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ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA

EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1

Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos

Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia

GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE NISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SPE

Ministro Edison Lobão

Secretário-Executivo Márcio Pereira Zimmermann

Secretário Adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho

Diretor do Departamento de Planejamento Energético Gilberto Hollauer

ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1

Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará,

Rio Grande do Norte e Bahia

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim

Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro

Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias

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

Coordenação Geral

Mauricio Tiomno Tolmasquim Amilcar Guerreiro

José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo

Flavia Pompeu Serran

Equipe Técnica Carina Siniscalchi

Carolina Moreira Borges Daniela Souza

Henrique Abreu de Oliveira Marcelo Pires

Roberto Rocha Tiago Campos Rizzotto

Valentine Jahnel

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

Escritório Central

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

No EPE-DEE-RE-005/2011-r0

Data: 25 de janeiro de 2011

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

III

Ministério de Minas e Energia

IDENTIFICAÇÃO DO DOCUMENTO E REVISÕES

Contrato/Aditivo Data de assinatura do contrato/Aditivo

Área de Estudo

ESTUDOS PARA LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Estudo

Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes Centrais

Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia

Macro-atividade

Ref. Interna (se aplicável)

Revisões Data de emissão Descrição sucinta

r0 25/01/2011 Emissão original


Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia

4

GRUPO DE ESTUDOS DE TRANSMISSÃO - NORDESTE

PARTICIPANTES EMPRESAS

Carolina Moreira Borges EPE-STE

Daniela Souza EPE-STE

Henrique Abreu de Oliveira EPE-STE

Marcelo Pires EPE-STE

Tiago Campos Rizzotto EPE-STE

Valdson Simões CHESF-DEPT

Carlos Leoncio Gonzaga Costa CHESF-DEPT

Helon D. M. Braz CHESF-DEAT

Valentine Jahnel EPE-SMA

Carina Siniscalchi EPE-SMA

COORDENAÇÃO

Roberto Rocha EPE-STE

Fernando Rodrigues Alves CHESF-DES



5

APRESENTAÇÃO

A EPE, a partir da consolidação de estudos de planejamento desenvolvidos no âmbito

dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET)1 sob coordenação da EPE e

com sua efetiva participação, apresenta relatórios com os empreendimentos de

transmissão recomendados como objetos de licitação ou autorização, a serem definidos

pelo MME.

Especificamente, este documento trata da análise efetuada no âmbito do GET-NE, do

Estudo de Suprimento à Região Nordeste até o horizonte de 2020.

Este estudo tem a finalidade de definir os reforços necessários para escoamento das

eólicas vencedoras do LFA e LER 2010, bem como a indicação dos reforços futuros na

região Nordeste do Brasil necessário para escoar o potencial previsto na região.

1 Grupo de estudos de transmissão regionais de apoio à EPE formado por empresas transmissoras, distribuidoras e geradoras.


6


SUMÁRIO

APRESENTAÇÃO ................................................................................................................. 5

1 Introdução ...................................................................................................................... 9

2 Objetivo ........................................................................................................................ 11

3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados ..................................................................... 12

3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão ....................................................... 12

3.2 Horizonte do Estudo ...................................................................................................... 14

3.3 Projeções de Mercado .................................................................................................... 14

3.1 Geração Eólica ............................................................................................................... 16

3.2 Cenários de Intercâmbio ............................................................................................... 20

3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras ................................ 23

3.4 Critérios e Procedimentos ............................................................................................. 23

3.5 Suporte de Reativo Existente ........................................................................................ 26

3.1 Custos .............................................................................................................................. 27

4 Definição das Subestações Coletoras .......................................................................... 28

5 Coletora Ibiapina - CE ................................................................................................ 31

5.1 Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................................... 32

5.2 Análise de Contingências ............................................................................................... 33

6 Coletora João Câmara II - RN .................................................................................... 36

6.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................. 40


7 Coletora Lagoa Nova – RN ......................................................................................... 54



8 Coletora Morro do Chapéu ......................................................................................... 61



9 Modulação dos Transformadores ............................................................................... 65

9.1 Modulação do Transformador 500/230 kV Extremoz II ............................................ 65

9.2 Modulação do Transformador 500/230 kV Campina Grande II .............................. 65

9.3 Modulação do Transformador 500/138 kV João Câmara II ..................................... 66

9.4 Modulação do Transformador 230/69 kV Lagoa Nova .............................................. 67

9.5 Modulação do Transformador 230/69 kV Ibiapina .................................................... 67

9.6 Modulação do Transformador 230/69 kV Morro do Chapéu .................................... 68

10 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz ....................................... 69


7


10.1 Energização de Linha de Transmissão ........................................................................ 69 10.1.1 Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II .............................................. 69 10.1.2 Energização da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II............................................. 70 10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II ...................................................... 72

10.2 Rejeição de Carga .......................................................................................................... 72 10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz ................................................ 74 10.2.2 Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II................................................. 76 10.2.3 Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kV ..................... 78

11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Norte Frente à Expectativa

de Novos Leilões de Energia ............................................................................................... 81

11.1 Alternativa 1 ................................................................................................................... 84

11.2 Alternativa 2 ................................................................................................................... 86

11.3 Alternativa 3 ................................................................................................................... 88

11.4 Alternativa 4 ................................................................................................................... 90

11.5 Alternativa 5 ................................................................................................................... 92

11.6 Alternativa 6 ................................................................................................................... 94

11.7 Alternativa 7 ................................................................................................................... 96

11.8 Alternativa 8 ................................................................................................................... 98

11.9 Alternativa 9 ................................................................................................................. 100

11.10 Análise Econômica ....................................................................................................... 102 11.10.1 Totalização dos Investimentos ............................................................................................ 102 11.10.2 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários ...................... 103 11.10.3 Incorporação do Custo de Perdas ........................................................................................ 104

12 Análise Socioambiental ............................................................................................. 108

13 Análise de Curto-Circuito ......................................................................................... 109

13.1 Avaliação preliminar das relações SCR (Short Circuit Ratio) potência de curto-

circuito trifásico / potência do EOL ........................................................................................ 112

14 Análise do Desempenho Dinâmico ........................................................................... 114

14.1 Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II ......................................... 115

14.2 Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II .............................................................. 117

15 Características Básicas dos Equipamentos .............................................................. 119

15.1 Subestação .................................................................................................................... 119

15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA ...................................................................... 127

15.3 Transformador 230/69 kV – 150 MVA ...................................................................... 127

15.4 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 450 MVA ..................................................... 129



15.7 Configuração mínima do CE ...................................................................................... 131

16 Conclusões ................................................................................................................. 132

17 Referências ................................................................................................................. 137

ANEXO I - Características das Instalações ...................................................................... 138


8


ANEXO II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET ................... 141

ANEXO III – Detalhamento dos Investimentos das Alternativas ................................... 154


9


1 Introdução

Os Leilões de Fontes Alternativas de Energia Elétrica de 2010, específico para

contratação de energia elétrica proveniente de fontes alternativas, realizados em

agosto de 2010, resultaram na contratação de 1.206,6 MW de potência instalada.

Diferentemente dos anteriores, as 3 fontes alternativas - Usinas à Biomassa, Pequenas

Centrais Hidrelétricas e Usinas Eólicas tiveram suas energias contratadas pelos agentes

de distribuição numa ampla competição entre as fontes.

A maioria dos projetos eólicos se concentrou na região Nordeste, com os

empreendimentos negociados nos estados da Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte,

conforme destacado na tabela abaixo.

Tabela 1- Empreendimentos negociados no Nordeste do Brasil no LER e LFA 2010

Totais por

estado Empreendimentos

Potência (MW)

RN 38 1072.6

CE 5 150

BA 15 407.4

O aporte das Garantias Financeiras relativas à Chamada Pública nº. 01/2010, que teve

por objetivo a inscrição e a firmação de compromisso por parte de empreendimentos

que comercializaram energia elétrica nos Leilões nº. 05/2010 (LER) e nº. 07/2010 (FA),

cujas vendedoras se interessariam em compartilhar as ICG, conforme Portaria do

Ministério de Minas e Energia (MME) nº. 910, de 5 de novembro de 2010, estabeleceu

quatro ICG: uma no Ceará, duas no Rio Grande do Norte e uma na Bahia, vide Tabela

2.

Tabela 2- Subestações Coletoras e ICGs propostas frente ao resultado do LER 2010

Coletora km Cabo

(MCM)

ICG (transformador

500/138 kV)

ICG (transformador

230/69 kV)

Estado: Ceará

Ibiapina 9 1x636 - 2 x 100 MVA

Estado: Rio Grande do Norte

João Câmara II 81 4x954 2 x 450 MVA -

Lagoa Nova 62 2x795 - 2 x 150 MVA

Estado: Bahia

Morro do Chapéu 67 1 x 636 - 1 x 150 MVA


10


A energia eólica era considerada uma alternativa de difícil viabilidade econômica no

país. Esta fonte de energia ganhou outro status após o resultado dos leilões LER 2009 e

LER e LFA de 2010, onde foram contratados 3.854 MW de potência instalada de

energia eólica. Além da contratação via leilões, foram adquiridos 1.423 MW através do

Proinfa – com 766 MW atualmente em operação.

Neste contexto, a energia eólica tende a ter um crescimento significativo com

predominância na região do Nordeste brasileiro. Dessa forma, torna-se necessário que

o dimensionamento da expansão da rede básica desta região contemple esta

perspectiva de crescimento.


11


2 Objetivo

Com base no resultado da Chamada Pública 001/2010 um conjunto de

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

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

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

mediante licitação para concessão, a EPE teve a incumbência de estabelecer as ICG que

atendam aos requisitos definidos na Resolução Normativa nº 320/2008, que define os

critérios para classificação das ICG e dimensioná-las.

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

energia a partir das usinas eólicas, vencedoras do leilão LER-2010 e LFA-2010, com a

implantação de novas ICG visando a sua integração ao sistema interligado.

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

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

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

critérios definidos para o planejamento da transmissão.

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

destas usinas ao sistema existente por meio de ICG e suas respectivas subestações

coletoras.


12


3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados

No desenvolvimento do estudo são consideradas as diretrizes constantes no documento

“Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da

Rede Básica” [1]. Os critérios e procedimentos do estudo devem estar de acordo com o

documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas

de Transmissão - CCPE/CTET – Novembro/2002” [2], além das premissas apresentadas

nos subitens a seguir.

3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão

Foi considerado como configuração inicial do estudo o sistema de transmissão previsto

para 2012, conforme diagrama eletrogeográfico apresentado na Figura 1.

Figura 1 Configuração inicial do estudo o sistema de transmissão

Tendo em vista que os estudos de transmissão para o escoamento da UHE Belo Monte,

no que se referem à expansão da interligação Norte/Nordeste, apontam para reforços

ao sistema existente por uma nova rota, via Miracema, conforme ilustrado na Figura 2

PB

RN

Mossoró II

Paraíso

Natal II

Extremoz II

João Câmara I

Banabuiú

Russas II

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Piripiri

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

Milagres

Quixadá

Suape

Açu II

Angelim II


13


Figura 2 - Rota via Miracema, ampliação do sistema de transmissão da

interligação Norte-Nordeste indicada nos estudos de transmissão da UHE Belo

Monte.

A antecipação da expansão da interligação está sendo tratada em estudo específico

coordenado pela EPE, atualmente em desenvolvimento, com vistas a atender à

necessidade de um aumento da capacidade de exportação da região Nordeste para a

região Sudeste. A expansão prevista dos troncos, em 500 kV, entre as subestações

Miracema e Bom Jesus da Lapa II e outro entre Miracema e São João do Piauí, com

inclusão das subestações intermediárias Gilbués e Barreiras, conforme ilustra a Figura

3. Adicionalmente, visualiza-se um terceiro circuito em 500kV entre P. Dutra – Teresina

II – Sobral III.

Rota via Miracemas


14


Figura 3 Reforços em estudo para aumentar a capacidade de exportação da

região Nordeste para a região Sudeste

O reforço correspondente ao segundo circuito da LT 500 kV Luís Gonzaga-Milagres

apontado na figura anterior, deve-se a necessidade de reforços para equacionar o

esgotamento das LTs em 230 kV do trecho Paulo Afonso – Bom Nome (previsão 2013)

de modo a atender ao Programa de Integração do Rio São Francisco – PISF, no cenário

de exportação do Nordeste, estudo em fase de conclusão.

3.2 Horizonte do Estudo

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

adotadas no Plano Decenal - PDE, ciclo 2011-2020.

3.3 Projeções de Mercado

A distribuição das cargas por subestação da distribuição é mostrada na Tabela 3. As

cargas da distribuidora situadas ao sul de Natal foram ligadas em Natal III enquanto as

cargas situadas ao norte de Natal foram conectadas na SE Extremoz II, novo ponto de

atendimento.

S. Mesa

Colinas

Imperatriz

AçailândiaP. Dutra

UHE Estreito

R. Gonçalves

Miracema

S. J. Piauí

Milagres

Sobradinho

Sapeaçu

R. ÉguasB. J. Lapa

Ibicoara

Gilbués

Teresina Sobral

L. Gonzaga

Barreiras

B. Esperança

Fortaleza

Quixadá

300 kmAno :2014

N

NE

Complexo Paulo Afonso

Pecém


15


Tabela 3- Mercado da Região Metropolitana de Natal – Horizonte 2011-2020

Subestação Carga (MW) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

NATAL II

Máxima 449,42 161,22 172,59 183,52 195,23 207,68 220,92 235,01 250,00 265,94

Pesada 448,32 160,82 172,17 183,07 194,75 207,17 220,38 234,44 249,39 265,29

Média 445,94 159,97 171,26 182,10 193,72 206,07 219,21 233,20 248,07 263,89

Leve 266,47 95,59 102,33 108,82 115,76 123,14 130,99 139,35 148,23 157,69

NATAL III

Máxima 161,65 172,07 183,08 194,87 207,42 220,77 234,98 250,11 266,21

Pesada 161,26 171,65 182,64 194,39 206,91 220,23 234,41 249,50 265,56

Média 160,40 170,74 181,67 193,36 205,81 219,06 233,17 248,18 264,16

Leve 95,85 102,03 108,56 115,54 122,98 130,90 139,33 148,30 157,85

EXTREMOZ II

Máxima 156,01 167,02 177,60 188,93 200,98 213,79 227,43 241,93 257,36

Pesada 155,63 166,61 177,17 188,47 200,49 213,27 226,87 241,34 256,73

Média 154,81 165,73 176,23 187,47 199,42 212,14 225,67 240,06 255,37

Leve 92,50 99,03 105,30 112,02 119,16 126,76 134,85 143,45 152,60


16


3.1 Geração Eólica

As usinas vencedoras do LER-2009, LER-2010 e LFA-2010, a serem consideradas no

estudo, estão apresentadas na Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6.

Tabela 4 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 - Estado

Ceará

Empreendimento

Município Usina Leilão Potência MW Conexão

Acaraú

CGE Lagoa Seca LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú II

CGE Vento do Oeste LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú II

CGE Araras LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Coqueiros LER 2009 27.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Garças LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Cajucoco LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Buriti LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

Amontada

CGE Icaraí I LER 2009 27.3 SE Icaraizinho

CGE Icaraí II LTDA LER 2009 37.8 SE Icaraizinho

CGE Icaraí LER 2009 14.4 SE Icaraizinho

Aracati CGE Quixaba LER 2009 25.2 SE Jaguarana

Paracuru CGE Dunas de Paracuru LER 2009 42.0 SE Pecém II

São Gonçalo do Amarante

CGE Taíba Andorinha LTDA LER 2009 14.7 SE Pecém II

CGE Colônia LTDA LER 2009 18.9 SE Pecém II

CGE Taíba Águia LER 2009 23.1 SE Pecém II

Tianguá

VENTOS do Morro do Chapéu LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina

VENTOS de Tianguá LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina

VENTOS de Tianguá Norte LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina

Trairi

CGE Embuaca LER 2009 25.2 SE Pecém II

CGE FAISA I LER 2009 25.2 SE Pecém II

CGE FAISA II LER 2009 25.2 SE Pecém II

CGE FAISA III LER 2009 25.2 SE Pecém II

CGE FAISA IV LER 2009 25.2 SE Pecém II

CGE FAISA V LER 2009 27.3 SE Pecém II

Ubajara Vento Formoso LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina

Ventos do Parazinho LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina

Total 692.7


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Tabela 5 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA e LER 2010. Estado Rio Grande do Norte

Empreendimento


Areia Branca

CGE Areia Branca LER 2009 27.3 SE Mossoró II 69 kV

Parque Eolico MEL 02 LFA 2010 20.0 SE Serra Vermelha 69 kV

CGE Mar eTerra LER 2009 23.1 SE Mossoró II 69 kV

Bodó

Serra de Santana III LER 2010 28.8 Coletora Lagoa Nova

Parque Eólico Calango 1 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova





Caiçara do Norte Aratuá 3 LER 2010 28.8 SE João Câmara II

Guamaré

CGE Aratuá 1 LER 2009 14.4 SE Açu II

CGE Miassaba 3 LER 2009 50.4 SE Açu II

CGE de Mangue Seco 1 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV




Galinhos CGE Rei dos Ventos 1 LER 2009 48.6 SE Açu II

CGE Rei dos Ventos 3 LER 2009 48.6 SE Açu II

João Câmara

Macacos LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II

Pedra Preta LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II

Costa Branca LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II

Juremas LFA 2010 16.1 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Eurus I LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Eurus II LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Campo dos Ventos II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca VI LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Cabeço Preto IV LER 2010 19.8 Coletora João Câmara II

CGE Morro dos Ventos I S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Morro dos Ventos III S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Morro dos Ventos IV S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Morro dos Ventos VI S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Cabeço Preto LER 2009 19.8 SE Natal II 69 kV

CGE Eurus VI LER 2009 7.2 SE João Câmara

Lagoa Nova Serra de Santana I LER 2010 19.8 Coletora Lagoa Nova

Serra de Santana II LER 2010 28.8 Coletora Lagoa Nova

Parazinho

CGE Morro dos Ventos IX S.A LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Santa Clara I LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Santa Clara II LTDA. LER 2009 30.0 SE João Câmara

CGE Santa Clara III LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Santa Clara IV LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Santa Clara V LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Santa Clara VI LER 2009 28.8 SE João Câmara

Parque Eólico Renascença I LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Renascença II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Eurus IV LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Eurus IV LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Renascença III LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Renascença IV LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Renascença V LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca I LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca III LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca IV LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca V LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca VII LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca VIII LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Ventos de São Miguel LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Rio do Fogo Arizona 1 LFA 2010 28.0 SE Extremoz 69 kV

Pedra Grande DREEN Boa Vista LFA 2010 12.6 Coletora João Câmara II

São Bento do Norte

DREEN Olho D’Água LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

DREEN São Bento Do Norte LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

CGE Farol LFA 2010 19.8 Coletora João Câmara II

Total 1722.8


18


Tabela 6 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 e LER 2010.

