDO II - ASSIS

Circuito simples, 4x954 kcmil. 500 300

SP

MAI/2015

EPE-DEE-RE-059/2011-r1 – “Estudo de Reforços na

Região Sudeste” – Pré-Belo Monte, Setembro/2011.

Reatores de Linha monofásicos 45,3 Mvar, sendo 4 em cada terminal.

500 2 x (3+1) x

45,3

7 Reatores de Barra monofásicos de 45,3 Mvar, no terminal de Assis.

500 (6+1) x 45,3

4 Reatores de Barra monofásicos de 45,3 Mvar, no terminal de Marimbondo II.

500 (3+1) x 45,3

SE FERNÃO DIAS (NOVA)

Construção da SE, 4 Autotransformadores monofásicos 500/440 kV 400 MVA.

500/440 (3+1) X 440 SP

LT ARARAQUARA 2 – FERNÃO DIAS


SP


500 2 x (3+1) x

45,3

Seccionamento LT 500 kV Campinas-Cachoeira Paulista, circuito duplo, 3 x 954 kcmil.

500 18

Seccionamento LT 440 kV Bom Jardim –Taubaté, circuito duplo, 4 x 636 kcmil

500 21

LT ITATIBA – BATEIAS Construção de LT, 4x954 kcmil, circuito simples.

500 387

SP/PR

JAN/2015

EPE-DEE-RE-058/2011-r2 –“Análise da Expansão da

Interligação entre as Regiões Sul e

Sudeste/Centro-Oeste”, Novembro/2011.


500 (3+1) x 30

Compensação Série, no terminal de Bateias e conexões.

500 765


2012-2014

18


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT ITABIRITO 2 – VESPASIANO 2 Circuito simples, 3x954 kcmil.

500 90 MG DEZ/2013

EPE_DEE_RE-030/2011-r0 “Avaliação de Reforço

Estrutural para Atendimento a RMBH – Copa 2014”, Abril/2011.

LT ARARAQUARA 2 – ITATIBA Circuito simples, 4x954 kcmil.

500 198

SP MAI/2014

EPE-DEE-RE-059/2011-r1 –“Estudo de Reforços na

Região Sudeste Pré – Belo Monte”, Setembro /2011.

Banco de Reator de Linha no terminal de Araraquara 2.

500 (3+1) x 45,3

SE SÃO GOTARDO 2 Construção de novo pátio de 138 kV, 01 banco AT 300 MVA, com unidades monofásicas, fase reserva e conexões.

345/138 (3+1) X 100

MG DEZ/2013

EPE-DEE-RE-004/2011 – “Reforço Estrutural ao

Sistema de Transmissão da Região do Alto Paranaíba –

Minas Gerais”, Janeiro/2011.

Transformador defasador trifásico 138/138 kV 300 MVA com (+/-)15 graus elétricos, disjuntor interligador de barra de 138 kV e conexões.

138 300

LT BARRO ALTO – ITAPACI – C2 Circuito simples, 1x636 kcmil.

230 68 GO JAN/2013

EPE-DEE-RE-029/2010-r0 –“Estudo para Definição do

Reforço Estrutural à Região de Itapaci”, Junho/2010.

LT LUZIÂNIA – PIRAPORA 2 Construção de LT, 4x954 kcmil, circuito simples.

500 350 GO/ MG

MAI/2014

EPE-DEE-RE-063/2011-r0 – “Ampliação das Interligações

Norte/Nordeste/Sudeste para escoamento da geração

excedente nas regiões Norte/Nordeste”, Setembro/2011.

Reatores de linha monofásicos 66,6 Mvar, sendo 4 em cada terminal.

500 2 x (3+1) x

66,6

LT ESTREITO – ITABIRITO 2


MG MAI/2015



Reatores de Linha monofásicos 45,3

Mvar, sendo 4 em cada terminal. 500 2 x (3+1) x 45,3

SE FEIJÓ

Construção de subestação, banco de autotransformadores e conexões.

230/69 (3+1) x 10

AC

JUN/2014

EPE-DEE-RE-116/2011-r0 – “Integração de Cruzeiro

do Sul ao Sistema Interligado”,

Dezembro/2011.

Reatores de Barra monofásicos e conexões.

230 (3+1) x 3,33

SE CRUZEIRO DO SUL

Construção de subestação, banco de autotransformadores e conexões.

230/69 (3+1) x 10

LT RIO BRANCO – FEIJÓ

Construção de LT, 1x636 kcmil, circuito simples.

230 360

4 Reatores de Linha monofásicos 10 Mvar, no terminal de Feijó

230 (3+1) x 10

LT FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL


230 300


230 (3+1) x 6,66



2012-2014

19

Tabela 8: Reforços em instalações de propriedade de ELETROBRAS FURNAS

LINHAS DE TRANSMISSÃO ou

SUBESTAÇÃO

TENSÃO

[kV]

[km] ou

[MVA / Mvar] UF

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO

ESTUDO

SE IBIÚNA 3º banco de autotransformadores e conexões.

500/345 3 x 250 SP MAI/2015



SE TIJUCO PRETO Implantação de unidade reserva.

765/345 1x500 SP ABR/2012

(1)

PAR 2012-2014 Carta ONS

1016/100/2011

LT MOGI – ATIBAIA 2 Substituição dos cabos para-raios nas proximidades da SE Mogi das Cruzes numa extensão de 12,2 km.

345 12,2 SP ABR/2012 Carta ONS

0573/210/2011, de 16/11/2011.

(1) Tendo em vista a reconfiguração do barramento de 345 kV da SE Tijuco Preto para operação com duas seções interligadas por RLCC e a importância dessa subestação para o SIN, o ONS, por intermédio da Carta ONS-1016/100/2011, recomendou que a cada uma das seções de barramento seja associada uma fase reserva da transformação 765/345 kV

Tabela 9: Reforços em instalações de propriedade da CTEEP


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE SANTA BÁRBARA D’OESTE

1 Compensador Estático. 440 (-300,+300) SP MAI/2014

EPE-DEE-RE-059/2011-r1 –

“Estudo de Reforços na Região Sudeste Pré – Belo Monte”, Setembro /2011.

Tabela 10: Reforços em instalações de propriedade da TRANSENERGIA


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE ITATIBA

1 Compensador Estático. 500 (-300,+300) SP MAI/2014

EPE-DEE-RE-059/2011-r1 –

“Estudo de Reforços na Região Sudeste Pré – Belo Monte”, Setembro /2011.

Tabela 11: Reforços em instalações de propriedade da CEMIG-GT


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE TRÊS MARIAS

2º banco de autotransformadores e conexões.

345/289 150 MG 2014

EPE-DEE-RE-093/2011-r0 – “Atendimento à Região de Três Marias – Minas Gerais”, Outubro/2011.


2012-2014

20

Tabela 12: Reforços em instalações de propriedade da CATXERÊ (Catxerê Transmissora de Energia S.A.)


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT RIBEIRÃOZINHO – RIO VERDE NORTE – C2

Capacitor série, no terminal da SE Rio Verde Norte.

500 480 GO JAN/2015

EPE-DEE-RE-050/2011-r2 – “Análise do sistema de

integração dos aproveitamentos

hidrelétricos da bacia do rio Teles Pires e reforços do SIN”, Outubro/2011.

Tabela 13: Reforços em instalações de propriedade da ITE (Itumbiara Transmissora de Energia S.A.)


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT RIBEIRÃOZINHO – RIO VERDE NORTE – C1

Capacitor série, no terminal da SE Rio Verde Norte.

500 390 GO JAN/2015

EPE-DEE-RE-050/2011-r2 – “Análise do sistema de

integração dos aproveitamentos

hidrelétricos da bacia do rio Teles Pires e reforços do SIN”, Outubro/2011.

Tabela 14: Reforços em instalações de propriedade da PVTE (Porto Velho Transmissora de Energia S.A.)


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE SAMUEL

Implantação do Sistema Especial de Proteção.

230 --- RO (1) Carta ONS –

0042/300/2012


Tabela 15: Reforços em instalações de propriedade da SPTE (Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A.)


