governo federal estudos para a licitação da silas rondeau ... · silas rondeau cavalcante silva...

Governo Federal

Ministério de Minas e Energia

Ministro Silas Rondeau Cavalcante Silva

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Márcio Pereira Zimmermann

Diretor do Departamento de Planejamento Energético Iran de Oliveira Pinto

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 do Petróleo, Gás e Bioenergia José Alcides Santoro Martins Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel URL: http://www.epe.gov.br

Sede SAN – Quadra 1 – Bloco “B” – 1º andar 70051-903 Brasília DF

Escritório Central Av. Rio Branco nº 1, 11º andar 20090-003 Rio de Janeiro RJ

Estudos para a Licitação da Expansão da Transmissão

Estudos para subsidiar a elaboração dos relatórios técnicos associados aos

empreendimentos ( R1, R2, e R3) necessários ao processo licitatório

PROGRAMA DE EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO – PET

2006-2010

Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo

Equipe Técnica Alzira Noli Edna Araújo Jurema Ludwig Laura Bahiense Maria de Fátima Gama Roberto Rocha

No. EPE-DEE-RE-059/2005-Rev. 02 Data: 04 de maio de 2006

SUMÁRIO

1 APRESENTAÇÃO 1

1.1 INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DA REDE BÁSICA 2

1.1.1 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE 3

1.1.2 REGIÃO NORTE 76

1.1.3 REGIÃO NORDESTE 85

1.1.4 REGIÃO SUL 99

1.2 INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE FRONTEIRA 134

1.2.1 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE 135



1.2.4 REGIÃO REGIÃO SUL 214

1.3 INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO AUTORIZADAS OU LICITADAS 253

1.3.1 REGIÃO SUDESTE / CENTRO OESTE 254



1.3.4 REGIÃO SUL 259

2 COLABORADORES 263

PROGRAMA DE EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO / 2006-2010 1

1 APRESENTAÇÃO

A elaboração do programa de obras objeto deste documento se insere nas atribuições da EPE estabelecidas no Decreto nº 5.184, de 16.08.04, que, em seu Artigo 6º, alínea VII, indica que compete à EPE elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos. O programa de obras a seguir apresentado foi elaborado a partir de estudos desenvolvidos pela EPE, em conjunto com as empresas, através de Grupos de Estudos de Transmissão Regionais. Constam do documento instalações de transmissão para expansão da Rede Básica, definidas a partir dos estudos de planejamento da EPE, que visam garantir as condições de atendimento aos mercados e os intercâmbios entre as regiões, constituindo estas instalações de transmissão o Programa de Expansão da Transmissão - PET. Foram selecionadas para constar deste programa somente as obras cujos estudos de planejamento já tenham sido concluídos, abrangendo o período 2006 - 2010. A classificação das instalações de transmissão está em conformidade com as Resoluções 67 e 68 da ANEEL, de 08.06.2004. As instalações de transmissão programadas já autorizadas ou licitadas, estão relacionadas em tabelas específicas por região eletrogeográfica. A não realização dessas obras ou sua postergação deverá implicar em alterações correspondentes nos reforços da Rede Básica a elas associados e preconizados pelo PET.


1.1 INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DA REDE BÁSICA


1.1.1 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE

PROGRAMA DE EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO- Ciclo: 2006 - 2010

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DA REDE BÁSICA

4

Sistema Interligado da Região Sudeste/Centro-Oeste

ESTADO: GOIÁS - MG EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV São Simão - Marimbondo DATA DE NECESSIDADE: 2008

PRAZO DE EXECUÇÃO: 24 MESES

JUSTIFICATIVA:

O aumento significativo da previsão de crescimento do mercado na região Sudeste em relação aos valores considerados quando da elaboração dos estudos da Interligação Norte-Sul III, levaram ao esgotamento dos eixos São Simão - Água Vermelha e Marimbondo - Araraquara em condição normal de operação, evidenciando a necessidade de novos reforços entre as bacias da região Sudeste e para a região de São Paulo a partir de 2007.

Obras e Investimentos Previstos: (R$ X 106 – JUN/02)

Circuito # 1, São Simão - Marimbondo 500 kV, cabo 3x954MCM, 190 km........................84,80

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Marimbondo.....................................................5,63

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE São Simão.......................................................5,63

Total:.............................................................................................................................R$ 96,06

SITUAÇÃO ATUAL:

Relatórios R1, R2, R3 e R4 emitidos

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] NAR-SP 003.2005/NAR-SE/CO 002.2005 “Identificação de Reforços necessários entre Bacias dos rios Paranaíba, Grande e Paraná e Atendimento ao Estado de São Paulo”, Junho/2005.



5


ESTADO: MINAS GERAIS EMPREENDIMENTO:

Seccionamento da LT 345 kV L. C. Barreto – Mascarenhas de Moraes na SE Estreito e vãos associados

DATA DE NECESSIDADE: 2008

PRAZO DE EXECUÇÃO: 18MESES

JUSTIFICATIVA:

Reforço associado à interligação Norte-Sul III. Complementação de empreendimentos licitados em novembro de 2005.


Circuito duplo Estreito - seccionamento, 345 kV, cabo 2x954MCM, 1 km

2 Vãos de linha 345 kV (disjuntor e meio) SE Estreito

TOTAL: .....................................................................................................................R$ 7790,00

(custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

Relatórios R1 emitido.

OBSERVAÇÕES:

Empresa responsável pela obra: FURNAS


[1] CCPE-CTET020.2004 “Definição dos Reforços na Região Sudeste devido a Ampliação da Interligação Norte-Sul”.




6



Seccionamento da LT 500 kV Serra da Mesa - Correntina na SE Serra da Mesa 2 e vãos associados



JUSTIFICATIVA:

Reforço associado à interligação Norte-Sul III. Complementação de empreendimentos licitados em novembro de 2005.


Circuito duplo S. da Mesa 2 - seccionamento, 500 kV, cabo 4x954MCM, 1 km

2 Vãos de linha 500kV (disjuntor e meio) SE S. da Mesa 2

TOTAL: .....................................................................................................................R$ 12.171,00

(custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

Relatórios R1 emitido.

OBSERVAÇÕES:

Empresa responsável pela obra: TSN


[1] CCPE-CTET020.2004 “Definição dos Reforços na Região Sudeste devido a Ampliação da Interligação Norte-Sul”.



7


ESTADO: GOIÁS - MG EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV Marimbondo - Ribeirão Preto DATA DE NECESSIDADE: 2008


JUSTIFICATIVA:



Circuito # 1, São Simão - Marimbondo 500 kV, cabo 3x954MCM, 190 km............................ 84,80

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Marimbondo.........................................................5,63

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Ribeirão Preto......................................................5,63

Total:............................................................................................................................R$ 96,06 (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:





8


ESTADO: GOIÁS - MINAS GERAIS EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV Ribeirão Preto – Poços de Caldas DATA DE NECESSIDADE: 2008


JUSTIFICATIVA:



Circuito # 1, São Simão - Marimbondo 500 kV, cabo 3x954MCM, 140 km............................62,49

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Ribeirão Preto......................................................5,63

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Poços de Caldas..................................................5,63

Total:..................................................................................................................................R$ 73,75

SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:





9


ESTADO: SÃO PAULO - MINAS GERAIS EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV Ribeirão Preto - Estreito e Transformadores na SE Ribeirão Preto



JUSTIFICATIVA:



Circuito # 1, Ribeirão Preto - Estreito 500 kV, cabo 3x954MCM, 130 km 58,02 Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Estreito 5,63 50%Módulo Geral SE 500 kV, porte grande, SE Ribeirão Preto 11,49 7 autotransformadores monof. 500/440 kV- 400 MVA 42,68 2 Vãos de conexão de transformador 500 kV DJM 10,19 3 Vãos de linha 500 kV, DJM 16,88 3 Interligações de barra em 500 kV, DJM 6,96 2 Vãos de conexão de transformador 440 kV DJM 10,19 2 Interligações de barra em 440 kV, DJM 4,63 3 Transformadores monof. 440/138 kV- 100 MVA 14,61 1 Vão de conexão de transformador 440 kV DJM 5,09 1 Interligação de barra em 440 kV, DJM 2,33 1 Vão de conexão de transformador 138 kV BD 1,11

TOTAL:.................................................................................................................... R$ 189,81

SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:





10



LT 500 kV Jaguara – Estreito 500 kV DATA DE NECESSIDADE: 2008


JUSTIFICATIVA:



Circuito # 1, Jaguará – Estreito 500 kV, cabo 3x954MCM, 45 km 20,08

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Jaguara 5,63

Vão de linha 500 kV (Disjuntor e meio), SE Estreito 5,63

TOTAL: .....................................................................................................................R$ 31,34

SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:





11


ESTADO: GO EMPREENDIMENTO:

SE Samambaia

Banco de capacitores, 150 MVAr, em 345 kV



JUSTIFICATIVA:

Reforço associado à interligação Norte-Sul III

OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000 – JUN/02)

Banco de capacitores, 150 MVAr, em 345 kV 7.368,00 Conexão de Capacitor 345 kV (Disjuntor e meio) 2.779,00

TOTAL 10.147,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] Estudos do CCPE-CTET- 20.2004: “ Definição dos Reforços na Região Sudeste devido a Ampliação da Interligação Norte-Sul III “



12


ESTADO: SP EMPREENDIMENTO:

SE Ibiúna

Banco de reatores manobrável, 180 Mvar, 500 kV,

com fase reserva.

DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para controle de tensão durante carga leve.


4 reatores monofásicos, 60 Mvar, em 500 kV Conexão de Reator 500 kV (Disjuntor e meio)

TOTAL 15.431,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] PAR/PET – Obras consolidadas período 2006/2008



13



SE Ivaiporã

2 Bancos de reatores manobrável, 180 Mvar, 69kV, com fase reserva.



JUSTIFICATIVA:



Instalação de reatores no terciário do 30 AT – 750/550 kV, 1650 MVA

7 reatores monofásicos, 60 Mvar, em 69 kV 2 Conexões de Reator 69 kV (Disjuntor e meio)

TOTAL 11.940,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





PROGRAMA DE EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO- Ciclo: 2006 - 2010 14


ESTADO: RJ EMPREENDIMENTO:

SE Macaé

Banco de reatores manobrável, 60 Mvar, 345 kV,

com fase reserva.



JUSTIFICATIVA:



4 reatores monofásicos, 20 Mvar, em 345 kV Conexão de Reator 345 kV (Disjuntor e meio)

TOTAL 6.799,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:








SE Tijuco Preto 345 kV

2 Bancos de reatores limitadores de corrente, 345 kV, 6x15 ohms



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para controle de corrente de curto-circuito associada a entrada em operação da LT circuito duplo T.Preto – Itapeti 345 kV, circuitos 3 e 4.


6 reatores monofásicos, 15 ohms, em 345 kV

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] EPE/GTPI – Plano Decenal da Expansão da Transmissão , 2006 – 2015



16



SE Poços de Caldas

Banco de capacitores, 2 x 150 Mvar, em 345 kV



JUSTIFICATIVA:

O aumento significativo da previsão de crescimento do mercado na região Sudeste em relação aos valores considerados quando da elaboração dos estudos da Interligação Norte-Sul III, levaram ao esgotamento dos eixos São Simão - Água Vermelha e Marimbondo - Araraquara em condição normal de operação, evidenciando a necessidade de novos reforços entre as bacias da região Sudeste e para a região de São Paulo.


Bancos de capacitores, 2x150 Mvar, em 345 kV 14.736,00 2 Conexões de Capacitor 345 kV (Barra dupla) 6.642,00

TOTAL 21.378,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Originalmente eram previstos 3 bancos de 150 Mvar no 345 kV. Um banco de 150 Mvar será instalado no 138 kV por ser mais eficaz e econômico.








SE Venda das Pedras - Construção da SE Vendas das Pedras 345 kV e seccionamento de 1 circuito da LT Adrianópolis – Macaé 345 kV



JUSTIFICATIVA:

Obra recomendada para escoamento da capacidade plena da UTE Termorio e alívio dos carregamentos das LT´s em 138 kV que partem das SE´s Adrianópolis e São José em direção a Magé.

OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS:

Módulo geral da SE Vendas das Pedras 345 kV (porte médio), arranjo disjuntor e meio; 2 vãos de linha 345 kV para seccionamento de um circuito da LT Adrianópolis – Macaé 345 kV; 1 vão de interligação; LT circuito duplo, 345 kV, 20 km, 2x954 MCM Investimentos previstos: R$ 33.329,00 mil (base custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:



[1] - Estudo de Planejamento “Atendimento a área centro norte do estado do Rio de Janeiro” , EPE/GET-SE/CO-001.2006, emitido em 02/2006.






SE Carajás - Construção da SE Carajás 230 kV e seccionamento da LT Anhanguera - Palmeiras 230 kV



JUSTIFICATIVA:


Módulo geral da SE Carajás 230 kV (porte médio), arranjo barra dupla;

2 vãos de linha 230 kV para seccionamento da LT Anhanguera - Palmeiras 230 kV; 1 vão de interligação; LT circuito duplo, 230 kV, 1 km, 556 MCM Investimentos previstos: R$ 15.060,00 mil (base custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresa responsável pela obra: CELG





19


ESTADO: MG EMPREENDIMENTO:

LT 500 kV Neves 1 – Mesquita



JUSTIFICATIVA:

Esta LT tem por objetivo eliminar os cortes de carga quando em contingências no eixo 500 kV Neves 1 – Vespasiano – Mesquita, de atendimento à Região Leste de Minas Gerais, com mercado de 1200 MW.


Obras:

− LT 500 kv Neves 1 – Mesquita, 180 km, cabo 3x900 MCM − SE Neves 1 – EL – DJM − SE Neves 1 – IB – DJM − SE Mesquita – EL – DJM

Investimentos: R$ 122,94 milhões

SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:


[1] NAR SE/CO.001.2005 – Estudo de Suprimento ao Leste de Minas Gerais e ao Espírito Santo, Núcleo de Articulação Regional Sudeste/Centro-Oeste, Abril/2005.

[2] Eletrobrás - “Referências de Custos - LTs e SEs de AT e EAT. Junho/2002”, dezembro/2004



20


ESTADO: ES EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Mascarenhas – Verona DATA DE NECESSIDADE: AGO/2006


JUSTIFICATIVA:

Solucionar os problemas de esgotamento do sistema regional do Norte do Espírito Santo, caracterizados por níveis de tensão abaixo dos limites mínimos admissíveis (95%), LT`s com carregamentos elevados, alta valores de regulação, elevadas perdas, além de cortes de carga durante contingências.


Obras:

− LT 230 kV Mascarenhas – Verona, 107 km, cabo 636 MCM − SE Mascarenhas - Instalação seção 230 kV - EL - BD − SE Verona - Instalação seção 230 kV - EL - BD


SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:


[1] CCPE/CTET.019.2005 – Estudo de Suprimento ao Leste de Minas Gerais e ao Espírito Santo, Abril/2005.

[2] Eletrobrás – “Referências de Custos – LTs e �ÉS de AT e EAT. Junho/2002”, dezembro/2004



21



LT 500 kV Paracatu 4 – Pirapora 2 DATA DE NECESSIDADE: 2008


JUSTIFICATIVA:

Reforço necessário à Região Norte de Minas devido o esgotamento da capacidade de atendimento da região Norte de Minas Gerais, ao não atendimento ao critério n-1 no eixo 345 kV Três Marias - Várzea da Palma - Montes Claros 2 e também evitar sobrecargas em circuitos de subtransmissão e cortes de carga em emergências na Região Norte.


Obras:

LT 500 kV Paracatu 4 - Pirapora 2 CAA 3x954 MCM, circ. Simples, 260 km 116,064 SE Paracatu 4 1IB 500 kV, DJM 2,324 1EL 500 kV, DJM 5,63 4 Reator 33,3 Mvar, 525/Ö3 kV, saída p/ Pirapora 2 7,34 1CT 500 kV, DJM (manobra de reator) 5,091 SE Pirapora 2 1Módulo Geral 500 kV, DJM, MP 18,452 4Reator 33,3 Mvar, 525/√3 kV, saída p/ Paracatu 4 7,34 1CT 500 kV, DJM (manobra de reator) 5,091 1EL 500 kV, DJM 5,63 7 Autotransformador 345/138 kV, 100 MVA, c/ LTC 24,157 (*) 1IB 345 kV, DJM 1,174 2 CT 345 kV, DJM 5,558 2 CT 138 kV, BD 2,242 1IB 138 kV, BD 0,736 4 Autotransformador 500/345 kV, 350 MVA, s/ LTC 18,584 1IB 500 kV, DJM 2,324 1CT 345 kV, DJM 2,779 2 IB 345 kV, DJM 2,348 SE Várzea da Palma (ampliação) 1EL 345 kV, ANEL 1,211

(*)instalações de transmissão de fronteira


SITUAÇÃO ATUAL:

Relatório R1 emitido, R2, R3 e R4 em elaboração

OBSERVAÇÕES:


[1] Reforço à Rede Básica do Norte de Minas – Relatório R1 – EPE/GET-SE - R1-002.2005

[2] CCPE/GTPI – Plano Indicativo de Expansão da Transmissão , 2004 – 2013;

[3] Eletrobrás - “Referências de Custos - LTs e SEs de AT e EAT. Junho/2002”



22



LT 345 kV Alto da Serra - Sul DATA DE NECESSIDADE: JUN/2006


JUSTIFICATIVA:

A perda de um dos circuitos da LT Baixada – Sul 345 kV, provocará sobrecarga, a partir de 2005, da ordem de 15% chegando a 35% no ano 2012, na LT Embu – SUL 345 kV.

A perda da LT Embu – SUL 345 kV assim como no caso acima, também provoca sobrecargas na LT Baixada – Sul 345 kV, a partir do ano 2011.

Em ambos os casos, estas emergências provocarão subtensões acentuadas no barramento de 345 da SE Sul, que provocará operação na zona extrema dos LTC’s dos bancos de transformadores da SE Sul 345-88 kV.


Obras : Construção de LT 345 kV, CD, em 2x(2x954 MCM), 1.800 A cada circuito, entre a SE SUL e a “torre D” (derivação para a SE Embu Guaçu), localizada no Alto da Serra, com aproximadamente 15 km de linha (30 km de circuitos); Reconstrução de 6,3 km da LT B. Santista até a “Torre D” (12,6 km de circuitos), 345kV, para 2x(2x954MCM) e reconfigurar a “torre D” criando 2 circuitos de 2x(2x 795MCM) da SE EMG para a SE Sul Investimentos Previstos : custo modular eletrobrás – jun/02 - R$ mil 9.862,00l

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:.

Linha de Transmissão nova (trecho) e reconstruída (trecho).


[1] Relatório Técnico CTEEP – TP – 026/2003 , “LT 345 kV EMBU GUAÇU – SUL – BAIXADA SANTISTA – Alternativas de Reforços da Rede Básica” (PRELIMINAR).



23


ESTADO: SP/PR EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Itararé II –Jaguariaíva DATA DE NECESSIDADE: SET/2006


JUSTIFICATIVA:

O estudo da região de Capão Bonito indicou a necessidade de implantação da LT 230 kV Itararé II – Jaguariaíva e fonte 230-138 kV 300VA na SE Itararé II como alternativa de suprimento a esta região, em função de sobrecargas inadmissíveis existentes na SE Capão Bonito 230-138 kV 2 x 75 MVA quando da perda de um dos transformadores, e do esgotamento das fontes da região no horizonte decenal, mostrando-se a alternativa mais econômica. Adicionalmente, aumentará a confiabilidade do suprimento regional eliminando a condição radial do atendimento às SEs Itapeva e Itararé II.

Constituindo-se em novo elo de interligação entre as regiões Sul e Sudeste, essa LT também contribuirá para alívio do carregamento das LTs 230 kV Chavantes – Botucatu (existente e futura); Chavantes – Piraju e Piraju – Jurumirim em condições de elevados intercâmbios energéticos Sul – Sudeste.

Nota: a implantação do auto-transformador 230/138 kV, 300 MVA, na SE Itararé II deverá ser coordenada com esta obra.


LT 230 kV, CS, 40 Km, 636 kcmil R$ 7.500,00 mil base custos modulares Eletrobrás junho/2002.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresas proprietárias das instalações: CTEEP e COPEL


[1] Análise das Fontes Supridoras 230/138 kV e do Sistema de 138 KV da Região de Capão Bonito – Período 2004-2010 - CCPE-CTET-017.2003



24


ESTADO: MG/ES EMPREENDIMENTO:

Recapacitação das LTs 230 kV DATA DE NECESSIDADE: JUL/2006


JUSTIFICATIVA:

O sistema de atendimento à Região Leste de Minas Gerais está estruturado na LT 500 kV Neves-Vespasiano-Mesquita. Este sistema também atende à ESCELSA. Em situações de contingências nesta LT de 500 kV, ocorrem cortes de carga na região.

Devido à ocupação urbana em áreas próximas próximas a diversas subestações de 230 kV da região, tem sido necessário limitar a capacidade de transporte de várias LT 230 kV, para se evitar violações de altura cabo-solo, que possam comprometer a segurança de terceiros.


Obras Recapacitação das seguintes LTs: LT Taquaril – Itabira 2, LT1, 85 km LT Taquaril – Itabira 2, LT2, 93 km LT Taquaril – Barão Cocais – Monlevade 2 - Itabira 2, 102 km LT Itabira 2 – Porto Estrela – Ipatinga 1, 128 km LT Itabira 2 – Guilman – Ipatinga 1, 90 km Investimentos Previstos: R$ 3,449 milhões – custos informados pela CEMIG

SITUAÇÃO ATUAL:

A CEMIG está levantado a situação dessas diversas LT, com previsão de término do estudo de viabilidade em dezembro de 2004.