Estado Bahia.

Empreendimento


Igaporã

Cge Igapora LER 2009 30.0 SE Coletora Igaporã CGE Ilheus LER 2009 10.5 SE Coletora Igaporã CGE Nossa Senhora Conceição LER 2009 24.0 SE Coletora Igaporã Parque Eólico da Prata LER 2010 19.5 SE Bom Jesus da Lapa II CGE Porto Seguro LER 2009 6.0 SE Coletora Igaporã

Caetité CGE Pajeu do Vento LER 2009 24.0 SE Coletora Igaporã CGE Planaltina LER 2009 25.5 SE Coletora Igaporã

Guanambi

CGE Serra do Salto LER 2009 15.0 SE Coletora Igaporã CGE Guanambi LER 2009 16.5 SE Coletora Igaporã CGE Candiba LER 2009 9.0 SE Coletora Igaporã CGE Pindai LER 2009 22.5 SE Coletora Igaporã CGE Guirapá LER 2009 27.0 SE Coletora Igaporã CGE Licinio De Almeida LER 2009 22.5 SE Coletora Igaporã

Parque Eólico Tanque LER 2010 24.0 SE Bom Jesus da Lapa II

Parque Eólico Morrão LER 2010 30.0 SE Bom Jesus da Lapa II

Caetité

CGE Alvorada LER 2009 7.5 SE Coletora Igaporã CGE Rio Verde LER 2009 30.0 SE Coletora Igaporã

Parque Eólico Seraíma LER 2010 30.0 SE Bom Jesus da Lapa II

Caetité 2 LFA 2010 30.0 SE Coletora Igaporã Caetité 3 LFA 2010 30.0 SE Coletora Igaporã

Parque Eólico Arapuã LER 2010 30.0 SE Bom Jesus da Lapa II

Sobradinho CGE Pedra do Reino LER 2009 30.0 SE Sobradinho I PEDRA do Reino III LER 2010 18.0 SE Salitre I

Brotas de Macaúbas

CGE Macaúbas LER 2009 30.0 Secc BJL - Irecê CGE Novo Horizonte LER 2009 30.0 Secc BJL - Irecê CGE Seabra LER 2009 30.0 Secc BJL - Irecê

Bonito Parque Eólico Cristal LER 2010 30.0 Coletora Morro do Chapéu

Morro do Chapéu

Parque Eólico Primavera LER 2010 30.0 Coletora Morro do Chapéu

Parque Eólico São Judas LER 2010 30.0 Coletora Morro do Chapéu

Casa Nova Casa Nova LER 2010 180.0 SE Sobradinho

Pindaí Parque Eólico Ventos Do Nordeste LER 2010 19.5 SE Brumado II

Parque Eólico dos Araças LER 2010 30.0 SE Brumado II

Sento Sé

Eolica São Pedro do Lago LER 2010 28.8 SE Sobradinho II Pedra Branca LER 2010 28.8 SE Sobradinho II Sete Gameleiras LER 2010 28.8 SE Sobradinho II

Total 1007.4


19


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

nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba e Pernambuco e que estão

conectadas na rede básica. As mesmas perfazem um montante de cerca de 740 MW

(Tabela 7).

Tabela 7 - Potência instalada das EOL existentes e prevista para entrada em 2012 (PROINFA).

EOL PROINFA P (MW) SE Conexão

(230 kV)

SE Conexão

(69 kV)

Icaraizinho 54,6 Sobral III

Praia Formosa 104,6 Sobral III

Volta Rio 42 Sobral III

P. Morgado 28,8 Sobral III

Enacel 31,5 Russas II

Canoa Quebrada 57 Russas II

Bons Ventos 50 Russas II

EOL PB 65 Mussuré

EOL PE 17 Angelim

Lagoa do Mato 3,2 Russas

Praias de

Parajuru 28,8

Russas

Beberibe 25,2 Russas

Taiba Albatroz 16,5 Cauipe

Paracuru 23,4 Cauipe

Rio do Fogo 49,3 Natal II

Alegria I 41 Açu II

Alegria II 100,8 Açu II


20


3.2 Cenários de Intercâmbio

Foram adotados diversos cenários de intercâmbio entre Norte e Nordeste de modo a

garantir o escoamento pleno desta geração, com objetivo de identificar as restrições

observadas no sistema em análise.

Norte Exportador

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

usinas do rio Tocantins. Este cenário é o que proporciona maior exportação da região

Norte para a região Nordeste, com as usinas hidráulicas da região Nordeste com

despacho reduzido (NE importador), respeitando a vazão mínima (1300m3/s) necessária

na cascata do rio São Francisco. Essa situação, sob o ponto de vista de controle de

tensão, é bastante adversa para avaliação do perfil de tensão durante emergências

considerando os intercâmbios limites de recebimento do Nordeste.

No ano 2013 considerou-se recebimento da ordem de 5.000 MW, vide Figura 4.

Figura 4 – Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmente praticados. Ano 2013.

Com os reforços do sistema de transmissão das UHE Belo Monte, o intercâmbio de

recebimento do Nordeste será de cerca de 8500 MW, como apresentado a seguir:


21


Figura 5 – Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmente

praticados. Ano 2020.

Nordeste Exportador

Neste cenário as usinas da região Nordeste, considerando os reforços previstos,

juntamente com o despacho das usinas térmicas desta região e das eólicas previstas,

possuem disponibilidade de geração que proporcionam uma exportação do Nordeste de

cerca de 4800 MW, conforme ilustrado na Figura 6.


22


Figura 6 – Cenário Nordeste Exportador. Ano 2013

A ampliação da interligação esperada na região Nordeste devido a antecipação do

sistema previsto para escoar a energia da UHE Belo Monte, proporcionará valores

elevados de intercâmbio de exportação do Nordeste que se estabelecerão, no patamar

de carga pesada, em cerca de 6300 MW a partir do ano 2014, como apresentada na

Figura 7.

Figura 7 – Cenário Nordeste Exportador. Ano 2014


23


3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras

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

conexão atendendo o critério n, ou seja, não se adotou o critério de confiabilidade n-1

para o sistema de conexão, e sim atender ao menor custo de integração com a rede

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

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

análise comparativa de integração do empreendimento.

3.4 Critérios e Procedimentos

No desenvolvimento do estudo foram considerados os critérios constantes no

documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas

de Transmissão - CCPE/CTET - Novembro/2002”, além das premissas apresentadas a

seguir.

Níveis e Variação de tensão

O sistema foi planejado admitindo-se níveis de tensão situados numa faixa de variação

de ±5% em relação à tensão nominal para os níveis de tensão 230 kV e 69 kV. Para o

nível de 500 kV, -5% a 10%.

Níveis de carregamento de linhas de transmissão

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

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

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

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

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

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

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

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

de Serviços de Transmissão).

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

transformadores de fronteira, em operação, foram considerados os valores constantes

nos CPST (Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão).


24


Tabela 8 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência na região de Natal

Equipamento

Carregamento

Condição Normal (MVA)

Emergência (MVA)

Transformador 230/69 kV Natal II 100 100

Transformador 230/69 kV Natal III 150 165

LT 230 kV Paraíso-Natal II 251 317

LT 230 kV Campina Grande II-Natal III 503 633

LT 230 kV Campina Grande II-Paraíso 251 317

LT 230 kV Paraíso-Açu II 299 299

LT 230 kV Açu II-Mossoró 251 317

LT 138 kV Açu II-S. Matos 68 68

LT 230 kV Campina Grande II-Tacaimbó 251 251

LT 230 kV Campina Grande II-Angelim 250 200

LT 230 kV Campina Grande II-P. Ferro 478 478

LT 230 kV Campina Grande II-Goianinha 251 274

Tabela 9 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência da região do Sudoeste da Bahia

Equipamento

Carregamento

Condição Normal (MVA)

Emergência (MVA)

Transformador 500/230 kV Sobradinho 300 300

Transformador 500/230 kV Bom Jesus da Lapa 300 360

LT 230 kV B.Jesus da Lapa-Barreiras 251 317

LT 230 kV B.Jesus da Lapa-Igaporã 438 617

LT 230 kV Irecê-Brotas 251 317

LT 230 kV Senhor do Bonfim-Irecê 251 317

LT 230 kV Juazeiro-Senhor do Bonfim 251 317

LT 230 kV Sobradinho-Juazeiro 251 317

LT 230 kV B.Jesus da Lapa II-B.Jesus da Lapa 797 797

Transformador 230/69 kV B.Jesus da Lapa 39 47

Transformador 230/138 kV B.Jesus da Lapa 50 50

LT 230 kV Brotas-B.Jesus da Lapa 251 317

LT 230 kV Irecê-Morro do Chapéu 247 309


25


Tabela 10 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência do eixo Norte-Oeste da região Nordeste do Brasil

Equipamento

Carregamento

Condição Normal

(MVA)

Emergência

(MVA)

Transformador 230/69 kV Teresina 100 100

Transformador 230/69 kV Sobral II 100 120

LT 230 kV Teresina - Piripiri 199 251

LT 230 kV Ibiapina - Piripiri 199 237

LT 230 kV Ibiapina - Sobral 199 237

LT 230 kV Sobral II - Sobral III 319 319

LT 230 kV Sobral II - Sobral III 329 378

Transformador 500/230 kV Teresina II 300 300

Transformador 500/230 kV Sobral III 600 600

Níveis de carregamento de transformadores

Em condições normais e em emergências, os carregamentos dos transformadores

existentes foram limitados aos valores constantes nos Contratos de Prestação de

Serviços de Transmissão. As capacidades dos novos transformadores foram

estabelecidas tomando-se como referência as recomendações da Resolução Normativa

N° 191, de 12 de dezembro de 2005 e a curva de carga da região. Dessa forma

admitiram-se na análise comparativa sobrecargas de curta duração de 10 ou 20%

nessas unidades, em contingência.

As


26


Tabela 8, Tabela 9 e


27


Tabela 10 apresentam as capacidades dos equipamentos em regime permanente e

emergência da área envolvida.

Energização de linhas

Nas análises de energização de linha de transmissão foram considerados os seguintes

limites de tensão em nível de 500 kV:

• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;

• Tensão no terminal de linha aberto de 1,2 pu.

• Tensão no barramento de 500 kV com transformação: 1.10 pu

No caso do nível de 230 kV os limites de tensão são:

• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;

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

• Tensão máxima permitida nos barramentos com transformação: 1.05 pu

Considerou-se a energização desta LT a partir de qualquer um de seus terminais. Para

as linhas de transmissão que conectam a subestações coletoras o sentido da

energização foi da rede para subestação coletora.

Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5%

em nenhuma das barras.

3.5 Suporte de Reativo Existente

As Tabela 11, Tabela 12 e Tabela 13 apresentam o suporte de reativo previsto na

região:

Tabela 11 - Suporte de reativo existente da região de Natal

SE Equipamento Mvar

230 kV 69 kV

Natal II

Banco Capacitor - 4 x 21,3

CE 1 x 0/20

Reator 1 x 10 (LT NTD-NTT)

1 x 10 (LT PAR-NTD)

1x30

Açu II Banco Capacitor 13.4

Mossoró Banco Capacitor 14.4

CE 1 x 0/20


28


Campina Grande

Banco Capacitor 50 2 x 21.3

CE 0/200 -

CS -10/20

Reator 1 x 10

1 x30 -

Tabela 12 - Suporte de reativo existente da região Sudoeste da Bahia

SE Equipamento Mvar

230 kV 69 kV

B. J. Lapa RE 1 x 30 (LT BJL-BRO) 2 x 5

CS -15/30

Irecê RE 1 x 10 (LT IRE-NSB) 2 x 5

CS -15/30

Igaporã BC 1 x 50.5 2 x 21.3

Morro do Chapéu RE 1 x 20

Tabela 13 - Suporte de reativo existente da região do eixo Norte-Oeste da região Nordeste do

Brasil

SE Equipamento Mvar

230 kV 69 kV

Teresina II CS -105/150 -

Teresina II BC - 2 x 21.3

Piripiri BC 2 x 30 3 x 3.6

RE 1 x 10 (LT PIR-TER) -

Sobral II BC 1 x 20 2 x 24.4

RE 1 x 10 (LT SBD-PIR) -

3.1 Custos

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

processo de comparação de alternativas, foram utilizados os custos ANEEL –

“Referências de Custos – LTs e SEs de AT e EAT”, Ref. 10/2009 [4].

Na análise econômica, foi considerado custo marginal de expansão de 113,00 R$/MWh,

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


29


4 Definição das Subestações Coletoras

Com base no relatório [6] e diante dos aportes das garantias na Chamada Pública Nº.

01/2010 realizada pela ANEEL e na Resolução Normativa 320, foram estabelecidas

quatro coletoras: uma para o estado do Ceará, duas para o estado do Rio Grande do

Norte e uma no estado da Bahia.

Outrossim, em função do resultado desta chamada pública, não haverá mais a ICG

Sobradinho II (BA), prevista inicialmente em [6]. Seja por opção ou por motivos

técnicos e/ou econômicos, as usinas que compartilhariam esta ICG se conectarão na

Rede Básica ou diretamente na concessionária.

A Figura 8, Figura 9, Figura 10 e Figura 11 apresentam ilustrações das novas ICG, para

os estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia, respectivamente.

Figura 8 Esquema de conexão da Coletora Ibiapina – Ceará.

Coletora Lagoa Nova

GRUPO Usina MW

GRUPO 1

1 Ventos do Morro do Chapéu 30

3 Ventos de Tianguá Norte 30

4 Vento Formoso 30

GRUPO 22 Ventos de Tianguá 30

5 Ventos do Parazinho 30

ICG: 2 x 100 MVA 230/69kV

150 MW

1

2

3

4

5

Sobral

Piripiri


30


Figura 9 Esquema de conexão da Coletora João Câmara II – Rio Grande do Norte.

Figura 10 Esquema de conexão da coletora Lagoa Nova – Rio Grande do Norte.

ICG: 2 x 450 MVA 500/138 kV

Extremoz II

4

12

3

5

6

78

760,4 MW

9

10

11

1213

14

15

16

17

18

19

20

2122

23

24

25

26

27

28

Coletora João Câmara II

GRUPO Usina MW

GRUPO 1

25 CGE Farol 19,8

26 DREEN Olho DÁgua 30

27 DREEN São Bento do Norte 30

28 DREEN Boa Vista 12,6

GRUPO 2 20 Parque Eólico Cabeço Preto IV 19,8

GRUPO 3

15 Macacos 20,7

16 Pedra Preta 20,7

17 Costa Branca 20,7

18 Juremas 16,1

22 Parque Eólico Eurus I 30

23 Parque Eólico Eurus II 30

24 Parque Eólico Eurus III 30

GRUPO 4

8 Parque Eólico Asa Branca II 30

9 Parque Eólico Asa Branca III 30

10 Parque Eólico Asa Branca IV 30

11 Parque Eólico Asa Branca V 30

12 Parque Eólico Asa Branca VII 30

13 Parque Eólico Asa Branca VIII 30


GRUPO Usina MW

GRUPO 5

19Parque Eólico Campo dos

Ventos II30

21 Parque Eólico Asa Branca VI 30

GRUPO 6

5 Parque Eólico Renascença V 30

6 Parque Eólico Eurus IV 30

7 Parque Eólico Asa Branca I 30

14Parque Eólico Ventos de São

Miguel30

GRUPO 7

1 Parque Eólico Renascença I 30

2 Parque Eólico Renascença II 30

3 Parque Eólico Renascença III 30

4 Parque Eólico Renascença IV 30


USINAS MW Km LT

GRUPO 1 92,4 25 2X336 MCM - CS

GRUPO 2 19,8 13 1X266 MCM - CS

GRUPO 3 168,2 8 2X477 MCM – CS

GRUPO 4 180 11 2X477 MCM – CS

GRUPO 5 60 - -

GRUPO 6 120 10 2X336 MCM - CS

GRUPO 7 120 - -

ICG: 2 x 150 MVA 230/69kV 227,4 MW

7

2

3

5

8

Paraíso

1

6

4

Coletora Lagoa Nova

GRUPO Usina MW

GRUPO 1

3 Parque Eólico Calango 4 30



GRUPO 2 1 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA III 28,8

GRUPO 32 Parque Eólico Calango 3 30


GRUPO 47 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA I 19,8

8 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA II 28,8

Coletora Lagoa Nova

USINAS MW Km LT

GRUPO 1 90 6 2X477 MCM - CS

GRUPO 2 28,8 - -

GRUPO 3 60 - -

GRUPO 4 48,6 6 1X636 MCM - CS


31


Figura 11 Esquema de conexão da Coletora Morro do Chapéu – Bahia

Irecê

ICG: 1 x 150 MVA 230/69kV

1

2

3

90 MW

Coletora Morro do Chapéu

Usina MW

1 Parque Eólico Cristal 30

2Parque Eólico Primavera

30

3Parque Eólico São Judas

30


32


5 Coletora Ibiapina - CE

As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão

conectadas na SE Coletora Ibiapina que seccionará a LT 230 kV Piripiri-Sobral II. A

Figura 12 apresentada na figura a seguir.

Figura 12 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam no seccionamento da LT230 kV Piripiri-Sobral II.

O diagrama esquemático da Figura 13 apresenta a conexão considerada para as

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

ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas

considerando a localização da subestação conforme definida em [6].


33


Figura 13 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Ibiapina

5.1 Suporte de Reativo em Condição Normal

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

com as usinas eólicas operando com fator na fronteira de cerca de 0.95, atendendo o

critério exigido.