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE PIRAPORA 2 2º banco de autotransformadores monofásicos.

500/345 3 x 350 MG MAI/2014

EPE-DEE-RE-063/2011-r0 – “Ampliação das

Interligações Norte/Nordeste/Sudeste

para escoamento da geração excedente nas

regiões Norte/Nordeste”, Setembro/2011.


2012-2014

21

6.3- Regiões Norte / Nordeste



TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT PRESIDENTE DUTRA – TERESINA II – C3 Construção de LT,4x954 kcmil, circuito simples.

500 210

MA/PI

JAN/2014

EPE-DEE-RE-036/2011-r0 – “Estudo para Ampliação das Interligações para Nordeste

frente à Necessidade de Exportação do Excedente de

Energia”, Junho/2011.

Reatores de Linha monofásicos 33 Mvar, no terminal de Teresina II.

500 (3+1) x 33

Reatores de Linha monofásicos 50 Mvar, no terminal de Presidente Dutra.

500 (3+1) x 50

LT TERESINA II – SOBRAL III – C3

Construção de LT,4x954 kcmil, circuito simples.

500 334

PI/CE Reatores de Linha monofásicos 50 Mvar, sendo 4 em cada terminal.

500 2 x (3+1) x 50

LT MIRACEMA – GILBUÉS – C1


500 387

TO/PI

JUN/2014


500 2 x (3+1) x 90

Compensação Série – 51%, no terminal de Gilbués.

500 375

LT MIRACEMA – GILBUÉS – C2


500 387

TO/PI Reatores de Linha monofásicos 90 Mvar, sendo 3 em cada terminal.

500 2 x 3 x 90

Compensação Série – 51%, no terminal de Gilbués.

500 375

LT GILBUÉS – BARREIRAS II


500 281

PI/BA


500 2 x (3+1) x 66

Bancos de capacitores série, sendo um no terminal de Gilbués e outro no de Barreiras II.

500 2x218 PI/BA


2012-2014

22


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT BOM JESUS DA LAPA II – BARREIRAS II - C1

Construção de LT, 6x795 kcmil, dois circuitos simples.

500 219

BA JUN/2014





500 2 x (3+1) x 50

LT BOM JESUS DA LAPA II – IBICOARA – C2 Construção de LT, 4x954 kcmil, circuito simples.

500 232

BA

JUN/2014

Reatores de Linha monofásicos 33 Mvar, no terminal de Bom Jesus da Lapa II.

500 (3+1) x 33

Reatores de Linha monofásicos 50 Mvar, no terminal de Ibicoara.

500 (3+1) x 50

LT IBICOARA – SAPEAÇU – C2 Construção de LT, 4x954 kcmil, circuito simples.

500 257

BA Reatores de Linha monofásicos 50 Mvar, sendo 4 em cada terminal.

500 2 x (3+1) x 50

LT GILBUÉS – SÃO JOÃO DO PIAUÍ Construção de LT, 6x795 kcmil, circuito simples.

500 394

PI


500 2 x (3+1) x 90

Compensação Série – 51%, no terminal de São João do Piauí e conexões.

500 355

LT SÃO JOÃO DO PIAUÍ – MILAGRES II – C2 Construção de LT, 4x954 kcmil, circuito simples.

500 400

PI/CE

JUN/2014





500 2 x (3+1) x 60

Compensação Série – 40%, no terminal de Milagres II e conexões.

500 240

SE GILBUÉS (NOVA) Construção de subestação, 2 bancos de Reator Manobrável Monofásico e conexões.

500 ---

PI

Reatores de barra monofásicos 500 6 x 66

SE BARREIRAS II (NOVA) Construção de subestação, banco de Reator Manobrável Monofásico e conexões.

500 --- BA

Reatores de barra monofásicos 500 3 x 50


2012-2014

23


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT CAMPINA GRANDE III– CEARÁ MIRIM III – C2 Construção de LT, 4x954 kcmil, circuito simples.

500 201 PB/RN

MAR/2014

EPE-DEE-RE-113/2011-r0

“Estudo para Dimensionamento das ICG

referentes às Centrais Geradoras Eólicas do A-3 e

LER 2011 e Reforços na Rede Básica nos Estados do Ceará,

Rio Grande do Norte e Bahia.

LT MILAGRES II – AÇU III Construção de LT, 4x954 kcmil, circuito simples.

500 330 CE/PB/

RN

Reatores Fixos de Linha monofásicos 60 Mvar, sendo 4 em cada terminal.

500 (3+1) x 60 CE

SE MILAGRES II (NOVA) Construção de subestação e conexões.

500 --- CE

SE AÇU III (NOVA) Construção de subestação, banco de autotransformadores e conexões.

500/230 (3+1) x 300

CE MAR/2014

EPE-DEE-RE-113/2011-r0 – “Estudo para

Dimensionamento das ICG referentes às Centrais

Geradoras Eólicas do A-3 e LER 2011 e Reforços na Rede Básica nos Estados do Ceará,

Rio Grande do Norte e Bahia”, Novembro2011.

Banco de Reator de Barra Manobrável Monofásico e conexões.

500 (3+1) x 50

Secc. LT 230 kV Lagoa Nova – Açu II, circuito duplo.

230 2 x 13

Mossoró II – C1, 2 circuitos simples.

230 2 x 1,5

Secc. LT 230 kV Açu II – Mossoró II – C2, 2 circuitos simples.

230 2 x 0,5

LT RIO DAS ÉGUAS – LUZIÂNIA Construção de LT, 6x795 kcmil, circuito simples.

500 320

BA/DF

MAI/2014

EPE-DEE-RE-063/2011-r0 – “Ampliação das

Interligações Norte/Nordeste/Sudeste

para escoamento da geração excedente nas

regiões Norte/Nordeste”, Setembro/2011.

Capacitor série, em cada terminal.

500 397


500 2 x (3+1) x 90

LT BARREIRAS – RIO DAS ÉGUAS Construção de LT, 6x795 kcmil, circuito simples.

500 243

BA Capacitor série, em cada terminal.

500 174


500 2 x (3+1) x 58

LT LUIZ GONZAGA – MILAGRES II


500 215

CE/PE (1)

EPE-DEE-RE-035/2011-r0 – “Estudos para Definição

do Reforço Estrutural Devido ao Esgotamento do

Trecho de Transmissão Paulo Afonso - Bom Nome-

Milagres em 230 kV”, Maio/2011.

Reatores de Linha monofásicos 33,3 Mvar, sendo 3 na SE L.Gonzaga e 4 na SE Milagres.

500 (3+1) x 33,3

3 x 33,3

SE BRUMADO II

Construção de novo pátio de 138 kV, 1 transformador e conexões.

230/138 100 BA DEZ/2013

Ofício nº 0863/EPE/2011. Julho de 2011

Carta ONS-316/200/2011, Maio/2011.


2012-2014

24


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT LAGOA NOVA – CURRAIS NOVOS II – CD

Construção de LT, 1x636 kcmil, circuito duplo.

230 2 x 25

RN DEZ/2013

EPE-DEE-RE-087/2011-r0 – “Estudo de Suprimento ao eixo de 138 kV entre Açu II

e Campina Grande II”, Setembro/2011.

SE CURRAIS NOVOS II (NOVA)

Construção de subestação, 2 transformadores e conexões.

230/69 2 x 100


Tabela 17: Reforços em instalações de propriedade da CHESF


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE MILAGRES

Banco de Reator de Barra Manobrável Monofásico e conexões.

500 3 x 60 CE MAI/2013 EPE-DEE-RE-036/2011-r0 – “Estudo para Ampliação

das Interligações para Nordeste frente à Necessidade de

Exportação do Excedente de Energia”, Junho/2011.

SE SOBRAL III Banco de Reator de Barra Manobrável Monofásico e conexões.

500 3 x 50 CE (1)

SE AQUIRAZ II Secc. LT 230 kV Banabuiú – Fortaleza I – C1

230 2 x 20

CE DEZ/2012

EPE-DEE-RE-036/2011-r0 – “Estudo para Ampliação

das Interligações para Nordeste frente à Necessidade de

Exportação do Excedente de Energia”, Junho/2011.