OBSERVAÇÕES:

Base custos modulares Eletrobrás junho/2004


PROGRAMA DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS (PAR) PERÍODO 2006 A 2008, ONS 2.1.071/2005

[1] CCPE/CTET-056/2003 Plano Indicativo de Transmissão das Regiões Sudeste/Centro-Oeste Período 2003-2012



25



Recapacitação das LTs 230 kV da Grande São Paulo DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


JUSTIFICATIVA:

Verificam-se, em condições de emergência, na LT Edgard de Souza - Pirituba, nos anos 2005 e 2006, anteriores à energização da Subestação Anhanguera, no horário de carga pesada (bem como no ano de 2006 no horário de carga média)

Verificam-se, em condições de emergência, na LT Edgard de Souza - Pirituba, em todo o período de estudo, no horário de carga pesada (bem como até 2009 no horário de carga média). As obras previstas, como a SE Anhanguera 345/88 kV e a SE Jandira 440/138 kV, não são suficientes para evitar as superações.

Na LT Edgard de Souza – Centro ETR, trecho Anhanguera - Centro ETR, em 2005 e de 2008 até o final do período de estudo, no horário de carga média (Nos anos de 2006 e 2007, verificam-se carregamentos próximos ao limite). As obras previstas não são suficientes para evitar as superações.

Na LT Edgard de Souza – Centro ETR, trecho Edgard de Souza - Anhanguera, em 2006, anterior à energização da Subestação Anhanguera, no horário de carga pesada.


Obras Recapacitação das seguintes LTs:

LT 230 kV, circuito duplo, Edgard de Souza – Pirituba, 15 km, cabo 2 x 477 kcmil, para temperatura de projeto 75o

Recapacitar a LT 230 kV, circuito duplo, Edgard de Souza – Centro ETR (trechos Edgard de Souza – Anhanguera, 14 km em cabo 2 x 477 kcmil e Anhanguera – Centro ETR, 5 km em cabo 2 x 477 kcmil e 1 km em cabo 2 x 636 kcmil), para temperatura de projeto 75o

INVESTIMENTOS PREVISTOS: Em estudo de viabilidade pela CTEEP

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] - RT/CCPE/CTET/NAR-SP/007/2004 – Estudo do Sistema 230 kV das Regiões Oeste, Noroeste e Central da Grande São Paulo - Período 2005 – 2013



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Sistema Interligado da Região SUDESTE/CENTRO-OESTE


SE Jaguara Substituição de 7 (sete) disjuntores de 345 kV devido à superação da capacidade interrupção de curto-circuito

DATA DE NECESSIDADE: JUL/2006


JUSTIFICATIVA:

A SE Jaguara tem uma função primordial de integração energética das bacias dos Rios Paranaíba e Grande, interconectando o sistema de 500 kV (compreendido pelas UHE São Simão, Emborcação, Itumbiara, Nova Ponte e Jaguara 500 kV) com o sistema de 345 kV do Rio Grande, formado pelas SE Jaguara, Estreito, Mascarenhas de Morais, Furnas e Itutinga. A integração entre as malhas de 500 e 345 kV é efetuada através de três autos 500/345 kV – 400 MVA. A expansão do sistema Sudeste prevista para os próximos anos, incluindo a 3ª etapa da Interligação Norte-Sul, elevará o nível de curto-circuito da Rede Básica, fazendo com que 7 disjuntores de 345 kV da SE Jaguara tenham sua capacidade nominal de interrupção de curto-circuito (15.000 MVA ou 25 kA) superadas, conforme detalhado em estudo específico (ref. 1).


• Substituição de sete disjuntores de 345 kV Investimentos previstos: R$ 9 milhões (orçamento preliminar CEMIG)

SITUAÇÃO ATUAL:

Foram autorizados pela ANEEL apenas quatro do sete disjuntores, porém sem receita permitida. Aguardando entendimento entre CEMIG e ANEEL.


[1] - 02.111-ST/PL-796 - Alternativas para solucionar a superação da capacidade nominal de interrupção dos disjuntores de 345 kV da SE Jaguara



27



SE Água Vermelha 500 kV e 440 kV

3o banco de autotransformadores 500/440 kV – 750 MVA DATA DE NECESSIDADE: 2008


JUSTIFICATIVA:

Reforço associado à interligação Norte-Sul III


OBRAS

50% Módulo Geral SE 500 kV, porte médio, Água Vermelha..................................... 8.370,00

3º Banco de Autotransformadores 500/440 kV, 4 x 250 MVA .................................. 17.260,00

Vão de Conexão de Transformadores 500 kV, BD..................................................... 4.790,00

Interligação de barra em 440 kV, SE A. Vermelha ..................................................... 2.200,00

Vão de Conexão de Transformadores 440 kV, DJM .................................................. 4.790,00

INVESTIMENTOS PREVISTOS TOTAL ............................................................................... 37.410,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] - CCPE-CTET- 20.2004: “ Definição dos Reforços na Região Sudeste devido a Ampliação da Interligação Norte-Sul III “



28



SE Baixada Santista 2º Autotransformador 345-230 kV, 500 MVA e bays associados

DATA DE NECESSIDADE: APÓS A ENTRADA DAS

UNIDADES 5 E 6 DA UTE NOVA PIRATININGA, NO BARRAMENTO DE 88 KV DA SE PIRATININGA II.

PRAZO DE EXECUÇÃO: 9 MESES APÓS A

ENERGIZAÇÃO DA SE ANHANGUERA.

JUSTIFICATIVA:

Após a entrada das unidades 5 e 6 da UTE Nova Piratininga, no barramento de 88 kV da SE Piratininga II, a perda do único autotransformador 345-230 kV, 500 MVA, da SE Baixada Santista, provocará sobrecargas inadmissíveis nos 2 autotransformadores 345-230 kV, 500 MVA cada, da SE Interlagos, no horário de carga pesada, considerando-se despachos máximos nas usinas Piratininga, Nova Piratininga e Henry Borden, setores de 88 e 230 kV.


Obras : Instalação do 2º autotransformador 345-230 kV, 500 MVA e bays associados. Investimentos Previstos : Trata-se apenas do transporte, obras civis e montagem do banco e bays já existentes na SE de origem (SE Anhanguera). Custo estimado em R$ mil 3.500 pelos custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da Estação : CTEEP


[1] - “Integração das Térmicas do PPT – Área São Paulo” – UTEs Piratininga e CCBS – ONS – 2.1/013/2001 e CCPE/CTET.021.2001.

[2] - “Definição das Alternativas para o Suprimento ao Vale do Paraíba“ - CCPE/CTET/GVAP2,outubro/2002.



29


ESTADO: MG EMPREENDIMENTO

SE POÇOS DE CALDAS 345 kV

Substituição de 14 disjuntores 345 kV

67 chaves seccionadoras 345 kV



JUSTIFICATIVA:

Superação decorrente da implantação dos reforços no sistema Sudeste associados à Interligação Norte-Sul III


Substituição dos 14 Disjuntores 345 kV das linhas para Furnas C1 e C2, Guarulhos C1 e C2, Campinas, L.C.Barreto C1 e C2, Mogi, do Vão de Amarre , do Trafo TR-51 e dos Auto-trafos AT1, AT2, AT3 e AT4. Substituição das 67 Chaves Seccionadoras das linhas Furnas C1 (5) e C2 (5), Guarulhos C1 (5) e C2 (5), Campinas (5), L.C.Barreto C1 (5) e C2 (5), Mogi (5), do Vão de Amarre (2), do Trafo TR-51 (5) e dos Auto-trafos AT1(5), AT2(5), AT3(5) e AT4(5). R$ 13.444,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresa proprietária da instalação: FURNAS FURNAS está levantando os custos específicos para esta substituição.




30


ESTADO: RJ EMPREENDIMENTO

SE ADRIANÓPOLIS 345 kV

1 vão de interligação, 3 chaves seccionadoras e TCs associados



JUSTIFICATIVA:

Aumento da segurança do sistema e adequação dos equipamentos terminais a capacidade das linhas de transmissão.


1 vão de interligação na barra A 1 chave seccionadora na barra B 2 chaves seccionadoras e TCs associados R$ 2.120 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresa proprietária da instalação: FURNAS




31



SE PORTO COLÔMBIA 345 kV

Substituição de 2 vãos de linha completos de 345 kV e um vão de amarre.



JUSTIFICATIVA:

Superação por corrente de carga decorrente da evolução do sistema.


Substituição de 3 Disjuntores. Substituição de 12 TC´s (unidades monofásicas) . Substituição de 12 Chaves Seccionadoras. Substituição de 2 Filtros de Onda R$ 7.692,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





32


ESTADO: GO EMPREENDIMENTO

SE ITUMBIARA 345 kV


37 chaves seccionadoras 345 kV e 21 transformadores de corrente



JUSTIFICATIVA:



Substituição de 8 disjuntores nas saídas de linha para Porto Colômbia, Bandeirantes C1 e C2, transformadores 500/345 kV TR53 e TR50, transformadores 345/230 kV TR01 e TR02 e amarre. 37 chaves seccionadoras 345 kV e 21 TCs R$ 9073,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






33


ESTADO: GO EMPREENDIMENTO

SE ITUMBIARA 230 kV




JUSTIFICATIVA:



Substituição dos5 disjuntores 230 kV das linhas para Rio Verde C1, Cachoeira Dourada, Vão de Amarre e Transformadores TR01 e TR02. R$ 1743,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





34


ESTADO:SP EMPREENDIMENTO

SE MOGI 345 kV

Substituição de 5 disjuntores 345 kV, 6 transformadores de corrente, 22 chaves seccionadoras 345 kV e 3 filtros de onda

DATA DE NECESSIDADE:


JUSTIFICATIVA:

Superação por corrente de carga decorrente da evolução do sistema


Substituição de 5 disjuntores 345 kV e 22 chaves seccionadoras 345 kV (LT p/ Itapeti C1 e C2, LT p/ Poços de Caldas, LT p/ T. Nordeste, vão de amarre). Substituição de TC´s das linhas para Itapeti C2 e Terminal Nordeste. Substituição de Filtros de Onda das linhas para Itapeti C2 (1) e Terminal Nordeste (2). Substituição de Chaves Seccionadoras das linhas para Itapeti C1 (5) e C2 (5), Poços de Caldas (5), Terminal Nordeste (5) e Vão de Amarre (2). R$ 8.650,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresa proprietária da instalação: FURNAS FURNAS está levantando os custos específicos para esta substituição.




35


ESTADO: SP EMPREENDIMENTO

SE GUARULHOS 345 kV


15 chaves seccionadoras 345 kV



JUSTIFICATIVA:

Superação decorrente da elevação do nível de curto-circuito devido a ampliações na rede básica.


Substituição dos 5 Disjuntores 345 kV das linhas para Poços de Caldas C1 e C2, Terminal Nordeste, Campinas e Amarre. Substituição das Chaves Seccionadoras das linhas para Poços de Caldas C1 (5) e C2 (5) e Campinas (5). R$4075,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





36


ESTADO: DF EMPREENDIMENTO

SE BRASÍLIA SUL 345 kV

Substituição de 2 vãos completos de linha de 345 kV , 2 chaves seccionadoras 345 kV e 1 TC



JUSTIFICATIVA:

Adequação dos equipamentos terminais para a capacidade das linhas de transmissão.


Substituição dos vãos das LT 345 kV Samambaia – Brasília Sul C1 e C2, de 1 TC e 2 chaves seccionadora do vão de amarre. R$7.077,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






37



SE FURNAS 345 kV

Substituição de 5 vãos de linha completos 345 kV e 8 vãos de TR elevadores completos 345 kV ,1 vão de interligação e 1 vão de amarre.



JUSTIFICATIVA:

Superação decorrente da elevação do nível de curto-circuito devido a ampliações na rede básica.


Substituição de 5 vãos das linhas para Poços de Caldas C1 e C2, Pimenta, L.C.Barreto, Itutinga C2, Vão de Amarre e Vão de Interligação e dos trafos elevadores dos geradores 1, 2, 3, 4, 5 ,6, 7 e 8. Total: 15 disjuntores, 46 chaves e 45 TCs (unidades monofásicas) R$ 11.750,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





38


ESTADO: SP EMPREENDIMENTO

SE L. C. BARRETO 345 kV

Substituição de 8 disjuntores 345 kV da rede básica e 6 disjuntores 345 kV dos geradores

34 chaves seccionadoras 345 kV e 9 transformadores de corrente e 1 filtro de onda.



JUSTIFICATIVA:



Substituição de 8 disjuntores 345 kV, das linhas para Furnas, Poços de Caldas C1 e C2, Mascarenhas de Moraes, Jaguara, Volta Grande, Vão de Amarre, de Interligação de Barra e 6 disjuntores dos Geradores 1, 2, 3, 4, 5 e 6.

Substituição dos TC´s das linhas para Jaguara, Volta Grande e de Interligação de Barra.

Substituição das 34 Chaves Seccionadoras das linhas para Furnas, Poços de Caldas C1 e C2, Mascarenhas de Moraes, Jaguara, Volta Grande, de Interligação de Barra e dos Geradores 1, 2, 3, 4, 5 e 6.

Substituição do Filtro de Onda do Vão de Interligação de Barra.

R$ 16.931,00 mil (custo modular ELETROBRAS – jun / 2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





39


ESTADO: ES EMPREENDIMENTO

SE VIANA 345 kV

Transferência de banco de reatores manobrável



JUSTIFICATIVA:

Alteração de topologia devido ao seccionamento da LT Campos – Vitória C1 na SE Viana.


Transferência de banco de reatores , 60 Mvar, manobrável e equipamentos associados da SE Vitória 345 kV

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresa proprietária da instalação: FURNAS FURNAS está levantando os custos específicos para esta transferência.





40


ESTADO: ES EMPREENDIMENTO

SE VITÓRIA 345 kV

Transferência de compensador síncrono.



JUSTIFICATIVA:

Alteração de topologia devido ao seccionamento da LT Campos – Vitória C1 na SE Viana.


Transferência do compensador síncrono -30/+60 Mvar., transformador elevador e vãos associados da SE Brasília Sul para SE Vitória.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresa proprietária da instalação: FURNAS FURNAS está levantando os custos específicos para esta transferência.



I



41



SE Itararé II - Construção de 1 bay de 230 kV e setor de 230 kV

DATA DE NECESSIDADE: SET/2006


JUSTIFICATIVA:

O estudo da região de Capão Bonito indicou a necessidade de implantação da LT 230 kV Itararé II – Jaguariaíva e fonte 230-138 kV 300MA na SE Itararé II como alternativa de suprimento a esta região, em função de sobrecargas inadmissíveis existentes na SE Capão Bonito 230-138 kV 2 x 75 MVA quando da perda de um dos transformadores, e do esgotamento das fontes da região no horizonte decenal, mostrando-se a alternativa mais econômica. Adicionalmente, aumentará a confiabilidade do suprimento regional eliminando a condição radial do atendimento às SEs Itapeva e Itararé II. Constituindo-se em novo elo de interligação entre as regiões Sul e Sudeste, essa LT também contribuirá para alívio do carregamento das LTs 230 kV Chavantes – Botucatu (existente e futura); Chavantes – Piraju e Piraju – Jurumirim em condições de elevados intercâmbios energéticos Sul – Sudeste. Nota: a implantação do auto-transformador 230/138 kV, 300MVA na SE Itararé II deverá ser coordenada com esta obra.


1 bay de 230 kV para o engate da LT Jaguariaíva – Itararé II. e 1 bay de interligação de barras Implantação do setor 230 kV na subestação Itararé II R$ 10.900,00 mil base custos modulares Eletrobrás junho/2002.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresas proprietárias das instalações: CTEEP


[1] - “Análise das Fontes Supridoras 230/138 kV e do Sistema de 138 KV da Região de Capão Bonito – Período 2004-2010” - RT/CCPE-CTET-017.2003



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SE Mirassol - Construção da SE Mirassol, 440 kV



JUSTIFICATIVA:

Segundo o relatório do “Estudo das Regiões de São José do Rio Preto e Catanduva - Período 2003 - 2010 - RT/CCPE/CTET/NAR-SP/005/2003”, foi decidida como alternativa de expansão para as regiões em análise a construção de uma nova subestação rebaixadora 440/138 kV na localidade de Mirassol, para atendimento ao mercado regional e alívio das fontes existentes e de LTs 138 kV, eliminando-se sobrecargas. Adicionalmente aumentará a confiabilidade e diminuirá o nível de perdas ôhmicas. Nota: a implantação de transformação 440/138 kV, 300 MVA, nesta SE deverá ser coordenada com esta obra.


Módulo geral da SE Mirassol 440 kV (porte médio), e arranjo disjuntor e meio: R$ 18452 MIL; 4 bays de 440 kV para seccionamento de dois circuitos da LT Ilha Solteira – Araraquara 440 kV: R$ 22520 MIL 2 bays de interligação de barras de 440 kV: R$ 4648 MIL Trecho de LTs 440 kV para seccionamento. Investimentos previstos: R$ 45620,00 mil (base custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresa responsável pela obra: CTEEP


[1] - “Estudo de Planejamento de Longo Prazo para o sistema de 138 kV da região de Catanduva e São José do Rio Preto - Período 2003 a 2010” - RT/CCPE/CTET/021/2003

[2] - "Programa Decenal de Transmissão do Sistema Interligado Sudeste/Centro-Oeste, 2003-2012"

[3] - Manual de Custos da Eletrobrás – junho 2002



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SE SUL - Instalação de 2 bays, 345 kV

DATA DE NECESSIDADE: JUN/2006


JUSTIFICATIVA:

A perda de um dos circuitos da LT Baixada – Sul 345 kV, provocará sobrecarga, a partir de 2005, da ordem de 15% chegando a 35% no ano 2012, na LT Embu – SUL 345 kV. A perda da LT Embu – SUL 345 kV assim como no caso acima, também provoca sobrecargas na LT Baixada – Sul 345 kV, a partir do ano 2011. Em ambos os casos, estas emergências provocarão subtensões acentuadas no barramento de 345 da SE Sul, que provocará operação na zona extrema dos LTC’s dos bancos de transformadores da SE Sul 345-88 kV.


Obras : Construção de 2 bays de 345 kV, BD, para o engate da LT Embu - Sul. Investimentos Previstos : Os investimentos preliminarmente estimados, conforme orçamento elaborado pela CTEEP totalizam R$ Mil 10.075,00 ( março / 2003 )

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Linha de Transmissão nova.


[1] - Relatório Técnico CTEEP – TP – 026/2003 , “LT 345 kV EMBU GUAÇU – SUL – BAIXADA SANTISTA – Alternativas de Reforços da Rede Básica” (PRELIMINAR).



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ESTADO: SÃO PAULO Empreendimento:

SE ASSIS

Instalação de módulo de manobra do reator 2 DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


Justificativa: Flexibilidade operativa Obras e Investimentos Previstos: Instalação de módulo compacto SF6, 440kV, para manobra do reator 2 ( 3x 33,3 MVAr) Os investimentos previstos são de R$ mil 10.655,00 Situação Atual: Obra constante do PAR data prevista de energização: dezembro / 2007 Observações: Empresa proprietária da instalação: CTEEP Documentos de Referência:



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SE ASSIS

Adequação do “bay” 440 kV para Capivara



Justificativa: Com a energização de geradores na UHE P. Primavera, a LT 440 kV Capivara – Assis passa a apresentar maiores carregamentos, especialmente na emergência da LT 440 kV Capivara – Assis, com superação da capacidade do “bay”, implicando em nescessidade de substituição IMEDIATA. Essa superação de capacidade também foi agravada com a implantação do empreendimento Londrina-Assis-Araraquara 525 kV. Obras e Investimentos Previstos: 01 Bobina de bloqueio do bay de 440kV da LT para capivara; Os investimentos previstos são: R$ mil 2.612,78 Situação Atual: Obra constante do PAR data prevista de energização: dezembro / 2007 Observações: Empresa proprietária da instalação: CTEEP Documentos de Referência:

CCPE/CTET/017.2002 Empreendimento Londrina – Assis – Araraquara, Estudos de Sistema.



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SE ATIBAIA –

Construção da SE ATIBAIA 345 kV DATA DE NECESSIDADE: 2007


JUSTIFICATIVA:

Segundo o relatório do “Estudo de avaliação do sistema de 138 kV da Região de Mairiporã e Bragança Paulista (2005-2013) - RT/EPE/GET-SP/006/2005”, foi recomendada como alternativa de expansão para as regiões em análise a construção de uma nova subestação rebaixadora 345-138 kV na localidade de Atibaia, para atendimento ao mercado regional e alívio das fontes existentes e das LT’s 138 kV, eliminando as sobrecargas. Adicionalmente aumentará a confiabilidade e diminuirá o nível de perdas ôhmicas. Nota: a implementação de transformação 345-138 kV, 400 MVA, nesta SE deverá ser coordenada com esta obra.


Módulo geral, da SE Atibaia 345 kV (porte médio) e arranjo disjuntor e meio; 2 bays de 345 kV (DJM) para seccionamento da LT 345 kV Poços de Caldas - Mogi, 2 bays de interligação de barra 345 kV. Trecho de LT 345 kV para seccionamento. Investimento previstos: R$ 22.919,00 mil (base custos modulares ELETROBRÁS –junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

.

OBSERVAÇÕES:


[1] “Estudo de avaliação do sistema de 138 kV da Região de Mairiporã e Bragança Paulista (2005-2013)”. [2] Manual de Custos da Eletrobrás – junho 2002.



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SE BAURU

Substituição de várias seccionadoras de 440kV



JUSTIFICATIVA:

Substituição de várias seccionadoras de 440kV de 2000A para 3000A, e instalação de medição de corrente nos travessões de 440kV, PARA ADEQUAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS.