Figura 14 - Conexão das eólicas na Coletora Ibiapina, despacho pleno, com

fator de potência 0,95


34


Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo nos

patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na

Coletora Ibiapina. As eólicas foram despachadas com 100% de geração e fator de

potência unitário, de forma a proporcionar a situação mais crítica para o sistema do

ponto de vista de sobretensão. A curva PxV apresenta os despachos decrescentes das

eólicas, até chegar a um despacho próximo a zero. Na figura a seguir pode-se observar

que não foi identificado tensões acima do critério para qualquer patamar de despacho,

não justificando, portanto, a presença de um reator na Coletora Ibiapina.

Figura 15 - Conexão das eólicas na Coletora Ibiapina Caso de carga leve.

Análise de sobretensão

5.2 Análise de Contingências

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

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

conexão da ICG, configurando-se, desta forma, a situação mais crítica para o sistema

em análise.

A contingência mais crítica para a região é a perda da LT 230 kV Sobral II – Piripiri. Na

análise, considerou a presença de um BC de 30 Mvar em Piriripi 230 kV, previsto para

2011 e o 2º BC para 2013, como apresentado no 3.5.

Inicialmente considerou-se um suporte adicional de reativo de 12 Mvar (BC) na ICG

Ibiapina (69 kV). Neste caso extremo, no instante após a falta, ainda sem a atuação

dos LTC, a tensão cairia para valores inferiores a 0.95 pu, violando o critério

estabelecido como mostra a Figura 16.


35


Figura 16 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da

região e fator de potência - fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kV Sobral II –

Piripiri, com suporte adicional de reativo de 12 Mvar.

Considerando um banco de capacitor de 21.3 Mvar no barramento de 69 kV da Coletora

Ibiapina, a tensão atingiria níveis aceitáveis quando da perda da LT 230 kV Sobral II –

Piripiri, como mostra a Figura 17.

Figura 17 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kV Sobral II–Piripiri, com suporte

de reativo adicional de 21.3 Mvar.


36


Nestas simulações, não se considerou a possibilidade de utilização dos recursos que as

centrais eólicas dispõem em termos de suporte reativo. Através da análise da curva QxV

apresentada na Figura 18, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de

estabilidade na contingência Ibiapina-Sobral II com a presença do capacitor de 21.3 Mvar

em Ibiapina, proposta neste estudo. No caso da utilização de suporte reativo disponível

das centras eólicas, a necessidade do banco de capacitores, havendo pouca margem de

estabilidade para a tensão atingir o limite de 0,95 pu. Considerou-se a possibilidade de

operação das centras eólicas com fator de potência entre 0,95 indutivo e 0,95 capacitivo.

Figura 18 - Curva QxV para perda da LT 230 kV Sobral II – Ibiapina.


37


6 Coletora João Câmara II - RN

O diagrama esquemático, Figura 19 apresenta a conexão de uso exclusivo das centrais

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

consideração as distâncias envolvidas e a localização da subestação conforme definida

em [6].

Figura 19 - Esquema de conexão da Coletora João Câmara II

A Figura 20 ilustra a localização destes empreendimentos.

Grupo 4

180 MW

Asa Branca VIII – 30 MW

CGE Farol – 19,8 MW

DREEN Olho D’água – 30 MW

0,69 kV 34,5 kV

Grupo 192,4 MW

120 MVA

138 kV

DREEN São Bento do Norte – 30 MW

DREEN Boa Vista – 12,6 MW

Renascença V – 30 MW

Eurus IV– 30 MW

0,69 kV 34,5 kV

Grupo 6120 MW

150 MVA

Asa Branca I – 30 MW

Ventos de São Miguel – 30 MW

10 km

2x336 MCM CS

138 kV

Renascença I – 30 MW

0,69 kV 34,5 kV

Grupo 7120 MW

150 MVA

Renascença IV – 30 MW

Renascença II – 30 MW

Renascença III – 30 MW

0,69 kV

0,4 kV

0,4 kV

138 kV

500 kV

2x450 MVA

4x954 MCM

Extremoz IIJoão Câmara IICabeço Preto IV

19,8 MW

34,5 kV

0,69 kV

13 km

1x266 MCM CS

138 kV

Grupo 219,8 MW

Macacos – 20,7 MW

0,69 kV 34,5 kV

200 MVA 8 km

2x477 MCM CS

138 kV

0,69 kV

0,4 kV

0,4 kV

0,69 kV

0,69 kV

Eurus I – 30 MW0,4 kV

Eurus II – 30 MW

Eurus III – 30 MW

Pedra Preta – 20,7 MW

Costa Branca – 20,7 MW

Juremas – 16,1 MW

Grupo 3168,2 MW

Campo dos Ventos II – 30 MW

Asa Branca VI – 30 MW

0,4 kV

34,5 kV

Grupo 560 MW

100 MVA

Asa Branca II – 30 MW

0,4 kV 34,5 kV

220 MVA

138 kV

11 km

2x477 MCM CS

Asa Branca III – 30 MW

Asa Branca IV – 30 MW

Asa Branca V – 30 MW

Asa Branca VII – 30 MW

81 km


38


Figura 20 - Localização dos empreendimentos EOL na região de João Câmara.

A SE Extremoz II 230 kV, já licitada e prevista para 2012, possibilita o escoamento do

montante de geração eólica negociado no LER 2009 oriundo da Coletora João Câmara,

também se configurando como um novo ponto de atendimento a região metropolitana

de Natal. Esta subestação seccionará um dos circuitos de Campina Grande II – Natal III

vide [3], como apresentado na Figura 21.


39


Figura 21 - Rede elétrica de suprimento ao estado do Rio Grande do Norte

prevista para 2012.

Devido o elevado montante vencedor do LER 2010 e LFA 2010 nesta região, cerca de

790 MW, verificou-se que haveria dificuldade desses parques acessarem a SE 230 kV

João Câmara. Além disso, este montante de energia requisita níveis de tensão mais

elevados tanto na ICG, em 138 kV, como da Coletora João Câmara II, em 500 kV.

Adicionalmente, o estudo [5] apontou a necessidade de chegada de reforços em 500

kV, a partir de 2019, de modo a garantir o atendimento ao mercado da região de Natal.

Foi analisada uma rota de expansão da rede em 500 kV a partir de uma nova rota entre

Garanhuns - Campina Grande II – Extremoz II, com rebaixamento 500/230 kV em

Campina Grande II e Extremoz II.

Outra possibilidade de expansão em 500kV analisada foi uma nova rota entre Pau Ferro

– Santa Rita – Extremoz II com rebaixamento 500/230 kV em Santa Rita e Extremoz II.

Esta rota embora seja mais curta quando comparada com a rota via Campina Grande II

e Garanhuns, não foi considerada em função dos seguintes pontos:

Detalhe


40


Considerando o montante de energia já contratada dos leilões de 2010, na

contingência do trecho em 500kV Santa Rita – Pau Ferro, ocorreria sobrecargas

no trecho em 230kV entre Santa Rita e Mussuré, demandando reforços

adicionais neste trecho. Caso venha a ocorrer um pequeno acréscimo de

geração nos próximos leilões, o setor de 500kV em Santa Rita não comportaria

reforços adicionais além de que a malha em 230kV de Santa Rita ficaria

comprometida em termos de carregamento. Convém lembrar que a SE Mussuré

230/69kV não possuí mais possibilidade de chegada de novas linhas em 230kV.

Adicionalmente a SE Santa Rita está localizada numa região antropizada,

resultando em dificuldades futuras para expansão tanto para novas linhas em

230kV quanto em 500kV. O mesmo ocorre em relação á saída da SE Pau Ferro

para Santa Rita, inserida na mata atlântica. Esta rota demandaria reforços

futuros que seriam cada vez mais complicadas a sua viabilização.

A SE Campina Grande II já possui uma malha em 230kV que permite escoar a

geração deste leilão e do montante previsto que venham a acontecer no Rio

Grande do Norte, além da proximidade de novos parques próximos a SE 230kV

Paraíso.

Um cenário de baixa geração eólica demanda um suprimento para a região

metropolitana de Natal, que seria suprida a partir das hidrelétricas do Rio São

Francisco. A rota natural nesta situação seria via Garanhuns e Campina Grande.

O atendimento no final do horizonte decenal à região metropolitana de João

Pessoa seria feito a partir do novo setor de 500/230kV da SE Campina Grande

II, em 230kV, já implementada na rota ria Campina Grande. Este reforço daria

mais confiabilidade no atendimento à área metropolitana de João Pessoa, além

de não provocar restrições ao atendimento devido a sobrecargas ou controle de

tensão.

Uma expansão futura que para Pau Ferro seria apenas mais um circuito em

500kV entre Pau Ferro e Campina Grande II.

Deste modo, propôs-se para escoamento das EOL da energia gerada por estes parques a

antecipação do reforço em 500 kV a partir da nova SE 500 kV Garanhuns [5], vide Figura

22.


41


Figura 22 - Reforço necessário para escoar o montante vencedor no LER e LFA

2010.

6.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal

A subestação 500 kV João Câmara II se conectará na SE Extremoz II nos setores de

500 kV e SE 230 kV. Cabe ressaltar que nas análises consideram o seccionamento da

segunda LT 230 kV Campina Grande II-Natal III de modo a evitar sobrecarga quando

da perda da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande II, conforme será mostrado no

item 6.2.

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

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

situação mais crítica para avaliação da necessidade adicional de suporte de reativo, vide

Figura 23.

Para este despacho, o caso mais extremo considera fator de potência de no mínimo

0,95 no ponto de conexão das EOL vencedoras do LER 2009 e LER e LFA 2010. Nesta


42


condição, observa-se a necessidade de suporte de reativo adicional de modo a

possibilitar tensões adequadas em regime permanente. Considerou-se o suporte

adicional de reativo de três bancos de capacitores de 21,3 Mvar em Natal III além da

presença dos quatro bancos de capacitores de 21,3 Mvar previstos na SE João Câmara,

ambos no 69 kV. Considerou-se um banco de capacitor de 50 Mvar em João Câmara II,

no 138 kV, e um segundo CE -75/150 Mvar em Extremoz II para atender os níveis

mínimos de tensão a ser demonstrado no item a seguir.

Figura 23 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho

pleno das eólicas. Ano 2013. Carga pesada.

Através da análise da curva QxV apresentada na Figura 24, observa-se que caso as

máquinas operassem com faixa de reativo de 0,95 indutivo a 0,95 capacitivo seria

possível obter uma margem de suporte de reativo superior à obtida no caso em que as

máquinas operam com potência reativa especificada. Em ambas as curvas considerou-

se presente os bancos de capacitores adicionais propostos além dos dois CE -75/150

Mvar em Extremoz.


43


Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap)

Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)

Figura 24 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de capacitores

propostos para 2013. Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009/10 com

fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG.

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

fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,97. Numa situação extrema, onde

as máquinas estariam com fator de potência 0,95 capacitivo, configurando fator de

potência na fronteira da ICG da ordem de 0,99 capacitivo, não se observa violação da

tensão em João Câmara, visto que o compensador estático de Extremoz II absorve

esse excedente de reativo como mostra a Figura 25.


44


Figura 25 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das

eólicas fator de potência 0,95 capacitivo nas centrais eólicas. Ano 2013. Carga pesada.

Despacho Reduzido

Apesar do montante de geração eólica previsto na região ser bastante expressivo, que

disponibilizará cerca de 1000 MW para esta região, foi avaliado a condição onde ela estaria

com despacho reduzido.

Esta consideração se deve ao fato da distribuição de vento poder ser bastante reduzida

entre os meses entre fevereiro e outubro. A curva da Figura 27 e Figura 28 apresenta a

velocidade média e da potência equivalente produzida ao longo de 12 meses na região do

litoral do Rio Grande do Norte onde pode se observar que a velocidade do vento é

inferiores a 5m/s. No horário de carga leve, pela análise da curva típica de vento durante

um dia típico do mês de menor potência disponível na região do Rio Grande do Norte a

potência é inferior a 20 % de sua capacidade nominal.

De modo a proporcionar fluxo reduzido no trecho 500 kV Garanhuns-Extremoz II, foi

assumido despacho das eólicas de cerca de 20% de modo a garantir o controle de tensão.

Nesta situação, foi necessário 1 reator de 150 Mvar na SE 500 kV Garanhuns, 1 reator de

150 Mvar na SE 500 kV Campina Grande II e 1 reator de 150 Mvar na SE 500 kV Extremoz

II, como mostra a


45


Figura 26.

Figura 26 - Diagrama esquemático considerando fluxo reduzido na LT 500 kV Garanhuns-Campina Grande II-Extremoz II em condição normal. Ano 2013.

Carga leve.

Figura 27 - Curva típica de velocidade média mensal do vento no RN

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Meses

V.

Med

ia(m

/s)

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

Po

t. P

U

V med

P p.u


46


Figura 28 - Curva típica de velocidade do vento no RN durante um dia típico

do mês de menor potência

Variação do Despacho das Centrais Eólicas

Para analisar a necessidade de manobras os equipamentos de suporte de reativo

previstos frentes as variações dos montantes de geração das usinas eólicas da coletora

João câmara II, a curva PxV a seguir considerada as máquinas operando com fator de

potência 0,95. É avaliada a necessidade nesta situação de manobrar o reator de barra

da SE Extremoz II, estando presente o banco de capacitor previsto na SE 138 kV João

Câmara II (50 Mvar) e os demais reatores de 500 kV previstos (150 Mvar em Campina

Grande II e Garanhuns) desligados. A tensão mais crítica observada foi na SE Extremoz

500 kV que apresenta valores acima de 1,10 pu a partir de patamares de geração

inferiores a 55 %, sendo necessário, desta forma, manobrar o reator de barra 150 Mvar

previsto nesta subestação de modo a adequar a tensão ao limite operativo. A manobra

é ilustrada na Figura 29 pela mudança do ponto de operação da curva azul para a

vermelha.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Hora

V.

Med

ia (

m/s

)

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

Po

t. P

U

V Med hora

P Pu


47


Figura 29 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função da

geração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência

0.95 ind.

Outra situação analisada levou em consideração que as usinas eólicas conectadas em

João Câmara II estariam operando com fator de potência unitário. Da mesma forma, foi

avaliada a necessidade de manobrar o reator de barra da SE Campina Grande e

Garanhuns, estando ligado o reator de 150 Mvar na SE Extremoz II e desligado o banco

de capacitor previsto na SE 138 kV João Câmara II (50 Mvar). Pode-se observara a

tensão na SE 500 kV João Câmara II opera sem necessidade de manobrar os reatores

de 150 Mvar na SE Garanhuns e Campina Grande II até patamares superiores a 60%

(curva vermelha). Diminuindo deste patamar de geração, se faz necessário o ligar o

reator de barra de 150 Mvar em Campina Grande II (curva azul), de forma a adequar a

tensão em João Câmara 500 kV aos limites operativos. Neste ponto, a operação passa

da curva vermelha para a curva azul, conforme pode ser observado na Figura 30.

Conforme a geração continue a reduzir, a tensão voltará a subir, de modo que para

patamares de geração inferiores a 36%, a tensão irá violar os limites operativos sendo

necessário, portanto, ligar o reator de barra de 150 Mvar na SE Garanhuns, além de

desligar dois capacitores no barramento de 69 kV em Extremoz II de modo a atender

aos limites operativos de tensão.


48


Figura 30 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função da

geração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência

unitário nas máquinas.

A curva anterior ilustra que mesmo na situação mais adversa sob o ponto de vista de

sobtensão (fator de potência unitário nas máquinas) observa-se necessidade de

manobrar os reatores previstos apenas quando há variação significativa dos montantes

de geração (acima de 250 Mvar).


As contingências mais críticas são a perda da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande II

e a perda da LT 500 kV Campina Grande II-Garanhuns. A Figura 31 apresenta os níveis

de tensão obtidos durante as emergências considerando a condição mais crítica, ou

seja, fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG de João Câmara II. Nesta

situação, foi considerado fator de potência unitário nas demais centrais eólicas (tanto

para os empreendimentos do LER 2009 quanto dos referentes ao LER 2010).


49


(a)

(b)

Figura 31 - Diagrama esquemático na perda da (a) LT 500 kV Campina Grande

II-Extremoz II e (b) LT 500 kV Campina Grande II-Garanhuns, considerando

despacho pleno das eólicas e fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Ano 2013. Carga pesada.


50


Além das contingências mostradas anteriormente, foi avaliada também a contingência

da LT 500 kV João Câmara II - Extremoz II, Figura 32.

Figura 32 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV João Câmara II-Extremoz II, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência

0,95 na fronteira da ICG. Ano 2013. Carga pesada.

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

máquinas, que proporcionam fator de potência 0,97 na fronteira da ICG, a Figura 33

apresenta os níveis de tensão obtidos durantes as emergências.


51


(a)

(b)

Figura 33 - Diagrama esquemático na perda da (a) LT 500 kV Campina Grande

II-Extremoz II (a) e (b) LT 500 kV Campina Grande II-Garanhuns, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência 0,97 na fronteira

da ICG. Ano 2013. Carga pesada.


52


Dentre os diagramas mostrados, observa-se que o da Figura 31a, contingência da LT

500 kV Campina Grande II-Extremoz II, com fator de potência 0,95 indutivo na

fronteira da ICG, corresponde à situação em que há necessidade de maior suporte de

reativo por parte do compensador estático.

Sensibilidade à entrada do Empreendedor União dos Ventos Geradora Eólica

(172 MW) na SE 230 kV João Câmara

Ao se considerar um montante maior para a central eólica União dos Ventos (de cerca

de 172 MW), observa-se a necessidade de suporte adicional de 50 Mvar na SE 230 kV

de João Câmara considerando que as máquinas deste empreendedor estivessem com

fator de potência unitário. Caso as máquinas estivessem com fator de potência

indutivo, haveria necessidade de suporte adicional de potência reativa.

Este suporte adicional de potência reativa é requerido na perda da LT 500 kV Campina

Grande II-Extremoz II.


53


(a)

(b)

Figura 34 - Diagrama esquemático considerando despacho pleno das eólicas e

BC em João Câmara 230 kV. (a) Condição normal e (b) emergência da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande. Ano 2013 considerando 172 MW na SE 230

kV João Câmara.


54


Considerando o montante previsto de central eólica nesta região não foi observada

nenhuma contingência que acarretasse fluxos superiores ao limite de carregamento das

linhas de 230 kV que atendem a Natal.