Recapacitação do trecho Fortaleza

I – Aquiraz II 230 10

LT PAU FERRO – GOIANINHA

Trecho entre Pau Ferro e derivação Mirueira, circuito simples, 636 kcmil.

230 8

PE (1)

EPE-DEE-RE-041/2011-r0 “Atendimento a Área

Norte da Região Metropolitana de Recife -

Esgotamento da Transformação da SE Mirueira 230-69 kV”,

Junho/2011.

LT PAU FERRO – MIRUEIRA II

Trecho entre Pau Ferro e derivação Mirueira, circuito duplo, lançamento do segundo circuito, 2x636 kcmil.

230 8

LT PAU FERRO – MIRUEIRA II

Trecho entre Mirueira e Mirueira II, 2 circuitos subterrâneos, 2x636 kcmil.

230 2 x 0,25

SE RIBEIRÃO

Secc. do circuito C-2 da LT 230 kV Angelim – Recife II, circuito duplo.

230 2 x 0,4 PE JUN/2014

EPE-DEE-RE-071/2011-r0 – “Estudo de Suprimento

à Área Sul da Região Metropolitana de Recife”,

Setembro/2011.


2012-2014

25


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

SE LAGOA NOVA

Secc. de um dos circuitos da LT 230 kV Açu II – Paraíso, circuito duplo.

230 2 x 5 RN DEZ/2013

EPE-DEE-RE-087/2011-r0 – “Estudo de Suprimento ao eixo de 138 kV entre Açu II e Campina Grande

II”, Setembro/2011.

SE MOSSORÓ II

Reator de Barra Trifásico. 230 20 RN

MAR/2014

EPE-DEE-RE-113/2011-r0 – “Estudo para

Dimensionamento das ICG referentes às Centrais

Geradoras Eólicas do A-3 e LER 2011 e Reforços na

Rede Básica nos Estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, Novembro2011.

SE CAMPINA GRANDE III

2º banco de autotransformador e conexões.

500/230 3 x 200 PB

LT LUIZ GONZAGA – MILAGRES II

Remanejamento do reator de linha da LT Luiz Gonzaga – Milagres para a LT Luiz Gonzaga – Milagres II

500 3 x 40 CE/PE SET/2013

LT ITABAIANA – ITABAIANINHA

Recapacitação da capacidade de curta duração, de 174 MVA para 247 MVA.

230 77 SE DEZ/2013 PAR 2012-2014

SE RECIFE II

Remanejamento do reator de linha da LT Messias – Recife II para a LT Angelim – Recife II.

500 100 PE MAR/2012

(3)

PAR 2012-2014 Estudos para Definição das Características Básicas das

Subestações SUAPE II 500/230 kV e SUAPE III

230/69 kV - Relatório R2 elaborado pela CHESF - RT-

04.33.10-2007, de Outubro/2007.

(1) Obra indicada deverá ser implantada no menor prazo possível. (2) Data de entrada em operação da LT Bom Jesus da Lapa II – Igaporã II. (3) Data de entrada em operação da SE Suape II.

Tabela 18: Reforços em instalações de propriedade da AFLUENTE


TENSÃO [kV]


UF DATA DE


ESTUDO

LT FUNIL – POÇÕES II Opera em 138 kV, alterar para 230 kV, com 1 EL 230 kV na SE Funil e outra na SE Poções II.

230 117 BA

DEZ/2012

EPE-DEE-RE-057/2010-r0 – “Estudo para solução do esgotamento da SE

Funil 230 kV”, Agosto/2010.



2012-2014

26

7 - Fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição

Neste item são apresentadas as obras necessárias na capacidade de transformação das subestações de

fronteira entre a rede básica e a rede de distribuição. As tabelas apresentadas neste item estão organizadas

por transmissoras proprietárias das subestações.

Ressalta-se que os transformadores propostos estão sendo indicados para atender, de forma geral, o

critério (N-1), considerando o limite de carregamento desses equipamentos conforme atualização

decorrente da Resolução Normativa ANEEL nº 191 de 12 de dezembro de 2005.

7.1 - Subestações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE

Tabela 19: Reforços em subestações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE

SUBESTAÇÕES DISTRIBUIDORA

ENVOLVIDA UF

REFORÇO PROPOSTO


ESTUDO

MIRAMAR II

230/69/13,8 kV – 2 x 150 MVA CELPA PA

3º TR 230/69/13,8 kV –

150 MVA DEZ/2013

PAR 2012-2014 EPE-DEE-077/2009-r0 –

“Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de

Belém” – Dezembro/2009.

VILA DO CONDE

230/69 kV – 4 x 33 MVA CELPA PA

1º e 2º TR 230/69 kV – 200 MVA

cada, em substituição aos 4 TR 230/69 kV – 33

MVA existentes

(1)

EPE-DEE-RE-041/2012r0 “Estudo de Suprimento

às cargas das Regiões de Paragominas e Tomé Açú, Período 2015-2029”, maio/2012


7.2 - Subestações de propriedade da CHESF

Tabela 20: Reforços em subestações de propriedade da CHESF


ENVOLVIDA UF

REFORÇO PROPOSTO


ESTUDO

ITABAIANINHA 230/69 kV–1x33/1x39MVA.

ENERGISA-SE SE 3º TR 230/69 kV –

100 MVA da SE (1)

PAR 2012-2014. EPE-DEE-RE- 015/2011-r1 “Reforços complementares Necessários para Assegurar o Atendimento ao Mercado da Região do Nordeste do Brasil”, Setembro/2011.



2012-2014

27

7.3 - Subestações de propriedade da ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA

Tabela 21: Reforços em subestações de propriedade da ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA


ENVOLVIDA UF

REFORÇO PROPOSTO


ESTUDO

JORGE TEIXEIRA 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA.

Eletrobras Amazonas

Energia AM

3º e 4º TR 230/138/13,8 kV –

150 MVA

DEZ/2012 (1)

EPE-064/2010 – “Estudo de Suprimento à Região

Metropolitana de Manaus 2012-2022”,

Outubro/2010.

MANAUS 230/69/13,8 kV – 3 x 150 MVA.

Eletrobras Amazonas

Energia AM

4º TR 230/69/13,8 kV – 150 MVA

DEZ/2012 (1)

MAUÁ III 230/138/13,8 kV – 3 x 150 MVA.

Eletrobras Amazonas

Energia AM

4º TR 230/138/13,8 kV – 150 MVA

DEZ/2013

EPE-064/2010 – “Estudo de Suprimento à Região

Metropolitana de Manaus 2012-2022”,

Outubro/ 2010.

CRISTIANO ROCHA 230/13,8 kV – 2 x 75 MVA.

Eletrobras Amazonas

Energia AM

Adequações da subestação aos

Procedimentos de Rede.

JAN/2013

PAR 2012 – 2014.

PRESIDENTE FIGUEIREDO 230/13,8 kV – 1 x 15 MVA.

Eletrobras Amazonas

Energia AM

Adequações da subestação aos

Procedimentos de Rede.

JAN/2013

(1) A Eletrobras Amazonas Energia está alterando o Plano de Obras de Distribuição e irá submete-lo a EPE para avaliação sobre o rebatimento nos estudos de planejamento.

7.4 - Subestações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE.

Tabela 22: Reforços em subestações a serem propriedade da Eletrobras Eletronorte.


ENVOLVIDA UF

REFORÇO PROPOSTO


ESTUDO

BOA VISTA

230/69/13,8 kV – 2 x 100 MVA.

Eletrobras Distribuição

Roraima RR

3º TR 230/69/13,8 kV – 100 MVA e adequações aos

procedimentos de Rede – BD4C

DEZ/2013 EPE-DEE-RE-047/2010-r0 – “Estudo da Interligação

Boa Vista – Manaus”, Agosto/2010. BOA VISTA

Adequação do barramento de 230 kV para BD4C

- RR DEZ/2013


2012-2014

28

8 – Adequações/Obras necessárias na rede existente devido aos empreendimentos do Leilão de Transmissão ANEEL

Neste item são apresentadas as adequações/obras necessárias, na Rede Básica e Rede de Distribuição,

devidas aos empreendimentos licitados nos Leilões de Transmissão.