Sustituição de várias seccionadoras de 440kV e instalação de medição de corrente no 440kV. O investimento estimado é de R$ mil 2.892,00.

SITUAÇÃO ATUAL:

Obra constante do PAR Data prevista de energização: dezembro / 2007

OBSERVAÇÕES:

Empresa proprietária da instalação: CTEEP




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SE CAPIVARA

Substituição do “bay” da LT 440 kV Capivara–Assis



Justificativa: Com a energização de geradores na UHE P. Primavera, a LT 440 kV Capivara – Assis passa a apresentar maiores carregamentos, especialmente na emergência da LT 440 kV Taquaruçu – Assis, com superação da capacidade do “bay”, implicando em nescessidade de substituição IMEDIATA. Essa superação de capacidade também é agravada com a implantação do empreendimento Londrina-Assis-Araraquara 525 kV. Obras e Investimentos Previstos:

01 “bay” de LT 440kV; Os investimentos preliminarmente previstos, com base no Custo Modular da Eletrobrás (Junho/02-V2, são de R$ Mil 5.306,00. Situação Atual: data prevista de energização: dezembro / 2007 Observações: Empresa proprietária da instalação: CTEEP Documentos de Referência:

CCPE/CTET/017.2002. Empreendimento Londrina – Assis – Araraquara, Estudos de Sistema.



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SE Getulina - Construção da SE Getulina, 440 kV



JUSTIFICATIVA:

EXPANSÃO PARA AS REGIÕES EM ANÁLISE A CONSTRUÇÃO DE UMA NOVA SUBESTAÇÃO REBAIXADORA 440/138 KV NA LOCALIDADE DE GETULINA, PARA ATENDIMENTO AO MERCADO REGIONAL E ALÍVIO DAS FONTES EXISTENTES E DE LTS 138 KV, ELIMINANDO-SE SOBRECARGAS E PROBLEMAS DE SUBTENSÕES.

ADICIONALMENTE AUMENTARÁ A CONFIABILIDADE E DIMINUIRÁ O NÍVEL DE PERDAS ÔHMICAS, APRESENTANDO OS MELHORES RESULTADOS EM TERMOS ECONÔMICOS FRENTE ÀS OPÇÕES ANALISADAS.

NOTA: A IMPLANTAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO 440/138 KV, 300 MVA, NESTA SE DEVERÁ SER COORDENADA COM ESTA OBRA.


MÓDULO GERAL DA SE GETULINA 440 KV (PORTE MÉDIO), E ARRANJO DISJUNTOR E MEIO: R$ 18452 MIL;

4 BAYS DE 440 KV PARA SECCIONAMENTO DE DOIS CIRCUITOS DA LT JUPIÁ – BAURU 440 KV: R$ 22520 MIL

2 BAYS DE INTERLIGAÇÃO DE BARRAS DE 440 KV: R$ 4648 MIL

TRECHO DE LTS 440 KV PARA SECCIONAMENTO.

INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 45620,00 MIL (BASE CUSTOS MODULARES ELETROBRÁS – JUNHO 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] – “ESTUDO DOS SISTEMAS 138KV DAS REGIÕES DE MARÍLIA E TUPÃ – PERÍODO 2006 A 2015 –

RT/EPE/GET – SP/007/2005”

[2] – MANUAL DE CUSTOS DA ELETROBRÁS – JUNHO 2002



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ESTADO: SÃO PAULO EMPREENDIMENTO:

SE ILHA SOLTEIRA

Novo disjuntor de 440kV DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


Justificativa: Fexibilidade operativa.

Obras e Investimentos Previstos: instalação de 1 IB 440kV Investimentos Previstos : R$ mil 4.000,00 Situação Atual:

Observações:

Data prevista para energização: dezembro / 2007 Documentos de Referência:



51


ESTADO: SÃO PAULO EMPREENDIMENTO:

SE INTERLAGOS

Nova entrada de linha em 345kV DATA DE NECESSIDADE: ABRIL / 2007


Justificativa:

Com o fechamento do anel de 345kv em torno da grande são paulo, e com a substituição de equipamentos superados por curto-circuito, torna-se necessária a instalação do 3º circuito da lts interlagos – xavantes 345kv.

Obras e Investimentos Previstos: instalação de 1 el 345kv, relativa a lt INTERLAGOS - XAVANTES (3º circuito) Investimentos Previstos : custo modular eletrobrás – jun/02 - R$ mil 3.576,00 Situação Atual:

Data prevista de energização: JUNHo / 2008.

Observações:

Documentos de Referência:

[1] CCPE/CTET/007.2002. Análise do Sistema 345 kV e 440 kV da Região da Grande São Paulo, em Função dos Impactos da Expansão da Interligação Sul-Sudeste

[2] CCPE/CTET/025.2003 Análise do Sistema 345 kV Da Região da Grande São Paulo – Reforço a partir da SE Tijuco Preto.



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SE ITAPETI Construção da nova SE Itapeti



Justificativa: Receber as transferências de carga das SEs São José dos Campos, Nordeste e Mogi (CTEEP), aliviando seus carregamentos e das LTs Mogi (FURNAS) – São José dos Campos 230kV, viabilizando também a solução do GVAP2 para o Vale do Paraíba.

Obras e Investimentos Previstos: Obras : Módulo Geral da SE 345kV porte grande. Investimentos Previstos : R$ mil 17.000,00 valores baseados no Custo Modular da ELETROBRÁS – junho 2002. Situação Atual:

Observações: Proprietária da Estação : CTEEP Documentos de Referência:

[1] CCPE/CTET/GVAP2 “Definição das Alternativas para o Suprimento ao Vale do Paraíba“, outubro/2002.



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SE PIRATININGA II – 345kV

Construção da SE Piratininga II, 345 kV DATA DE NECESSIDADE: 2007

PRAZO DE EXECUÇÃO: 36 meses

JUSTIFICATIVA:

Segundo o relatório do “Estudo SE Piratininga II (2007-2014) - RT/EPE/GET-SP/002/2006”, foi recomendada a construção de uma nova subestação rebaixadora 345-138/88kV no Município de São Paulo, para atendimento ao crescimento de mercado da região sudoeste da Grande São Paulo e alívio das transformações das SEs Bandeirantes e Piratininga. Adicionalmente aumentará a confiabilidade e diminuirá o nível de perdas ôhmicas, apresentando os melhores resultados em termos econômicos frente às opções analisadas.


Módulo geral de 345kV (porte grande), e arranjo barra dupla: R$16.804,00 MIL; 2 bays de 345kV (bd) para conexão da LT 345kV Interlagos-Piratininga II: R$ 7.596,00 MIL; 1 bay de interligação de barra 345kV: R$ 1.967,00 MIL. Investimento previstos: R$ 26.367,00 mil (base custos modulares ELETROBRÁS –junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] EPE/GET-SP/002/2006 “Estudo SE Piratininga II (2007-2014)"

[2] Manual de Custos da Eletrobrás – junho 2002.



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Estado: SP EMPREENDIMENTO:

SE Souzas - Construção da SE Sousas , 500 kV


Prazo de Execução: 36 meses

JUSTIFICATIVA:

Segundo o relatório do “Estudo de planejamento de longo prazo para atendimento à área de campinas – período 2006 – 2015 CCPE/CTET/NAR-SP/006/2002”, foi decidida como alternativa de expansão para a região em análise a construção de uma nova subestação rebaixadora 500/138 kv no distrito de sousas, para atendimento ao mercado regional e alívio das fontes existentes e de lts 138 kv, eliminando-se sobrecargas e problemas de subtensões.

Adicionalmente aumentará a confiabilidade e diminuirá o nível de perdas ôhmicas, apresentando os melhores resultados em termos econômicos frente às opções analisadas.

Nota: a implantação de transformação 500/138 kv, 2x300 mva, nesta se deverá ser coordenada com esta obra.


Módulo geral (porte médio), e arranjo disjuntor e meio: R$ 18.452 MIL;

2 EL de 500 kV para seccionamento da LT Campinas-Ibiúna 500 kV: R$ 11260 MIL

1 EL de interligação de barras de 500 kV: R$ 2324 MIL

Trecho de LTs 500 kV para seccionamento.

INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 32.036,00 mil

Custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] CCPE/CTET/NAR-SP/006/2002 “Estudo de planejamento de longo prazo para atendimento à área de Campinas” – período 2006 – 2015

[2] Manual de Custos da Eletrobrás – junho 2002



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ESTADO: SP EMPREENDIMENTO: SE XAVANTES

Nova entrada de linha em 345kV Data de Necessidade: ABRIL / 2007

Prazo de Execução: 18 MESES Justificativa:

Com o fechamento do anel de 345kv em torno da grande são paulo, e com a substituição de equipamentos superados por curto-circuito, torna-se necessária a instalação do 3º circuito da lts interlagos – xavantes 345kv.

Obras e Investimentos Previstos:

instalação de 1 el 345kv, relativa a lt INTERLAGOS - XAVANTES (3º circuito) Investimentos Previstos : custo modular eletrobrás – jun/02 - R$ mil 3.576,00 Situação Atual:

Data prevista de energização: JUNHo / 2008.

Observações:


[1] CCPE/CTET/007.2002 “Análise do sistema 345 kv e 440 kv da região da grande São Paulo, em função dos impactos da expansão da interligação Sul-Sudeste”.

[2] CCPE/CTET/025.2003 “Análise do sistema 345 kv da região da grande São Paulo – reforço a partir da SE Tijuco Preto”



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ESTADO: SP Empreendimento:

SE XAVANTES Adequação de bays da linha para Interlagos

Data de Necessidade: Imediata

Prazo de Execução: 18 MESES

Justificativa:

Flexibilidade Operativa e complementação do arranjo de disjuntor e meio.


Instalação de 2 disjuntores e respectivas secccionadoras para adequação dos bays dos circuitos da LT Interlagos – Xavantes 1-2, 345kV. Investimentos Previstos : R$ mil 8.000,00 Situação Atual:

Data prevista de energização: dezembro / 2007.

Observações:




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Estado: Sp Empreendimento:

SE CABREÚVA 440 KV

Substituição de 1 disjuntor de 440 kV Data de Necessidade: 2006

Prazo de Execução: 06 Meses Justificativa:

Devido à energização do consumidor livre cba e entrada do 2º banco 440-138kV, 150MVA, na SE Cabreuva, há Superação por capacidade de curto-circuito do disjuntor nio 5 do transformador tr-3 440-138 kV. Obras e Investimentos Previstos:

Substituição de 01 disjuntor de 440 kV R$ mil 4.793,00 custo modular ELETROBRAS – jun / 2002 Situação Atual:

Observações: Empresa proprietária da instalação: CTEEP


[1] Estudo de Reavaliação do Sistema de 138 kV da Região de Mairiporã e Transformações Supridoras 2004-2010

[2] Parecer de Acesso CBA – ONS RE 2.1/040/2004 – REV.1 E 2



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SE CABREÚVA 230 kV Substituição de 2 disjuntores de 230 kV

Data de Necessidade: Imediata


Justificativa:

Devido à entrada do 3º banco 440-230kV, 750MVA da SE Cabreuva, foram apontadas as substituições de 7 disjuntores de 230 kV na Se cabreúva. os disjuntores de nio 7 e 8 pertencentes aos trs 440-230 kv ficam no limite da capacidade de interrupção. com a entrada da cba 440-230 kv e do 2° banco 440-138kV, 150MVA, na SE Cabreuva, há superação de suas capacidades. Obras E Investimentos Previstos:

Substituição de 02 disjuntor de 230 kV R$ mil 3.920,00 custo modular ELETROBRAS – jun / 2002

Situação Atual:

07 disjuntores superados já foram executados e 2 disjuntores superados que necessitam ser trocados.

Observações:


Documentos De Referência:

Parecer de Acesso CBA (Carbocloro) – ONS RE 2.1/035/2002 – REV.1 E 2



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Estado: Sp Empreendimento: SE EMBÚ GUAÇU 345 kV Substituição de 7 disjuntores 345 kV

Data de Necessidade: Jun / 2008


Devido ao fechamento do anel 345 kv para no ano de 2008, os disjuntores de nio 22, 23,24, 25,26, 31 e 32 ficam com sua capacidade superada. Obras e Investimentos Previstos:

Substituição de 07 disjuntores 345 kV Investimentos previstos: R$ MiL 25.000,00 (base custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002)

Situação Atual:

Observações:



[1] CCPE/CTET/007.2002 “Análise do Sistema 345 kV E 440 kV da Região da Grande São Paulo, em Função dos Impactos da Expansão da Interligação Sul-Sudeste



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Estado: SP Empreendimento:

SE ITAPETI Substituição de 8 disjuntores de 345 kV e equipamentos associados

Data de Necessidade: JUNHO / 2007


Justificativa:

Em função da energização da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti (circs 3 e 4), haverá aumento do nível de curto circuito desta subestação, tornando necessária a substituição de disjuntores e equipamentos associados em todos bays 345 kV


Substituição de disjuntores e equipamentos associados em 8 bays 345 kV. Investimentos previstos: R$ Mil 28.600,00 (custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002) Situação Atual: Observações: Documentos de Referência:


[2] CCPE/CTET/025.2003 “Análise do Sistema 345 kV da Região da Grande São Paulo – Reforço a Partir da SE Tijuco Preto



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SE NORTE345 kV Substituição de 4 disjuntores 345 kV Data de Necessidade: Junh/2008


Devido ao fechamento do anel 345 kv para no ano de 2008, 4 disjuntores ficam com sua capacidade superada.


Substituição de 04 disjuntores 345 kV Investimentos previstos: R$ MiL 14.300,00 (custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002)

Situação Atual:






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Estado: SP Empreendimento:

SE SANTO ÂNGELO

Substituição de 6 disjuntores de 345 kV e equipamentos associados

Data de Necessidade: JUNHO / 2007


Justificativa:

Em função da energização da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti (circs 3 e 4), haverá aumento do nível de curto circuito desta subestação, tornando necessária a substituição de disjuntores e equipamentos associados em todos bays 345 kV Obras e Investimentos Previstos:

Substituição de disjuntores e equipamentos associados em 6 bays 345 kV. Investimentos previstos:

R$ MiL 21.450,00 (custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002) Situação Atual: Observações: Documentos de Referência:


[2] CCPE/CTET/025.2003 “Análise do Sistema 345 kV da Região da Grande São Paulo – Reforço a Partir da SE Tijuco Preto



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SE S. JOSÉ DOS CAMPOS

Adequação de bays 230kV Data de Necessidade: IMEDIATA

Prazo de Execução: 18 MESES Justificativa:

A nova solução para a região do Vale do Paraíba, com a construção e/ou reconstrução de linhas 230kV, com bitolas superiores as já existentes, e em alguns casos duplicando-se circuitos, provocam superações de capacidades de diversos equipamentos terminais, tais como: disjuntores, chaves seccionadoras e TCs

Obras e Investimentos Previstos: 1 Disjuntores 2 Chaves Seccionadoras Investimentos Previstos : custo modular eletrobrás – jun/02 - R$ mil 2.150,00 Situação Atual: data prevista de energização: JUNHo / 2007.

Observações:


CTET/CCPE – 039/2004 , “Redefinição de Alternativas para o Suprimento ao Vale do Paraíba, Face as Novas Capacidades das Linhas de 230kv”, Setembro de 2004.



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SE SUL 345 kV Substituição de 6 disjuntores 345 kV Data de Necessidade: Dez / 2007

Prazo de Execução: 24 meses Justificativa:

Devido A nova LT Embu – SUL 345kv, ficam superados 4 disjuntores no ano de 2007. quando do fechamento do anel 345 kv para no ano de 2008, mais 2 disjuntores ficam com sua capacidade superada. Obras e Investimentos Previstos:

Substituição de 06 disjuntores 345 kV Investimentos previstos: R$ MiL 21.450,00 (custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002) Situação Atual:



CTEEP – TP – 026/2003 , “LT 345kV EMBU GUAÇU – SUL – BAIXADA SANTISTA – Alternativas de Reforços da Rede Básica” (PRELIMINAR).



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Estado: Sp Empreendimento:

SE XAVANTES 345 kV

Substituição de 4 disjuntores 345 kV Data de Necessidade: Junh/2008


Devido ao fechamento do anel 345 kv para no ano de 2008, 4 disjuntores ficam com sua capacidade superada.


Substituição de 04 disjuntores 345 kV Investimentos previstos: R$ MiL 14.300,00 (base custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002)

Situação Atual:

Observações:






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Integração do Sistema Isolado Acre - Rondônia

ESTADO: RONDÔNIA EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Samuel - Ariquemes C2 DATA PREVISTA: 2008

PRAZO DE EXECUÇÃO:24 MESES

JUSTIFICATIVA:

Interligação do sistema isolado Acre-Rondônia ao SIN


Circuito # 2, Samuel - Ariquemes 230 kV, cabo 1x795MCM, 150 km 30,15

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Samuel 2,50

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Ariquemes 2,50

1reator fixo de 20 MVAR em Ariquemes 0,67

TOTAL: ........................................................................................................................R$ 35,82

OBSERVAÇÕES:


[1] - Estudos CCPE-CTET.016.2004: “Estudo de Viabilidade Técnica e Econômico da Interligação Acre -Rondônia - Mato Grosso”



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LT 230 kV Ariquemes – Ji-Paraná C2 DATA PREVISTA: 2008


JUSTIFICATIVA:

Interligação do sistema isolado Acre-Rondônia ao SIN Obras e Investimentos Previstos: (R$ X 106 – JUN/02)

Circuito # 2, Ariquemes – Ji-Paraná 230 kV, cabo 1x795MCM, 165 km 33,17

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Ji-Paraná 2,50

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Ariquemes 2,50

1reator fixo de 20 MVAR em Ariquemes 0,67

Total:........................................................................................................................... R$ 38,84

OBSERVAÇÕES:





68



LT 230 kV Ji-Paraná - Pimenta Bueno C2 DATA PREVISTA: 2008


JUSTIFICATIVA:


Circuito # 2, Ji-Paraná – Pimenta Bueno 230 kV, cabo 2x795MCM, 118 km 33,16

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Ji-Paraná 2,50

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Pimenta Bueno 2,50

1 reator fixo de 20 MVAR em Ariquemes 0,67

TOTAL:........................................................................................................................... R$ 38,83

OBSERVAÇÕES:





69



LT 230 kV Pimenta Bueno - Vilhena C2 DATA PREVISTA: 2008


JUSTIFICATIVA:


Circuito # 2, Pimenta Bueno - Vilhena 230 kV, cabo 2x795MCM, 160 km 44,96

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Pimenta Bueno 2,50

Vão de linha 230 kV (barra dupla), SE Vilhena 2,50

1 reator fixo de 20 MVAR em Ariquemes 0,67

TOTAL:........................................................................................................................R$ 50,63

OBSERVAÇÕES:





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ESTADO: MATO GROSSO EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Vilhena - Jauru C1 e C2 DATA PREVISTA: 2008


JUSTIFICATIVA:


Circuitos #1e # 2, Vilhena-Jauru 230 kV, cabo 2x795MCM, 354 km 198,95

2 Vão de linha 230 kV (BD), SE Vilhena 5,00

2 Vão de linha 230 kV (BD), SE Jauru 5,00

2 Reatores de linha de 30 Mvar, 230 kV em VIlhena 1,01

2 Reatores de linha de 30 Mvar, 230 kV em Jauru 1,01

TOTAL:......................................................................................................................R$ 210,98

OBSERVAÇÕES:





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SE Serra da Mesa

Instalação de banco de reatores de linha, manobrável, 73 Mvar / 500 kV e fase reserva transferidos da SE Campinas. Aquisição de vão de manobra para o reator.



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para controle de tensão durante carga leve/mínima e baixos valores de intercâmbio Norte/ Sul.


Transferência do reator – custo a ser avaliado por FURNAS. Conexão de Reator 500 kV (Disjuntor e meio) 5.091,00

TOTAL 5.091,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





72


ESTADO: DF EMPREENDIMENTO:

SE Samambaia – (FURNAS) Instalação do 3º AT 345/138 kV, 225 MVA. DATA DE NECESSIDADE: 2008


JUSTIFICATIVA:

Na SE de Samambaias atualmente estão instalados dois bancos de autotransformadores 345/138 kV, 2x225 MVA, os quais alimentam o sistema de 138 kV da CEB e CELG. Obra necessária para o suprimento do mercado da região atendendo ao critério n-1.


ATR 345/138 – 3 x 75 MVA c/ LTC 8.760,00 CT 345 kV 2.779,00 CT 138 kV 1.121,00 INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 12.690,00 mil (base custos modulares ELB, atualizados para 06/02)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






73


ESTADO: RJ EMPREENDIMENTO

SE Tijuco Preto 345 kV

2 Bancos de reatores limitadores de corrente, 345 kV, 6x15 ohms



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para controle de corrente de curto-circuito associada a entrada em operação da LT circuito duplo T.Preto – Itapeti 345 kV, circuitos 3 e 4.


OBRAS

6 reatores monofásicos, 15 ohms, em 345 kV Remanejamento de linhas de transmissão de 345 kV e de bancos de capacitores para permitir a equalização dos fluxos entre os barramentos. INVESTIMENTOS PREVISTOS:

Valores a serem informados por Furnas

SITUAÇÃO ATUAL:

Furnas está fazendo o levantamento dos custos associados.

OBSERVAÇÕES:





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SE ARARAS - Construção da SE ARARAS , 440 kV



JUSTIFICATIVA:

ESTUDO DE SUPRIMENTO À REGIÃO ELÉTRICA DO PARDO, INDICOU A CONSTRUÇÃO DE NOVO PONTO DE SUPRIMENTO EM ARARAS, POR SER A MELHOR ALTERNATIVA TECNICO-ECONÔMICA EM COMPARAÇÃO COM ALTERNATIVAS DE OUTROS PONTOS OU DE EXPANSÃO DAS FONTES EXISTENTES.