55


7 Coletora Lagoa Nova – RN


conectadas na SE Lagoa Nova, que será ligada por meio de uma linha de transmissão,

em 230 kV, com 62 km, a Rede Básica na subestação 230 kV Paraíso, Figura 35.

Figura 35 - Sistema de transmissão da região de interesse onde se conectam

as usinas do LER 2010, na Coletora Lagoa Nova






56


Figura 36 - Esquema de conexão das instalações de uso exclusivo das centrais eólicas da Coletora Lagoa Nova


A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na Coletora Lagoa Nova foi

realizada com geração plena das centrais geradoras de Lagoa Nova e João Câmara e II,

cenário de carga pesada. Este cenário é o mais crítico para região analisada, pois

proporciona carregamento elevado das linhas desta região. A Figura 37 apresenta o

cenário analisado.

62 km

2X795 MCM

Paraíso

230 kV

EOL Serra de Santana III – 28,8 MW

EOL Calango 2 – 30 MW


0,69 kV 34,5 kV

69 kV

Lagoa Nova

230 kV

6 km

2X477 MCM - CS

Grupo 3

60 MW

Grupo 1

90 MW

Lagoa Nova69 kV




Grupo 4

48,6 MW

6 km

1X636 MCM - CS

EOL Serra de Santana II – 28,8 MW

EOL Serra de Santana I – 19,8 MW

Grupo 2

28,8 MW

2 x 150 MVA

0,69 kV 34,5 kV

0,69 kV 34,5 kV


57



região e fp=0.95 indutivo na fronteira da ICG.

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

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

item 3.4.

Pode-se observar na Figura 38 que com as usinas eólicas operando com fator de

potência unitário, proporcionando um fator de potência na fronteira de 0,988, as

tensões em regime em condição normal apresentam-se cerca de 3% maior.


58


Figura 38 - Conexão das eólicas na ICG Lagoa Nova com fator de potência

unitário.



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

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

A emergência mais crítica é a perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.

Neste caso, no instante após a falta, ainda sem a atuação dos LTC, a tensão não atinge

valores inferiores a 0.95 pu, como mostra a Figura 39 (a).


59



região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II.

Outra emergência analisada é a perda da LT 500 kV Campina Grande II- Garanhuns

onde a tensão na Coletora 230 kV Lagoa Nova atingiria níveis aceitáveis. Nesta

contingência, as LTs 230 kV Paraíso-Campina Grande II apresentam carregamento

elevado, contudo, bastante inferior a capacidade de emergência desta linha.


região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.


60


Da mesma forma, na perda da LT 230 kV Campina Grande II–Paraíso não se verifica

sobrecarga na linha remanescente, como se observa na Figura 41.


região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kV Campina Grande II - Paraíso.

Nas análises em regime permanente constatou-se que não foi observada necessidade

de banco de capacitores nesta região. Através da análise da curva QxV, apresentada na

Figura 42, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de estabilidade

mesmo na situação mais crítica, ou seja, com fator de potência 0,95 na fronteira da

ICG (fp=1 nas centrais eólicas). Caso utilize-se dos recursos que as centrais eólicas

dispõem, a margem de estabilidade será ainda maior.


61


Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap)

Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)

Figura 42 - Curva QxV em condição normal.

Outrossim, considerando o montante previsto na Coletora 230 kV Lagoa Nova e

tomando como referência o potencial habilitado nessa região, cerca de 360 MW,

haveria necessidade de um terceiro transformador, além de um suporte adicional de

cerca de 3 BC de 21,3 Mvar na SE Lagoa Nova 69 kV . A contingência mais crítica é a

perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II, vide Figura 43 .

Figura 43 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kV Campina Grande II-

Extremoz II. Montante adicional de 133 MW em Lagoa Nova. Com a presença de 3 BC de 21,3 Mvar no 69 kV (referenciais). Ano 2014

-128

-71

-15

42

98

0,966 0,985 1,004 1,022 1,041 1,06

Tensao (pu)

60030 LAG-NOVA-230

60030 LAG-NOVA-230


62


8 Coletora Morro do Chapéu


conectadas na SE Morro do Chapéu, que será ligada por meio de uma linha de

transmissão, em 230 kV, com 67 km, à Rede Básica na subestação Irecê, vide Figura

44.

Figura 44 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam na Coletora Morro do Chapéu






63


Figura 45 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Morro do Chapéu


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

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

item 3.4.

Através do diagrama, Figura 46, pode se observar que com as usinas eólicas operando

com fator de potência na fronteira de 0.95 o nível de tensão exigido é atendido.

Figura 46 - Conexão das eólicas na ICG Morro do Chapéu, despacho pleno,

com fator de potência 0,95


64


Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo no

patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na

Coletora Morro do Chapéu. A curva PxV apresenta despachos decrescentes das eólicas,

até chegar a um despacho próximo a zero. Esta simulação foi feita com e sem a

presença de um reator de -20 Mvar no barramento de 230 kV na Coletora Morro do

Chapéu. As curvas relacionando tensão e percentual de geração eólica na coletora 230

kV Morro do Chapéu, considerando com e sem a presença do reator, vide Figura 47.

Figura 47 - Conexão das eólicas na ICG Morro do Chapéu caso carga leve. Análise de sobretensão

Observa-se que no caso sem o reator, ocorreram violações de tensão na Coletora 230

kV Morro do chapéu para patamares de geração entre 15 e 90% aproximadamente. No

caso com reator, a tensão oscilou dentro dos limites permitidos para qualquer patamar

de geração, justificando a necessidade do reator de -20 Mvar na Coletora Morro do

Chapéu.



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

conexão da ICG. Considerou-se o patamar de carga pesada, configurando a situação

mais crítica para o sistema em análise. Foram simuladas algumas contingências nas

linhas da região, porém não houve violação do critério estabelecido nas tensões, nem

mesmo na contingência que se demonstrou ser a mais crítica, no caso, a perda da LT


65


230 kV Irecê-Brotas. Nesta emergência, no instante após a falta, ainda sem a atuação

dos LTC, a tensão ficaria dentro dos valores aceitáveis, não caracterizando, portanto, a

necessidade de suporte de reativo capacitivo na região, conforme pode-se observar na

Figura 48. Contudo, observa-se que no caso das eólicas conectadas a Brotas, seria

necessário suporte adicional de reativo de modo a manter as tensões dentro dos

critérios estabelecidos.

Figura 48 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kV Irecê – Brotas


66


9 Modulação dos Transformadores

9.1 Modulação do Transformador 500/230 kV Extremoz II

As análises consideraram 2 autotransformadores 500/230 kV de 450 MVA. Na condição

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

transformadores apresentam fluxo de cerca de 410 MVA cada na perda de da LT 500

kV C. Grande II-Extremoz II, considerando o suporte previsto na ICG João Câmara II

(vide Figura 49).

Figura 49 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kV C. Grande II-Extremoz II.

Ano 2013.

9.2 Modulação do Transformador 500/230 kV Campina Grande II

As análises consideraram 1 autotransformador 500/230 kV de 600 MVA nesta SE, visto

que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da

ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 574 MVA na perda de da LT

500 kV Garanhuns-C. Grande II, vide Figura 50.


67


Figura 50 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kV Garanhuns-Campina

Grande II. Ano 2013 – Montante que venceu o LER e LFA de 2010.

Da mesma forma, nas análises não foi considerado o montante de 170 MW referentes

ao mercado livre na SE João Câmara 230 kV. Caso esta potência se conecte nesta SE,

seria necessário que seja considerado sobrecarga de cerca de 10% neste

transformador e suporte de potência reativa adicional, conforme descrito anteriormente

na seção 6.1.

9.3 Modulação do Transformador 500/138 kV João Câmara II

As análises consideraram 2 autotransformadores 500/138 kV de 450 MVA, visto que na

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

transformadores apresentavam fluxo de cerca de 418 MVA cada. Nesta condição,

considerou-se a presença de 1 BC de 50 Mvar em João Câmara 138 kV.

Figura 51 - Fluxograma esquemático considerando dois autotransformadores 500/138 kV João Câmara II


68


9.4 Modulação do Transformador 230/69 kV Lagoa Nova

Na Coletora Lagoa Nova 230 kV, as análises consideraram 2 transformadores 230/69 kV

de 150 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência

0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 123 MVA

cada, vide Figura 52.

Figura 52 - Fluxograma esquemático considerando e dois transformadores 230/69 kV

150 MVA na Coletora Lagoa Nova.

9.5 Modulação do Transformador 230/69 kV Ibiapina

As análises iniciais consideraram 2 transformadores 230/69 kV de 100 MVA, visto que

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

os transformadores apresentam fluxo de 77 MVA, vide Figura 53.

Figura 53 - Fluxograma esquemático considerando 2 (dois) transformadores de 230/69 kV 100 MVA na Coletora Ibiapina.


69


9.6 Modulação do Transformador 230/69 kV Morro do Chapéu

As análises consideraram um transformador 230/69 kV de 150 MVA, visto que na

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

transformadores apresentam fluxo de 96.6 MVA. Cabe ressaltar que o nominal indicado

do transformador comportará todo o montante previsto, com base no montante

habilitado nesta região (120 MW), vide Figura 54.

Figura 54 - Fluxograma esquemático considerando 1 (um) transformador de 230/69

kV 100 MVA na Coletora Morro do Chapéu. Carga pesada. Ano 2013.


70


10 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz

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

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

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

equipamentos conectados ao sistema, em consequência das manobras programadas

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

implantada.

10.1 Energização de Linha de Transmissão

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

energização da linha de transmissão, indicando se há necessidade adicional de reatores

na linha de transmissão para permitir a energização.

Nas análises considerou-se o cenário pessimista com fluxo reduzido nas linhas de

transmissão da região em análise, ou seja, condição de carga leve e patamar de

geração reduzido,

Figura 26.

10.1.1 Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II

Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante o

processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em

nenhuma das barras.

A Figura 55 e Figura 56 ilustram as tensões nos barramentos no momento

imediatamente anterior à energização da linha de transmissão de interesse (Pré), na

situação pré-energização, no momento de energização do primeiro terminal, ou seja, a

linha de transmissão em vazio (Vazio), após energização da linha de transmissão

quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores de tap

automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Garanhuns de

1,050 pu.


71


Figura 55 - Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II por Garanhuns.

Figura 56 - Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II por

Campina Grande II.

Desta forma, é possível energizar esse trecho por ambos os lados.

10.1.2 Energização da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II



nenhuma das barras.

A Figura 57 e Figura 58 ilustram as tensões nos barramentos no momento

imediatamente anterior à energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-

energização, no momento de energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em

vazio (Vazio), após energização da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e

depois da atuação dos controladores de tap automático (Lib). Inicialmente foi

considerado o caso com tensão em Campina Grande II de 1,050 pu.


72


Figura 57 - Energização da LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II por Campina Grande II.

Figura 58 - Energização da LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II por

Extremoz II.

Desta forma, é possível energizar esse trecho por ambos os lados.


73


10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II



nenhuma das barras.

A Figura 59 ilustra as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à

energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de

energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização

da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores

de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Extremoz

II de 1,050 pu.

Figura 59 - Energização da da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II por

Extremoz II.

Desta forma, é possível energizar a LT 500 kV Extremoz II-João Câmara por Extremoz

II.

10.2 Rejeição de Carga

Este estudo tem o objetivo de analisar os reflexos da abertura das linhas de

transmissão previstas para escoamento das centrais eólicas no sistema interligado.

Foi realizada uma análise do comportamento do sistema frente à perda das LT nos

cenários em que as centrais eólicas estivessem com despacho pleno.

Desta forma, os estudos de rejeição de carga visam verificar a existência de

sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos associados quando de

aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas de transmissão em questão. A


74


situação mais crítica é a abertura apenas de um destes terminais, devido a uma

atuação intempestiva da proteção ou falha humana.

Foi considerado patamar de carga pesada com despacho de cerca de 100%, de modo

que os reatores previstos de 500 kV estivessem desligados, configurando-se condição

mais adversa observada sob o ponto de vista de sobretensão.

Figura 60 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência em 2013, carga

pesada.


75


10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz

A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,10 pu nos

terminais da linha quando da rejeição em Campina Grande II.

As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando

da abertura em Campina Grande II, e quando da abertura em Extremoz,

respectivamente, para o ano 2013.

Figura 61 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal da

linha quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2013.

1,062

1,088

1,115

1,142

1,168

0, 2,8 5,6 8,4 11,2 14,

VOLT 546 DJ3-CGD-EXT

VOLT 544 CGD-500

VOLT 99347 EXT-500


76


Figura 62 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal da

linha quando da abertura em Extremoz. Ano 2013.

Observa-se que nesta rejeição, a presença do compensador estático de (-75/150 Mvar)

em Extremoz II e (0/200 Mvar) em Campina Grande II ajudam no suporte de reativo

necessário. As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem

sobretensão quando da ocorrência de rejeição no sistema.

1,064

1,075

1,085

1,096

1,107

0, 4, 8, 12, 16, 20,

VOLT 99348 DJ4-EXT-CGD

VOLT 544 CGD-500

VOLT 99347 EXT-500


77


Figura 63 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e Campina Grande

quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2012.

10.2.2 Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II

A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,1 pu nos

terminais da linha quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.

As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando

da abertura em Garanhuns, e em Campina Grande II, respectivamente, para o ano

2013.

-23

8

39

71

102

0, 3, 6, 9, 12, 15,

QCES 99346 10 EXTREMOZ230

QCES 444 10 CGD---CER013


78


Figura 64 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal da

linha quando da abertura em Garanhuns. Ano 2013.

Figura 65 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal da

linha quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2013.

1,088

1,095

1,103

1,111

1,119

0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,

VOLT 548 DJ1-GAR-CGD

VOLT 549 GARANH-PE500

VOLT 544 CGD-500

1,066

1,077

1,088

1,099

1,11

0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,

VOLT 545 DJ2-CGD-GAR

VOLT 549 GARANH-PE500

VOLT 544 CGD-500


79


Observa-se que nesta rejeição, os compensadores estáticos de (-75/150 Mvar) em

Extremoz II e (0/20 Mvar) Campina Grande II ajudam no suporte de reativo necessário.

As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem sobretensão

quando da ocorrência de rejeição no sistema.

Figura 66 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e (0/200 Mvar)

Campina Grande quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2012.

10.2.3 Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kV

A rejeição múltipla que deve ser observada, para efeito de dimensionamento, para se

observar possíveis sobretensões indesejadas, considera uma abertura simultânea no

terminal de 500 kV Garanhuns e de Extremoz II, ou seja, numa abertura em “guarda-

chuva” sobre a Campina Grande II.

-23,2

-9,5

4,2

17,9

31,6

0, 2, 4, 6, 8, 10,




80


Figura 67 - Diagrama esquemático da abertura em “guarda-chuva” em Campina Grande II.

A abertura em guarda-chuva resulta em sobretensões instantânea da ordem de 1.115

pu, nos terminais das linhas, quando da rejeição em guarda-chuva na SE Campina

Grande II.

Figura 68 - Tensões na SE Campina Grande II, Garanhuns e Extremoz II

quando da abertura em guarda-chuva em Campina Grande II. Carga Pesada.

Ano 2013.

1,082

1,091

1,1

1,109

1,118

0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,

VOLT 548 DJ1-GAR-CGD

VOLT 99348 DJ4-EXT-CGD

VOLT 544 CGD-500


81


Nesta emergência não foi verificado necessidade de faixa indutiva no CE de Campina

Grande II, pois se verifica um afundamento na rede de 230 kV de modo que o

compensador estático fornece energia reativa para sustentar as tensões na região. Os

geradores eólicos da Coletora Lagoa Nova atuam coerentemente, diminuindo a

absorção de energia reativa durante a emergência.

Figura 69 - Reativo do CE de Campina Grande II (1 x 0/200 Mvar) e Coletora

Lagoa Nova 69 kV, quando da abertura em guarda-chuva em Campina Grande II. Carga pesada. Ano 2013.

-17,6

-7,9

1,8

11,4

21,1

0, 4, 8, 12, 16, 20,

FLXR 61030 LAG-NOVA--69 60030 LAG-NOVA-230 1



82


11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Norte Frente à Expectativa de Novos Leilões de Energia

Frente à perspectiva de existência de um elevado potencial de geração de energia

eólica no Rio Grande do Norte devido às condições propícias de aproveitamento desta

região, serão avaliadas as alternativas de expansão do sistema de transmissão, que

terão uma melhor definição em função dos resultados dos próximos leilões.

A Tabela 14 e Tabela 15 apresentam os montantes habilitados nas regiões do nordeste

e norte do Rio Grande do Norte.

Tabela 14 - Montante (MW) habilitado na região nordeste do Rio Grande do Norte

Coletoras Vencedores

2009 Vencedores

2010 Mercado

Livre Habilitadas

Potencial Restante

João Câmara I e II (1) 320 680 172(2) 1700 528

Lagoa Nova (1) 0 227 0 336 109

Touros - 28 0 677 649

Total 1286 (1) Coletora onde os agentes declararam interessados em compartilhar ICG (2) Montante habilitado que manifestou intenção de venda no mercado livre

Tabela 15– Montante (MW) habilitado na região norte do Rio Grande do Norte

Coletoras Vencedores

2009 Vencedores

2010 Habilitadas

Potencial Restante

Mossoró II 50,4 20 911 840,6

Galinhos 263 110(1) 921 548

Total 1388 (1) Aportou garantia na Coletora João Câmara II

Devido ao montante previsto na região norte do Rio Grande do Norte ser bastante

expressivo, foram avaliadas ampliações em 500 kV. Como nesta região não existe

sistema de transmissão em 500 kV foi considerado um novo ponto de escoamento

nessa região em 500 kV, na SE Mossoró II ou SE Açu II. Cabe ressaltar que apesar de

não ser vislumbrado no horizonte do decenal necessidade de reforço em 500 kV para

atender a carga desta região, diferente do que ocorreu em Natal onde o 500 kV

proposto foi uma antecipação de um reforço previsto, a rede de 230 kV necessita de

reforços apenas para escoar o montante de energia dos parques previstos (acima de

30% do montante habilitado) devendo ser avaliada frente ao resultado dos futuros

leilões a chegada deste 500 kV.