8.1 - Leilão de Transmissão ANEEL nº 001/2011

Tabela 23: Adequações do Leilão de Transmissão ANEEL nº 001/2011

LOTES ADEQUAÇÕES NECESSÁRIAS

LOTE A

LT, CS, 500 kV Ceará-Mirim - João Câmara II

LT, CS, 500 kV Ceará-Mirim - Campina Grande III

LT, CS, 230 kV Ceará-Mirim - Extremoz II

LT, CS, 230 kV Campina Grande III - Campina Grande II

SE João Câmara II 500 kV

SE Campina Grande III 500/230 kV

SE Ceará-Mirim 500/230 kV

LOTE B LT, CS, 230 kV Morro do Chapéu - Irecê

SE Morro do Chapéu 230 kV

LOTE C

LT, CS, 230 kV Paraíso - Lagoa Nova

SE Lagoa Nova 230 kV

SE Ibiapina 230 kV




LOTE A

LT, CD, 500 kV Lechuga – Equador

LT, CD, 500 kV Equador – Boa Vista

SE Equador 500 kV

SE Boa Vista 500 kV

LOTE B SE Miramar II 230/69 kV

SE Tucuruí 230/138 kV (Novo pátio 138 kV)

LOTE C SE Nobres 230/138 kV (Novo pátio 138 kV)


2012-2014

29


LOTE D LT, CS, 230 kV Xavantes – Pirineus – C2

LOTE E LT, CS, 230 kV Cascavel Oeste - Umuarama

SE Umuarama 230/138 kV

LOTE F LT, CS, 230 kV Mesquita – Timóteo 2

SE Timóteo 2 230 kV

LOTE G LT, CD, 230 kV Teresina II – Teresina III

SE Teresina III 230/69 KV

LOTE H LT, CS, 500 kV Recife II – Suape II – C2

LOTE I

LT, CS, 230 kV Sapeaçu – Santo Antônio de Jesus – C3

LT, CS, 500 kV Sapeaçu – Camaçari IV

LOTE J

LT, CS, 500 kV Taubaté – Nova Iguaçu Adequações da Transmissão - FURNAS: Obras relacionadas com SE Nova Iguaçu 500/345 kV - Troca de 10 disjuntores de 25 kA do setor de 345 kV e equipamentos associados, da SE Adrianópolis 345 kV. Esta troca esta associada a entrada da SE Nova Iguaçu 500/345 kV e da usina nuclear de Angra III prevista para dezembro de 2015. Adequações da distribuição - LIGHT: Obras relacionadas com SE Nova Iguaçu 500/138 kV - Seccionamento do tronco 138 kV Fontes - Cascadura ( 6 linhas) no setor de 138 kV de Zona Oeste. - Recondutoramento de algumas linhas neste tronco. - Abertura do sistema da LIGHT em dois subsistemas na SE Cascadura.

SE Nova Iguaçu 500/345/138 kV

LOTE K SE Itapeti 345/88 kV (Novo pátio 88 kv)

LOTE L

LT, CS, 500 kV Luiz Gonzaga – Garanhuns – C2

LT, CS, 500 kV Garanhuns – Pau Ferro

LT, CS, 500 kV Garanhuns – Campina Grande III

LT, CS, 500 kV Garanhuns – Angelim – C4

SE Garanhuns 500/230 kV

SE Pau Ferro 500/230 kV (Novo pátio 500 kv)


2012-2014

30




LOTE A

LT, CS, 230 kV Nova Santa Rita - Camaquã 3 Adequações da Transmissão - CEEE:

Obras relacionadas com a entrada em operação da SE Camaquã 3 230/69/13,8 kV, LT 230 kV Nova Santa Rita - Camaquã 3 e LT 525 kV Itá - Nova Santa Rita – C2: - Troca de 03 disjuntor de 23,6 kA , códigos 52-3/52-4/24-1, da SE Porto Alegre 9 230 kV.

LT, CS, 230 kV Camaquã 3 - Quinta

LT, CS, 525 kV Salto Santiago – Itá – C2

LT, CS, 525 kV Itá - Nova Santa Rita – C2

SE Camaquã 3 230/69/13,8 kV

LOTE B

LT, CD, 230 kV Jardim - Nossa Senhora do Socorro 2

LT, CD, 230 kV Messias - Maceió II

SE Nossa Senhora do Socorro 2 230/69 kV

SE Maceió II 230/69 kV

SE Poções II 230/138 kV

LOTE C LT, CS, 230 kV Lechuga - Jorge Teixeira – C3

LOTE D SE Abdon Batista 525/230 kV

SE Gaspar 2 230/138 kV

LOTE E

LT, CS, 230 kV Umuarama - Guaíra

LT, CS, 230 kV Cascavel Oeste - Cascavel Norte – C2

SE Santa Quitéria 230/69/13,8 kV

SE Cascavel Norte 230/138/13,8 kV

LOTE F LT, CS, 525 kV Curitiba - Curitiba Leste

SE Curitiba Leste 525/230 kV

LOTE G SE Extremoz II 230/69 kV (Novo pátio 69

kv)

LOTE H

SE Niquelândia 230/69 kV (Novo pátio 69 kv)

SE Luziânia 500/138 kV (Novo pátio 138 kv)

LOTE I LT, CS, 500 kV Açailândia - Miranda II




LOTE A

SE Paranaíta 500 kV

LT, CD, 500 kV Paranaíta - Cláudia

SE Cláudia 500 kV


2012-2014

31


LT, CD, 500 kV Cláudia - Paranatinga

SE Paranatinga 500 kV

LT, CD, 500 kV Paranatinga – Ribeirãozinho

LOTE B

LT, CS, 500 kV Ribeirãozinho - Rio Verde Norte – C3

LT, CD, 500 kV Rio Verde Norte -

Marimbondo II

SE Marimbondo II 500 kV, Seccionamento das LTs 500 kV Marimbondo - Araraquara C1

e C2, 6 km, na SE Marimbondo II

LOTE C

LT, CS, 230 kV Lechuga - Jorge Teixeira – C3

SE Lechuga 230/138 kV (Novo pátio 138

kV)

LOTE D

LT, CS, 230 kV Camaçari IV - Pirajá

LT, CS, 230 kV Pituaçu - Pirajá

SE Pirajá 230/69 kV

LOTE E SE Zona Oeste 500/138 kV (Novo pátio 138

kv)




LOTE A SE Mirueira II 230/69 kV

SE Jaboatão II 230/69 kV

LOTE B

LT, CS, 230 kV Mossoró II - Mossoró IV

LT, CS, 230 kV Ceará-Mirim II - Touros

LT, CS, 230 kV Russas – Banabuiu – C2

SE Touros 230/69 kV

SE Mossoró IV 230/69 kV

LOTE C

LT, CS, 230 kV Igaporã II - Igaporã III – C1

LT, CS, 230 kV Igaporã II - Igaporã III – C2

LT, CS, 230 kV Igaporã III - Pindaí II

SE Igaporã III 500/230 kV

SE Pindaí II 230 kV

LOTE D LT, CS, 500 kV Itabirito 2 - Vespasiano 2


2012-2014

32

9 – Adequações/Reforços na rede existente autorizados pela ANEEL

Neste item são apresentadas as adequações/obras necessárias, na Rede Básica e Rede de Distribuição,

devidas aos empreendimentos autorizados.

Tabela 28: Reforços autorizados em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL


TENSÃO [kV]


UF Resolução Autorizativa ANEEL

SE JOINVILLE NORTE 3º TR 150 MVA trifásico.

230/138 150 SC 3.168/2011.

SE NOVA SANTA RITA

4º banco autotransformadores 525/230 kV e

conexões.

525/230 3 X 224 RS 3.339/2012.

SE ITAJAÍ

Substituição do transformador (TF4) 230/138

kV de 75 MVA por outro transformador de 150

MVA

230/138 75 RS 3.339/2012.