NOTA: A IMPLANTAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO 440/138 KV, 2X300 MVA, NESTA SE DEVERÁ SER COORDENADA COM ESTA OBRA.


MÓDULO GERAL DA SE ARARAS 440 KV (PORTE MÉDIO), E ARRANJO DISJUNTOR E MEIO: R$ 18452 MIL;

2 BAYS DE 440 KV PARA SECCIONAMENTO DE UM CIRCUITO DA LT ARARAQUARA-S.ANGELO 440 KV: R$ 11260 MIL

1 BAYS DE INTERLIGAÇÃO DE BARRAS DE 440 KV: R$ 2324 MIL

TRECHO DE LTS 440 KV PARA SECCIONAMENTO.

INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 32036,00 MIL (BASE CUSTOS MODULARES ELETROBRÁS – JUNHO 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] - “REAVALIAÇÃO DO ESTUDO DE REFORÇO NO SUPRIMENTO À REGIÃO DO PARDO – PERÍODO 2006 A 2013” RT/EPE/GET-SP//005/2005”




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ESTADO: SÃO PAULO EMPREENDIMENTO: LT INTERLAGOS – XAVANTES, 345KV (3º CIRCUITO) 345 kV

Data de Necessidade: Abril / 2007 Prazo de Execução: 18 MESES

Justificativa: A perda de um dos circuitos da LT INTERLAGOS – XAVANTES 345kV, provocará sobrecarga no circuito remanescente. Obras e Investimentos Previstos: Obras : CONSTRUÇÃO DO 3º CIRCUITO DA LINHA INTERLAGOS – XAVANTES 345KV, CABO SUBTERRÂNEO EM 345KV, 7,43 KM DE CIRCUITOS Investimentos Previstos : custo modular eletrobrás – jun/02 - R$ mil 17.683,00 Situação Atual: data prevista de energização: JUNHO / 2008.

Observações: Linha de Transmissão nova.

Documentos de Referência: ANÁLISE DO SISTEMA 345 kV E 440 kV DA REGIÃO DA GRANDE SÃO PAULO, EM FUNÇÃO DOS IMPACTOS DA EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL-SUDESTE - RT/CCPE/CTET/007.2002. ANÁLISE DO SISTEMA 345 kV DA REGIÃO DA GRANDE SÃO PAULO – REFORÇO A PARTIR DA SE TIJUCO PRETO - RT/CCPE/CTET/025.2003.



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1.1.2 REGIÃO NORTE



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Sistema Interligado da Região NORTE

ESTADO: MA EMPREENDIMENTO:

SE 500/230 KV MIRANDA - INSTALAÇÃO DO 1O BANCO DE AUTOTRANSFORMADORES 500/230 KV – 300 MVA



JUSTIFICATIVA:

Verificou-se a necessidade de se estudar o atendimento à região de São Luiz, Miranda, Peritoró e Coelho Neto, considerando-se as atuais previsões de mercado, os intercâmbios máximos e mínimos entre regiões e os requisitos e critérios de desempenho do Sistema Interligado Nacional.

Os estudos apresentam a analise das alternativas de expansão do Sistema Maranhão para o horizonte 2027, com detalhamento da análise no período 2006 a 2016, com enfoque aos reforços necessários no eixo de 500 kV Presidente Dutra – São Luís II, bem como do sistema de 230 kV entre São Luís II e Teresina 230 kV.


Obras: SE Miranda 500 kV - DJM

4xEL 29.700,65 1xMG MÉDIO 25.991,65 3xIB 9.203,95 1xCT 6.715,38 1xBanco Autotrafo 500/230 kV 300 MVA 21.045,19 REATOR 500√3 kV - 44,6 MVAr 9.239,14 1xCR 7.425,16

SE Miranda 230 kV - BD

1xCT 2.419,86 INVESTIMENTOS R$ 111.740,98

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] EPE/GET-N 001/2005 “Estudo de Suprimento as Regiões Norte e Nordeste do Estado do Maranhão” de novembro de 2005.

[2] Eletrobrás - “Referências de Custos - LTs e SEs de AT e EAT. Junho/2004”.



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LT Utinga � Miramar, CD1 e CD2, 230 kV DATA DE NECESSIDADE: 2009


JUSTIFICATIVA:

Para o estabelecimento do novo ponto de acesso, SE Miramar 230/69 kv para atendimento a area metropolitana de Belém..


Obras: SE Miramar 2xEL BD 6,59

1xMG MÉDIO 11,69 1xIB 1,80 SE Utinga 2xEL BD 6,59

Total 26,68 INVESTIMENTOS R$ 37.976,82

SITUAÇÃO ATUAL:

Linha de transmissao operando na tensão de 69 kV

OBSERVAÇÕES:


[1] .Plano de Expansão de Transmissão 2006 - 2015




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LT 230 kV São II � São Luís I, CD, 2x19 km DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


JUSTIFICATIVA:

soluções estruturais para o problema de sobrecarga visualizada nas linhas de transmissão 230 kV São Luís I – São Luís II e na transformação 230/69 kV da SE São Luís II, recomenda a construção imediata de dois circuitos com dois condutores por fase 636 MCM com capacidade operativa de longa duração de 400 MVA, por circuito, entre as subestações de São Luís II e São Luís I (19 km).


Obras: LT 230 kV São II � São Luís I, CD, 2x19 km 11.44 Investimentos R$ 11,44

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] .Plano Decenal de Expansão de Transmissão – Período 2006 a 2015




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ESTADO: PA EMPREENDIMENTO:

LT 230 KV ITACAIÚNAS � CARAJÁS, C3, 110 KM DATA DE NECESSIDADE: 2010


JUSTIFICATIVA:

expansão para atendimento à região de Carajás devido à previsão de aumento da carga..


Obras: LT 230 kV Itacaiunas – Carajas, C3, 2x954 MCM, 110 km 12,48 2xEL BD 6,59

INVESTIMENTOS R$ 19,07 milhoes

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] . Plano de Expansão de Transmissão 2006 - 2015




81



SE ALTAMIRA, 230 KV 1 reator de barra manobrável – 30 MAVr



JUSTIFICATIVA:

Controle de tensão


Obras: 1 CT 230 kV 2.087,00 1 Reator 230 kV – 30 MVAr 1.483,00

Investimentos Previstos:

Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$ 3.574,00 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] Plano Decenal da Expansão de Transmissão Período - 2006 - 2015




82



SE RUROPLIS, 230 KV

1 Compensador estático – 230 kV – (-40, +40) MVAr



JUSTIFICATIVA:

Controle de tensão


Obras 1 Compensador estático – 230 kV – (-40, +40) MVAr


Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$ 3.574,00mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






83



SE VILA DO CONDE, 525/230 KV

Quarto banco de autoransformadores – 525√3/230√3/13,8 kV – 3x250 MVA



JUSTIFICATIVA:

Reforço da transformaçao


Obras 1 CT 500 kV 5.091,00 1 AT 525√3/230√3/13,8 kV – 3x250 MVA 6.097,00



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:




84



SE ITACAIÚNAS, 525/230 KV

Terceiro banco de autoransformadores – 525√3/230√3/13,8 kV – 3x150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Reforço da transformaçao


Obras 1 CT 500 kV 5.091,00 1 AT 525√3/230√3/13,8 kV – 3x250 MVA 5.054,00



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:




85

1.1.3 REGIÃO NORDESTE



86

Sistema Interligado da Região NORDESTE

ESTADO: PI EMPREENDIMENTO:

LT 230KV PICOS – TAUÁ DATA DE NECESSIDADE: 2007


JUSTIFICATIVA:

O sistema de transmissão do regional de Picos que é suprido através de uma subestação 230/69 kV (2 x 33 MVA), alimentada atualmente a partir da SE São João do Piauí (PI), através de um único circuito de 230 kV com 168 km de extensão. A contingência desse circuito provoca a perda de toda a carga da SE Picos 230/69 kV.


Obras:

− LT 230 kV Picos– Tauá, 636 MCM, 180 km de extensão. − 2 Entradas de Linha de 230 kV.

Investimentos R$ 35,86 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

A CHESF é proprietária da SE Picos 230/69 kV e da futura SE Tauá 230/69 kV.


[1] - CCPE/CTET – 010/2005 – “Estudo de Suprimento ao Sistema Regional de Picos”, de fevereiro de 2005.



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ESTADO: BA EMPREENDIMENTO:

LT 230 KV IBICOARA – BRUMADO II C1 SE 500/230 KV IBIOCOARA - INSTALAÇÃO DO 1O BANCO DE AUTOTRANSFORMADORES 500/230 KV – 300 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para possibilitar o suprimento às cargas do sistema radial singelo de Brumado II, atendendo o critério N-1. Atualmente, este sistema é suprido através de uma subestação 230/69 kV (2x100MVA), alimentada a partir da SE Funil, no Sul da Bahia, através de um único circuito de 230 kV, com 263 km de extensão.


Obras: LT 230 kV Ibicoara – Brumado II

Linha com 105 km, circuito simples, 1X636 MCM 9,62

SE Ibicoara 1 Autotransformador 500/230 kV – 300 MVA 9,19 1 CT 500 kV 5,09 1 CT 230 kV 2,09 1 IB 500 kV 2,32 Módulo Geral de 230 kV – Barra Dupla 8,40 1 EL 230 kV conexão LT Ibicoara – Brumado II 2,50 1 IB 230 kV 1,37

SE Brumado II

1 EL 230 kV conexão LT Ibicoara – Brumado II 2,22

INVESTIMENTOS R$ 52,82 milhões

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Além das obras relacionadas acima, é assumido que já teria sido implantado o seccionamento de mais um circuito da LT 230kV Sapeaçu - Funil na subestação de Santo Antônio de Jesus e recapacitado para 350MVA os dois circuitos em 230kV no trecho entre as subestações Sapeaçu e Santo Antônio de Jesus, conforme recomendação do relatório “Estudo de Suprimento às Cargas do Extremo Sul da Bahia - CCPE/CTET- 017.2004, ONS 2.1-121/2004, Maio/2004


[1] EPE/GET-NE 001/2005 “Estudo de Suprimento às Cargas do Sul da Bahia Considerando o Atendimento a Brumado”, de junho/2005.




88


ESTADO: RN EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV PARAÍSO – AÇU C2, CS DATA DE NECESSIDADE: 2006


JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga na LT Paraíso – Açu 230 kV C1, quando da contingência da LT 230 kV Açu II – Mossoró II, considerando o despacho máximo da UTE Termoaçu (311 MW) e das centrais geradoras do PROINFA de Alegria I e Alegria II, que totalizam uma potência de 152 MW. Nessa condição verifica-se também sobrecarga na LT 230 kV Açu II – Mossoró II, quando da contingência da LT Paraíso – Açu 230 kV C1. Esse empreendimento reduz também o corte de carga na região de Natal quando da perda do barramento da SE Campina Grande.


Obras:

LT Paraíso – Açu 230 kV – 135 km

1 EL 230 kV na SE Paraíso

1 EL 230 kV na SE Açu


Situação Atual:

OBSERVAÇÕES:

A CHESF é proprietária das subestações de Açu 230/138/69 kV e Paraíso 230 kV.


[1] EPE/GET-NE 002/2005 – “Análise da Expansão da Rede Básica no Estado do Rio Grande do Norte Considerando a Integração de Geração Eólica na Região Nordeste”, Novembro de 2005.




89



SECCIONAMENTO DA LT 230 KV CAMPINA GRANDE II- NATAL II NA SE PARAÍSO



JUSTIFICATIVA:

Obra associada a entrada em operação da LT 230 kV Paraíso – Açu C2 necessária para evitar sobrecarga na LT Paraíso – Açu 230 kV C1, quando da contingência da LT 230 kV Açu II – Mossoró II, considerando o despacho máximo da UTE Termoaçu (311 MW) e das centrais geradoras do PROINFA de Alegria I e Alegria II.


2 EL 230 kV ..................................................................................................... 6.600,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

A CHESF é proprietária da SE Paraíso 230 kV.


[1] EPE/GET-NE 002/2005 – “Análise da Expansão da Rede Básica no Estado do Rio Grande do Norte Considerando a Integração de Geração Eólica na Região Nordeste”, Novembro de 2005.




90


ESTADO: CE EMPREENDIMENTO:

SECCIONAMENTO DA LT 230 KV MILAGRES - BANABUIÚ NA SE ICÓ



JUSTIFICATIVA:

Complementar o arranjo definido no projeto da subestação, transformando a alimentação através de derivação de um circuito Milagres – Banabuiú em um seccionamento dessa LT.


1 EL 230 kV ..................................................................................................... 2.223,00 1 BT 230 kV..................................................................................................... 1.302,29 TOTAL............................................................................................................. 3.525,29

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] Plano Indicativo de Transmissão da Região Nordeste - Período 2004/2013.



91



LTS 230 KV CAMAÇARI - JACARACANGA C1/C2

Recapacitação para 350 MVA



JUSTIFICATIVA:

Possibilitar o atendimento às cargas da região de Salvador, evitando sobrecarga no circuito remanescente, quando da contingência em um dos circuitos da LT 230kV Camaçari – Jacaracanga, na condição em que a UTE Termobahia esteja fora de operação.


Obras:

- Recapacitação do circuito duplo de 230 kV Camaçari - Jacaracanga, 19 km, de 226 MVA para 350 MVA.


Situação Atual:

OBSERVAÇÕES:

A CHESF é proprietária das LTs 230 kV Camaçari - Jacaracanga C1 e C2.


[1] PAR-PET – Obras Consolidadas Período 2005-2008, Dezembro de 2005.




92



LT 230 KV CAMAÇARI - COTEGIPE C1

Recapacitação para 350 MVA



Justificativa:

Possibilitar o atendimento às cargas da região de Salvador, evitando sobrecarga no circuito C1 quando da contingência do circuitos da LT 230kV Camaçari – Cotegipe C2, na condição em que a UTE Termobahia fora de operação.


Obras:

- Recapacitação do circuito duplo de 230 kV Camaçari – Cotegipe C1, 23,5 km, de 226 MVA para 350 MVA.


Situação Atual:

OBSERVAÇÕES:

A CHESF é proprietária das LTs 230 kV Camaçari – Cotegipe C1 e C2.


[1] PAR-PET – Obras Consolidadas Período 2005-2008, Dezembro de 2005.




93



LT 230 KV SAPEAÇU – SANTO ANTÔNIO DE JESUS C1/C2 Recapacitação para 350 MVA

LT 230 KV SAPEAÇU - FUNIL

Seccionamento na SE Santo Antônio de Jesus.



JUSTIFICATIVA:

Para possibilitar o atendimento às cargas do extremo sul da Bahia, é necessária a implementação do seccionamento na SE Santo Antônio de Jesus de mais um circuito de 230 kV Sapeaçú – Funil, bem como da recapacitação dos circuitos de 230 kV Sapeaçu – Santo Antônio de Jesus C1 e C2 para 350 MVA, para evitar sobrecargas em condições de contingência nos trechos entre Sapeaçú - Funil e Sapeaçú – Santo Antônio de Jesus, considerando a situação crítica definida no período em que a UHE Itapebi não esteja despachada.


Obras:

- Recapacitação do circuito duplo de 230 kV Sapeaçú – Santo Antônio de Jesus, 31 km, de 235 MVA para 350 MVA.

- 2 ELs 230 kV na SE Santo Antônio de Jesus.


Situação Atual:

OBSERVAÇÕES:

A CHESF é proprietária das LTs 230 kV Sapeaçú – Santo Antônio de Jesus C1 e C2 e da SE Santo Antônio de Jesus 230/69 kV.


[1] EPE/GET–NE R1-001/2005 – “Estudo de Suprimento às Cargas do Sul da Bahia Considerando o Atendimento a Brumado”, Junho de 2005.

[2] CCPE/CTET – 017.2004 – “Estudo de Suprimento às Cargas do Extremo Sul da Bahia”, Maio de 2004.




94



LT 230 KV FUNIL - ITAPEBI C3 DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atender ao mercado do Sul da Bahiai, quando da ocorrência de contingência simples dos circuitos existentes entre as subestações de Funil e Itapebi.


LT 230 kV Funil – Itapebi, CS 1x636 MCM – 198 km...................................... 37,01 1 EL 230 kV SE Funil........................................................................................ 2,50 1 EL 230 kV SE Itapebi..................................................................................... 2,22 TOTAL............................................................................................................ 41.73

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:.


[1] Estudo de suprimento às cargas do extremo Sul da Bahia – CCPE/CTET- 017.2004 – maio/2004.



95



LT 230 KV PITUAÇU – NARANDIBA C1 E C2

Entradas de linha de 230 kV na SE Pituaçu.



Justificativa:

Obras associadas à implantação da nova SE Narandiba (2 trafos 230/69 kV – 2 x 100 MVA) na Rede Básica da Área Metropolitana de Salvador. A LT 230 kV de circuito duplo Pituaçu – Narandiba C1 e C2 já está implantada. Atualmente o circuito C1 está operando em 69 kV.


Obras:

- 2 ELs de 230 kV na SE Pituaçu.


Situação Atual:

OBSERVAÇÕES:

A CHESF é proprietária da LT 230 kV de circuito duplo Pituaçu- Narandiba C1 e C2 e da SE Pituaçu 230/69 kV.


[1] CCPE/CTET 009/2004 – Reavaliação da Data de Entrada em Operação da SE Narandiba 230/69 kV, Março de 2004.




96


ESTADO: AL EMPREENDIMENTO:

SE ZEBU Implantação da Subestação 230/69 KV



JUSTIFICATIVA:

Suprir as cargas do sertão do Estado de Alagoas, a partir do esgotamento da capacidade de transformação instalada nas subestações de Zebu e Abaixadora, em condições de contingência. Essa subestação será alimentada através do seccionamento do circuito de 230 kV Paulo Afonso III – Apolônio Sales C1.


1 Módulo Geral 230 kV BPT ............................................................................. 8.394,74 1 EL 230 kV SE III............................................................................................. 2.223,00 1 EL 230 kV SE Apolônio Sales ........................................................................ 2.223,00 1 BT 230 kV...................................................................................................... 1.302,29 TOTAL............................................................................................................ 14.143,03

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra para atender ao mercado da CEAL e COELBA.


[1] CCPE/CTET – 047.2003 - novembro de 2003 “Estudo de Suprimento ao Sertão de Alagoas”.



97



SE NARANDIBA Implantação da Subestação 230/69 KV



JUSTIFICATIVA:

Evitar problema de sobrecarga em contingências de transformadores 230/69 kV nas subestações da área metropolitana de Salvador, além do esgotamento físico da SE Matatu, no que diz respeito à expansão do barramento de 69 kV desta subestação.


1 Módulo Geral 230 kV BPT ............................................................................. 8.394,74 2 EL 230 kV SE Pituaçu.....................................................................................4.446,00 1 BT 230 kV.......................................................................................................1.302,29 TOTAL.............................................................................................................14.143,03

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] CCPE/CTET – 009.2004 - março de 2004 “Reavaliação da Data de Entrada em Operação da SE NARANDIBA 230/69 kV”.



98



SE NATAL SUL Implantação da Subestação 230/69 KV

DATA DE NECESSIDADE: DEZ/2006


JUSTIFICATIVA:

Obra para atendimento a contingência de um trafo na SE Natal II, evitando sobrecarga superior a 20% nos remanescentes. Essa subestação será alimentada através do seccionamento dos circuitos de 230 kV Campina Grande II – Natal II C3 e C4.


1 Módulo Geral 230 kV BPT ..............................................................................8.394,74 1 BT 230 kV.......................................................................................................1.302,29 2 EL 230 kV (C.Grande II)..................................................................................4.446,00 2 EL 230 kV (Natal II).........................................................................................4.446,00 TOTAL.............................................................................................................18.589,03

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra para atender ao mercado da distribuidora COSERN.


[1] EPE/GET-NE 03.2005 – “Reavaliação da Data de Necessidade da Entrada em Operação da SE Natal Sul 230/69 kV”, setembro de 2005

99

1.1.4 REGIÃO SUL



100

Sistema Interligado da Região SUL

ESTADO: RS EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV SANTA MARIA 3 – DONA FRANCISCA LT2, CS, 66 km.



JUSTIFICATIVA:

Nos patamares de carga pesada e média e despacho nulo da UTE Uruguaiana a perda da LT Santa Maria 3 – Dona Francisca provoca colapso de tensão na região de Santa Maria.


Obras:

− LT 230 kV Santa Maria 3 – Dona Francisca LT2, 715,5 MCM, circuito simples, 66 km de extensão.

− 2 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 Kv Santa Maria 3: CEEE

Proprietária da SE 230 Kv Dona Francisca: Consórcio DFESA


[1] EPE_GET_S_R1_ 002_2006– Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Regiões Central e Oeste.

[2] CCPE/GTPI – Plano Indicativo de Expansão da Transmissão – 2003-2012.

[3] Eletrobrás - “Referências de Custos - LTs e SEs de AT e EAT. Junho/2002”, Janeiro de 2004.



101



SE 230 kV LIVRAMENTO 2

Reator manobrável de barra em 230 kV – 30 Mvar



JUSTIFICATIVA:

Controle de tensão nas regiões de Livramento e Bagé no patamar de carga leve na perda da LT 230 kV Presidente Médici – Bagé e despacho nulo da UTE Uruguaiana.


Obras:

− Conexão de Transformador de 230 kV. − Reator em 230 kV – 30Mvar.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 Kv Livramento 2: CEEE







102



SE 230 kV ELDORADO

Módulos de 230 kV

SECCIONAMENTO DA LT 230 kV PORTO ALEGRE 9 – CAMAQUÃ NA SE 230 kV ELDORADO, CD, 0,3 km.