A Figura 70 apresenta de forma simplificada as possibilidades de direcionamento do

excedente de energia eólica vislumbrado, seja reforçando o sistema previsto para

escoamento das usinas vencedoras do LER e LFA 2010, ampliando a rede existente em


83


500 kV (Milagres, Quixada ou Fortaleza) até o novo ponto previsto para a região norte

do Rio Grande do Norte ou mesmo interligando as duas regiões de geração (Mossoró II

– Extremoz II).

Figura 70 – Possibilidades de direcionamento do montante de energia eólica vislumbrado.

Foram analisadas as diversas possibilidades de interligação entre as regiões com

excedente de energia eólica e a rede existente e prevista para 2013.

Com relação a melhor localização da nova subestação na região norte do Rio Grande do

Norte, foram analisadas alternativas considerando uma subestação Mossoró II ou em

Açu II. No caso de se considerar um novo ponto em 500 kV em Açu II, devido ao

esgotamento da SE 230 kV Açu II, será considerada uma nova subestação nas

proximidades de Açu II.

As alternativas analisadas constaram basicamente de nove possibilidades. Em todas

elas observou-se a necessidade dos seguintes reforços em linhas de transmissão:

- 1 LT 500 kV Campina Grande-Pau Ferro a partir de 2020.


84


- 1 LT 230 kV Campina Grande-Santa Rita a partir de 2017.

- Duplicação da LT 230 kV Piripiri-Ibiapina a partir de 2014

- 2 LTs 230 kV Banabuiú-Russas II , sendo a primeira partir de 2014 e a segunda

em 2017.

A seguir são apresentadas as descrições destas alternativas de expansão:

Alternativa 1: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra

em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande

II.

Alternativa 2: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza II e

outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina

Grande II.

Alternativa 3: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra

em direção a Extremoz II.

Alternativa 4: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra

em direção a Campina Grande II e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-

Campina Grande II.

Alternativa 5: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II em direção a Milagres e duplicação

da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.

Alternativa 6: Duas LTs 500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e

outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina

Grande II.


outra em direção a Extremoz II.


outra em direção a Campina Grande II.

Alternativa 9: Duas LTs 500 kV saindo de Mossoró II em direção a Milagres e

duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.

Diante da quantidade de alternativas avaliadas, totalizando nove, será apresentado um

breve histórico das análises preliminares que selecionaram as alternativas mais

atrativas a serem custeadas e avaliadas sob a ótica do mínimo custo global.


85


11.1 Alternativa 1

A Figura 71 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.

Figura 71 – Diagrama esquemático da Alternativa 1.

Considerou-se que todo o montante de energia previsto para essas regiões, Tabela 14

e Tabela 15, seriam explorados até o ano 2017. A análise utilizou o cenário Nordeste

exportador, com cerca de 6300 MW de exportação da região Nordeste para a região

Norte/Sudeste, no patamar de carga pesada. A Figura 72 apresenta os fluxos

considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial

de perdas elétricas, na UHE Xingó.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II


86


Figura 72 – Alternativa 1. Fluxograma esquemático considerando duas LTs

500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.

Essa alternativa é a que apresenta menor perda, como apresentada na Tabela 16.

Tabela 16- Diferencial de perdas observado na UHE Xingó, ano 2017.

Apesar da distância entre Açu II e Quixadá ser menor, será avaliado inicialmente o

reforço entre Açu II-Milagres visto que a SE 500 kV Milagres apresenta maior

quantidade de linhas em 500 kV para escoar essa energia.

Variável Alt 1 Alt 2 Alt 3 Alt 4 Alt 5 Alt 6 Alt 7 Alt 8 Alt 9

UHE Xingó (MW) 1523 1562 1653 1596 1527 1564 1631 1585 1546

D Perdas (MW) 0.00 39.00 130.00 73.00 4.00 41.00 108.00 62.00 23.00


87


11.2 Alternativa 2



Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas

anteriormente, a Figura 74 apresenta os fluxos considerando as expansões de

transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas,

capturadas na UHE Xingó.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Campina Grande II

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

Extremoz II

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Açu II


88



500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.

Apesar de Fortaleza ser um centro de carga, observa-se que essa alternativa

necessidade de maior quantidade de circuitos em 500 kV. Isto ocorre porque também

está previsto uma quantidade expressiva de eólica no Ceará além das usinas térmicas.

Adicionalmente, o diferencial de perdas elétricas é bastante elevado, não se

apresentando uma alternativa atrativa.


89


11.3 Alternativa 3





transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas,

capturadas na UHE Xingó.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II


90



500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra em direção a Extremoz II.

Apesar da ligação entre Extremoz II e Açu II, formando um anel entre a região de

Fortaleza e Natal, que dispensa a necessidade de duplicação da LT 500 kV Extremoz II-

Campina Grande II para atender a condição n-1. Observa-se que as cargas na região

de Fortaleza não absorvem esse excedente de geração, levando a necessidade de

duplicar o trecho Fortaleza-Milagres.

Contudo, observa-se fluxos bastante reduzidos em regime normal na LT 500 kV Açu II-

Extremoz II demonstrando que as regiões de Natal e Campina Grande não absorvem o

excedente da região norte do estado visto que há um montante expressivo na região

próxima a essas subestações (nordeste do Rio Grande do Norte).

Desta forma, em função das razões acima apresentadas além do diferencial de perdas

elétricas elevado, vide Tabela 16, faz com que esta alternativa não se mostre atrativa.


91


11.4 Alternativa 4





transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE

Xingó.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II


92



500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II.

A ligação entre Açu II - Milagres e Açu II – Campina Grande II, formando um anel

entre a Milagres e Campina Grande II, dispensaria a necessidade de duplicação da LT

500 kV Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1.

Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Mossoró II-

Banabuií com uma 3ª LT 230 kV.

Apesar do elevado fluxo na LT 500 kV Açu II-Campina Grande II, dado o excedente de

geração em Paraíso e Extremoz II, e o diferencial de perdas ser um pouco maior que a

alternativa 1, vide Tabela 16, ela pode se apresentar uma alternativa atrativa a

depender do custo das instalações.


93


11.5 Alternativa 5






Xingó.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II


94


Figura 80 – Alternativa 5. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kV saindo de Açu II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kV

prevista Extremoz II-Campina Grande II.

O direcionamento do excedente de geração de Açu II diretamente para a SE 500 kV

Milagres apresenta-se como uma alternativa atrativa. O diferencial de perdas é

bastante semelhante à alternativa 1, vide Tabela 16.


95


11.6 Alternativa 6




anteriormente, a Figura 82 apresenta os fluxos das expansões de transmissão

consideradas nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, capturadas na UHE

Xingó.

Pecém

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Açu

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Campina Grande II

Extremoz II


96



500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.

Semelhante a alternativa 1, contudo com uma subestação em 500 kV localizada em

Mossoró II, essa alternativa apresenta diferencial de perdas em relação a alternativa 1,

vide Tabela 16. Desta forma, essa alternativa pode apresentar-se atrativa a depender

do custo das instalações.

Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar a LT 230 kV Açu II-

Mossoró II com uma 3ª LT 230 kV entre estas subestações.

Apesar da distância entre Açu II e Quixadá ser menor, será avaliado, inicialmente, o

reforço entre Mossoró II-Milagres visto que a SE 500 kV Milagres apresenta maior

quantidade de linhas em 500 kV para escoar essa energia.


97


11.7 Alternativa 7






Xingó.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Açu

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Campina Grande II

Extremoz II


98


Figura 84 – Alternativa 7. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kV

saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Extremoz II.

A ligação entre Mossoró II - Milagres e Mossoró II- Extremoz II, formando um anel

entre a Milagres e Extremoz, dispensando a necessidade de duplicação da LT 500 kV

Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1.

Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Açu-Mossoró II-

Banabuiú com uma 3ª LT 230 kV.

A ligação à SE Extremoz II acarreta uma circulação de fluxo pela rede de 230 kV entre

Mossoró II e Extremoz II além de elevar o fluxo de Mossoró II a Milagres, que pode

levar a necessidade de maiores reforços na emergência da LT 500 kV Mossoró II-

Milagres. Além disso, o diferencial de perdas é elevado em relação a alternativa 1, vide

Tabela 16, fazem com que esta alternativa não se mostre atrativa.


99


11.8 Alternativa 8






Xingó.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Açu

Galinhos II

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Campina Grande II

Extremoz II


100



500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II.

A ligação entre Mossoró II - Milagres e Mossoró II- Campina Grande II, formando um

anel entre a Milagres e Campina Grande II, dispensando a necessidade de duplicação

da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1.

Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Açu II-Mossoró

II-Banabuiú com uma 3ª LT entre estas subestações.

Apesar do fluxo na LT 500 kV Mossoró II-Campina Grande II dado o excedente de

geração em Paraíso e Extremoz II, e o diferencial de perdas ser um pouco maior que

na alternativa 1, vide Tabela 16, ela pode se apresentar uma alternativa atrativa a

depender do custo das instalações.


101


11.9 Alternativa 9






Xingó.

Pecém

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Picos Coremas

S. J. Piauí

Sobradinho

Garanhuns

Santa Rita

Ico

Tauá

Angelim

Tacaimbó

CE

PE

Mussuré

Recife II

Bom Nome

L. Gonzaga

P. Afonso

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Suape

Açu

Galinhos II

Ibiapina

Piripiri

Quixadá

Campina Grande II

Extremoz II


102



500 kV saindo de Mossoró II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.

A ligação do excedente de geração de Mossoró II diretamente para a SE 500 kV

Milagres apresenta-se como uma alternativa atrativa. O diferencial de perdas é

semelhante a alternativa 1, vide Tabela 16


103


11.10 Análise Econômica

Para o avaliação do custo das alternativas utilizou-se a referência de custos ANEEL

10/2009. As alternativas tecnicamente equivalentes tiveram todas as obras associadas

consideradas.

11.10.1 Totalização dos Investimentos

Através da Figura 89, verifica-se que os investimentos totais previstos no período 2013-

2020, quando trazidos a valor presente em 2013, somam cerca de 1,8 bilhões de reais.

As tabelas do Anexo II apresentam o detalhamento dos investimentos previstos para as

alternativas.

Figura 89 – Valor Presente dos Investimentos das Alternativas ($ × 1000)

Essa totalização não é utilizada para recomendação do investimento de menor monta,

pois para tanto é necessário utilizar o Método dos Rendimentos Necessários,

incorporando no custeio o valor das perdas anuais.

R$ 0,00

R$ 200.000,00

R$ 400.000,00

R$ 600.000,00

R$ 800.000,00

R$ 1.000.000,00

R$ 1.200.000,00

R$ 1.400.000,00

R$ 1.600.000,00

R$ 1.800.000,00

R$ 2.000.000,00

1 4 5 6 8 9

Investimentos


104


11.10.2 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários

Neste método, os investimentos são transformados em uma série equivalente de trinta

anos, que corresponde ao período de vida útil esperado das novas instalações. Cada

série inicia-se no ano de entrada dos equipamentos e é truncada sempre no ano

horizonte do estudo (2020). As séries de pagamento resultantes são referidas a valor

presente para o ano inicial do estudo. A taxa utilizada é de 11% ao ano e os valores

obtidos são utilizados apenas para comparação entre as alternativas, aumentando a

atratividade de alternativas com investimentos mais próximos do fim do período de

estudo. A Figura 90 apresenta o valor presente das séries de investimentos resultantes,

considerando o truncamento da série em 2020.

Figura 90 – Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários (R$ × 1000)

R$ 0,00

R$ 200.000,00

R$ 400.000,00

R$ 600.000,00

R$ 800.000,00

R$ 1.000.000,00

R$ 1.200.000,00

1 4 5 6 8 9

Investimentos Truncados


105


11.10.3 Incorporação do Custo de Perdas

Para o custo das perdas, foram obtidos valores de perdas em MW entre as alternativas,

a partir de simulações de fluxo de potência.

Para que pudesse ser representativo em relação às condições operativas pelo qual o

sistema será submetido, para cada uma das alternativas foram geradas situações

sistêmicas diferentes, que são:

Condição 1: cenário Norte exportador, carga pesada, geração eólica de 20%

Condição 2: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de 80%

Condição 3: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de 100%

Condição 4: Intercâmbio reduzido entre Norte/Nordeste, carga leve, geração eólica de 5%

Condição 5: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 40%

Condição 6: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 30%

No ano 2014, considerou parte do montante habilitado nas regiões do nordeste e norte

do Rio Grande do Norte, como apresentado na Tabela 17.

Tabela 17 – Percentual Montante (MW) habilitado na região norte e nordeste do Rio

Grande do Norte considerado no ano 2014.

Coletoras Percentual Montante

Habilitado (%)

João Câmara II 50

Touros 50

Lagoa Nova 50

Mossoró II 30

Galinhos 30

Os custos das perdas para estas condições foram ponderados segundo tempos de

permanência estimados:

Condição 1 16,5% do tempo




106





O Custo Marginal de Expansão considerado foi de 113 R$/MW. Como foram utilizados

mais de um patamar de carga com ponderação das perdas pelo tempo, não foi

necessário utilizar fatores de perdas e de cargas para os cálculos.

A Tabela 18 a seguir ilustra os principais resultados obtidos:

Tabela 18 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000)

(1) As obras do estudo de longo prazo são consideradas a partir do ano 2014, sendo considerada a mesma rede para o ano 2013, não havendo desta forma, diferencial de perdas neste ano.

Incorporando os custos de perdas encontrados na comparação dos investimentos pelo

método dos rendimentos necessários, obtém-se a Figura 91 e a

Tabela 19.

Perdas Totais das Alternativas em todos os anos (MW)

Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 1,913.44 1,825.77 1,871.08 1,916.40 1,961.72 1,881.99 1,802.27 1,722.55

4 1,913.44 1,828.99 1,887.46 1,945.94 2,004.42 1,922.70 1,840.98 1,759.26

5 1,913.44 1,825.81 1,875.64 1,925.47 1,975.30 1,895.93 1,816.56 1,737.19

6 1,913.44 1,833.58 1,889.37 1,945.16 2,000.95 1,915.30 1,829.65 1,743.99

8 1,913.44 1,833.60 1,891.34 1,949.07 2,006.80 1,919.87 1,832.94 1,746.00

9 1,913.44 1,833.58 1,888.15 1,942.71 1,997.27 1,910.65 1,824.03 1,737.41

Diferencial de Perdas (MW)

Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

4 0.00 3.22 16.38 29.54 42.70 40.71 38.71 36.71

5 0.00 0.04 4.56 9.07 13.59 13.94 14.29 14.64

6 0.00 7.81 18.29 28.76 39.23 33.30 27.37 21.44

8 0.00 7.84 20.25 32.67 45.08 37.87 30.66 23.45

9 0.00 7.81 17.06 26.31 35.56 28.66 21.76 14.86

Valor dos Diferenciais de Perdas por Ano (milhares R$)

Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 -R$ -R$ -R$ -R$ -R$ -R$ -R$ -R$

4 -R$ 3,183.66R$ 16,212.63R$ 29,241.61R$ 42,270.58R$ 40,294.50R$ 38,318.42R$ 36,342.34R$

5 -R$ 41.80R$ 4,511.47R$ 8,981.15R$ 13,450.83R$ 13,797.66R$ 14,144.49R$ 14,491.33R$

6 -R$ 7,734.10R$ 18,101.56R$ 28,469.03R$ 38,836.50R$ 32,966.64R$ 27,096.77R$ 21,226.91R$

8 -R$ 7,755.95R$ 20,046.34R$ 32,336.74R$ 44,627.13R$ 37,490.63R$ 30,354.13R$ 23,217.63R$

9 -R$ 7,734.10R$ 16,887.98R$ 26,041.86R$ 35,195.74R$ 28,367.80R$ 21,539.86R$ 14,711.92R$

Valor das Perdas em 2013 a taxa de 11% (milhares R$)

Alternativa 2013 (1)

1 -R$

4 127,156.86R$

5 41,857.01R$

6 112,333.66R$

8 125,959.41R$

9 98,337.54R$


107


Figura 91 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000)

Tabela 19 – Comparação Econômica (R$ × 1000) e Percentual

R$ 0,00

R$ 200.000,00

R$ 400.000,00

R$ 600.000,00

R$ 800.000,00

R$ 1.000.000,00

R$ 1.200.000,00

1 4 5 6 8 9

Perdas Investimentos Truncados (RN)

1 4 5 6 8 9

Investimentos Totais (milhares R$) R$ 1,835,877.66 R$ 1,860,922.40 R$ 1,897,550.88 R$ 1,777,759.65 R$ 1,860,163.59 R$ 1,873,673.86

Investimentos Trunc. Rend. Necessários (milhares R$) R$ 935,266.12 R$ 940,822.25 R$ 950,379.76 R$ 910,020.76 R$ 933,589.31 R$ 935,047.77

Custo das Perdas (milhares R$) R$ 0.00 R$ 127,156.86 R$ 41,857.01 R$ 112,333.66 R$ 125,959.41 R$ 98,337.54

PERDAS + INVEST. PELO MÉT. DOS REND. NECESSÁRIOS (milhares R$) R$ 935,266.12 R$ 1,067,979.10 R$ 992,236.77 R$ 1,022,354.42 R$ 1,059,548.72 R$ 1,033,385.31

Percentual em relação ao menor valor 100.0% 114.2% 106.1% 109.3% 113.3% 110.5%

Alternativa


108


Observa-se que a Alternativa 1 apresenta menores custos de investimento e perdas

quando comparadas as outras, como apresentada na Figura 92.

Figura 92 – Sistema referencial proposto para escoar potencial geração eólica futura.

Cabe ressaltar que análises mais aprofundadas da rota de Açu III para Quixadá sob o

aspecto sócioambiental podem indicar a permanência de reforçar essa região por uma

rota já existente, correspondente a Alternativa 5 (2ª mais econômica). Além disso, o

desempenho da rede durante emergências podem levar alternativa 1 necessidade de

reforços adicionais, o que poderia reduzir a diferença com relação à Alternativa 5 –

duplicação do LT 500 kV Milagres-Açu III, podendo inverter os resultados acima

apresentados.


109


12 Análise Socioambiental

A análise socioambiental considerada até o presente momento está indicada em [6].