Tabela 29: Reforços autorizados em instalações de propriedade da COPEL GT


TENSÃO [kV]



SE CASCAVEL OESTE 3º banco de autotransformadores Complementação do módulo de infraestrutura geral pela implantação de um módulo de infraestrutura de manobra em função da instalação dos módulos de conexão 525 kV e de interligação de barras 525 kV referentes ao 3° banco de autotransformadores. Realocação de 0,5 km, no entorno da subestação Cascavel Oeste, da linha de transmissão em 230 kV Cascavel – Foz do Iguaçu Norte.

525/230 3 x 200 PR 3.028/2011.

LT UMBARÁ – UBERABA – C2 Recondutoramento do trecho existente de 10km.

230 10 PR 3.252/2011.

LT CURITIBA LESTE – UBERABA Recondutoramento da LT.

230 18 PR 3.252/2011.

SE LONDRINA 3° TR 150 MVA.

230/138 150 PR 3.253/2011.

SE MARINGÁ 3° TR 150 MVA.

230/138 150 PR 3.253/2011.

SE PONTA GROSSA NORTE Substituição dos 2 TR de 75 MVA por 2 TR de 150 MVA.

230/138 2 X 150 PR 3.253/2011.

SE UBERABA Implantação de 2 TR e conexões.

230/13,8 2 x 50 PR 3.339/2012.


2012-2014

33

Tabela 30: Reforços autorizados em instalações de propriedade da PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA LTDA.


TENSÃO [kV]



SE IVINHEMA 01 reator fixo na saída da linha para a SE Dourados.

230 16 MS 3.250/2011.

Tabela 31: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CEEE-GT


TENSÃO [kV]



SE NOVA PRATA 2 Ampliação do módulo geral (aquisição de terreno e infraestrutura), extensão de barramentos e adequação do setor de 230 kV para possibilitar o seccionamento da LT 230 kV Passo Fundo – Monte Claro nesta subestação.

230 --- RS 3.159/2011.

SE PELOTAS 3

3º TR 83 MVA. 230/138 83 RS 3.159/2011.

SE NOVA PRATA 2

3º TR 50 MVA. 230/69 50 RS 3.159/2011.

SE PORTO ALEGRE 8

3º TR 83 MVA. 230/69 83 RS 3.159/2011.

SE PORTO ALEGRE 13

Adequação das CT´s dos Transformadores. 230 --- RS 3.233/2011.

SE QUINTA Banco de capacitores de 25 Mvar e conexões.

230 25 RS 3.338/2012.

Tabela 32: Reforços autorizados em instalações de propriedade da de ELETROBRAS FURNAS


TENSÃO [kV]



SE GRAJAÚ 2ª Fase reserva 200 MVA para os TR´s 500/138 kV – 4x600 MVA.

500/138 200 RJ 3.178/2011.

SE TIJUCO PRETO Troca da proteção diferencial de barras por uma adaptativa.

345 --- SP 3.218/2011.

SE CACHOEIRA DOURADA Troca de proteção.

230 --- GO 3.218/2011.

SE BARRO ALTO Substituição da proteção diferencial de barras por proteção adaptativa.

230 --- GO 3.218/2011.

SE JACAREPAGUÁ 2ª Fase reserva 75 MVA para os TR´s 345/138 kV.

345/138 75 RJ 166/2000.


2012-2014

34


TENSÃO [kV]



SE ADRIANÓPOLIS Substituição de 09 disjuntores 25 kA.

345 --- RJ 3.364/2012.

SE BRASÍLIA GERAL Aquisição de transformador trifásico 60 MVA, sem conexões.

230/34,5 60 DF 3.231/2011.

Tabela 33: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CTEEP


TENSÃO [kV]



LT ARARAS – ARARAQUARA Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 15,2 km, a partir da SE Araras.

440 15,2 SP 2.910/2011.

LT ARARAS – SANTO ÂNGELO Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 21,2 km, a partir da SE Araras.

440 21,2 SP 2.910/2011.

LT MIRASSOL 2–ILHA SOLTEIRA C1 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 27,3 km, a partir da SE Mirassol 2.

440 27,3 SP 2.910/2011.

LT MIRASSOL 2–ARARAQUARA C1 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 20,5 km, a partir da SE Mirassol 2.

440 20,5 SP 2.910/2011.

LT MIRASSOL 2–ILHA SOLTEIRA C2 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 27,3 km, a partir da SE Mirassol 2.

440 27,3 SP 2.910/2011.

LT MIRASSOL 2–ARARAQUARA C2 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 20,5 km, a partir da SE Mirassol 2.

440 20,5 SP 2.910/2011.

LT GETULINA – JUPIÁ – C1 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 25,6 km, a partir da SE Getulina.

440 25,6 SP 2.910/2011.

LT GETULINA – BAURU – C1 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 21,7 km, a partir da SE Getulina.

440 21,7 SP 2.910/2011.

LT GETULINA – JUPIÁ – C2 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 25,6 km, a partir da SE Getulina.

440 25,6 SP 2.910/2011.

LT GETULINA – BAURU – C2 Substituição dos cabos pára-raios, em um trecho de 21,7 km, a partir da SE Getulina.

440 21,7 SP 2.910/2011.

SE ASSIS Substituição dos 2 AT 230/88 kV – 2x38,2 MVA por 2x75 MVA (trifásicos).

230/88 2 x 75 SP 2.919/2011.

SE NORTE 4º banco AT monofásicos 345/88 kV -3x133,3 MVA e separação da barra de 88 kV devido à superação de disjuntores e a implantação de um disjuntor interligação de barra.

345/88 400 SP 2.919/2011.


2012-2014

35


TENSÃO [kV]



SE CHAVANTES 3º transformador trifásico 230/88 kV, 40 MVA, remanejado da SE Salto Grande, e conexões associadas.

230/88 40 SP 3.179/2011.

SE SANTA CABEÇA Substituição do transformador trifásico TR-3 230/88 kV – 60 MVA por um banco de transformadores 230/88 kV – 3 x 20 MVA.

230/88 3 x 20 SP 3.179/2011.

SE BANDEIRANTES 4º TR 345/88 kV – 400 MVA para reserva quente.

345/88 400 SP 3.181/2011.

SE MOGI DAS CRUZES Substituição do TR-1 230/88 kV – 3 x 20 MVA por um banco de transformadores 230/88 kV – 3 x 50 MVA e instalação de transformador regulador.

230/88 3 x 50 SP 3.487/2012.

Substituição do barramento 88 kV no pórtico de conexão do novo TR-1 para adequação a capacidade mínima de 1200 A.

88 --

SP 3.487/2012..

SE RAMON REBERTE FILHO

Substituição de buchas de baixa tensão. -- -- SP 3.487/2012.

Tabela 34: Reforços autorizados em instalações de propriedade da TRANSENERGIA


TENSÃO [kV]



SE ITATIBA

3º banco AT – 3 x 133,3 MVA unidades monofásicas e conexões.

500/138 400 SP 3.494/2012.

Tabela 35: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CEMIG-GT


TENSÃO [kV]



SE TAQUARIL 4º banco de AT monofásicos, com terciário e LTC.

345/230 3 x 75 MG 2.970/2011.

SE CONSELHEIRO PENA Instalação de 1 módulo de manobra de interligação de barramentos, 1 módulo de manobra de conexão de transformador e o complemento do módulo de infraestrutura geral em 230 kV.

230 --- MG 2.970/2011.

SE NEVES 2º banco de capacitores que deverá ser ligado no mesmo disjuntor do 1º banco.

345 100 MG 2.970/2011.

SE SÃO GOTARDO 2 Capacitor 150 Mvar.

345 150

MG 3.316/2012. Complementação dos módulos de manobra para liberação da barra de 345 kV para a conexão do banco de capacitores (obra de adequação) dos equipamentos em operação do setor 345 kV, ou seja, 2 DJs de

345 ---


2012-2014

36


TENSÃO [kV]



conexão de transformador 345 kV, DJM e 1 DJ de interligação de barras

SE BOM DESPACHO 3

1 Compensador Estático. 500 (-200,+300) MG 3.316/2012.

LT TIMOTÉO 2 – ACESITA/ TIMÓTEO Instalação de cabo óptico entre as subestações Acesita, Timóteo e a futura Timóteo 2.