JUSTIFICATIVA:

Esta SE é suprida através de derivação simples da LT Porto Alegre 9 – Camaquã. A ocorrência de defeito em qualquer trecho desta linha leva ao desligamento total desta SE e conseqüente perda de carga das SEs Eldorado e Guaíba 2.


Obras:

− Adequação do módulo geral de 230 kV. − LT 230 kV, 636MCM-Grosbeak, circuito duplo, 0,3 km de extensão. − 2 Entradas de Linhas de 230 kV. − 1 Interligação de Barra de 230 kV. − Adequação de um CT de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 Kv Eldorado: CEEE

Proprietária da Lt 230 kV P. Alegre 9 - CAMAQUÃ: CEEE






103



SE 230 kV MISSÕES

Módulos de 230 kV



JUSTIFICATIVA:

A SE Missões é atendida, em derivação, através de conexão rígida à LT Santo Ângelo (Eletrosul) – São Borja 2 (CEEE). A ocorrência de defeito em qualquer trecho desta linha provoca o desligamento desta SE e determina a transferência da carga para o sistema de 69 kV da SE São Luiz Gonzaga podendo haver corte de carga.


Obras:

− Adequação do módulo geral de 230 kV. − 2 Entradas de Linha de 230 kV. − 1 Interligação de Barra de 230 kV. − Adequação de um CT de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da LT 230 kV Santo Ângelo – São Borja 2: CEEE.

Proprietária da SE 230 kV Missões: RGE






104



SE 230 kV CANOAS 1

Módulos de 230 kV

SECCIONAMENTO DA LT 230 kV P. ALEGRE 9 – CID. INDUSTRIAL NA SE 230 kV CANOAS 1, CD, 1,4 km.



JUSTIFICATIVA:

Esta SE é atualmente suprida através de derivação simples da LT Porto Alegre 9 - Cidade Industrial. A ocorrência de defeito em qualquer trecho desta linha provoca a perda de toda a carga da SE Canoas 1.


Obras:

− Adequação do módulo geral de 230 kV. − LT 230 kV, 636MCM-Grosbeak, circuito duplo, 1,4 km de extensão. − 2 Entradas de Linha de 230 kV. − 1 Interligação de Barra de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Atualmente esta SE é atendida através de uma derivação em circuito simples, devendo ser construído mais um trecho de linha de 1,4 km em circuito duplo, em substituição à atual, na mesma faixa de passagem.

Proprietária da SE 230 kV Canoas 1: CEEE

Proprietária da LT 230 kV P. Alegre 9–Cid. Industrial: CEEE


[1] CCPE/GTPI – Plano Indicativo de Expansão da Transmissão, 2003 – 2012.




105



SE 230 kV ATLÂNTIDA 2

LT 230 kV OSÓRIO 2 – ATLÂNTIDA 2, CD, 35 km.



JUSTIFICATIVA:

Esta obra é necessária pela impossibilidade de ampliação do sistema de 69 kV a partir da transformação 230/69 kV - 3 x 83 MVA da SE Osório 2, cuja capacidade estará esgotada no verão 2005/2006. Além disto, constituir-se-á em novo ponto de suprimento no Litoral Norte do RS, mais próximo aos centros de carga.

Aumentará a confiabilidade do suprimento na região, melhorando o perfil de tensões e reduzindo perdas na subtransmissão.


Obras:

− 1 Módulo Geral de 230 kV. − 1 Interligação de Barra de 230 kV. − LT 230 kV Osório 2 – Atlântida 2, CAA 636MCM-Grosbeak, circuito duplo, 35 km de

extensão. − 3 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Solicitação de acesso já realizado pela distribuidora local (CEEE).

OBSERVAÇÕES:

Um dos circuitos da LT 230 kV Osório 2 – Atlântida 2 será encabeçado para a SE Gravataí formando a LT 230 kV Gravataí 3 – Atlântida 2.

Proprietária da SE 230 kV Osório 2: CEEE



[2] CCPE/CTET.032.2003. “Atendimento Elétrico às Regiões de Gravataí e Litoral Norte”, Dezembro de 2004.



106



AMPLIAÇÃO SE 230 kV SCHARLAU

Adequação do setor de 230 kV.

LT 230 kV PÓLO – SCHARLAU, CD (D1), 23 km.



JUSTIFICATIVA: A partir de 2005, as transformações 230/138 kV - 2 x 150 MVA da SE Cidade Industrial e 230/138 kV – 150 MVA da SE Taquara e o sistema de 138 kV associado esgotam sua capacidade de atendimento à região intensamente industrializada que compreende a região coureiro-calçadista no Vale dos Sinos (São Leopoldo, Sapucaia, Taquara, Estância Velha,..) e os municípios de Canoas e Gravataí na região metropolitana. A perda de um destes transformadores, em carga média, acarretará sobrecarga nos remanescentes. Linhas e transformadores já estão, em regime normal, operando muito próximo de suas capacidades. A ampliação da SE Scharlau acompanhada de reforços no sistema de 138 kV permitirá o atendimento a esta importante região com a qualidade e confiabilidade necessárias. A adequação do setor de 230 kV faz-se necessário devido ao fato da atual configuração da SE Scharlau não atender os procedimentos de rede.


Obras:

− 1 Módulo Geral de 230 kV. − 1 Interligação de Barra de 230 kV. − LT 230 kV Pólo – Scharlau, CAA 715,5 MCM, circuito duplo, lançamento do 1o circuito,

23 km de extensão. − 2 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Depende de solicitação de acesso pela distribuidora local (AES-Sul).

OBSERVAÇÕES:

A adequação da SE Scharlau e sua ampliação para a transformação 230/138 kV evitará a implantação da SE Sapucaia 2 no horizonte considerado. Sugere-se o lançamento do segundo circuito, previsto para 2007, juntamente com o primeiro, para reduzir custos de implantação e interferências no sistema. Proprietária da SE 230 kV Scharlau: CEEE DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:


[2] CCPE/CTET.005.2005. “Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Vale dos Sinos”, Maio de 2005.



107



LT 230 kV PÓLO – SCHARLAU, CD(D2), 23 km. DATA DE NECESSIDADE: 2007


JUSTIFICATIVA:

Com o remanejamento de carga na região, na perda do circuito 230kV entre Pólo e Scharlau, ocorre sobrecarga na LT 230kV Farroupilha – Scharlau para o patamar de carga média. Esta implantação do segundo circuito visa eliminar as violações em condição de emergência.


Obras:

− LT 230 kV Pólo – Scharlau, CAA 715,5 MCM, lançamento do 2o circuito, 23 km de extensão.

− 2 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:

Sugere-se o lançamento do segundo circuito, previsto para 2007, juntamente com o primeiro, para reduzir custos e interferências no sistema.






108



SECCIONAMENTO DA LT 230 kV GRAVATAÍ 2 – CIAG NA SE 230 kV GRAVATAÍ 3, CD, 2 km.



JUSTIFICATIVA:

Esta obra faz-se necessária para evitar que a perda da LT 230kV Gravataí 2 – Gravataí 3 provoque subtensão em Gravataí 3, Osório 2,FIBRAPLAC e na futura SE Atlântida 2.


Obras:

− Seccionamento da LT 230 kV Gravataí 2 – CIAG na SE 230 kV Gravataí 3, CAA 636 MCM, CD, estrutura de aço rígido, 2 km.

− 2 Entradas de Linha em 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Solicitação de acesso já realizada pela distribuidora local (RGE).

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da LT 230 kV Gravataí 2 – CIAG: CEEE


[1] CCPE/CTET.032.2003. “Atendimento Elétrico às Regiões de Gravataí e Litoral Norte”, Dezembro de 2004.




109



SECCIONAMENTO DA LT 230 kV FARROUPILHA – NOVA PRATA 2 NA SE 230 kV MONTE CLARO, CD, 2 km.

DATA DE NECESSIDADE: ABR/2008


JUSTIFICATIVA:

Viabilizar o despacho pleno das usinas do complexo CERAN, visto a entrada em operação da UHE 14 de Julho prevista para 2008.


Obras:

− Seccionamento da LT 230 kV Farroupilha – Nova Prata 2 na SE 230 kV Monte Claro, CAA 636MCM, CD, estrutura de aço rígido, 2 km de extensão.



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Esta obra está vinculada a entrada em operação da UHE 14 de Julho.

Proprietária da LT 230 kV Farroupilha – Nova Prata 2: Eletrosul


[1] CCPE/GTPI – Plano Indicativo de Expansão da Transmissão , 2003 – 2012.





110


ESTADO: SC EMPREENDIMENTO:

LT 525 kV CAMPOS NOVOS – NOVA SANTA RITA

Banco de Reatores de Linha em 525 kV na SE Campos Novos – 3 x 25 Mvar



JUSTIFICATIVA:

Necessidade apontada no relatório R2 da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita. A pior situação verificada foi a energização desta LT através do terminal da SE Nova Santa Rita considerando a LT 525 kV Nova Santa Rita – Gravataí fora de operação.


Obras:

− 1 Banco de Reatores de Linha em 525 kV – 3 x 25 Mvar


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Após estudo de compensação reativa no sistema de 525 kV, o ONS apontou a necessidade de um banco de reatores de linha manobrável de 150 Mvar na SE Nova Santa Rita associada a entrada em operação da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita. Em reunião com o CCPE ficou definido esta compensação adicional.

A data de necessidade apontada é uma previsão quanto a implantação da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita licitada em Novembro/2005.

Proprietária da SE Campos Novos: Eletrosul

Proprietária da SE Nova Santa Rita: Eletrosul


[1] CCPE/CTET.058.2004. Relatório R2 – “Linha de Transmissão 525 kV Campos Novos – Pólo”, Dezembro de 2004.




111



RECAPACITAÇÃO DAS LTs 230 kV BLUMENAU – JOINVILLE – LT1 e LT2, 67 km.



JUSTIFICATIVA:

A perda de um dos circuitos em 230 kV Blumenau – Joinville (limite atual = 223 MVA) leva à sobrecarga no circuito remanescente para os patamares de carga média e pesada, em condição de intercâmbio Sul – Sudeste máximo. Além disso, também é verificada sobrecarga nestes circuitos na perda da LT 525kV Blumenau – Curitiba para a mesma condição.


Obras:

− Recapacitação da LT 230 kV Blumenau – Joinville – C1, CAA 636 MCM, circuito simples, 67 km de extensão.

− Recapacitação da LT 230 kV Blumenau – Joinville – C2, CAA 636 MCM, circuito simples, 67 km de extensão.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Os limites de carregamento das LTs recapacitadas devem ser no mínimo 350 MVA.

O prazo de execução e o custo estimados para a execução das obras de recapacitação consideram desligamento ininterrupto das LTs. O custo estimado se refere a 40% de uma nova LT com as mesmas características.

Proprietária das LTs 230 kV Blumenau – Joinville – LT1 e LT2: Eletrosul


[1] CCPE/CTET.031.2003. Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc - “Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Planalto e Litoral”, Junho de 2003.






112



SE 230 kV FORQUILHINHA

Setor de 230 kV.

SECCIONAMENTO DA LT 230 kV SIDERÓPOLIS – LAJEADO GRANDE NA SE 230 kV FORQUILHINHA, CD, 15 km.

DATA DE NECESSIDADE : 2006


JUSTIFICATIVA:

Em 2006 ocorre o esgotamento do sistema de subtransmissão em 69 kV da área do Extremo Sul do Estado de Santa Catarina, quando são verificados baixos niveis de tensão decorrentes do porte da carga da região, não se mostrando eficientes reforços na tensão de 69kV.

A partir de 2007, sem a implantação desta obra, também se verifica sobrecarga na transformação 230/69 kV da SE Siderópolis em condição de contingência de um dos transformadores.


Obras:

− Seccionamento da LT 230 kV Siderópolis – Lajeado Grande na SE 230 kV Forquilhinha, CAA 636 MCM, CD, estrutura de aço rígido, 15 km de extensão considerando os dois trechos.

− 2 Entradas de Linha em 230 kV. SE 230 kV Forquilhinha − 1 Módulo geral de 230 kV. − 1 Interligação de barra de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Necessita de solicitação de acesso por parte da distribuidora local (CELESC).

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da LT 230 kV Siderópolis - Lajeado Grande: Eletrosul





[4] CCPE/NAR Sul - Estudo de Suprimento ao Extremo Sul do Estado de Santa Catarina - (Região de Ararangua).




113



SE 230 kV VIDEIRA RB

Setor de 230 kV.

LT 230 kV CAMPOS NOVOS – VIDEIRA RB, CD, 71 km.

DATA DE NECESSIDADE: NOV/2007


JUSTIFICATIVA:

Solucionar os problemas de sobrecarga na rede de distribuição em situações de contingência na região entre Videira e Campos Novos. Além disso, soluciona os problemas de subtensão em regime normal de operação na rede de distribuição desta região.


Obras:

− LT 230 kV Campos Novos – Videira, CAA 636 MCM, CD, estrutura de aço rígido, 71 km de extensão.


SE 230 kV Videira RB − 1 Módulo geral de 230 kV. − 1 Interligação de barra de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Solicitação de acesso já realizada pela distribuidora local (CELESC).

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 kV Campos Novos: Eletrosul


[1] CCPE/CTET.033.2004. Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc - “Atendimento Elétrico ao Oeste do Estado de Santa Catarina – Meio e Extremo Oeste”, Dezembro de 2004.





114


ESTADO: SC/PR EMPREENDIMENTO:

RECAPACITAÇÃO DA LT 230 kV SALTO OSÓRIO – PATO BRANCO, CS, 85,9 km.

RECAPACITAÇÃO DA LT 230 kV PATO BRANCO – XANXERÊ, CS, 79,6 km.

RECAPACITAÇÃO DA LT 230 kV SALTO OSÓRIO – XANXERÊ, CS, 162 km.



JUSTIFICATIVA:

Em situação de intercâmbio Sudeste – Sul máximo nos patamares de carga pesada e média, a perda da LT 525 kV Itá – Salto Santiago, da LT 230 kV Salto Osório – Xanxerê ou da LT 230 kV Salto Osório – Pato Branco leva a sobrecarga em qualquer uma das LTs 230 kV entre Salto Osório e Xanxerê (limite atual = 240 MVA).


Obras:

− Recapacitação da LT 230 kV Salto Osório – Pato Branco, CAA 636 MCM, circuito simples, 85,9 km de extensão.

− Recapacitação da LT 230 kV Pato Branco – Xanxerê, CAA 636 MCM, circuito simples, 79,6 km de extensão.

− Recapacitação da LT 230 kV Salto Osório – Xanxerê, CAA 636 MCM, circuito simples, 162 km de extensão.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Os limites de carregamento das LTs recapacitadas devem ser no mínimo 350 MVA. O prazo de execução e o custo estimados para a execução das obras de recapacitação consideram desligamento ininterrupto das LTs. O custo estimado se refere a 40% de uma nova LT com as mesmas características. Proprietária da LT 230 kV Salto Osório – Pato Branco: Eletrosul Proprietária da LT 230 kV Pato Branco- Xanxerê: Eletrosul Proprietária da LT 230kv Salto Osório –Xanxerê: Eletrosul


[1] CCPE/CTET.033.2004 – Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc – “Atendimento Elétrico às Áreas do Meio e Extremo Oeste de Santa Catarina”, Dezembro de 2004.





115


ESTADO: PR EMPREENDIMENTO:

LT 525 kV BATEIAS – CURITIBA LT2, CS, 38 km. DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


JUSTIFICATIVA:

Eliminar as sobrecargas causadas pela perda da LT 525 kV Bateias - Curitiba nas transformações 525/230 kV dessas SEs, bem como em algumas LTs 230 kV entre as mesmas. OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS:

Obras:

− LT 525 kV Curitiba – Bateias, LT2, CS, 38 km, CAA 4x636 MCM. − 2 Entradas de linha em 525 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 525 kV Bateias: Copel

Proprietária da SE 525 kV Curitiba: Eletrosul


[1] CCPE/CTET.003.2004. “Atendimento Elétrico ao Estado do Paraná.”, Abril de 2005.





116



SE 525 kV LONDRINA

3o ATF 525/230 kV 672 MVA (3 x 224 MVA).



JUSTIFICATIVA:

Evitar que, na perda de um dos dois bancos de auto-transformadores existentes, ocorra sobrecarga no remanescente, em intercâmbio Sul – Sudeste, carga pesada.


Obras:

− 3o ATF 525/230 kV – 672 MVA (3 x 224 MVA). − 1 Conexão de transformador 525 kV. − 1 Conexão de transformador 230 kV. − 1 conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 525/230 kV Londrina: Eletrosul.


[1] CCPE/CTET.021.2002 – “Estudo conjunto Eletrosul/Copel - Interligação Sul – Sudeste - Adequação do Sistema Receptor da Região Sul e Atendimento Elétrico ao Estado do Paraná”, Julho de 2002.







117



SECCIONAMENTO DA LT 230 kV APUCARANA – FIGUEIRA NA SE 230 kV LONDRINA (ELETROSUL), CD, 15 km.



JUSTIFICATIVA:

Esta obra visa eliminar as sobrecargas nas LTs 230 kV Londrina (ELETROSUL) – Apucarana e Apucarana – Sarandi em decorrência da perda da LT 230 kV Londrina (ELETROSUL) – Maringá. devido à instalação do terceiro banco de auto-transformadores 525/230 kV na SE Londrina (ELETROSUL).


Obras:

− LT 230 kV Londrina (ELETROSUL) – Seccionamento Apucarana – Figueira, CD, 15 km, 636 MCM.



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da LT 230 kV Apucarana - Figueira: Copel






118



SE 230 kV CAMPO COMPRIDO

Substituição de disjuntores 230 kV



JUSTIFICATIVA:

Adequar os equipamentos de proteção aos novos níveis de curto-circuito, mais elevados devido a conexão de novas linhas de transmissão, transformadores e geradores.


Obras:

− Substituição dos disjuntores 230 kV dos circuitos Bateias 1 e 2, Umbará 1 e 2, Cidade Industrial de Curitiba, Pilarzinho e de Transferência, de Capacidade de Interrupção Simétrica (CIS) 10.000 MVA por disjuntores com CIS 16.000 MVA

Investimentos:

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Campo Comprido: Copel


[1] PROEX - Programa de Expansão do Sistema de Transmissão, COPEL Transmissão, base de dados 30/03/2005.



119



SE 525 kV CURITIBA

3o ATF 525/230 kV – 672 MVA (3 x 224 MVA).



JUSTIFICATIVA:

Evitar que, em contingência de um dos dois bancos de auto-transformadores existentes, ocorra sobrecarga no remanescente.


Obras:

− 3o ATF 525/230 kV – 672 MVA (3 x 224 MVA). − 1 Conexão de transformador 525 kV. − 1 Conexão de transformador 230 kV. − 1 Conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 525/230 kV Curitiba: Eletrosul









120


ESTADO: /PR EMPREENDIMENTO:

SE Jaguariaíva - Construção de 1 bay de 230 kV



JUSTIFICATIVA:

O estudo da região de Capão Bonito indicou a necessidade de implantação da LT 230 kV Itararé II – Jaguariaíva e fonte 230-138 kV 3000 MVA na SE Itararé II como alternativa de suprimento a esta região, em função de sobrecargas inadmissíveis existentes na SE Capão Bonito 230-138 kV 2 x 75 MVA quando da perda de um dos transformadores, e do esgotamento das fontes da região no horizonte decenal, mostrando-se a alternativa mais econômica. Adicionalmente, aumentará a confiabilidade do suprimento regional eliminando a condição radial do atendimento às SEs Itapeva e Itararé II. Constituindo-se em novo elo de interligação entre as regiões Sul e Sudeste, essa LT também contribuirá para alívio do carregamento das LTs 230 kV Chavantes – Botucatu (existente e futura); Chavantes – Piraju e Piraju – Jurumirim em condições de elevados intercâmbios energéticos Sul – Sudeste. Nota: a implantação do auto-transformador 230/138 kV, 3000 MVA, na SE Itararé II deverá ser coordenada com esta obra.


1 bay de 230 kV para o engate da LT Jaguariaíva – Itararé II R$ 2.503,00 mil base custos modulares Eletrobrás junho/2002.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Empresas proprietárias das instalações: COPEL


[1] - “Análise das Fontes Supridoras 230/138 kV e do Sistema de 138 KV da Região de Capão Bonito – Período 2004-2010” - RT/CCPE-CTET-017.2003



121


ESTADO : PR EMPREENDIMENTO:

SE 230 kV JAGUARIAÍVA

Instalação de 1 banco de capacitores, 50 MVAr, em 230 kV.



JUSTIFICATIVA:

Eliminar as subtensões (abaixo de 90%) na barra de 230 kV da SE Jaguariaíva ocasionadas pela perda da LT 230 kV Bateias - Jaguariaíva, em carga média.


Obras:

− 1 Banco de Capacitores, 50 MVAr, em 230 kV − 1 Conexão de banco de capacitor de 230 kV.

Investimentos: R$ 4,46 milhões.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Esta obra está condicionada à entrada em operação da LT 230 kV Jaguariaíva – Itararé 2.

Proprietária da SE 230 kV Jaguariaíva: Copel


[1] CCPE/CTET.003.2004. “Atendimento Elétrico ao Estado do Paraná.”, Maio/2005.




122



RECAPACITAÇÃO DA LT 230 kV CASCAVEL – FOZ DO CHOPIM, CS, 73,1 km.



JUSTIFICATIVA:

Eliminar as sobrecargas verificadas na mesma quando da perda da LT 525 kV Cascavel Oeste – Salto Caxias, na carga pesada, intercâmbio Sul – Sudeste.