110


13 Análise de Curto-Circuito

Os níveis de curto-circuito, trifásico e monofásico, em kA, devido à implantação das

obras associadas as ICG, foram obtidos visando a verificação de superação de

equipamentos, para principais barras das redes de 500 kV e 230 kV, na configuração de

2013, mostrados na Tabela 20. Ressalta-se que nesta análise não foram consideradas

possiveis contribuições dos parques eólicos.

Tabela 20 - Nível de curto-circuito (kA) para avaliação da superação dos nominais

dos equipamentos

Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R

JCAM-II--138 138 10.46 -87.45 22.46 8.7 -84.94 11.3

JCAM-II--500 500 4 -86.47 16.22 3.12 -83.43 8.68

EXT------500 500 5.72 -86.37 15.76 5.52 -85.87 13.83

CGD------500 500 8.76 -86.55 16.59 7.83 -85.52 12.77

JCAMARA230 230 4.68 -83.4 8.64 5.72 -84.28 9.98

JCAMARA69 69 14.38 -85.5 12.7 6.75 -88.59 40.7

EXTREMOZ230 230 13.43 -85.62 13.05 14.25 -85.2 11.9

EXTREMOZ69 69 15.6 -88.47 37.56 4.75 -87.39 21.92

CGD 04BP230 230 21.34 -84.75 10.88 21 -84.61 10.6

NATAL III230 230 14 -85.6 13 16.52 -85.72 13.37

NTD 230KV 230 11.99 -84.61 10.61 13.37 -84.77 10.93

NATAL III 69 69 21.72 -87.91 27.38 5.05 -89.68 176.8

NTD 69KV 69 15.82 -87.87 26.9 4.1 -89.63 155.6

PRS 230KV 230 10.41 -81.64 6.8 8.26 -80.95 6.28

ACD230 230 11.25 -84.35 10.11 10.45 -83.26 8.47

PRS 138KV 138 9.01 -84.14 9.74 8.81 -83.72 9.09

LGNOVA---230 230 4.21 -81.84 6.97 4.84 -83.63 8.95

LGNOVA--69 69 8.15 -85.27 12.1 4.02 -88.45 36.93

MCHAPEU--230 230 1.34 -81.18 6.44 1.71 -82.04 7.15

MCHAPEU-69 69 3.05 -83.96 9.45 2.6 -86.58 16.74

SNBONFIM230 230 3.23 -81.37 6.59 3.76 -82.6 7.7

IRECE230 230 2.03 -82.41 7.5 2.58 -82.97 8.1

IRECE69 69 3.04 -86.6 16.83 1.25 -86.16 14.9

IRECE138 138 2.34 -84.61 10.59 2.99 -85 11.43

BJS LAPA230 230 8.78 -86.62 16.95 10.41 -86.61 16.87

DSNVIX-BA230 230 2.45 -83.35 8.58 2.54 -83.55 8.84

BJD 500KV 500 5.83 -86.04 14.46 5.99 -86.17 14.95

BJD 230KV 230 8.96 -86.82 18.01 10.68 -86.9 18.48

SBT 500KV 500 10.76 -86.46 16.16 11.11 -85.4 12.44

SBT 04B1230 230 16.89 -86.73 17.52 17.74 -85.9 13.96

SBD 230KV 230 13.6 -85.95 14.13 14.47 -85.87 13.85

IBIAPINA-230 230 3.01 -80.17 5.77 3.52 -81.49 6.69

IBIAPINA69 69 5.66 -84.47 10.34 3.51 -87.72 25.09

TSA230 230 10.65 -83.78 9.17 12.13 -84.11 9.69

PRI 04B1230 230 2.58 -80.01 5.68 3.16 -81.25 6.5

Identificação das Barras 2013 Curto Máximo

Nome TensãoTrifásico Monofásico


111


A seguir são apresentado gráficos que ilustram os níves de curtos-circuitos da Tabela

20. Pode-se concluir que não existe expectativa de superação das capacidades dos

equipamentos envolvidos,.uma vez que o máximo valor de destaque é para 69 kV, SE

Natal III, inferior a 31,5 kA capacidade dos disjuntores desta subestação.

Figura 93 – Gráficos que ilustram os níveis de curtos-circuitos apresentados

na Tabela 20.

0

5

10

15

20

25

(kA)

Trifásico Monofásico

0

2

4

6

8

10

12

JCAM-II--138 PRS 138KV IRECE138

(kA)


0

5

10

15

20

25

(kA)



112


No sentido, de avaliar os niveis de curto-circuito, em outra condição operativa,

considerou-se que as térmicas do Nordeste não estariam despachadas. Vide Tabela 21

Tabela 21 - Nível de curto-circuito da sem a presença das UTE no Nordeste e despacho nas UHEs do São Francisco 1300 m3/s para avaliação do nível de curto-

circuito reduzido.

Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R

JCAM-II--138 138 10.18 -87.42 22.17 8.56 -84.96 11.34

JCAM-II--500 500 3.85 -86.46 16.18 3.05 -83.49 8.76

EXT------500 500 5.42 -86.36 15.72 5.33 -85.88 13.88

CGD------500 500 8.32 -86.65 17.08 7.59 -85.62 13.04

JCAMARA230 230 4.62 -83.52 8.8 5.65 -84.37 10.14

JCAMARA69 69 14.26 -85.55 12.84 6.73 -88.6 40.93

EXTREMOZ230 230 12.44 -85.67 13.2 13.49 -85.26 12.05

EXTREMOZ69 69 15.18 -88.42 36.16 4.73 -87.38 21.87

CGD 04BP230 230 20.19 -84.97 11.36 20.25 -84.77 10.91

NATAL III230 230 12.46 -85.46 12.6 15.06 -85.6 12.99

NTD 230KV 230 10.87 -84.6 10.58 12.42 -84.75 10.89

NATAL III 69 69 16.8 -87.71 24.96 4.83 -89.56 130.31

NTD 69KV 69 15.2 -87.74 25.31 4.07 -89.6 141.74

PRS 230KV 230 9.32 -81.79 6.93 7.75 -81.17 6.43

ACD230 230 7.97 -82.91 8.04 7.6 -82.9 8.03

PRS 138KV 138 8.48 -84.13 9.72 8.46 -83.77 9.16

LGNOVA---230 230 4.02 -81.89 7.02 4.67 -83.61 8.93

LGNOVA--69 69 7.93 -85.22 11.95 3.98 -88.4 35.83

MCHAPEU--230 230 1.32 -81.22 6.47 1.69 -82.07 7.18

MCHAPEU-69 69 3.04 -83.97 9.47 2.59 -86.58 16.72

SNBONFIM230 230 2.98 -81.24 6.49 3.53 -82.43 7.52

IRECE230 230 2 -82.45 7.54 2.55 -82.99 8.14

IRECE69 69 3.02 -86.59 16.78 1.25 -86.16 14.9

IRECE138 138 2.31 -84.61 10.6 2.97 -85 11.44

BJS LAPA230 230 8.36 -86.5 16.34 10.01 -86.51 16.39

DSNVIX-BA230 230 2.43 -83.4 8.65 2.53 -83.58 8.89

BJD 500KV 500 5.36 -85.95 14.12 5.65 -86.1 14.67

BJD 230KV 230 8.52 -86.68 17.23 10.25 -86.79 17.8

SBT 500KV 500 9.55 -86.45 16.11 10.2 -85.5 12.72

SBT 04B1230 230 15.5 -86.73 17.48 16.68 -85.96 14.15

SBD 230KV 230 12.64 -86 14.31 13.73 -85.92 14.01

IBIAPINA-230 230 2.98 -80.25 5.82 3.49 -81.54 6.73

IBIAPINA69 69 5.62 -84.49 10.37 3.5 -87.72 25.06

TSA230 230 10.47 -83.83 9.25 11.98 -84.15 9.76

PRI 04B1230 230 2.56 -80.06 5.71 3.14 -81.29 6.53

Nome TensãoTrifásico Monofásico

Identificação das Barras 2013 Curto Reduzido


113


13.1 Avaliação preliminar das relações SCR (Short Circuit Ratio) potência de curto-circuito trifásico / potência do EOL

Inicialmente, o montante expressivo na Coletora João Câmara II, e como o controle das

eólicas uitilizam “conversores de potência”, foi investigada a relação SCR (Short Circuit

Ratio = potência de curto-circuito trifásico/potência total do EOL ICG). Valores de SCR

maiores que 2,5 indicam uma expectativa de bom desempenho do sistema de controle

das conversoras.

Tabela 22- Short Circuit Ratio (SCR) em João Câmara I e II. Ano 2013, curto-

circuito reduzido.

Nome Tensão

Sem Contingência Perda da LT 500 kV Extremoz II-Campina

Grande II

Perda da LT 230 kV Extremoz II-Campina

Grande II

Perda da LT 230 kV Extremoz II- Natal III

Curto Trifásico

Mod (MVA) SCR

Curto Trifásico

Mod (MVA) SCR

Curto Trifásico

Mod (MVA) SCR

Curto Trifásico

Mod (MVA) SCR

JCAM-II--138 138 2432,6 3,20 1624,47 2,14 2389,13 3,14 2102,36 2,77

JCAMARA 69 69 1704,67 5,24 1674,49 5,15 1687,74 5,19 1599,43 4,92

Observa-se que a relação SCR na Coletora João Câmara II é reduzida sensivelmente na

perda da LT 500 kV Extremoz-Campina Grande II, apresentando um valor abaixo do

recomendável para o bom controle das conversoras. Entretanto, diante do elevado

potencial de energia eólica no Rio Grande do Norte, devido às condições propícias de

aproveitamento desta região, espera-se expansão do sistema de transmissão em 500

kV na região, aumentando a relação SCR na ICG 138 kV João Câmara II durante

emergências.

Os valores da relação SCR obtidos para ICG 69 kV João Câmara I com os reforços

propostos estão acima de 5, sendo bastante superiores aos verificados em para 2012,

anterior a entrada do 500 kV, ou seja, sem as obras necessárias para a conexão das

usinas vencedoras no LER 2010 e LFA 2010.

Tabela 23- Short Circuit Ratio (SCR) em João Câmara I. Ano 2012, curto-

circuito reduzido.

Nome Tensão

Sem Contingência Perda da LT 230 kV

Extremoz II-Campina Grande II

Perda da LT 230 kV Extremoz II - Natal III

Curto Trifásico Mod (MVA)

SCR Curto Trifásico

Mod (MVA) SCR


SCR

JCAMARA 69 69 870,93 2,68 754,91 2,32 489,56 1,51

Assim como na SE 138 kV João Câmara II, a relação SCR foi investigada para as

demais coletoras.


114


No caso da ICG 69 kV Ibiapina, verificou-se que na perda da LT 230 kV Sobral II –

Ibiapina, hoveria redução da SCR para um valor inferior a 2,5. Porém, devido ao

potencial eólico da região, há a possibilidade de duplicação da LT Ibiapina – Piripiri, o

que melhoraria a relação SCR em Ibiapina.

Tabela 24- Short Circuit Ratio (SCR) em em Ibiapina. Ano 2013, curto-circuito reduzido

Nome Tensão

(kV)


Piripiri-Ibiapina Perda da LT 230 kV

Sobral II-Ibiapina



Mod (MVA) SCR


SCR

IBIAPINA 69 69 671,85 4,48 544,3 3,63 304,23 2,03

Nas ICGs 69 kV Lagoa Nova e 69 kV Morro do Chapéu, a relação SCR ficou dentro dos

valores recomendáveis mesmo para as contingências mais críticas, como apresenta as

tabela a seguir.

Tabela 25- Short Circuit Ratio (SCR) em Lagoa Nova. Ano 2013, curto-circuito reduzido;

Nome Tensão


Lagoa Nova - Paraíso Perda da LT 230 kV Natal II - Paraíso



Mod (MVA) SCR


SCR

LGNOVA 69 69 948,11 4,17 912,41 4,01 920,22 4,05

Tabela 26- Short Circuit Ratio (SCR) em Morro do Chapéu. Ano 2013

Nome Tensão


Irecê - Brotas Perda da LT 230 kV Irecê - Nosso Senhor do Bonfim



Mod (MVA) SCR


SCR

MCHAPEU---69

69 362,73 4,03 263,93 2,93 280,16 3,11


115


14 Análise do Desempenho Dinâmico

As análises de desempenho dinâmico têm por objetivo apresentar o comportamento

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

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

da margem de estabilidade de tensão.

Este item apresenta as simulações realizadas no entorno da Coletora João Câmara II,

devido ao montante de geração expressivo nesta coletora.

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

curto-circuito:

Curto-circuito 230 kV e 138 kV: duração de 150 ms Curto-circuito 500 kV: duração de 100 ms

Na análise dinâmica, foram considerados os sistemas eólicos de velocidade variável,

nos quais se encontram os geradores assíncronos. Nesses sistemas eólicos, de

velocidade variável, a frequência elétrica da rede é desacoplada da frequência

mecânica do rotor da turbina por meio de conversores estáticos interligados ao estator

e/ou rotor das máquinas.

Figura 94 - Gerador eólico duplamente alimentado (fabricante GE).

Todas as máquinas da Coletora João Câmara II utilizou-se o modelo disponibilizado

pela GE Multi-Mega watt – WTG [7].

Com o intuito de verificar o comportamento da rede elétrica próximo aos geradores

eólicos, conectadas na Coletora João Câmara II para a emergências mais critica e na

ICG.


116


14.1 Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II

Foi simulada a perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II para um curto-

circuito fase-terra na SE 500 kV Extremoz II considerando todas as centrais eólicas

previstas na região. A Figura 95 apresenta o comportamento das tensões nas

subestações próximas ao defeito. Observa-se um segundo pico de tensão, a cerca de

31 ms após a eliminação da falta, devido o reativo injetado pelas centrais eólicas. A

sobtensão atinge no primeiro pico 1,258 pu, não violando o valor máximo permitido.

Figura 95 - Comportamento da tensão na SE Extremoz II, Campina Grande II

e João Câmara II. Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.

A figura a seguir apresenta o comportamento dos dois compensadores estáticos em

Extremoz II 230 kV (1 previsto e o 2º indicado neste estudo), do CE de Campina

Grande II (existente) além de uma das centrais eólicas. Observa-se que os CEs

estáticos em Extremoz II e as centrais eólicas garantem o perfil de tensão apresentado

anteriormente.

0,592

0,759

0,925

1,092

1,258

0, 0,3 0,61 0,91 1,21 1,51

VOLT 544 CGD-500

VOLT 99347 EXT-500

VOLT 80031 JC2--500

VOLT 244 C.GRAN-PB230

VOLT 99346 EXTREMOZ230

VOLT 80032 JC2--138


117


Figura 96 - Potência reativa dos CEs de Extremoz II (2x-75/150 Mvar), CE

Campina Grande II (0/200 Mvar), e de uma das centrais eólicas. Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.

Observa-se que o reativo fornecido pelos dois compensadores estáticos em Extremoz II

230 kV não atinge o limite, dado que as centrais eólicas desta coletora fornecem

reativo nesta emergência, como mostra a Figura 97.

Figura 97 - Potência reativa de todas as centrais eólicas de João Câmara II. Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.

-92

-3

87

176

266

0, 0,3 0,61 0,91 1,21 1,51

FLXR 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1



0,

5,4

10,8

16,2

21,6

0, 0,3 0,61 0,91 1,21 1,51


FLXR 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXR 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXR 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXR 15006 CABPRETOEOL 15007 BARRACOM2 1

FLXR 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15012 PEDRAPRETEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15013 JUREMASEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15018 ABRANCAIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15019 ABRANCIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15022 ABRANCVIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15023 ABRANVIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXR 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXR 15029 ABRANCA1EOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXR 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXR 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXR 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1


118


14.2 Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II

De modo a avaliar o desempenho da ICG para defeito no 138 kV, foi simulada a perda

de um ATR 500/138 kV João Câmara II, considerando um curto-circuito fase-terra na

SE 138 kV João Câmara II, considerando todas as centrais eólicas previstas na região.

A Figura 98 apresenta o comportamento das tensões nas subestações de 500 kV e 138

kV em João Câmara II.

Figura 98 - Comportamento da tensão na SE Extremoz II, João Câmara II.

Defeito 1 em João Câmara II com Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II.

Observa-se que as centrais eólicas desta coletora permanecem conectadas mesmo para

defeitos próximos as centrais, no lado 138 kV. As figuras a seguir apresentam a

potência ativa e reativa dessas centrais mostrando um desempenho satisfatório das

centrais após defeito.

0.6

0.768

0.935

1.103

1.271

0. 4. 8. 12. 16. 20.

Tempo (s)

VOLT 80031 JC2--500

VOLT 80032 JC2--138


119


Figura 99 - Potência ativa (MW) de todas as centrais eólicas de João Câmara II.

Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II.

Figura 100 - Potência reativa de todas as centrais eólicas de João Câmara II.

Perda da ATR 500/138 V João Câmara II.

7.5

17.

26.6

36.2

45.8

0. 4. 8. 12. 16. 20.

Tempo (s)

FLXA 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 15006 CABPRETOEOL 15007 BARRACOM2 1

FLXA 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15012 PEDRAPRETEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15013 JUREMASEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15018 ABRANCAIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15019 ABRANCIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15022 ABRANCVIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15023 ABRANVIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXA 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXA 15029 ABRANCA1EOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXA 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXA 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXA 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXA 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXA 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXA 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXA 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1

0.

5.4

10.9

16.3

21.7

0. 4. 8. 12. 16. 20.

Tempo (s)


FLXR 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXR 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXR 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXR 15006 CABPRETOEOL 15007 BARRACOM2 1

FLXR 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15012 PEDRAPRETEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15013 JUREMASEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXR 15018 ABRANCAIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15019 ABRANCIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15022 ABRANCVIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15023 ABRANVIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXR 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXR 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXR 15029 ABRANCA1EOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXR 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXR 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXR 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXR 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1


120


15 Características Básicas dos Equipamentos

15.1 Subestação

As novas subestações em 500 kV João Câmara II, 500 kV Extremoz II, 500 kV Campina

Grande II, 230 kV Lagoa Nova, 230 kV Ibiapina e 230 kV Morro do Chapéu, bem como

seus principais equipamentos, devem ter as características descritas a seguir:

O arranjo do setor de 500 kV deverá ser disjunto e meio;

O arranjo do setor de 230 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;

O arranjo do setor de 138 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;

As correntes nominais dos equipamentos que compõem a subestação devem ser

compatíveis com as potências dos transformadores inicialmente previstos e futuros;

As subestações de 500 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos de

transformadores 500/230 kV ou 500/138 kV.