230 2 MG 3.383/2012.

LT OURO PRETO 2 – TAQUARIL Recapacitação da LT 54 km para capacidade de longa duração de 1449 A e curta duração de 1869 A.

345 54 MG 3.383/2012.

SE MESQUITA 4º autotransformador trifásico 400 MVA e conexões, além da adequação do arranjo de 230 kV para a retirada do autotransformador 500/230 kV (T3) atualmente conectado diretamente na barra 2.

500/230 400 MG 3.383/2012.

SE PIMENTA Instalação de seção de conexão de transformador, para individualização do AT 2 345/138 kV – 150 MVA.

345/138 150 MG 3.316/2012.

Tabela 36: Reforços autorizados em instalações de propriedade da LINHAS DE TRANSMISSÃO DE MONTES CLARO S.A.


TENSÃO [kV]



LT OURO PRETO 2 – ITABIRITO 2 Instalação de cabos OPGW.

500 0,5 MG 3.337/2012

LT PADRE FIALHO – BARRO BRANCO Instalação de cabos OPGW.

345 134 MG 3.337/2012

Tabela 37: Reforços autorizados em instalações de propriedade da EVRECY (Evrecy Participações Ltda.)


TENSÃO [kV]



LT GOV. VALADARES – AIMORÉS Implantação de seccionamento na linha para eliminar o atendimento em derivação da SE Conselheiro Pena 230/13,8 kV – 33 MVA de propriedade da Cemig.

230 --- MG 2.971/2011.

Tabela 38: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CELG-GT


TENSÃO [kV]




2012-2014

37


TENSÃO [kV]



SE CARAJÁS

Troca de proteção diferencial de barra para permitir a inclusão do novo vão para Trindade.

230 --- GO 3.034/2011.

SE XAVANTES Implantação de proteção diferencial de barras,. 6 novos TCs e substituição de 15 TCs.

230 --- GO 3.034/2011.

SE GOIÂNIA LESTE Instalação de 3º transformador trifásico 50 MVA em substituição ao TR 36 MVA e 01 conexão de 13,8 kV.

230/13,8 50 GO 3.034/2011.

SE ITAPACI Adequação do arranjo de barramentos em 230 kV da SE Itapaci para barra dupla a 4 chaves (BD4) com disjuntor interligador de barras e instalação de proteção diferencial de barras.

230 --- GO 3.217/2011.

LT BARRO ALTO – ITAPACI

Instalação da proteção de linhas nos dois terminais.

230 --- GO 3.217/2011.

SE PIRINEUS Instalação de 2º banco de AT com 3 x 75 MVA unidades monofásicas e conexões.

230/138 3 x 75 GO 3.217/2011.

Tabela 39: Reforços autorizados em instalações de propriedade da EBTE (EMPRESA BRASILEIRA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.)


TENSÃO [kV]



SE PARECIS Instalação de módulo de manobra para implantação de reator de 20 Mvar a ser transferido da LT 230 kV Parecis – Brasnorte para a barra de Parecis.

230 --- MT 2.837/2011.

Tabela 40: Reforços autorizados em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE


TENSÃO [kV]



SE SANTA MARIA

2 bancos de capacitores manobráveis. 230 2 x 55 PA 2.911/2011.

SE RIO BRANCO

2º AT 230/138/13,8 kV – 55 MVA trifásico e conexões.

230/138 55 AC 2.911/2011.

SE MIRACEMA

2º banco de TR 500/138 kV – 3x60 MVA. 500/138 180 TO 2.911/2011.


2012-2014

38


TENSÃO [kV]



SE SÃO LUÍS III

2º TR 230/69 kV – 150 MVA. 230/69 150 MA 2.911/2011.

SE SANTA MARIA

3º AT 230/138 kV – 100 MVA e Adequação do pátio de 138 kV dessa SE aos procedimentos de rede.

230/138 100 PA 2.911/2011.

SE SINOP 230/138/13,8 kV – 2x100 MVA.

230 3º AT

230/138 kV 100 MVA

MT 3.102/2011.

SE TUCURUÍ 2º AT 500/230 kV – 3 x 150 MVA e adequação da SE, transformar a barra de 230 kV, atualmente barra simples, em barra dupla com quatro chaves.

500/230 3 x 150 PA 3.216/2011.

SE TUCURUÍ 1º TR 230/69 – 100 MVA e desativação do banco de transformadores 500/69 kV.

230/69 100 PA 3.216/2011

SE SÃO LUÍS II

4º banco de autotransformadores e conexões.

500/230/13,8

3 X 200 MA 3.216/2011.

LT ARIQUEMES – JI-PARANÁ

Implantar seccionamento na SE Jaru 230/69 kV–30 MVA com 2 EL.

Adequação de barramento de 230 kV na SE Jaru para BD a 4 chaves.

230 --- RO 3.216/2011.

SE ABUNÃ Adequação de barramento de 230 kV (falta de barra transferência e disjuntor IB).

230 --- RO 3.216/2011.

SE ABUNÃ Instalação de conexões para o 2º AT trifásico 230/138 kV – 1x55 MVA (já disponível na SE).

230/138 55 RO 3.216/2011.

SE JARU Instalação de conexões para o 2º TR trifásico 230/69 kV – 1x30 MVA (já disponível na SE) e adequação de barramento de 230 Kv.

230/69 30 RO 3.216/2011.

SE RONDONÓPOLIS 3º TR Trifásico e conexões.

230/138 100 MT 3.216/2011.

SE RURÓPOLIS

3º TR 230/138 kV – 100 MVA e construção do setor de 138 kV para que os TR da subestação possam operar em paralelo e complementar a configuração do setor de 230kV para operação na configuração de barra dupla.

230/138 100 PA 3.361/2012.

SE PORTO FRANCO

3º TR 230/138/13,8 kV – 100 MVA.

230/138/13,8

100 PA 3.361/2012.

LT UTINGA – MIRAMAR II – CD

Adequação da linha para operar em 230 kV, atualmente opera em 69 kV.

230 2 x 15 PA 3.362/2012

SE UTINGA

2 EL´s para conexão das LTs Utinga – Miramar II CD.

230 --- PA 3.362/2012


2012-2014

39


TENSÃO [kV]



SE MIRAMAR II (NOVA)

2 EL´s para conexão das LTs Utinga – Miramar II CD.

230 --- PA 3.362/2012

SE ALTAMIRA

Adequação de barramento do setor de 230 kV para BD a 4 chaves.

230 --- PA 3.361/2012

Tabela 41: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CHESF


TENSÃO [kV]



SE SOBRADINHO 3º banco de autotransformador.

500/230 3 x 100 BA 2.823/2011.

LT SOBRADINHO – JUAZEIRO DA BAHIA II – C1 e C2 Recapacitação, de 251 MVA para 350 MVA.

230 2 x 42,5 BA 2.891/2011.

LT PAULO AFONSO III– ITABAIANA C1 E C2 Substituição de cabo para-raios dos circuitos por superação da corrente de curto circuito.

230 --- BA 2.823/2011.

LT CAMAÇARI II – TOMBA – GOVERNADOR MANGABEIRA 2 Els 230 kV, na SE Governador Mangabeira, para separar o circuito da Afluente do circuito da Chesf.

230 --- BA 2.891/2011.

LT 230 kV CAMAÇARI IV – CATU Circuito duplo (remanejamento das LT’s 230 kV Catu – Camaçari II – CD e encabeçamento na SE Camaçari IV).

230 2 x 1 BA 2.891/2011.

LT 230 kV CAMAÇARI IV – JACARACANGA Circuito duplo- subterrâneo (remanejamento das LT’s 230 kV Jacaracanga – Camaçari II – CD e encabeçamento na SE Camaçari IV).

230 2 x 1 BA 2.891/2011.

LT 230 kV CAMAÇARI IV – COTEGIPE Circuito simples- subterrâneo (remanejamento de uma das LT’s 230 kV Cotegipe – Camaçari II – CD e encabeçamento na SE Camaçari IV).

230 1 BA 2.891/2011.