Obras:

− Recapacitação da LT 230 kV Cascavel – Foz do Chopim, CAA 795 MCM, circuito simples, estrutura de aço rígido, 73,1 km de extensão.

Investimentos: R$ 2,20 milhões (sem troca de condutor)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

O limite de carregamento da linha recapacitada deve ser no mínimo 324 MVA.

O tempo e o custo estimados para a execução das obras de recapacitação consideram desligamento ininterrupto da linha.

Proprietária da LT 230 kV Cascavel – Foz Do Chopim: Copel









123



LT 230 kV LONDRINA (ELETROSUL) – LONDRINA (COPEL) LT2, CS, 22 km.



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga na LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Londrina (Copel) quanda da perda da LT 525 kV Londrina (Eletrosul) – Assis, em condição de elevado intercâmbio Sul – Sudeste, carga pesada.


Obras:

− LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Londrina (Copel), LT2, 795,0 MCM, 22 km. − 2 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Londrina (Copel) LT1: Eletrosul









124



RECAPACITAÇÃO DA LT 230 kV BATEIAS – PONTA GROSSA SUL, CS, 83,3 km.



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga na mesma quando da perda da LT 230 kV Areia – Ponta Grossa Norte, no intercâmbio Sul – Sudeste, carga pesada.


Obras:

− Recapacitação da LT 230 kV Bateias – Ponta Grossa Sul, CAA 636 MCM, circuito simples, 83,3 km de extensão.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


O tempo e o custo estimados para a execução das obras de recapacitação consideram desligamento ininterrupto da LT.

Proprietária DA LT 230 kV Bateias – Ponta Grossa Sul: Copel







125



SE 525 kV BATEIAS

3o ATF 525/230 kV – 600 MVA (3 x 200 MVA)



JUSTIFICATIVA:

Evitar que, em contingência de um dos dois bancos de auto-transformadores existentes, ocorra sobrecarga no remanescente, que se verifica de forma mais acentuada no intercâmbio Sudeste – Sul.


Obras:

− 3o ATF 525/230 kV – 600 MVA (3 x 200 MVA). − 1 Conexão de transformador 525 kV. − 1 Conexão de transformador 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 525/230 kV Bateias: Copel.







126



LT 230 kV LONDRINA (ELETROSUL) – MARINGÁ, LT2, CS, 83 km.



JUSTIFICATIVA:

Eliminar as sobrecargas que ocorrem na LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Apucarana C1 quando da perda da LT Londrina (Eletrosul) – Apucarana C2 (planejada - necessidade imediata), bem como na LT 230 kV Apucarana – Sarandi quando da perda da LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Maringá, no intercâmbio Sudeste – Sul, carga pesada.


Obras:

− LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Maringá LT2, CS, 83 km, 636 MCM. − 2 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 kV Londrina: Eletrosul

Proprietária da DE 230 kV Maringá: Copel

Esta obra substitui a LT 230 kV Londrina (Eletrosul) – Sarandi, indicada anteriormente em [1].

A data de necessidade deverá ser antecipada para 2006 caso a LT 138 kV Rosana – Paranavaí (planejada em [2]) seja postergada.








127



LT 230 kV BATEIAS – PILARZINHO, 31 km. Trecho saída de Bateias: CD (D1), 5 km Trecho intermediário: CS, 21,5 km Trecho chegada em Pilarzinho: CD (D2), 4,5 km



JUSTIFICATIVA:

Evitar violações de tensão na barra de 230 kV da SE Pilarzinho quando da perda da LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho, a partir de 2008, bem como para evitar sobrecarga na LT 230 kV Distrito Industrial de São José dos Pinhais – Santa Mônica em anos posteriores.


Obras:

− LT 230 kV Bateias – Pilarzinho, CAA 795,0 MCM, 31 km. − 2 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 kV Bateias: Copel

Proprietária da SE 230 kV Pilarzinho: Copel

Esta obra contempla o lançamento do segundo circuito em linha existente (LT 230 kV Pilarzinho – CCPRB), devido as dificuldades técnicas para a chegada de linha na SE Pilarzinho.






128



LT 230 kV SALTO OSÓRIO – FOZ DO CHOPIM LT2, CS, 10 km.



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecargas na LT 230 kV Salto Osório – Foz do Chopim (recapacitada) devido à contingência da LT 525 kV Cascavel Oeste – Salto Caxias, no intercâmbio Sul – Sudeste, carga pesada.


Obras:

− LT 230 kV Salto Osório – Foz do Chopim LT2, 795,0 MCM, CS, 10 km. − 2 Entradas de Linha de 230 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 kV Salto Osório: Eletrosul

Proprietária da SE 230 kV Foz do Chopim: Copel








129



RECAPACITAÇÃO DA LT 230 kV PILARZINHO – SANTA MÔNICA, CS, trecho de 19,3 km.



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga na mesma quando da perda da LT 230 kV Distrito Industrial de São José dos Pinhais – Santa Mônica, em carga pesada, com baixos despachos na UHE Gov. Parigot de Souza.


Obras:

− Recapacitação da LT 230 kV Pilarzinho – Santa Mônica, CAA 636 MCM, circuito simples, trecho de 19,3 km de extensão.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:



Proprietária da LT 230 kV Pilarzinho – Santa Mônica: Copel






130



SE 230 kV PONTA GROSSA SUL

Instalação de 1 banco de capacitores, 50 MVAr, em 230 kV.



JUSTIFICATIVA:

Evitar tensão abaixo de 0,90pu nas barras de 230 kV das SEs Ponta Grossa Norte e Ponta Grossa Sul quando da contingência da LT 230 kV Bateias – Ponta Grossa Sul.


Obras:

− 1 Banco de Capacitores, 50 MVAr, 230 kV − 1 Conexão de banco de capacitor de 230 kV.

Investimentos: R$ 4,21 milhões.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 kV Ponta Grossa Sul: Copel

Esta obra já considera a implantação de 48Mvar de compensação no sistema de 13,8 kV da região e 30Mvar na barra de 138 kV de Ponta Grossa Norte, planejadas para os anos de 2006 e 2007.






131



RECAPACITAÇÃO DA LT 230 kV UBERABA – POSTO FISCAL, CS, 37,8 km (trecho).



JUSTIFICATIVA:

Eliminar as sobrecargas na mesma quando da perda da LT 230 kV Santa Mônica – Gov. Parigot de Souza, na carga pesada-verão com baixos despachos na UHE Gov. Parigot de Souza.


Obras:

− Recapacitação da LT 230 kV Uberaba – Posto Fiscal, CAA 636 MCM, circuito simples, trecho de 37,8 km de extensão.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:



Proprietária da LT 230 kV Uberaba – Posto Fiscal: Copel






132

Sistema Interligado da Região SUL ESTADO: SC/PR EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV JOINVILLE NORTE – CURITIBA, CS, 97 km.



JUSTIFICATIVA:

Solucionar os problemas de sobrecarga nas LTs 230 kV entre Curitiba e Joinville na contingência da LT 525 kV Curitiba – Blumenau em condição de intercâmbio Sudeste – Sul e patamar de carga média, visto que no horizonte analisado os carregamentos verificados nestas LTs superam 350 MVA.


Obras:

− LT 230 kV Joinville Norte – Curitiba, CAA 636 MCM, CS, estrutura de aço rígido, 97 km de extensão.



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

PROPRIETÁRIA DA SE 230 kV CURITIBA: ELETROSUL


[1] EPE-DEE-RE-002/2006-R0. Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc - “Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Regiões Norte e Vale do Itajaí”, Dezembro de 2005.




133


ESTADO: SC/PR EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV JORGE LACERDA B – SIDERÓPOLIS LT3, CS, 50 km.



JUSTIFICATIVA:

A perda de um dos circuitos da LT 230kV Siderópolis – Jorge Lacerda B, provoca carregamentos superiores aos limites de CPST (223MVA), ora vigentes, no circuito remanescente desta linha de transmissão, já a partir de 2006, atingindo carregamentos superiores a 350MVA, a partir de 2009.

Desta forma para atender o horizonte de estudo, a solução técnico-economicamente indicada é a implantação da 3ª. LT 230 kV Jorge Lacerda B – Siderópolis.


Obras:

− LT 230 kV Jorge Lacerda B – Siderópolis LT3, CAA 636 MCM, CS, estrutura de aço rígido, 50 km de extensão.



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

PROPRIETÁRIA DA SE 230 kV JORGE LACERDA B: ELETROSUL

PROPRIETÁRIA DA SE 230 kV SIDERÓPOLIS: ELETROSUL


[1] EPE-DEE-RE-002/2006-R0. Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc - “Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Sul e Extremo Sul”, Dezembro de 2005.


134

1.2 INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE FRONTEIRA

135

1.2.1 REGIÕES SUDESTE / CENTRO-OESTE


INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE FRONTEIRA

136



SE CORUMBÁ AT 345/138 KV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

A região com centro de carga em Caldas Novas (GO) é um dos principais polos turísticos do Centro-Oeste e se encontra atualmente com suprimento bastante precário. A criação de um pátio de 138 kV em Corumbá, por sua proximidade àquele centro de carga, permite o suprimento adequado à região e a inserção regional da usina, beneficiando a comunidade local e visitantes. Conforme demonstram os estudos, as alternativas de reforço da transmissão da CELG são mais onerosas e de implementação mais complexa, envolvendo a necessidade de conversão de circuitos de 69 kV para 138 kV e extensos reforços nesse último nível de tensão.


1 banco de autotransformadores 345/138 kV, 150 MVA (com fase reserva) 1 VT 345 kV 1 VT 138 kV 1 VL 138 kV Vão Geral de 138 kV BD (pequeno) Investimentos previstos: R$ 17.853,00 mil (base custos modulares ELB, atualizados para 06/02)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

O módulo da transformação deverá ser otimizado em função de dados mais atualizados da carga e custos. Não possui ato autorizativo. Empresa Proprietária da Instalação: FURNAS





137


ESTADO: ES EMPREENDIMENTO:

SE VIANA VÃOS DE MANOBRA DO 3º AT 345/138 KV – 225 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para individualizar o 3º AT 345/138 kV desta SE.


1 VT 345 kV 1 VT 138 kV

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

O banco de autotransformadores já foi autorizado e adquirido por FURNAS para repor as unidades reservas das subestações de Jacarepaguá, Adrianópolis e Vitória que compuseram o 5º banco 345/138kV de Vitória. Será necessário informar a ANEEL no sentido de alterar o uso e destino dessas novas unidades e para autorizar a implantação dos vãos de manobra. Após a entrada em operação desse banco de transformadores as unidades do 5º banco 345/138kV de Vitória voltarão as suas subestações de origem. Empresa Proprietária da Instalação: FURNAS


[1] EPE/GTPI – Plano Decenal da Expansão da Transmissão , 2006 – 2015; [2] PAR/PET – Obras consolidadas período 2006/2008



138



SE Venda das Pedras – Banco de auto-transformadores 345/138 kV, 2x 300 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra recomendada para escoamento da capacidade plena da UTE Termorio e alívio dos carregamentos das LT´s em 138 kV que partem das SE´s Adrianópolis e São José em direção a Magé.


7 autotransformadores monofásicos, 100 MVA, 345/138 kV 2 VT´s 345kV 2 VT´s 138 kV Investimentos previstos: R$ 31957,00 mil (base custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:



[1] - Estudo de Planejamento “Atendimento a área centro norte do estado do Rio de Janeiro” , EPE/GEP-SE/CO-001.2006, emitido em 02/2006.



139



140



SE PALMEIRAS Implantação 2º trafo 230/69 kV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:

A ampliação da capacidade transformadora desta Subestação destina-se a garantir a continuidade do fornecimento de energia à região de Palmeiras no caso de desligamento da única unidade existente (contingência simples)


TR 230/69/13,8 kV – 50 MVA c/ LTC CT 230 kV CT 69 kV Investimentos previstos: R$ 4.853,00 mil (base custos modulares ELB, atualizados para 06/02)

SITUAÇÃO ATUAL:

Obra planejada

OBSERVAÇÕES:

Empresa Proprietária da Instalação: CELG




141

Sistema Interligado da Região SUDESTE/CENTRO-OESTE


SE PIMENTA

Ampliação para 3X150 MVA

DATA DE NECESSIDADE: JULHO/2006


JUSTIFICATIVA:

A SE Pimenta, além de fazer a interligação das usinas da bacia do rio Grande (Furnas, LCBarreto) com o sistema de 345 kV da CEMIG, atende as cargas de distribuição da região Oeste de Minas Gerais, através da transformação 345/138 kV – 2x150 MVA. Atualmente, a perda de uma unidade de transformação leva a sobrecarga na unidade remanescente, sendo prevista a instalação de 3º auto 345 kV para solução da sobrecarga e para o suprimento ao sistema regional em 138 kV da Região Oeste.


• Instalação auto 345/138 kV – 150 MVA • 2 seções 345 kV com disjuntor, tipo dupla barra principal e transferência • Seção 138 kV – dupla barra • Conversão do arranjo de 138 kV de aneel para dupla barra principal

Investimentos previstos: R$ 19,74 milhões (custos modulares Eletrobrás junho/1999, atualizado para março/2004 pelo IGPM)

SITUAÇÃO ATUAL:

Encontra-se em execução o estudo de viabilidade para definição dos custos associados a esta obra.

OBSERVAÇÕES:


[1] 02111-ST/PL-550 Avaliação dos reforços estruturais de transmissão para a Região Oeste



142

Sistema Interligado da Região SUDESTE


SE Barreiro SUBSTITUIÇÃO DA TRANSFORMAÇÃO 345/138 KV

DATA DE NECESSIDADE: MAIO/2007


JUSTIFICATIVA:

A ampliação da SE Barreiro foi definida como obra de reforço à região Metropolitana de Belo Horizonte (RMBH) por estudos de planejamento de longo prazo, e se presta ao atendimento do pólo de maior densidade de carga do estado. Esta ampliação possibilitará o atendimento à carga mesmo durante emergências de uma das unidades, assegurando-se o critério n-1.


Substituição dos transformadores existentes (2 bancos 345/138 kV-3x50 MVA e 2 330/138 kV-3x50 MVA) por 4 bancos de autotransformadores monofásicos 345/138 kV, 225 MVA p/ banco

Investimentos previstos: Em fase de avaliação pela CEMIG.

SITUAÇÃO ATUAL:

Estudo de viabilidade em andamento.

OBSERVAÇÕES:

A SE Barreiro situa-se numa área densamente ocupada, com inerentes dificuldades físicas de implementação de obras. A ampliação proposta , procura portanto, aumentar a capacidade de transformação compatibilizando o espaço físico disponível na SE.


[1] Expansão da Transmissão em EAT na Região Central - Parte 1 – Análise de Alternativas de Novas Injeções 02.111 – PO/ES4 – 180, estudo interno CEMIG

[2] Expansão da Transmissão em EAT na Região Central - Parte 2 – Seqüência de Implantação de Novas Subestações – ST/ES – 055” ”, estudo interno CEMIG




143



SE CAMPINAS – (FURNAS) Instalação do 5º AT 345/138 kV, 150 MVA. DATA DE NECESSIDADE: 2005


JUSTIFICATIVA:

Na SE de Campinas atualmente estão instalados quatro bancos de transformadores 345/138 kV, 3x50 MVA, os quais alimentam o sistema de 138 kV da região de Campinas, da CPFL. Em condição de emergência, ou seja, o desligamento de um dos transformadores 345/138 kV, constata-se segundo o “Estudo de Planejamento de Longo Prazo para Atendimento à Área de Campinas – Período 2003-2010 - CCPE/NARSP/2003”, que considerou a hipótese de despachos elevados através dos sistemas de 345 kV e 500 kV, um carregamento de 120% para o ano 2004, admitindo-se a operação separada (não em paralelo) dos transformadores 440/138 kV da SE Santa Bárbara. Dessa forma recomenda-se para 2005 a instalação do quinto banco de transformadores 345/138 kV de 150 MVA na SE Campinas, sendo a data mais provável de energização em dezembro de 2005.


O investimento estimado para a instalação do quinto transformador 345/138 kV de 150 MVA na SE Campinas, segundo o relatório “Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT” da Eletrobrás, em sua versão de 2002, é de US$ 4.216,00, equivalente a R$ mil 12.648,00.

SITUAÇÃO ATUAL:

É necessário realizar orçamento atualizado para a obra, devendo ser solicitado pela CPFL à FURNAS.

OBSERVAÇÕES:



- “Estudo de Planejamento de Longo Prazo para Atendimento à Área de Campinas - Período 2003 - 2010 - CCPE/NARSP/2003”



144



SE Capivara Substituição do Trafo 440/138 kV 150 MVA por 300 MVA

DATA DE NECESSIDADE: OUT/2006


JUSTIFICATIVA:

Com a energização de geradores na UHE P. Primavera, a transformação 440-138 kV 150 MVA passa a apresentar maiores carregamentos, especialmente na emergência da LT 440 kV Capivara – Assis, com superação da capacidade implicando em nescessidade de substituição.


Substituição do transformador 440/138 kV 150 MVA por 300 MVA R$ 41.208,80 mil base custos CTEEP (março / 2004).

SITUAÇÃO ATUAL:

Orçamento encaminhado para a ANEEL para autorização.

OBSERVAÇÕES:



Reavaliação do sistema 138 kV da Região de Presidente Prudente e tranformações supridoras, 2003-2010, CCPE – CTET – 019.2003



145



SE EMBÚ-GUAÇU – Instalação do 3º banco de transformador 440-138 kV, 300 MVA.

DATA DE NECESSIDADE: ABR/2006


JUSTIFICATIVA:

A SE Embu-Guaçu (2x300 MVA), 440-138 kV,atende ao mercado da Eletropaulo nessa região e da Elektro no Litoral Sul de São Paulo, através das linhas de transmissão circuito duplo: Embu-Guaçu – Peruíbe - (CTEEP) ; Embu- Itapecerica - (ELETROPAULO) A região do Litoral Sul tem como característica de mercado a demanda máxima ocorrendo na temporada de férias, entre o mês de Dezembro de um ano e os meses de Janeiro e Fevereiro do ano seguinte. Estudos no âmbito do NARSP/CCPE têm demonstrado que, na emergência de um dos transformadores, haverá carregamento elevado no transformador remanescente com sobrecarga inadmissível. Esta obra também,permitirá aliviar o carregamento da SE Bandeirantes 345-138/88 kV, através de manobra de carga desta subestação para a SE Embu-Guaçu.

PROGRAMA DE OBRAS E INVESTIMENTO PREVISTOS:

Obras : Instalação do 1 banco de transformador 440-138 kV, 300 MVA ; 1 bay de 440 kV e outro de 138 kV; 1 bay de paralelo de barras; Equipamentos associados. Investimento: Os investimentos previstos, pela CTEEP são de R$ 43136,76 MIL

SITUAÇÃO ATUAL:

Aguardando autorização da ANEEL

OBSERVAÇÕES:

Empresa proprietária: CTEEP, conforme Resolução ANEEL 433/2000.


[1] “Estudo da Transformação 440-138 kV de Embu-Guaçu e do Sistema de Suprimento ao Litoral Sul Período 2001-2009” (RT/CCPE/CTET/NSP/001/2000 – MAIO/2000)”

[2] “Plano Qüinqüenal de Expansão 2003-2007” (RT/CCPE/CTET/NAR-SP/003/2003-MARÇO/2003)



146



SE ITAPETI – Instalação de 2 bancos 345-88 kV, 400 MVA cada



JUSTIFICATIVA:

A SE São José dos Campos (CTEEP) possui atualmente 4 bancos de transformadores 230-88 kV, 150 MVA cada, que em condições de emergência de um desses bancos, provoca sobrecargas inadmissíveis nos remanescentes, devido a carga elevada a que está submetida esta SE.

Esta carga da SE São José dos Campos provoca sobrecargas nas linhas de 230 kV, que partem da SE Mogi (FURNAS) em direção à SE São José dos Campos, na emergência de uma delas.

Para eliminar estas sobrecargas a BANDEIRANTE deverá transferir parte da carga da SE São José dos Campos para um novo pátio de 88 kV, a ser montado na SE Itapeti (CTEEP), com a instalação de 2 bancos de transformadores de 345-88 kV, 400 MVA cada.

Além dessa carga o novo pátio receberá também a transferência da totalidade da carga da SE Mogi (CTEEP), que deverá ser desativada.

Esta obra deverá ser antecipada para dezembro de 2006, devido ao acréscimo de carga do consumidor REVAP.


Instalação de 2 bancos de transformadores 345-88 kV, 400 MVA cada, na SE ITAPETI; 2 bays de 345 kV e 2 bays de 88 kV na SE Itapeti; 1 bay de paralelo de barras de 88 kV; Instalação de 57,6 Mvar de compensação capacitiva em derivação; Sistemas de proteção e demais equipamentos. Os investimentos previstos, com base no Custo Modular da Eletrobrás, são de R$ Mil 52.000,00 (atualizado para 1U$=2,71R$) jul/02

SITUAÇÃO ATUAL: .

OBSERVAÇÕES:



CCPE/CTET.059.2002 “Definição de Alternativas para o Suprimento ao Vale do Paraíba”, de outubro de 2002, e consulta de acesso do consumidor REVAP.



147



SE Poços de Caldas – (FURNAS) Instalação de bancos de autotransformadores 345/138 kV, 300 MVA.



JUSTIFICATIVA:

A instalação na SE Poços de Caldas de 2 bancos de autotransformadores 345/138 kV, 300 MVA, É necessária para evitar sobrecargas nos bancos existentes (4x150 MVA) quando da perda de uma das unidades.