As subestações de 230 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos de

transformadores 230/69 kV.

As premissas consideradas na definição do número de módulos de manobra e vãos

(bays) que deverão compor cada um dos pátios das SE 500 kV João Câmara II, 500

kV Extremoz II, 500 kV Campina Grande II, 230 kV Ibiapina e 230 kV Morro do

Chapéu, são enumeradas a seguir:

a) SE João Câmara II:

I. 14 vãos (bays) no pátio 138kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);

II. 5 módulos entrada de LT no pátio 500kV, sendo 4 futuros;

III. Futuro pátio de 230 kV.

A Figura 101 ilustra o arranjo desta subestação.

b) SE Extremoz II:

I. 5 módulos entrada de LT no pátio 500kV, sendo 3 futuros;

II. 10 vãos (bays) no pátio 230kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores).


c) SE C. Grande II:

I. 5 módulos entrada de LT no pátio 500kV, sendo 3 futuros;

II. 4 vãos (bays) no pátio 500kV para conexão de transformadores.


121



d) SE Ibiapina:


II. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.


e) SE Lagoa Nova deverão:




f) SE Morro do Chapéu:





122


138 kV

Futuro

Extremoz II

500 kV

450MVA

João Câmara II

Futuro

450MVA

450MVA

450MVA

230 kV

450MVA

Futuro

450MVA

450MVA

Futuro

450MVA

Figura 101 – Arranjo da Subestação 500 kV/138 kV João Câmara II com os eventos previstos para etapa inicial e final.


123


230 kV

C. Grande II

Futuro

J. Câmara II

500 kV

Futuro

450MVA

Extremoz II

Futuro

450MVA

450MVA

450MVA

Figura 102 – Arranjo da Subestação 500 kV Extremoz II com os eventos previstos para etapa inicial e final.


124


230 kV

Garanhuns

Futuro

Extremoz

500 kV

Futuro

600MVA

Campina Grande II

Futuro

600MVA

600MVA

600MVA

Figura 103 – Arranjo da Subestação 500 kV Campina Grande II com os eventos previstos para etapa inicial e final.


125


Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

100MVA

100MVA

20 Ω/fase

Futura

Futura

Futura

Sobral II

Futura

Ventos do Parazinho

Ventos de Tianguá

Futura

100MVA

100MVA

Futura

Piripiri

Figura 104 – Arranjo da Subestação 230 kV Ibiapina com os eventos previstos para etapa inicial e final.


126


Calango 2, 4 e 5

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

150MVA

150MVA

20 Ω/fase

Serra de Santana III

Futura

Futura

Paraiso

Futura

Futura

Calango 1 e 3

Serra de Santana I e II

150MVA

150MVA

Futura

Figura 105 – Arranjo da Subestação 230 kV Lagoa Nova com os eventos previstos para etapa inicial e final.


127


Cristal

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

150MVA

150MVA

20 Ω/fase

Primavera

Futura

Futura

Irecê

Futura

Futura

150MVA

150MVA

Futura

Futura

Figura 106 – Arranjo da Subestação 230 kV Morro do Chapéu com os eventos previstos para etapa inicial e final.


128


15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA

Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão

ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,

considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de

temperatura para todos os enrolamentos:

Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)

ONAN 60 60

ONAN / ONAF 80 80

ONAN / ONAF / ONAF 100 100

Os transformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima da sua potência

nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional deverá ser

considerado em intervalos de 24 horas.

Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um

valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e

consideradas as bases de 100 MVA e (2303)/(69).

A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as

seguintes: 2303 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 100MVA.

Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de

tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.

15.3 Transformador 230/69 kV – 150 MVA






ONAN 90 90

ONAN / ONAF 120 120


Os transformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima da sua potência

nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional deverá ser

considerado em intervalos de 24 horas.


129


Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um

valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e

consideradas as bases de 150 MVA e (2303)/(69).

A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as

seguintes: 2303 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 150MVA.

Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de

tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.


130


15.4 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 450 MVA






ONAN 270 270

ONAN / ONAF 360 360


Os bancos de autotransformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima

da sua potência nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional

deverá ser considerado em intervalos de 24 horas.

Os bancos de autotransformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa

tensão, um valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º

C e consideradas as bases de 450 MVA e (5003)/(2303)-(13,8).

A relação de transformação nominal e o tipo de ligação dos bancos dos

autotransformadores devem ser as seguintes: 5003 (Yaterrado)/2303(Yaterrado)

/13,8 (Delta), com potência nominal de 450 MVA.

Os bancos de autotransformadores devem operar como elevadores e abaixadores com

as faixas de tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.







ONAN 360 360

ONAN / ONAF 480 480



131



















ONAN 270 270

ONAN / ONAF 360 360














132


15.7 Configuração mínima do CE

O compensador estático previsto no estudo deverá ter, no mínimo, os seguintes

componentes:

CE Componentes mínimos

Extremoz II 230 kV

(1 x -75/150 Mvar)

O CE deverá ter no mínimo 2 TCR1s, 2 TSC1s e filtros* onde cada ramo deverá ser provido de

equipamento de seccionamento motorizado para isolamento em defeito.

(*) a serem definidos pelos fabricantes

(1) TCR – Thyristos Controlled Reactor; TSC – Thyristos Switched Capacitor


133


16 Conclusões

Das analises realizadas para a definição das subestações coletores que irão escoar a

geração das centrais geradoras eólicas vencedoras nos leilões de energia de 2010 na

região Nordeste, pode-se destacar que:

Coletora Ibiapina

A contingência mais crítica nesta região é a perda da LT 230 kV Sobral II – Piripiri.

Na análise realizada, considerou-se a presença de um banco de capacitores de 30

Mvar em Piriripi 230 kV, previsto para 2011 e o segundo em 2013, recomendados

pelo relatório EPE-DEE-RE-033/2009-r0 “Estudos para o Atendimento à Região

Metropolitana de Teresina – Incluindo as cargas de Piripiri, Caxias e Timon”, de

julho /2009. A instalação adicional de um banco de capacitores de 21.3 Mvar no

barramento de 69 kV da Coletora Ibiapina faz-se necessária para solucionar

violação de tensão. A transformação indicada para esta coletora são dois

transformadores 230/69kV de 100MVA.

A expansão futura da rede associada a esta coletora indica a duplicação da LT

230kV Piripiri – Ibiapina. Outrossim, é recomendável que o trecho da LT 230 kV

Ibiapina – Seccionamento da LT 230 kV Piripiri - Sobral II, CD, 1x636 MCM, 9 km,

deva ser projetado para uma capacidade de longa duração de 300 MVA.


Devido ao elevado montante vencedor nestes leilões nesta região - cerca de 790

MW, verificou-se que haveria dificuldade destes parques acessarem a Coletora SE

230 kV João Câmara definida no leilão de 2009.

A solução indicada para integração destes empreendimentos assim como de futuros

empreendimentos eólicos nesta região foi a antecipação de um sistema em 500kV

formado pela rota Garanhuns – Campina Grande II – Extremoz II – João Câmara II,

em função dos pontos a seguir:

montante elevado de parques eólicos;

distância em relação ao centro de carga;

da existência da nova SE Extremoz II 230/69kV na data de entrada em

operação desta coletora;

da indicação da necessidade de um novo ponto de 500kV na área

metropolitana de Natal no horizonte decenal, recomendado em [5]


134


Outrossim, a transformação em Campina Grande II deverá ser com bancos de

autotransformadores 500/230kV de 600MVA, em Extremoz bancos de 500/230kV de

450MVA e em João Câmara bancos 500/138kV de 450MVA.

O nível de tensão em 138 kV na ICG proposta para esta coletrora, foi adotado em

função do montante de parques eólicos deste leilão, uma vez que o nível de tensão

em 69kV não seria adequado em função das perdas elétricas e da quantidade

elevada de conexões.

O setor de 230kV nesta coletora está previsto como uma possibilidade de expansão

futura, mas não foi indicado nesta etapa inicial, uma vez que, a vantagem que se

teria seria uma possível interligação deste barramento com o da nova SE João

Camara I do LER 2009. Mas esta interligação resultaria na necessidade de reforços

adicionais no sistema de 230kV para Extremoz II, para evitar que a saída de

operação da LT 500kV João Camara II – Extremoz II resultasse na perda da

geração de todos os parques por colapso de tensão e sobrecarga na rede de 230kV.

Além disso, demandaria expansões no barramento de 230kV da SE Extremoz II.

Convém lembrar que a existência do nível de tensão de 500kV na SE João Câmara

II propicia elevação do nível de curto-circuito a patamares bem superiores que os

que seriam obtidos com o nível de tensão em 230kV.

Um reforço adicional será o segundo seccionamento da LT 230kV Campina Grande

II – Natal III na SE Extremoz II de modo a evitar sobrecarga quando da saida da LT

500 kV Extremoz II-Campina Grande II, considerando o montante de geração

previsto nesta coletora.

Para dar suporte de reativos nesta região, foram indicados como necessários

bancos de capacitores em 69 kV (4 x 21,3 Mvar em Natal III 69 kV) e 138 kV ( 1 x

50 Mvar em João Câmara II 138 kV), além de um segundo compensador estático -

75/150 Mvar na SE Extremoz II.

A expansão futura para esta região a partir das nove alternativas analisadas

contempla um novo ponto de escoamento em Açu, em 500kV, ligando este novo

ponto à SE Milagres. Um segundo circuito entre Milagres e L. Lonzaga já se mostrou

necessário em outro estudo, em fase final de elaboração, para esta região. Outro

reforço será a duplicação da LT 500kV Extremoz II – Campina Grande II e uma

nova LT 500kV Campina Grande II - Pau Ferro. Estes reforços são referenciais para

esta expansão, podendo inclusive ser reavaliada a expansão para a nova SE 500kV

João Câmara II ao invés de expandir para a nova SE Extremoz II 500kV. Contudo,

nas análises até então realizadas não tenha indicado esta direção.


135


Outrossim, os reforços indicados para esta expansão conjuntamente com a

antecipação dos reforços associados ao escoamento da energia da UHE Belo Monte

para o Nordeste permitem um aumento nos limite de exportação do Nordeste para

cerca de 6300 MW.

Reforços adicionais referenciais foram visualizados: LT 230 kV Campina Grande II-

Santa Rita e 2º autotransformador de 500/230 kV 600 MVA a partir de 2017 em

Campina Grande II e duas linhas 230kV entre Banabuiú e Russas II. Os reforços da

rede de 230 kV entre Banabuiú-Russas são reforços referenciais, podendo ser

reavaliada a expansão de uma SE 500kV nas proximidades de Mossoró ao invés de

expandir a rede de 230 kV, a depender do montante que será aportado nos leilões

futuros.

Coletora Lagoa Nova

A contingência mais crítica para a região é a perda da LT 500 kV Campina Grande II

– Extremoz II. A transformação indicada para esta coletora são dois

transformadores 230/69kV de 150MVA.

A expansão futura para esta coletora será o aumento na capacidade de

transformação nesta subestação coletora e necessidade de suporte adicional de

modo a atender emergência.

Coletora Morro do Chapéu

A contingência mais crítica nesta região é a perda da LT 230 kV Irecê – Brotas que

não resultou em violações de tensão e carregamento. Observou-se que seria

necessário suporte adicional de modo a manter as tensões dentro dos critérios

estabelecidos nas eólicas conectadas à Brotas.

Na análise, se considerou um reator de 20 Mvar na barra de 230 kV desta coletora.

A transformação indicada é um transformador 230/69kV de 150MVA.

Pode-se concluir que não existe expectativa de superação das capacidades de curtos-

circuitos dos equipamentos envolvidos nesta área.

Com base nas análises do estudo, a relação de obras de transmissão da Rede Básica

necessárias para o escoamento da energia proveniente das Centrais Geradoras Eólicas

Vencedoras dos leilões de 2010 nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia,

são apresentadas no Anexo II, e relacionadas de forma resumidas, a seguir:

As Figuras a seguir ilustram estas obras:


136



137


LT 500 kV Garanhuns-Campina Grande II com transformação 500/230 kV

(600 MVA) em Campina Grande II.

LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II com transformação 500/230 kV

(2 x 450 MVA) em Extremoz II.

LT 500 kV João Câmara II– Extremoz II incorporando a nova SE João Câmara

500/138 kV além da SE Extremoz II 230/69 kV que secciona o circuito em 230

kV Campina Grande II-Natal III;

2º CE -75/150 Mvar em Extremoz II 230 kV;

LT 230 kV Lagoa Nova-Paraíso;

LT 230 kV Morro do Chapéu-Irecê;

LTs 230 kV Ibiapina-Sobral II e Ibiapina-Piripiri, que secciona a LT 230 kV

Piripiri – Sobral II

Os transformadores que compõe as ICG são:

2 x TR 500/138 kV – 450 MVA em João Câmara II com LTC

2 x TR 230/69 kV – 150 MVA em Lagoa Nova com LTC

1 x TR 230/69 kV – 150 MVA em Morro do Chapéu com LTC

2 x TR 230/69 kV – 100 MVA em Ibiapina com LTC


138


17 Referências

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

[2] Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão – Volume 2 – CCPE (Nov/2002).

[3] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 - Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009 dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia.

[4] ANEEL – “Referências de Custos – LTs e SEs de AT e EAT”, Ref. 10/2009

[5] EPE/GET-NE-R1-046.2010 - “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”, de agosto de 2010.

[6] EPE-DEE-RE-054 /2010-r1 – “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, novembro de 2010.

[7] Modeling of GE Wind Turbine-Generators for Gris Studies. GE Energy. Versão 4.5. Abril de 2010.


139


ANEXO I - Características das Instalações

Linha de Transmissão (LT)

Características elétricas:

Tabela A.1 – Características Elétricas das Linhas de Transmissão

Linha de

Transmissão

Tensão

(kV) Estrutura

Extensão

(km)

Condutor

Número

por fase Nome

Bitola

(MCM)

500 kV Garanhuns-

Campina Grande II 500 AA,CS 199 4 Rail 954

500 kV Campina Grande II- Extremoz II

500 AA,CS 188 4 Rail 954

500 kV Extremoz II-

João Câmara II 500 AA,CS 81 4 Rail 954

230 kV Lagoa Nova-

Paraíso 230 AA,CS 62 2 Drake 795

230 kV Morro do Chapéu-Irecê

230 AA,CS 67 1 Grosbeak 636

230 kV Ibiapina-

Seccionamento 230 AA,CD 9 1 Grosbeak 636

Parâmetros elétricos:

Tabela A.2 - Parâmetros Elétricos das Linhas de Transmissão

Linha de Transmissão

Parâmetros elétricos1

Longitudinais e transversais por unidade de comprimento

Longitudinais e transversais equivalentes2

Seqüência positiva Seqüência zero Seqüência positiva Seqüência zero

R1 (Ω/km)

X1 (Ω/km)

C1 (nF/km)

R0 (Ω/km)

X0 (Ω/km)

C0 (nF/km)

R1 (%)

X1 (%)

B1 (%)

R0 (%)

X0 (%)

B0 (%)

500 kV Garanhuns-

Campina Grande II 0.0170 0.2685 16.4524 0.2254 0.9437 9.5275 0.13 2.11 310.28 1.71 7.35 180.72

500 kV Campina

Grande II-Extremoz II 0.0170 0.2685 16.4524 0.2254 0.9437 9.5275 0.13 2.00 292.95 1.63 6.96 170.52

500 kV Extremoz II- João Câmara II

0.0170 0.2685 16.4524 0.2254 0.9437 9.5275 0.05 0.87 125.71 0.72 3.05 72.869

230 kV Lagoa Nova-

Paraíso 0.0423 0.3 14.45 0.428 1.63 6.25 0.495 3.512 17.87 4.99 19.06 7.737

230 kV Morro do

Chapéu-Irecê 0.0987 0.5007 8.7510 0.4854 1.8148 6.175 1.25 6.33 11.70 5.69 21.27 7.635

230 kV Ibiapina-Seccionamento

0.101 0.52 8.448 0.4467 1.6746 5.7234 0.172 0.885 1.516 0.76 2.849 1.027

1 Parâmetros elétricos calculados para frequência nominal de 60 Hz e temperatura de 50 ºC 2 Considerado a correção hiperbólica. Valores na base de 100 MVA e na tensão nominal do sistema.


140


Parâmetros dos Transformadores:

Tabela A.3- Parâmetros dos transformadores novos

Subestação Transformador Unidade

X (%) na base

de 100

MVA

Δ TAP

João Câmara II 500/138 kV – 450 MVA 1º TR 2,22 0,90/1,15

João Câmara II 500/138 kV – 450 MVA 2º TR 2,22 0,90/1,15

Extremoz II 500/230 kV – 450 MVA 1º TR 2,22 0,90/1,10

Extremoz II 500/230 kV – 450 MVA 2º TR 2,22 0,90/1,10

Campina Grande II 500/230 kV – 600 MVA 1º TR 1,34 0,90/1,10

Lagoa Nova 230/69 kV – 150 MVA 1º TR 6,67 0,95/1,05

Lagoa Nova 230/69 kV – 150 MVA 2º TR 6,67 0,95/1,05

Morro do Chapéu 230/69 kV – 150 MVA 1º TR 6,67 0,95/1,05

Ibiapina 230/69 kV – 100 MVA 1º TR 10,0 0,95/1,05

Ibiapina 230/69 kV – 100 MVA 2º TR 10,0 0,95/1,05


141


Fluxo máximos esperados

Os valores máximos de fluxo esperados em operação normal nas LTs 500kV Garanhuns-Campina

Grande II-Extremoz II-João Câmara II são da ordem de 850 MVA considerando o potencial de

energia eólica prevista na região (horizonte 2020), vide figura Figura 72. Contudo, como o potencial

previsto contempla apenas os montante habilitado do último leilão, não esgotando o potencial da

região, sugere-se utilizar o SIL destas linhas de transmissão para avalição de condutor econômico.


142


ANEXO II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET

EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II, 199 km

ESTADO: PE/PB

DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES

JUSTIFICATIVA:

Antecipação da expansão do sistema de suprimento à área leste da região Nordeste com a possibilitar o escoamento da geração eólica proveniente dos leilões de energia de reserva de 2009 e 2010 e de fonte alternativa de 2010, da região do Rio Grande do Norte.

OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)

LT 500 kV Garanhuns - Campina Grande II km

LT 500 kV Garanhuns - Campina Grande II, 4 x 954 MCM 199 141.888,99

SE Garanhuns 500 kV Qte

Vão de Entrada de Linha, 500 kV, DJM 1 7.425,16

SE Campina Grande II 500 kV


TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 156.739,31

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME

[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010

[3] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.

[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004


143


EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II, 188 km

ESTADO: PB/RN


JUSTIFICATIVA:



LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II km

LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II, 4 x 954 MCM 188 134.045,88

SE Campina Grande II 500 kV Qte


SE Extremoz II 500 kV



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:







144


EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV Extremoz II - João Câmara II, 81 km

ESTADO: RN


JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica para inserir a nova subestação Coletora João Câmara II associada a ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.


LT 500 kV Extremoz II - João Câmara II km

LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II, 4 x 954 MCM 81 57.753,81

SE Extremoz II 500 kV Qte


SE João Câmara II 500 kV



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.




[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010




145


EMPREENDIMENTO:

SE 500 kV Garanhuns

Reatores monofásicos de 500/√3 kV: 50 Mvar e de 33,3 Mvar

ESTADO: PE


JUSTIFICATIVA:



SE Garanhuns 500/230 kV Qte Reator monofásico de 500/√3 k -33,3 Mvar, na LT Garanhuns - Campina Grande II 4 9.698,25

Reator manobrável monofásico de 500/√3 kV-50 Mvar 4 12.318,84

Vão de Conexão de Reator, 500 kV, DJM 1 6.715,38


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:







146


EMPREENDIMENTO:

SE Campina Grande II 500/230 kV (nova)

1 Banco de autotransformadores 500/230-13,8 kV, 600 MVA

ESTADO: PB


JUSTIFICATIVA:



SE Campina Grande II 500/230 kV Qte

Módulo Geral, SE 500 kV, Porte Grande 1 33.003,21

Autotransformadores 500/√3/230/√3-13,8 kV, 200 MVA, monofásicos, com LTC 4 29.205,37

Vão de Conexão de Transformador, 500 kV, DJM 1 6.275,40

Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 1 2.747,70

Reator monofásico de 500/√3 kV-33,3 Mvar, na LT Garanhuns - Campina Grande II 4 9.698,24

Reator monofásico de 500/√3 kV-33,3 Mvar, na LT Campina Grande II - Extremoz II 4 9.698,25

Reator manobrável monofásico de 500/√3 kV-50 Mvar 4 12.318,84

Vão de Conexão de Reator, 500 kV, DJM 1 6.715,38

Interligação de barra, 500 kV, DJM 2 6.136,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:







147


EMPREENDIMENTO:

SE 500 kV Extremoz II (nova)

2 Banco de autotransformadores 500/230-13,8 kV, 450 MVA

Compensador Estático -75/+150 Mvar, 230 kV

ESTADO: RN


JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora João Câmara II associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.


SE Extremoz II 500/230 kV Qte Módulo Geral, SE 500 kV, Porte Grande 1 33.003,21 Autotransformadores 500/√3/230/√3-13,8 kV, 150 MVA, monofá icos, com LTC 7 46.748,90 Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 6.275,40 Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2.747,70 Reator monofásico de 500/√3 kV-33,3 Mvar, na LT Campina Grande II - Extremoz II 4 9.698,25 Reator manobrável monofásico de 500/√3 kV-50 Mvar 4 12.318,84 Vão de Conexão de Reatores, 500 kV, DJM 1 6.715,38 Compensador Estático -75/+150 Mvar, 230 kV 1 45.417,74 1 Módulo de Conexão ao Compensador Estático, BD, 230 kV 1 2.051,21 Interligação de barra, 500 kV, DJM 2 6.136,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:




[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010.

[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.




148


EMPREENDIMENTO:

SE 500 kV João Câmara II (nova)

2 Bancos de autotransformadores 500/138-13,8 kV, 450 MVA

ESTADO: RN


JUSTIFICATIVA:

Nova subestação Coletora João Câmara II associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.


SE João Camara II 500/138 kV Qte

Módulo Geral, SE 500 kV, Porte Médio 1 25.991,65

Autotransformadores 500/√3/138/√3-13,8 kV, 150 MVA, monofásicos, com LTC 7 55.549,25

Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 2 12.550,79

Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 2 2.953,21

Banco de Capacitores, 50 Mvar, 138 kV 1 1.723,76

Conexão de capacitor 138 kV, BD 1 970,32

Interligação de barra, 500 kV, DJM 1 3.068,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:









149


EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Paraíso – Lagoa Nova, CS, 62 km

ESTADO: RN


JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora Lagoa Nova associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Lagoa Nova - Rio Grande do Norte.


LT 230 kV Paraíso – Lagoa Nova km

LT 230 kV Paraíso – Lagoa Nova, 2 x 795 MCM, CS, 62 km 62 23.675,32

SE Paraíso 230 kV Qte

Vão de Entrada de Linha, 230 kV, BD 1 3.297,00

SE Lagoa Nova 230 kV



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:








150


EMPREENDIMENTO:

SE Lagoa Nova 230/69 kV (nova) 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 150 MVA

ESTADO: RN

DATA DE NECESSIDADE: Mar/2013

PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES

JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica para necessária inserir a nova subestação Coletora Lagoa Nova associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Lagoa Nova - Rio Grande do Norte.

OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):

SE Lagoa Nova

1 Módulo Geral, 230 kV, Médio, BD 11.692,00

2 Transformador 230 / 69 - 150 MVA, com LTC 10.992,00

2 CT 230 kV - BD 5.496,00

1 IB 230 KV - BD 1.801,00

1 Módulo Geral, 69 kV, Grande, BPT 5.400,00

2 CT 69 kV - BPT 1.249,50 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00

INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 37.252,50

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:








151


EMPREENDIMENTO:

SE Ibiapina 230/69 kV (nova) 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 100 MVA

ESTADO: CE



JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica para necessária inserir a nova subestação Coletora Ibiapina associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Tianguá - Ceará.


SE Ibiapina

1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00

2 Transformador 230/69 - 100 MVA 6.053,40

2 CT 230 kV – BD 5.496,00

1 IB 230 KV – BD 1.801,00

1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BPT 1.194,00

2 CT 69 kV – BBT 1.249,50 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00 1 BC 21,3 Mvar, 69 kV 1.277,50 1 CB 69 kV - BPT 624,75

2 EL 230 kV, BD 6.594,00

LT 230 kV Ibiapina - Secc. LT 230 kV Piripiri - sobral II, CD, 1x636 MCM, 9 km 5.419,53


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:








152


EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Irecê – Morro do Chapéu, CS, 67 km

ESTADO: BA


JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora Morro do Chapéu associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Morro do Chapéu - Bahia.


LT 230 kV Irecê – Morro do Chapéu km

LT 230 kV Irecê – Morro do Chapéu, 1 x 636 MCM, CS, 67 km 67 16.938,94

SE Paraíso 230 kV Qte


SE Morro do Chapéu 230 kV



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:








153


EMPREENDIMENTO:

SE Morro do Chapéu 230/69 kV (nova) 1º Transformador 230/69 kV, 150 MVA

ESTADO: BA



JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora Morro do Chapéu associada a ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Morro do Chapéu - Bahia.


SE Morro do Chapéu

1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00

1 Transformador 230/69 - 150 MVA 5.496,00

1 CT 230 kV – BD 2.747,70

1 IB 230 KV – BD 1.801,00

1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BPT 1.194,00

1 CT 69 kV – BBT 624,75 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00 1 Reator manobrável 20 MVAr – 230 kV 1 CR 230 kV, BD 1.801,47


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:








154


EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Extremoz II – 2º Sec. Campina Grande II/Natal III, CD, 14,7 km

ESTADO: RN


JUSTIFICATIVA:

Expansão da Rede Básica para necessária para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.


LT 230 kV Extremoz II – Sec. Campina Grande II/Natal III km

LT 230 kV Extremoz II – Sec. Campina Grande II/Natal III, CD, 2 x 636 MCM, 14,7 km 62 23.675,32

SE Extremoz II 230 kV Qte



SITUAÇÃO ATUAL:

Indicado 2º Seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II/Natal III em Extremoz. O Seccionamento do 1º circuito foi indicado no estudo do LER 2009 e a correspondente linha de transmissão leiloada em 2010 (006/2010).

OBSERVAÇÕES:








155


ANEXO III – Detalhamento dos Investimentos das Alternativas


Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 156

Alternativa 1 (Linhas, transformadores e conexões associadas)

Obras Custo Unitário

(milhares R$)Qtde.

Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Valor em 2013 da Série

Truncada pelo Método dos

Rendimentos Necessários

SE Luiz Gonzaga

Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90

Reator de linha 66,7 Mvar, 500 kV, monof. 2.222,04R$ 4 8.888,17R$ 2013 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 5.839,91

LT 500 kV

4x954 MCM, CS 642,17R$ 231 148.341,90R$ 2013 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 97.467,02

SE Milagres


Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53

SE Extremoz


LT 500 kV


SE João Câmara


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



SE Campina Grande



LT 500 kV


SE Garanhuns



SE 500

Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2013 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 5.231,31

Trafo 500-230 (2x450)

Transf. monof. 500/230 kV, 150 MVA, C/C 6.405,72R$ 7 44.840,01R$ 2013 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 29.461,82

SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


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SE 500


Trafo 500-230 (1x600)

Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 3 21.221,84R$ 2017 R$ 2.441,03 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 5.537,44

SE 230

Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2017 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 526,12

SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500

Vão de Reator, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85

Reator monof.

Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95

SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE Banabuiú

Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35

LT 230 kV

2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20

SE Russas


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SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


SE Pau Ferro

Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80

Reator de linha 50 Mvar, 500 kV, monof. 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2020 R$ 930,11 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 930,11 R$ 447,99

LT 500 kV

4x954 MCM, CS 642,17R$ 127 81.555,94R$ 2020 R$ 9.380,94 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 9.380,94 R$ 4.518,41

SE Campina Grande


SE Campina Grande

Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87

LT 230 kV

2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83

SE Santa Rita


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)

Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2014 R$ 3.254,71 R$ 0,00 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 15.336,84

SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (2x600)


SE 230


SE Extremoz



LT 500 kV

4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2014 R$ 13.886,74 R$ 0,00 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 65.437,06

SE Campina Grande



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SE Açu 3



LT 500 kV


SE Milagres



SE Açu 3



LT 500 kV

4x954 MCM, CS 642,17R$ 241 154.763,63R$ 2017 R$ 17.801,62 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 17.801,62 R$ 17.801,62 R$ 17.801,62 R$ 17.801,62 R$ 40.382,66

SE Campina Grande



SE Açu 3


LT 230 kV

LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2014 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 17.306,63

SE Galinhos


SE Açu 3


LT 230 kV

LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2017 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 8.331,52

SE Galinhos


SE Açu 3


LT 230 kV


SE Mossoró


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14



Alternativa 1 (Custos dos Módulos de Infraestrutura de Manobra e Geral)

Subestação MIM a custear Ref.Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%

Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte




Luiz Gonzaga 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53

Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53

Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53

Garanhuns 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53

Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53


João Câmara 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53

Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41

Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41



Campina Grande 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93

Santa Rita 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93

Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41

Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41




Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41


Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41





Açu 3 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19

Açu 3 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41

Açu 3 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00



Açu 3 230 kV - 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93

Extremoz 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53

Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39

Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00


Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39

Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56


Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Garanhuns 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39

Amarre de Açu 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41

Amarre de Extremoz 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41



Açu 3 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19

Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Açu 3 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00


Pau Ferro 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2020 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 66,15

Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Garanhuns 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53



Açu 3 500 kV (2 EL + 3 CT + 2 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97

Açu 3 230 kV (9EL + 3CT + 1 IB) mig RN 4.716,03 2014 R$ 542,46 R$ 0,00 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 2.556,18

João Câmara 500 kV (1EL + 1 IB) mig RN 8.054,85 2013 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 5.292,39

Extremoz 500 kV (3 EL + 2 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2013 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 5.320,38

Extremoz 230 kV (2 CT + 1 IB) mig RN 4.616,44 2013 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 3.033,20

Camp. Gde. 500 kV (5 EL + 2 CT + 4 IB) mig PB 8.118,36 2013 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 5.334,11

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Alternativa 1 (Custos das Interligações de Barra)

Subestação IB a custear Ref.Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%





Luiz Gonzaga 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74

Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74

Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74

Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74

Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74


João Câmara 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74


Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00




Santa Rita 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00


Galinhos 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00




Mossoró 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91






Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74






Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91




Amarre de Açu 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2014 R$ 171,36 R$ 0,00 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 807,47

Amarre de Extremoz 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83



Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91




Pau Ferro 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2020 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 222,92


Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74



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(milhares R$)Qtde.

Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020




SE Luiz Gonzaga



LT 500 kV


SE Milagres



SE Extremoz


LT 500 kV


SE João Câmara


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



SE Campina Grande



LT 500 kV


SE Garanhuns



SE 500


Trafo 500-230 (2x450)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


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SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


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SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


SE Pau Ferro



LT 500 kV


SE Campina Grande


SE Campina Grande


LT 230 kV

2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83

SE Santa Rita


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (2x600)


SE 230


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



LT B

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SE Açu 3



LT 500 kV


SE Milagres



SE Açu 3



LT 500 kV


SE Quixadá



SE Açu 3


LT 230 kV


SE Galinhos


SE Açu 3


LT 230 kV


SE Galinhos


SE Açu 3


LT 230 kV


SE Mossoró


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(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%






















































Quixadá 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56












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(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%


























Açu 3 230 kV 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00






Extremoz 230 kV 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
















Quixadá 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91






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(milhares R$)Qtde.

Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020




SE Luiz Gonzaga



LT 500 kV


SE Milagres



SE Extremoz


LT 500 kV


SE João Câmara


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



SE Campina Grande



LT 500 kV


SE Garanhuns



SE 500


Trafo 500-230 (2x450)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


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SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


Tran

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SE C

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17

Tran

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SE G

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13

LT B

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-

Ru

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C2

20

14




SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


SE Pau Ferro



LT 500 kV


SE Campina Grande


SE Campina Grande


LT 230 kV

2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83

SE Santa Rita


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (2x600)


SE 230


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



LT B

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C3

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14

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Açu

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17




SE Açu 3



LT 500 kV


SE Milagres



SE Açu 3



LT 500 kV


SE Milagres



SE Açu 3


LT 230 kV


SE Galinhos


SE Açu 3


LT 230 kV


SE Galinhos


SE Açu 3


LT 230 kV


SE Mossoró


LT A

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C1

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14

LT A

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- M

ilag

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C2

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C2

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LT A

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- M

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C3

20

14





(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%


































































PIS

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0 L

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kV

LT 2

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kV





(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%


























Açu 3 230 kV 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00




























Traf

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0/2

30

kV

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LT 2

30

kV

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ER 9

/10

LT 5

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rn.





(milhares R$)Qtde.

Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020




SE Luiz Gonzaga



LT 500 kV


SE Milagres



SE Extremoz


LT 500 kV


SE João Câmara


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



SE Campina Grande



LT 500 kV


SE Garanhuns



SE 500


Trafo 500-230 (2x450)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


LT L

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Go

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Mil

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13




SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


Tran

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SE C

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. Gd

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Tran

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SE G

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13

LT B

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20

14




SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


SE Pau Ferro



LT 500 kV


SE Campina Grande


SE Campina Grande


LT 230 kV

2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83

SE Santa Rita


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (2x600)


SE 230


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



Tran

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LT E

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Cam

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C2

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20

14

20

14

LT B

anab

uiú

-

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C3

LT C

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SE Mossoró



LT 500 kV


SE Milagres



SE Mossoró



LT 500 kV


SE Quixadá


Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ -R$ 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00

SE Mossoró


LT 230 kV


SE Galinhos


SE Mossoró


LT 230 kV


SE Galinhos


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14





(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%























Mossoró 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19

Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41



Mossoró 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00















Mossoró 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19



Quixadá 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56






Mossoró 500 kV (2 EL + 3 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97





LT 5

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(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%























Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91



















Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91



Quixadá 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91






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PIS

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50

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(milhares R$)Qtde.

Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020




SE Luiz Gonzaga



LT 500 kV


SE Milagres



SE Extremoz


LT 500 kV


SE João Câmara


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



SE Campina Grande



LT 500 kV


SE Garanhuns



SE 500


Trafo 500-230 (2x450)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


LT L

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SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


Tran

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LT B

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SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


SE Pau Ferro



LT 500 kV


SE Campina Grande


SE Campina Grande


LT 230 kV

2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83

SE Santa Rita


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (2x600)


SE 230


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



LT B

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14




SE Mossoró



LT 500 kV


SE Milagres



SE Mossoró



LT 500 kV


SE Campina Grande



SE Mossoró


LT 230 kV


SE Galinhos


SE Mossoró


LT 230 kV


SE Galinhos


LT M

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(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%
























































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LT 2

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(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%



















































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kV





(milhares R$)Qtde.

Custo Total

(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020




SE Luiz Gonzaga



LT 500 kV


SE Milagres



SE Extremoz


LT 500 kV


SE João Câmara


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



SE Campina Grande



LT 500 kV


SE Garanhuns



SE 500


Trafo 500-230 (2x450)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


LT L

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SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE 500


Reator monof.


SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


Tran

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SE Banabuiú


LT 230 kV


SE Russas


SE Pau Ferro



LT 500 kV


SE Campina Grande


SE Campina Grande


LT 230 kV

2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83

SE Santa Rita


SE 500


Trafo 500-230 (1x600)


SE 230


SE 500


Trafo 500-230 (2x600)


SE 230


SE Extremoz



LT 500 kV


SE Campina Grande



LT B

anab

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SE Mossoró



LT 500 kV


SE Milagres



SE Mossoró



LT 500 kV


SE Milagres



SE Mossoró


LT 230 kV


SE Galinhos


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LT 230 kV


SE Galinhos


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(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%
























































LT 2

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(milhares R$)

Ano de

Entrada

Parcela da série

de 30 anos com

taxa de 11%



















































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estudos para a licitaÇÃo da expansÃo da transmissÃo€¦ · a epe, a partir da consolidação...

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