LT 230 kV CAMAÇARI IV – PITUAÇU Circuito simples- subterrâneo (remanejamento de uma das LT’s 230 kV Pituaçu – Camaçari II – CD e encabeçamento na SE Camaçari IV).

230 1 BA 2.891/2011.

LT BOM JESUS DA LAPA II – IGAPORÃ II Recapacitação, de 438 MVA para 645 MVA (limite de longa duração) e de 617 MVA para 753 MVA (limite de curta duração).

230 115 BA 3.460/2012

SE PENEDO 2 bancos de capacitor shunt manobrável.

230 2 x 15 AL 2.968/2011.

SE MILAGRES 2º banco de autotransformador (associada à LT 500 kV São João do Piauí –

500/230 3 x 200 CE 2.891/2011.


2012-2014

40


TENSÃO [kV]



Milagres).

SE MILAGRES

1 CT 500 kV para o AT 05T1 500 --- CE 2.891/2011.

SE TERESINA II 3º banco de autotransformador.

500/230 3 x 100 PI 2.823/2011.

SE PIRIPIRI 1º banco de capacitores.

230 30 PI 2.823/2011.

LT ANGELIM – RIBEIRÃO Recapacitação de LT para elevar limite de carregamento de curta duração de 437ª para 621ª.

230 115,6 PE 2.823/2011.

LT RIBEIRÃO – RECIFE II Recapacitação de LT para elevar limite de carregamento de curta duração de 437ª para 621ª.

230 56,7 PE 2.823/2011.

SE BONGI 3º TR 230/13,8 kV – 40 MVA.

230/13,8 40 PE 3.402/2012.

LT BANABUIU – FORTALEZA I Seccionamento do circuito 04F3 dessa LT para futura SE Aquiraz II.

230 2 x 20 CE 2.823/2011.

SE AQUIRAZ II (NOVA) 2 EL’s 230 kV para seccionamento do circuito 04F3 da LT 230 kV Banabuiú – Fortaleza I.

230 --- CE 2.823/2011.

SE PIRIPIRI 2º TR 230/69/13,8 kV – 50 MVA (substituição TR 230/69 kV – 33 MVA). 3º TR 230/69 kV – 50 MVA (substituição TR 230/69/13,8 kV – 33 MVA).

230/69 2 X 50 PI 2.823/2011.

SE PIRIPIRI 3º TR 230/138 kV – 55 MVA.

230/138 55 PI 2.823/2011.

SE RUSSAS II 3º TR 230/69 kV –100 MVA.

230/69 100 CE 2.823/2011.

SE TAUÁ II 2º TR 230/69 kV –100 MVA.

230/69 100 CE 2.823/2011.

SE TAUÁ II

1 Compensador Estático. 230 (-45,+90) CE 3.402/2012

SE BANABUIÚ 1º TR 230/69 kV – 100 MVA.

230/69 100 CE 2.823/2011.

SE NATAL III 3º TR 230/69 kV – 150 MVA.

230/69 150 RN 2.823/2011.

SE PARAÍSO 2º TR 230/138 kV – 100 MVA.

230/138 100 RN 3.402/2012.

SE RIO LARGO II 3º TR 230/69 kV – 100 MVA.

230/69 100 AL 2.823/2011.

SE ITABAIANA 3º TR 230/69 kV – 100 MVA.

230/69 100 SE 2.823/2011.

SE CÍCERO DANTAS 2º TR 230/69 kV – 50 MVA e conexões (Substituição dos 2 TRs 230/69 kV – 16,7 MVA).

230/69 50 BA 2.823/2011.


2012-2014

41


TENSÃO [kV]



SE GOVERNADOR MANGABEIRA 2º TR 230/69/13,8 kV – 100 MVA.

230/69 100 BA 2.823/2011.

SE TEIXEIRA DE FREITAS II 2º AT 230/138 kV – 3x33,3 MVA.

230/138 100 BA 2.823/2011.

SE JUAZEIRO DA BAHIA II 4º TR 230/69 kV – 100 MVA.

230/69 100 BA 2.823/2011.

SE CAUÍPE 3º TR 230/69 kV – 100 MVA.

230/69 100 CE 2.968/2011.

SE PIRIPIRI 2º banco de capacitores.

230 30 PI 3.208/2011.

LT JACARACANGA – COTEGIPE Recapacitação, de 251 MVA para 517 MVA.

230 15,2 BA 3.208/2011.

SANTO ANTÔNIO DE JESUS

3º TR 230/69 kV – 100 MVA 230/69 100 BA 3.208/2011.

SENHOR DO BONFIM II

2º TR 230/138 kV – 100 MVA 230/138 100 BA 3.208/2011.

SE SUAPE II 2º banco de autotransformadores.

500/230 3 x 200 PE 3.237/2011.

SE SUAPE III 3º TR 230/69 kV – 100 MVA

230/69 100 PE 3.237/2011.

SE SÃO JOÃO DO PIAUÍ 1 CT 500 kV (DJM) para o AT 05T1; e 1 IB 500 kV (DJM).

500/230 --- PI 3.208/2011.

SE EXTREMOZ II

2º Secc. LT 230 kV Campina Grande II – Natal III – CD.

230 14,7 RN 3.208/2011.

Tabela 42: Reforços autorizados em instalações de propriedade da AFLUENTE


TENSÃO [kV]



LT 230 kV CAMAÇARI IV – PÓLO Circuito duplo (remanejamento das LT’s 230 kV Pólo – Camaçari II – CD e encabeçamento na SE Camaçari IV).

230 2 x 1 BA 2.920/2011.

SE BRUMADO II Tornar manobrável o reator da LT Brumado II – Itagiba C1.

230 15 BA 2.151/2009.

SE ITAGIBÁ Tornar manobrável o reator da LT Brumado II – Itagiba C1.

230 15 BA 2.151/2009.

Tabela 43: Reforços autorizados em instalações de propriedade da TSN


TENSÃO [kV]



SE IBICOARA Adequação do arranjo de barramento do pátio em 500 kV para o arranjo disjuntor e meio (1 EL 500 kV e 1 IB 500 kV).

500 --- BA 2.946/2011.


2012-2014

42


TENSÃO [kV]



SE SAPEAÇÚ 1 CE (-150,250)Mvar/230 kV.

230 --- BA 2.946/2011.

Tabela 44: Reforços autorizados em instalações de propriedade da NARANDIBA S.A.


TENSÃO [kV]



SE NARANDIBA 3º TR 230/69 kV – 100 MVA.

230/69 100 BA 3.230/2011.

Tabela 45: Reforços autorizados em instalações de propriedade da TAESA


TENSÃO [kV]



SE SAPEAÇU 3º banco 1F AT, conexões, Interligação de Barra e reforços.

500/230 3 X 200 BA 3.323/2012.

SE SAPEAÇU 1 disjuntor e uma chave seccionadora

para complementar a CT 500 kV para o AT

05T1.

500 --- BA 3.323/2012.

Tabela 46: Reforços autorizados em instalações de propriedade da ATE II


TENSÃO [kV]



SE SÃO JOÃO DO PIAUÍ Reator Manobrável e conexões.

500 3 x 60 PI 3.029/2011.

Tabela 47: Reforços autorizados em instalações de propriedade da STN


TENSÃO [kV]



SE PECÉM II Conexão 500 kV para o reator de linha da LT 500 kV Sobral III – Pecém II.

500 --- CE 2.376/2011.

Tabela 48: Reforços autorizados em instalações de propriedade da IRACEMA


TENSÃO [kV]



LT SÃO JOÃO DO PIAUÍ – MILAGRES II – C1

Compensação Série – 40%, no terminal de Milagres II e conexões.

500 240 PI/CE 3.441/2012

Tabela 49: Reforços autorizados de propriedade da MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.


2012-2014

43


TENSÃO [kV]



SE LECHUGA 2 bancos de capacitores manobráveis.

230 2 x 55 AM EPE-3.103/2011.