7autotransformadores monofásicos, 100 MVA, 345/138 kV; 2 VT 345 kV; 2 VT 138 kV. Investimentos previstos: R$ 31957,00 mil (base custos modulares ELETROBRÁS – junho 2002

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:



[1] “Estudo da Região de Poços de Caldas” GET SP – fev/2006



148



SE Itararé II – 1º Autotransformador 230/138 kV 300 MVA



JUSTIFICATIVA:

O estudo da região de Capão Bonito indicou a necessidade de implantação da fonte 230-138kV 300 MVA na SE Itararé II como alternativa de suprimento a esta região em função de sobrecargas inadmissíveis existentes na SE Capão Bonito 230-138kV 2 x 75 MVA quando da perda de um dos transformadores da SE, bem como do esgotamento das fontes da região no horizonte decenal, mostrando-se a alternativa mais econômica. Adicionalmente, aumentará a confiabilidade do suprimento regional eliminando a condição radial do atendimento às SEs Itapeva e Itararé II. Obra associada à LT 230 kV Itararé II – Jaguariaíva.


Auto-transformador 300 MVA 230/138 kV e fase reserva (4x100 MVA) 1 conexão de transformador 230 kV, BD e 1 conexão de transformador de 138 kV, BD; R$ 12216 MIL, com base nos custos moduloares Eletrobrás (Junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:



RT/CCPE-CTET-017.2003 - “Análise das Fontes Supridoras 230/138 kV e do Sistema de 138 KV da Região de Capão Bonito – Período 2004-2010”. RT/CCPE/CTET/NAR-SP/002/2005 - “ Análise do Sistema 230 kV Região do Paranapanema – Período 2006-2012”. RT/CCPE/CTET/NAR-SP/002/2005 –Outubro/2005 - “Análise do Sistema 230 kV Região do Paranapanema – Período 2006-2012” Redimensionamemto da Transformação de Itararé II 230/138 -



149



SE Mascarenhas de Moraes

Instalação do primeiro ATR 345/138 kV, 400 MVA



JUSTIFICATIVA:

A instalação do primeiro banco 345/138 kV - 400 MVA em Mascarenhas de Moraes, tem como objetivo eliminar sobrecarga no banco existente de 150 MVA e assegurar o atendimento às cargas da região na condição de perda simples.


Obras:

- 04 unidades monofásicas de autotransformador 345/138 kV, 133,3 MVA, com LTC 0,90 a 1,10pu; - 01 conexão de transformador 345 kV; - 01 conexão de transformador 138 kV.

Investimentos:

R$ 22.300,00 mil (custo modular Eletrobrás – jun/2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Mascarenhas de Moraes: FURNAS


[1] CCPE-CTET-037/2001 - “Análise do Suprimento à CPFL e CEMIG, através das subestações

de Mascarenhas de Moraes e Porto Colômbia” , de outubro de 2001.

[2] NAR-SE/CO.003.2005 - “Análise do Suprimento à CPFL e CEMIG, através das subestações

de Mascarenhas de Moraes e Porto Colômbia” , de junho de 2005.




150



SE Mirassol – Instalação de 1 banco de 300 MVA, 440/138 kV DATA DE NECESSIDADE: JUN/2007


JUSTIFICATIVA:

Segundo o relatório do “Estudo das Regiões de São José do Rio Preto e Catanduva - Período 2003 - 2010 - RT/CCPE/CTET/NAR-SP/005/2003”, foi decidida como alternativa de expansão para as regiões em análise a construção de uma nova subestação rebaixadora 440/138 kV na localidade de Mirassol, para atendimento ao mercado regional e alívio das fontes existentes e de LTs 138 kV, evitando-se sobrecargas inadmissíveis. Adicionalmente aumentará a confiabilidade e diminuirá o nível de perdas ôhmicas. Obra associada à implantação da SE Mirassol 440 kV seccionando a LT 440 kV, circ. duplo, Ilha Solteira – Araraquara e ao seccionamento da LT 138 kV circuito duplo do “anel 138 kV” de S. J. do Rio Preto da CPFL.


Instalação de 1 banco transformador de 300 MVA (4x100 MVA), 440/138 Kv : R$ 19456 MIL 1 CT de 440 kV: R$ 5091 MIL 1 IB 440 kV: R$ 2324 MIL 1 CT 138 kV: R$ 1121 MIL O investimento estimado, segundo o relatório “Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT” da Eletrobrás, em sua versão de jun/2002, é de R$ 27.992,00 MIL.

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Coordenada com a implantação da SE Mirassol 440 kV


[1] "Programa Decenal de Transmissão do Sistema Interligado Sudeste/Centro-Oeste, 2003-2012"

[2] RT/CCPE/CTET/NAR-SP/005/2003 “Estudo das Regiões de São José do Rio Preto e Catanduva, Período 2003 - 2010,”



151



SE Ribeirão Preto - Instalação do 3º TR 440-138 kV, 300 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Na SE de Ribeirão Preto atualmente estão instalados dois bancos de transformadores 440/138 kV, 3x100 MVA, os quais alimentam o sistema de 138 kV da região de Ribeirão Preto da CPFL e Porto Ferreira da ELEKTRO. Em condição de emergência, ou seja, o desligamento de um dos transformadores 440/138 kV, constata-se segundo o “Estudo de Reforço no Suprimento à Região do Pardo - Período 2004-2011 - CCPE/NARSP/2003”, que considerou a hipótese de despachos elevados através do sistema de 440 kV, carregamentos de 119% e 125%, respectivamente para os anos 2004 e 2005.


A instalação do 3º TR 440-138 kV, 300 MVA de Ribeirão Preto é composta pelos seguintes equipamentos: - 03 transformadores monofásicos 440/138 kV de 100 MVA; - 01 conexão de transformador 440 kV; - 01 conexão de transformador 138 kV; - 01 interligação de barras 440 kV. O investimento estimado, com base no “Plano Qüinqüenal de Expansão das Demais Instalações de Transmissão do Estado de São Paulo - 2003/2007” é de R$ mil 34.573,00 (jun / 02).

SITUAÇÃO ATUAL:

Aguardando autorização da ANEEL.

OBSERVAÇÕES:



CCPE/NARSP/2003- Estudo de Reforço no Suprimento à Região do Pardo - Período 2004 - 2011”



152



SE Santa Cabeça Instalação do 2º banco de 230-88 kV, 60 MVA



JUSTIFICATIVA:

Sobrecarga em condição de emergência.


Instalação do 2º banco 230-88 kV, 60 MVA, 1 bay de 230 kV e outro de 138 Kv e adequação da proteção. ( trata-se da terceira transformação, visto que também existe um transformador trifásico no local ).

R$ 8.560,00 mil base custos modulares Eletrobrás junho/2002.

SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:



Plano Decenal de Transmissão 2003 – 2012.



153



SE Sumaré –

Instalação do 3°.banco de transformadores 440-138 kV, 300 MVA

DATA DE NECESSIDADE: AGO/2006


JUSTIFICATIVA:

Na perda de um dos bancos existentes, o remanescente ficará submetido a sobrecargas inadmissíveis.

PROGRAMA DE OBRAS E INVESTIMENTO PREVISTOS:

Programa de Obras : 3º banco de 440-138 kV, 300 MVA Investimento previsto pela CTEEP é de R$ 38346,00 MIL

SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:


Estudo da Área de Campinas



154



SE Mascarenhas de Moraes

Instalação do segundo TR 345/138 kV, 400 MVA em substituição ao TR 345/138 KV, 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

A instalação do segundo banco 345/138 kV - 400 MVA em Mascarenhas de Moraes, em substituição ao banco de 150 MVA existente, tem como objetivo eliminar sobrecarga nesse banco quando da perda do primeiro banco de 400 MVA e assegurar o atendimento às cargas da região na condição de perda simples. Ressalta-se que esse segundo banco de transformadores entraria no espaço físico do banco existente de 150 MVA, isso porque não há espaço para outro tipo de arranjo nessa subestação.


Obras:

- 03 unidades monofásicas de autotransformador 345/138 kV, 133,3 MVA, com LTC 0,90 a 1,10pu; - 01 conexão de transformador 345 kV; - 01 conexão de transformador 138 kV.

Investimentos:

R$ 18,24 milhões (custo modular Eletrobrás – jun/2002)

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Mascarenhas de Moraes: FURNAS


[1] CCPE-CTET-037/2001 - “Análise do Suprimento à CPFL e CEMIG, através das subestações

de Mascarenhas de Moraes e Porto Colômbia” , de outubro de 2001.

[2] NAR-SE/CO.003.2005 - “Análise do Suprimento à CPFL e CEMIG, através das subestações

de Mascarenhas de Moraes e Porto Colômbia” , de junho de 2005.




155


istema Interligado da Região Sudeste/Centro-Oeste

ESTADO: MT EMPREENDIMENTO:

SE COXIPÓ

4º transformador de 100 MVA - 230/138 kV



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga em contingência.


3 unidade monofásicas de 33,3 MVA - 230/138KV

1 VT 230 KV

1 VT 138 KV

Investimentos Previstos: R$ 6.469,00 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





156


ESTADO: MT EMPREENDIMENTO:

SE NOVA MUTUM

2º transformador de 30 MVA - 230/69/13,8 kV como reserva fria



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga em contingência.


1 TRANSFORMADOR de 30 MVA - 230/69/13,8 KV

Investimentos Previstos: R$ 2.784,00 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





157



SE ÁGUA VERMELHA

Instalação do 2o banco 440/138 kV, 300 mva Data de Necessidade: Imediata Prazo de Execução: 24 meses

Justificativa:

Em determinadas condições de despacho de geração (despacho elevado nas usinas do rio paraná e/ou elevado intercâmbio energético norte-sul), quando de contingências de linhas de transmissão 440kV a partir da uhe água vermelha, o transformador 440/138kV existente nesta subestação fica sujeito a sobrecargas inadmissíveis. Obras e Investimentos Previstos:

Instalação de 1 bancos transformadores de 300 MVA (3x100 MVA), 440/138 Kv : R$ 14592 MIL

1 CT de 440 kV: R$ 5091 MIL

1 IB 440 kV: R$ 2324 MIL

1 CT de 138 kV: R$ 1121 MIL

O investimento estimado, segundo o relatório “Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT” da Eletrobrás, em sua versão de jun/2002, é de R$ 23128,00 MIL.

Situação Atual:

Observações:


[1] -“Estudo de planejamento de longo prazo para o sistema 138kV das regiões de catanduva e

são josé do rio preto– período 2003 a 2010” rt/CCPE/ctet/nar-sp/005/2003”

[2] – Manual de Custos da Eletrobrás – junho 2002



158



SE ARARAS - Instalação de 2 TRs , 440/138 kV 300 MVA cada, com fase reserva (7x 100 MVA), e equipamentos associados



JUSTIFICATIVA:

Estudo de suprimento à região elétrica do pardo, indicou a construção de novo ponto de suprimento em araras, por ser a melhor alternativa tecnico-econômica em comparação com alternativas de outros pontos ou de expansão das fontes existentes.

Nota: a implantação da SE araras 440 kVdeverá ser coordenada com esta obra.


INSTALAÇÃO DE 2 BANCOS TRANSFORMADORES DE 300 MVA (7X100 MVA), 440/138 KV : R$ 34048 MIL

2 CT DE 440 KV: R$ 10182 MIL

1 IB 4400 KV: R$ 2324 MIL

2 CT DE 138 KV: R$ 2242 MIL


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] - “Reavaliação do estudo de reforço no suprimento à região do pardo – período 2006 a 2013” EPE/GET-SP//005/2005”




159



SE ATIBAIA – Instalação de 1 tr 345/138 kv, 400 MVA com fase reserva, 4x133 MVA



JUSTIFICATIVA:

Segundo o relatório do “Estudo de avaliação do sistema de 138 kV da Região de Mairiporã e Bragança Paulista (2005-2013) - RT/EPE/GET-SP/006/2005”, foi recomendada como alternativa de expansão para as regiões em análise a construção de uma nova subestação rebaixadora 345-138 kV na localidade de Atibaia, para atendimento ao mercado regional e alívio das fontes existentes e das LT’s 138 kV, eliminando as sobrecargas. Adicionalmente aumentará a confiabilidade e diminuirá o nível de perdas ôhmicas. Nota: a implementação da SE Atibaia 345 Kv deverá ser coordenada com a obra da transformação 345-138 kV, 400 MVA.


As obras necessárias para a realização do empreendimento consistem na instalação de 1 banco autotransformador 345/138 kV de 400 MVA (4x133 MVA) e conexões associadas Investimento previstos: R$ 25.997,56 mil (base custos modulares ELETROBRÁS –junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] “Estudo de avaliação do sistema de 138 kV da Região de Mairiporã e Bragança Paulista (2005-2013)” [3] Manual de Custos da Eletrobrás junho 2002.



160



SE BAURU

Instalação do 3o ATR 440/138 KV, 150 MVA, DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


Justificativa:

Na SE Bauru 440 kV da CTEEP atualmente estão instalados dois bancos de autotransformadores 440/138 kV, 3x50 MVA cada, os quais alimentam o sistema de 138 kV das regiões de Bauru e Marília, em área de concessão da CPFL.

Em condição de emergência, ou seja, o desligamento de um dos autotransformadores 440/138 kV, constata-se sobrecarga no remanescente conforme o caso de carga pesada de abril/setembro de 2005 do PAR 2005-2007, justificando a necessidade pela instalação do 3º banco autotransformador. Esse valor é influenciado pelos despachos de geração das usinas hidrelétricas dos rios Tietê e Paraná.

Dessa forma recomenda-se a instalação imediata do 3o banco de autotransformadores 440/138 kV de 150 MVA na SE Bauru. Conforme o planejamento da CTEEP, deverá ser transferido o atual autotransformador 440/138 kV de 150 MVA da SE Capivara 440 kV (que será substituído por uma unidade de 300 MVA em dezembro de 2007) para a SE Bauru, sendo a data mais provável de energização em abril de 2008.


A instalação do 3º autotransformador 440/138 kV de 150 MVA na SE Bauru é composta pelos seguintes equipamentos: - 01 conexão de transformador 440 kV; - 01 conexão de transformador 138 kV; - 01 interligação de barras 440 kV. - 01 cabo isolado 138 kV. O investimento estimado, segundo o relatório “Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT” da Eletrobrás, em sua versão de junho de 2002, sem a consideração do cabo isolado em 138 kV, é de R$ MIL 17.977,00.

Situação Atual:

O empreendimento deve ser autorizado pela ANEEL à CTEEP. DATA PREVISTA DE ENERGIZAÇÃO: ABRIL / 2008

Observações:


Documentos De Referência:

- “Estudo do Sistema de 138 kV das Regiões de Marília, Bauru e Botucatu e das Transformações 440/138 kV de Bauru e 230/138 kV de Botucatu - Período 2001-2009 - RT/CCPE/CTET/NSP/05/2000.”



161



SE BOTUCATU Substituição de 1 ATR 230/138 kV, 75 MVA por 1 ATR DE 150 MVA.



JUSTIFICATIVA: A SE Botucatu conta atualmente com três autotransformadores 230/138 kV, de 75 MVA, que atendem tanto a região de Botucatu, em área de concessão da CPFL, como as localidades de Tietê e Tatuí, em área de concessão da ELEKTRO. Conforme a Redsolução ANEEL 197/04, foi autorizado à CTEEP a substituição de 2 desses autotransformadores por unidades de 150 MVA, com data de energização em fevereiro de 2006. Em condição de emergência na configuração de 2008, ou seja, o desligamento de um dos autotransformadores 230/138 kV de 150 MVA, constata-se sobrecarga na unidade remanescente de 75 MVA, conforme o caso de carga pesada do GTPI 2004-2013, justificando a necessidade pela substituição da terceira unidade de 75 MVA por 1 de 150 MVA. Esses valores são influenciados pelos despachos de geração das usinas hidrelétricas do rio Paranapanema e pelo fluxo da interligação Sul - Sudeste. Dessa forma recomenda-se a instalação, em 2008, de 1 autotransformador 230/138 kV de 150 MVA na SE Botucatu em substituição a 1 unidade de 75 MVA.


O investimento estimado para a instalação do 3o autotransformador 230/138 kV de 150 MVA na SE Botucatu, segundo o relatório “Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT” da Eletrobrás, em sua versão de junho de 2002, é de R$ MIL 7.274,00.

SITUAÇÃO ATUAL:

O empreendimento deverá ser autorizado pela ANEEL à CTEEP. DATA PREVISTA DE ENERGIZAÇÃO: DEZEMBRO / 2008

OBSERVAÇÕES:



“Estudo do Sistema 230 kV da Região de Chavantes e Fontes 230/138 kV“ (RT/CTEEP/OOP-05/99) “Estudo do Sistema de 138 kV das Regiões de Marília, Bauru e Botucatu e das Transformações 440/138 kV de Bauru e 230/138 kV de Botucatu – Período 2001-2009 “ - RT/CCPE/CTET/NSP/05/2000



162



SE Getulina –

Instalação de 1 banco de 440/138 kV, 300 MVA com fase reserva (4x100MVA) e equipamentos associados

Data de Necessidade: 2009 Prazo de Execução: 36 meses

Justificativa: Segundo o relatório do “Estudo dos Sistemas 138kV das Regiões de Marília e Tupã - Período 2006 – 2015 - RT/EPE/GET - SP/007/2005”, foi decidida como alternativa de expansão para as regiões em análise a construção de uma nova subestação rebaixadora 440/138 kV na localidade de Getulina, para atendimento ao mercado regional e alívio das fontes existentes e de LTs 138 kV, eliminando-se sobrecargas e problemas de subtensões.


Nota: a implantação da SE Getulina deverá ser coordenada com esta obra..

Obras e Investimentos Previstos: Instalação de 1 banco transformador de 300 MVA (4x100 MVA), 440/138 Kv : R$ 19456 MIL 1 CT de 440 kV: R$ 5091 MIL 1 IB 440 kV: R$ 2324 MIL 1 CT 138 kV: R$ 1121 MIL O investimento estimado, segundo o relatório “Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT” da Eletrobrás, em sua versão de jun/2002, é de R$ 27.992,00 MIL.

Situação Atual: Observações:


[1] – “ESTUDO DOS SISTEMAS 138KV DAS REGIÕES DE MARÍLIA E TUPÃ – PERÍODO 2006 A 2015 – RT/EPE/GET – SP/007/2005”




163



SE PIRATININGA II – 345kV

Instalação de 3 TRs 345/138-88kV, 400 MVA (3x133 MVA).



JUSTIFICATIVA:

Segundo o relatório do “Estudo SE Piratininga II (2007-2014) - RT/EPE/GET-SP/002/2006”, foi recomendado a construção de uma nova subestação rebaixadora 345-138/88kV no Município de São Paulo, para atendimento ao crescimento de mercado da região sudoeste da Grande São Paulo e alívio das transformações das SEs Bandeirantes e Piratininga. Adicionalmente aumentará a confiabilidade e diminuirá o nível de perdas ôhmicas, apresentando os melhores resultados em termos econômicos frente às opções analisadas. Nota: a implementação da SE Piratininga II deverá ser coordenada com a obra da transformação 345-138 kV, 400 MVA.


instalação de 3 bancos de transformadores 345/138-88kV de 400 MVA (3x133 MVA), cada, e respectiva fase reserva, arranjo barra dupla : R$ 39.330,01MIL; 3 bays para conexão de transformador 345kV (bd): R$ 8.337,31 MIL; 3 bays para conexão de transformador 138kV (bd): R$ 3.363,00 MIL; 1 bay de interligação de barra 138kV : R$ 736,00 MIL. Investimento previstos: R$ 51.766,32 mil (base custos modulares ELETROBRÁS –junho 2002).

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


[1] “Estudo SE Piratininga II (2007-2014) - RT/EPE/GET-SP/002/2006”. [2] Manual de Custos da Eletrobrás – junho 2002.



164



SE RIBEIRÃO PRETO –

INSTALAÇÃO DO 4O BANCO 440/138 KV, 300 MVA

Data de Necessidade: 2009 Prazo de Execução: 24 meses

Justificativa:

Em função do crescimento de mercado regional torna-se necessária a ampliação desta transformação para evitar sobrecargas inadmissiveis em condições contingênciais, a partir de 2009. Obras e Investimentos Previstos:

Instalação de 1 bancos transformadores de 300 MVA (3x100 MVA), 440/138 Kv : R$ 14592 MIL 1 CT de 440 kV: R$ 5091 MIL 1 IB 440 kV: R$ 2324 MIL 1 CT de 138 kV: R$ 1121 MIL O investimento estimado, segundo o relatório “Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT” da Eletrobrás, em sua versão de jun/2002, é de R$ 23128,00 MIL. Situação Atual:

Observações:


[1] -“Reavaliação do estudo de reforço no suprimento à região do pardo – período 2006 a 2013” rt/epe/get-sp//005/2005”




165



SE Sousas –

Instalação de 2 bancos de 300 MVA, 500/138 kV Data de Necessidade: 2007

Prazo de Execução: 36 meses Justificativa: Segundo o relatório do “Estudo de planejamento de longo prazo para atendimento à área de campinas – período 2006 – 2015 rt/ccpe/ctet/nar-sp/006/2002”, foi decidida como alternativa de expansão para a região em análise a construção de uma nova subestação rebaixadora 500/138 kV no distrito de sousas, para atendimento ao mercado regional e alívio das fontes existentes e de LTs 138 kV, eliminando-se sobrecargas e problemas de subtensões.


Nota: a implantação de transformação 500/138 kV, 2x300 MVA, nesta SE deverá ser coordenada com esta obra.