10 - Modificações na proposta de obras em relação ao ciclo anterior - Consolidação de Obras

A Tabela abaixo apresenta a relação das obras indicadas na Consolidação de Obras - Período 2010 a

2012, revisão do 1º semestre de 2010, Consolidação de Obras - Período 2011 a 2013, Abril de 2011 e

Consolidação de Obras - Período 2012 a 2014, Setembro de 2011, que em decorrência de alteração nos

condicionantes deste atual ciclo não foram incluídas neste documento consolidado e, portanto não foram

ratificadas com a respectiva justificativa.

Tabela 50: Lista de obras retiradas da proposta de obras na Rede Básica

SUBESTAÇÕES/ LINHAS DE

TRANSMISSÃO

CONCESSIONÁRIAS ENVOLVIDAS

UF REFORÇO

PROPOSTO ANTERIORMENTE

JUSTIFICATIVA

REGIÕES SUL

SE PRESIDENTE

MÉDICI CEEE-GT

RS

Complementação dos

módulos de manobra

(instalação de 23 chaves

seccionadoras) para

completar o arranjo previsto

no projeto da subestação

(barra dupla a cinco chaves)

e adequação do sistema de

proteção

Carta CEEE-GT nº GAB/DIR/GSS-088-2011

Ofício nº 176/2010-SRT

LT LAJEADO 2 –

GARIBALDI 1

--- RS Nova Linha de Transmissão

Relatório revisado inclusão da SE

Lageado 3 e LTs Lageado 3 - Lageado 2 e

Lageado 3- Garibaldi.


2012-2014

44


TRANSMISSÃO


UF REFORÇO


JUSTIFICATIVA

REGIÕES SUDESTE E CENTRO-OESTE

LT ATIBAIA – MOGI DAS

CRUZES

ELETROBRAS FURNAS

SP

Substituição dos cabos pára-

raios, em um trecho de 11

km, a partir da SE Atibaia.

Ofício 005/2011-ANEEL/SRT

LT ATIBAIA – POÇOES DE

CALDAS

ELETROBRAS FURNAS

SP

Substituição dos cabos pára-

raios, em um trecho de 11

km, a partir da SE Atibaia.

SE PLANALTO CELG-GT GO

Repotencialização ou

substituição de dois

transformadores de 41,7

para 50 MVA.

REGIÕES NORTE E NORDESTE

LT 230 kV TUCURUÍ –

TUCURUÍ VILA

ELETROBRAS

ELETRONORTE PA

Construção de LT, circuito

duplo, 2,3 km

Nova solução definida no Estudo de

Expansão da Área de Tucuruí 230/138 kV

é a implantação do setor de 138 kV na SE

Tucuruí.

SE TUCURUÍ VILA 230/138 kV

(NOVA)

ELETROBRAS

ELETRONORTE/

CELPA

PA

1º TR 230/138 kV – 100

MVA

Nova solução definida no Estudo de

Expansão da Área de Tucuruí 230/138 kV

é a implantação do setor de 138 kV na SE

Tucuruí.

SE TUCURUÍ 500 kV

ELETROBRAS

ELETRONORTE PA

1 chave seccionadora de by-

pass 500 kV para o reator

RLCC

Após questionamento da ANEEL o ONS

enviou parecer cancelando a

recomendação das ELs devido aos custos

envolvidos e as expansões que estão

sendo estudadas para conexão da UHE

Belo Monte.

SE VILA DO CONDE

230/69 Kv 4 x 33 MVA

CELPA PA

1º e 2º TR 230/69 kV – 150

MVA, em substituição aos

TR 230/69 kV – 33 MVA

existentes.

Em reavaliação podendo ser

alterada a solução para 2 TR 230/138 kV.

LT 230 kV VILA DO CONDE – GUAMÁ – CD

CELPA PA Em reavaliação, podendo ou não ser postergadas estas LTs.


2012-2014

45


TRANSMISSÃO


UF REFORÇO


JUSTIFICATIVA

SE MIRANDA II CEMAR MA

3º TR 230/69 kV – 100 MVA e

remanejamento do Reator MRRE6-02.

O MUST declarado não foi contratado.

LT 230 kV BOM NOME –

MILAGRES C1 CHESF

PE/

CE

Recapacitação de LT, elevar

limite de carregamento de

curta duração de 437 A para

621 A.

Devido ao valor estimado pela CHESF

para a recapacitação da LT (60% do valor

de uma linha nova) e ao fato de que

mesmo após a recapacitação o problema

não é solucionado o ONS retirou a

recomendação de recapacitação e

solicitou a EPE estudo de planejamento

para definição de solução estrutural.

LT 230 kV PAULO AFONSO – BOM

NOME C1 CHESF

BA/

PE




795 A.









SE SUAPE II CHESF PE 3º banco de

autotransformadores.

Devido as conclusões do GT Suape, ONS

NT 2.1/103/2011 / EPE-DEE-RE-046/2011

/ CHESF – NT-01-04-07/2011 – “Impactos

na Rede Básica Decorrentes da

Implantação de UTEs na Região de”,

Julho/2011, que indicou apenas 2 AT

500/230 kV na SE Suape II.

LT 230 kV MILAGRES –

BANABUIÚ C1 CHESF CE




621 A.









LT 230 kV BANABUIÚ –

FORTALEZA C1 CHESF CE




753 A.









SE ICÓ CHESF CE 3º TR 230/69 kV – 100 MVA.

Em função do valor da carga informada

para o PAR ser superior ao valor do

MUST neste ponto de conexão à rede

básica.


2012-2014

46


TRANSMISSÃO


UF REFORÇO


JUSTIFICATIVA

SE MILAGRES CHESF CE

3º banco de autotransformador, conexões e reforços.

O problema de sobrecarga, na

contingência de um dos ATs, deixa de

existir devido à LT 500 kV Milagres II –

Açu III, proposta nesta revisão.

SE BANABUIÚ CHESF / COELCE CE

2º TR 230/69 kV – 100 MVA, em substituição ao TR de 33 MVA existente

na subestação.

O MUST declarado não foi contratado.

PICOS CHESF PI

1 Compensador Estático 230 kV - (-35,+70)

Retirado em função do estudo EPE-DEE-

RE-112/2011-r0, 27 de dezembro de

2011.

LT BOA ESPERANÇA – ELISEU MARTINS

--- PI Construção de LT, 1x636 kcmil, circuito simples.

Retirado em função de novos estudos na

região.

SE BOM JESUS DA LAPA

CHESF / COELBA BA Novo setor de 138 kV, 1º e

2º TR 230/138 kV – 50 MVA.

A EPE definiu a SE Igaporã 230/69 kV no

“Estudo para dimensionamento das ICG

referentes as Centrais Eólicas Referentes ao

LER 2009 dos estados do Ceará, Rio Grande

do Norte e Bahia” como um novo ponto de

atendimento a região. Deste modo, a

distribuidora cancelou a solicitação de acesso

ao futuro setor de 138 kV da SE Bom Jesus da

Lapa e solicitou acesso na SE Igaporã.

SE BARREIRAS CHESF / COELBA BA 3º TR 230/138 kV – 100

MVA. O MUST declarado não foi contratado.

SE PÓLO II CHESF / COELBA BA 2º TR 230/69 kV – 100 MVA.

A transferência da carga da SE Camaçari

só vai ocorrer em 2016, portanto não se

faz necessário o reforço no presente

momento.


2012-2014

47

11 - Referências

[1] Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão. Comitê

Técnico para a Expansão da Transmissão – CTET/CCPE/MME, 2002.

[2] ONS 2.1.026/2011 Plano de Ampliação e Reforços em Rede Básica - Período 2012 a 2014 - Volume I.

Operador Nacional do Sistema, Agosto 2011.

[3] EPE - DEE - RE - 003/2012-r0. Programa de Expansão da Transmissão - PET 2012-2016. Empresa de

Pesquisa Energética, Janeiro/2012.

[4] Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica.

Empresa de Pesquisa Energética, 2005.

[5] ONS RE 2.1-023/2011 & EPE-DEE-RE-044-2011-r0 – Síntese Gerencial das FT-Copa 2014. Operador

Nacional do Sistema e Empresa de Pesquisa Energética, Agosto 2011 (Minuta).

consolidaÇÃo de obras de rede bÁsica perÍodo … · ministério de minas e energia – mme...

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