Obras e Investimentos Previstos: Instalação de 2 bancos transformadores de 300 MVA (7x100 MVA), 500/138 Kv : R$ 34048 MIL

2 CT de 500 kV: R$ 10182 MIL

1 IB 500 kV: R$ 2324 MIL

2 CT de 138 kV: R$ 2242 MIL


Situação Atual:

Observações:


[1] - “Estudo de planejamento de longo prazo para atendimento à área de campinas –

período 2006 – 2015 - rt/ccpe/ctet/nar-sp/006/2002”


166

1.2.2 REGIÃO NORTE



167



SE PORTO FRANCO 230 KV AUTOTRANSFORMADOR 230/138 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Autotransformador reserva


Obras : 1 CT 230 kV 1 CT 138 kV 1 Autotransformador 230 / 138 kV – 100 MVA

Investimentos Previstos: Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$ 5.261,00 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

A Celtins consegue transferir a carga para regional de Miracema.


- “ Plano indicativo de Transmissão da Região Norte – Período 2003 – 2012 – CCPE/CTET – 052/2003.

-



168



SE PRESIDENTE DUTRA 230 KV TRANSFORMADOR 230/69 KV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:

Transformador reserva


Obras: 1 CT 230 kV 1 CT 69 kV 1 Transformador 230 / 69 kV – 50 MVA

Investimentos Previstos: Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$4.581,00 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Na perda do único transformador ocorre corte temporário de toda a carga da região atendida pelo 69 kV da SE Presidente Dutra ( 27 MW em 2003).





169



SE MIRANDA 230 KV AUTOTRANSFORMADOR 230/138 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Autotransformador reserva


Obras : 1 CT 230 kV 1 CT 138 kV 1 Autotransformador 230 / 138 kV – 100 MVA (existente)


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Na perda do único autotransformador corte de toda a carga atendida pelo 138 kV desta subestação ( 71 MW em 2003).





170



SE MIRANDA 230 KV AUTOTRANSFORMADOR 230/138 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Reforço da transformação


Obras : 1 CT 230 kV 1 CT 138 kV 1 Autotransformador 230 / 138 kV – 100 MVA


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:


- “ Plano Expansão de Transmissão – Período 2005 – 2015



171



SE COELHO NETO 230 KV TRANSFORMADOR 230/69 KV – 65 MVA



JUSTIFICATIVA:



Obras : 1 CT 230 kV 1 CT 69 kV 1 Transformador 230 / 69 kV – 65 MVA Tenasformador Existente


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





172



SE GUAMÁ 230 KV TRANSFORMADOR 230/69 KV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:



Obras : 1 CT 230 kV 1 CT 69 kV 1 Transformador 230 / 69 kV – 150 MVA


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





173



SE IMPERATRIZ 230 KV TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:



Obras : 1 T 230/69 kV – 100 MVA.................................................................................3.338,00 1 CT 230 kV......................................................................................................2.087,00 1 CT 69 kV.......................................................................................................... 475,00 Investimentos Previstos: Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$ 5.900,00 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Único transformador





174



SE SÃO LUÍS I 230 KV TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:



Obras : 1 T 230/69 kV – 100 MVA.................................................................................3.338,00 1 CT 230 kV......................................................................................................2.087,00 1 CT 69 kV.......................................................................................................... 475,00 Investimentos Previstos: Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$ 5.900,00 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Único transformador





175



SE MIRAMAR 230 KV

TRANSFORMADOR 230√3 / 69 / 13,8 kV – 3x50 MVA



JUSTIFICATIVA:

Novo ponto de suprimento à região metropolitana de Belém por meio da SE Miramar 230/69 kV


Obras : 1 Transformador 230√3 / 69 / 13,8 kV – 3x50 MVA 4.575,51 1 CT 230 kV 2.087,00 1 CT 69 kV 475,00 1 CT 13,8 Kv 191,00


Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$ 7.328,51 mil

SITUAÇÃO ATUAL:

Observações:.


- Plano Decenal de Transmissão – Período 2006 – 2015.



176



SE SANTA MARIA 230 KV TRANSFORMADOR 230/69 KV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:



Obras : 1 CT 230 kV 1 CT 69 kV 1 CT 13,8 kV 1 Transformador 230 / 69 kV – 50 MVA

Investimentos Previstos: Os investimentos preliminarmente estimados totalizam R$5.575,00mil

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Na perda do único transformador provoca perda temporária de toda carga desta subestação ( 51 MW em 2003).



177

1.2.3 REGIÃO NORDESTE



178


ESTADO: PE EMPREENDIMENTO:

SE ANGELIM 3O

TRANSFORMADOR 230/69 KV - 100 MVA DATA DE NECESSIDADE: IMEDIATA


JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência de um transformador nesta subestação evitando sobrecarga superior a 20% no remanescente.


1 T 230/69 kV – 100 MVA.................................................................................3.338,00 1 CT 230 kV......................................................................................................2.087,00 1 CT 69 kV.......................................................................................................... 475,00 TOTAL ..............................................................................................................5.900,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora CELPE.


Plano Indicativo de Transmissão da Região Nordeste - Período 2004/2013.



179



SE IBICOARA

1o e 2o Transformador 230/138 kV – 55 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento às cargas do município de Mucugê, localizadas próximas da SE Ibicoara 500 kV, e da Indústria de Cimentos Itaguarana que se encontra em implantação no município de Ituaçu, a 66 km da SE Brumado II. OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS:

Obras:

2 Transformadores 230/138 kV – 55 MVA, com LTC 3,82 2 CT 230 kV 4,18 2 CT 138 kV 1,88

INVESTIMENTOS R$ 9,88 milhões

SITUAÇÃO ATUAL:

Depende de solicitação de acesso pela distribuidora local (COELBA).

OBSERVAÇÕES:


[1] EPE/GET-NE 001/2005 “Estudo de Suprimento às Cargas do Sul da Bahia Considerando o Atendimento a Brumado”, de junho/2005.




180



SE CAUÍPE 2O



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência do único transformador existente na subestação


1 T 230/69 kV - 100 MVA............................................................................................3.338,00 1 CT 230 kV..............................................................................................................1.836,00 1 CT 69 kV.................................................................................................................475,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ................................................................................................622,00 TOTAL....................................................................................................................... 6.271,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora COELCE.





181



SE CÍCERO DANTAS 3º

TRANSFORMADOR 230/69 KV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência de um transformador nesta subestação, evitando sobrecargas superior a 20% no remanescente.

OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (RS$ X 1000 – JUN/99)

1 T 230/69 kV – 50 MVA............................................................................................ 2.291,00 1 CT 230 kV............................................................................................................... 1.836,00 1 CT 69 kV ................................................................................................................... 475,00 1 BT 69 kV................................................................................................................... 272,00 TOTAL....................................................................................................................... 4.874,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora COELBA.





182



SE ICÓ 2O



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência do único trafo existente na subestação


1 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 1.836,00 1 CT 230 kV..............................................................................................................1.836,00 1 CT 69 kV.................................................................................................................475,00 TOTAL........................................................................................................................7.485,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






183



SE IRECÊ 2º TRANSFORMADOR 230/138 KV - 55 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência do único transformador existente na subestação.


1 T 230/138 kV – 55 MVA.......................................................................................... 2.520,00 1 CT 230 kV............................................................................................................... 2.087,00 1 CT 138 kV.................................................................................................................. 940,00 1 CT 138 kV.................................................................................................................. 940,00 1 BT 138 kV.................................................................................................................. 693,00 TOTAL....................................................................................................................... 7.180,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora COELBA.


Plano Indicativo de Transmissão da Região Nordeste – Período 2004/2013.



184



SE JACARACANGA 3º TRANSFORMADOR 230/69 KV - 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência de um transformador nesta subestação, evitando sobrecarga superior a 20% no remanescente.


1 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.900,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






185



SE JUAZEIRO II 3O



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ................................................................................................622,00 TOTAL....................................................................................................................... 6.522,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






186



SE PAU FERRO 3º TRANSFORMADOR 230/69 KV - 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência de um dos transformadores 230/69 kV desta subestação, evitando sobrecarga superior a 20% na unidade remanescente.


1 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ................................................................................................622,00 TOTAL........................................................................................................................6.522,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






187



SE PICI 3º TRANSFORMADOR 230/69 KV - 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência de um dos transformadores 230/69 kV desta subestação, evitando sobrecarga superior a 20% na unidade remanescente.


1 T 230/69 kV - 100 MVA .......................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.900,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade compartilhada CHESF/COELCE para atender ao mercado da distribuidora COELCE.





188



SE PICOS 3º TRANSFORMADOR 230/69 KV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 50 MVA............................................................................................ 2.291,00 1 CT 230 kV............................................................................................................... 1.836,00 1 CT 69 kV.................................................................................................................... 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 4.602,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora CEPISA.





189



SE PIRIPIRI 2O

TRANSFORMADOR 230/138 KV - 55 MVA



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/138 kV - 55 MVA........................................................................................... 2.520,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 1.836,00 1 CT 138 kV................................................................................................................ 940,00 1 BT 138 kV ................................................................................................................ 693,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.989,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da da distribuidora CEPISA.





190



SE SANTO ANTÔNIO DE JESUS 2º transformador 230/69 kV - 100 MVA



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 1.836,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 1 BT 69 kV ................................................................................................................ 272,00 TOTAL....................................................................................................................... 6.396,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






191



SE ZEBU 1º E 2º TRANSFORMADORES 230/69 KV - 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para suprir as cargas do sertão do Estado de Alagoas, a partir do esgotamento da capacidade de transformação instalada nas subestações de Zebu e Abaixadora, em condições de contingência. Essa subestação será alimentada através do seccionamento do circuito de 230 kV Paulo Afonso III – Apolônio Sales C1.


2 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 6.676,00 2 CT 230 kV............................................................................................................. 4.174,00 2 CT 69 kV................................................................................................................ 950,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ...............................................................................................700,00 TOTAL...................................................................................................................... 11.800,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra para atender ao mercado das distribuidoras CEAL e COELBA.


[1] Relatório CCPE/CTET – 047.2003 - novembro de 2003 “Estudo de Suprimento ao Sertão de Alagoas”.



192



SE BOM JESUS DA LAPA 1º transformador 230/69 KV – 50 MVA (Substitui um trafo de 33 MVA)



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69/13,8 kV – 50 MVA .................................................................................... 2.291,00 TOTAL....................................................................................................................... 2.291,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






193



SE SENHOR DO BONFIM 1º transformador 230/69 KV – 100 MVA (Substitui um trafo de 33 MVA)



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 100 MVA.......................................................................................... 2.781,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ................................................................................................622,00 TOTAL....................................................................................................................... 3.403,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






194



SE PIRAPAMA 4O




JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV - 100 MVA..................................................................................3.338,00 1 CT 230 kV....................................................................................................1.836,00 1 CT 69 kV...................................................................................................... 475,00 TOTAL ..............................................................................................................5.649,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






195



SE TERESINA 4º transformador 230/69 KV - 100 MVA


CHESF: 21 MESES

JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV - 100 MVA......................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................... 2.087,00 1 CT 69 kV...................................................................................................................475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.900,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado das distribuidoras CEPISA e CEMAR.





196


ESTADO: BAHIA EMPREENDIMENTO:

SE NARANDIBA 1º

E 2º TRANSFORMADORES 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para evitar problema de sobrecarga em contingências de transformadores 230/69 kV nas subestações da área metropolitana de Salvador, além do esgotamento físico da SE Matatu, no que diz respeito à expansão do barramento de 69 kV desta subestação.


2 T 230/69 kV – 100 MVA.................................................................................6.676,00 2 CT 230 kV......................................................................................................4.174,00 2 CT 69 kV.......................................................................................................... 950,00 1 BT 69 kV.......................................................................................................... 272,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ……………………………………………………………..622,00 TOTAL ...........................................................................................................12.694,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÃO:

Obra para atender ao mercado da COELBA.


CCPE/CTET009/2004 - Março 2004 - “Reavaliação da Data de Entrada em Operação da SE NARANDIBA 230/69 kV”.



197



SE COTEGIPE 3O




JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 100 MVA.......................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 1.836,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.649,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






198



SE MACEIÓ 4O




JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência de um transformador nesta subestação, evitando sobrecarga superior a 20% nos remanescentes.


1 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV ............................................................................................................ 1.836,00 1 CT 69 kV ............................................................................................................... 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.649,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade compartilhada CHESF/CEAL para atender ao mercado da distribuidora CEAL.





199



SE NATAL SUL 1O E 2O

TRANSFORMADORES 230/69 KV - 100 MVA DATA DE NECESSIDADE: DEZ/2006


JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para atendimento a contingência de um trafo na SE Natal II, evitando sobrecarga superior a 20% nos remanescentes. Essa subestação será alimentada através seccionamento dos circuitos de 230 kV Campina Grande II – Natal II C3 e C4.


2T 230/69 kV – 100 MVA........................................................................................... 6.676,00 2CT 230 kV................................................................................................................ 4.174,00 2 CT 69 kV.................................................................................................................... 950,00 1 BT 69 kV.................................................................................................................... 272,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ……………………………………………………………………..622,00 TOTAL......................................................................................................................12.694,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra para atender ao mercado da distribuidora COSERN.


[1] EPE/GET-NE 03.2005 – setembro de 2005 “Reavaliação da Data de Necessidade da Entrada em Operação da SE Natal Sul 230/69 kV”.



200



SE TACAIMBÓ 3O



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV - 100 MVA........................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ...............................................................................................622,00 TOTAL....................................................................................................................... 6.522,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado distribuidora CELPE.





201


ESTADO: PB EMPREENDIMENTO:

SE COREMAS 3O




JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 100 MVA.......................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................. 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 TOTAL ...................................................................................................................... 5.900,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora SAELPA.





202



SE MILAGRES 3O




JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 100 MVA.......................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV............................................................................................................... 1.836,00 1 CT 69 kV.................................................................................................................... 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.649,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






203



SE MOSSORÓ 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 100 MVA.......................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV ............................................................................................................ 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.900,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora COSERN.





204



SE RIBEIRÃO 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 100 MVA.......................................................................................... 3.338,00 1 CT 230 kV ............................................................................................................ 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ..............................................................................................622,00 TOTAL....................................................................................................................... 6.522,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






205



SE CATU 2ºTRANSFORMADOR 230/69/13,8 KV – 100 MVA (SUBSTITUI TRAFO DE 62 MVA)

DATA DE NECESSIDADE JUL/2008


JUSTIFICATIVA:

Nesta subestação, atendida por um transformador 230/69/13,8 kV – 100 MVA e dois 230/69/13,8 kV – 62 MVA cuja potência no 69 kV é de 40 MVA, na contingência do trafo de 100 MVA os trafos remanescentes de 62 MVA ficarão submetidos a uma sobrecarga superior a 20 %.


1 T 230/69/13,8 kV – 100 MVA ................................................................................. 3.338,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ..............................................................................................622,00 TOTAL....................................................................................................................... 3.960,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






206



SE JARDIM 4O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:




SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora ENERGIPE.





207



SE PIRIPIRI 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/69 kV – 50 MVA............................................................................................ 2.291,00 1 CT 230 kV ............................................................................................................ 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 1 TT 20 ohm/fase – 69 kV ..............................................................................................622,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.475,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora CEPISA.





208



SE BOM NOME 3O TRANSFORMADOR 230/138 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:



1 T 230/138 kV – 100 MVA ........................................................................................ 3.338,00 1 CT 230 kV ............................................................................................................ 2.087,00 1 CT 69 kV................................................................................................................ 475,00 TOTAL....................................................................................................................... 5.900,00

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






209



SE ITABAIANA 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:




SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora ENERGIPE.





210



SE PENEDO 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:




SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora CEAL.





211



SE PICI 4O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:




SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






212



SE NARANDIBA 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:




SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:






213



SE NATAL SUL 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 100 MVA



JUSTIFICATIVA:




SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra em instalação de propriedade da CHESF para atender ao mercado da distribuidora COSERN.



214

1.2.4 REGIÃO REGIÃO SUL



215


SE 230 kV ALEGRETE 2 2O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 83 MVA.



JUSTIFICATIVA:

A ampliação da transformação 230/69 kV evitará corte de carga na perda da única unidade existente no patamar de carga média no período de irrigação de arroz.


Obras:

− 1 Transformador 230/69 kV – 83 MVA. − 1 Conexão de Transformador 230 kV – BD. − 1 Conexão de Transformador 69 kV – BPT. − 1 Conexão de Transformador 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Alegrete 2: CEEE


[1] EPE_GET_S_R1_ 003_2006– Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Regiões Central e Oeste





216



SE 230 kV SANTA MARIA 3 1O ATF 230/138 KV – 83 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Promover o pleno atendimento às cargas da região dos municípios de Formigueiro, São Sepé e Caçapava através da implantação do pátio de 230/138 kV na SE Santa Maria 3.


Obras:

− 1 ATF 230/138 kV – 83 MVA. − 1 Conexão de Transformador 230 kV – BD. − 1 Conexão de Transformador 138 kV – BPT.


SITUAÇÃO ATUAL:

Necessita de solicitação de acesso pela distribuidora local (AES-Sul).

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Santa Maria 3: CEEE


[1] EPE_GET_S_R1_ 003_2006 – Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Regiões Central e Oeste.




217



SE 230 kV SANTA CRUZ 1 3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 83 MVA. 1O E 2O TRANSFORMADORES 230/13,8 KV – 2 X 50 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Evitará sobrecarga na unidade remanescente 230/69kV na perda de uma das unidades de transformação no patamar de carga pesada. Os transformadores 230/13,8kV têm o objetivo de eliminar sobrecargas nos terciários do transformadores existentes. Não é possível a utilização do terciário do 3º. transformador 230/69kV em paralelo devido ao elevado nível de curto-circuito no barramento de 13,8kV.


Obras:

− 1 Transformador 230/69 kV – 83 MVA. − 2 Transformadores 230/13,8 kV – 50 MVA. − 2 Conexões de Transformador 230 kV – BD. − 1 Conexão de Transformador 69 kV – BPT. − 2 Conexões de Transformador 13,8 kV – BPT.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Santa Cruz 1: CEEE






218



SE 230 kV URUGUAIANA 5

3O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 83 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Evitará sobrecarga na unidade remanescente na perda de uma das unidades de transformação no patamar de carga média no período de irrigação de arroz.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Uruguaiana 5: CEEE







219



SE 230 kV LAJEADO 2




JUSTIFICATIVA:

Evitará sobrecarga na unidade remanescente na perda de uma das unidades de transformação no patamar de carga pesada.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Lajeado 2: CEEE






220



SE 230 kV SANTA MARIA 3




JUSTIFICATIVA:



Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Santa Maria 3: CEEE






221



SE 230 kV SÃO BORJA 2




JUSTIFICATIVA:



Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE São Borja 2: CEEE






222



SE 230 kV SÃO VICENTE




JUSTIFICATIVA:



Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE São Vicente: CEEE






223



SE 230 kV MAÇAMBARÁ




JUSTIFICATIVA:

A ampliação da transformação 230/69 kV evitará corte de carga na perda da única unidade existente no patamar de carga média no período de irrigação de arroz.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Maçambará: CEEE







224



SE 230 kV CANOAS 1




JUSTIFICATIVA:

A ampliação da transformação 230/23 kV evitará corte de carga na perda da única unidade existente.


Obras:

− 1 Transformador 230/23 kV – 50 MVA. − 1 Conexão de Transformador 230 kV – BD. − 1 Conexão de Transformador 23 kV – BPT.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE 230 Kv Canoas 1: CEEE







225



SE 230 kV QUINTA

2O ATF 230/138KV – 50 MVA

2O BANCO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS COM FASE RESERVA 230/69 KV – 165 MVA (4 X 55 MVA).



JUSTIFICATIVA:

Na indisponibilidade do único transformador 230/138 kV, haverá corte de carga das SEs Santa Vitória e Marmeleiro.

A perda da transformação 230/69 kV provocará corte de toda carga das SEs Rio Grande 1, Rio Grande 2, Rio Grande 3, Cassino e várias outras particulares, incluindo as de abastecimento de água e do porto de Rio Grande.


Obras:

− 1 Auto-transformador 230/138 kV – 50 MVA. − 1 Banco de Transformadores monofásicos com fase reserva 230/69 kV – 165 MVA

(4 x 55 MVA). − 2 conexões de transformador de 230 kV. − 1 conexão de transformador de 138 kV. − 1 conexão de transformador de 69 kV. − 2 conexões de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Quinta: CEEE






226



SE 230 kV MISSÕES

2O TRANSFORMADOR 230/69 KV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para evitar corte de carga na região atendida por esta SE na perda da única unidade de transformação.


Obras:

− Implantação do 2o transformador 230/69 kV – 50 MVA. − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1 conexão de transformador de 69 kV.

INVESTIMENTOS: R$ 5,09 milhões

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Missões: RGE



[2] Eletrobrás - “Referências de Custos - LTs e SEs de AT e EAT. Junho/2002”, Janeiro de 2004



227



SE 230 kV ATLÂNTIDA 2

1o, 2o e 3o transformadores 230/69 kV – 3 x 83 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Esta obra é necessária pela impossibilidade de ampliação da transformação 230/69 kV - 3 x 83 MVA da SE Osório 2. Além disto constituir-se-á em novo ponto de suprimento mais próximo aos centros de carga do Litoral Norte do RS.

Aumentará a confiabilidade do suprimento na região, melhorando o perfil de tensões e reduzindo perdas na subtransmissão.


Obras:

− 3 transformadores 230/69 kV – 3 x 83 MVA. − 3 conexões de transformador de 230 kV. − 3 conexões de transformador de 69 kV. − 3 conexões de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Solicitação de acesso já realizada pela distribuidora local (CEEE).

OBSERVAÇÕES:


[1] CCPE/CTET.032.2004. “Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Regiões de Gravataí e Litoral Norte”, Dezembro de 2004.





228



SE 230 kV SCHARLAU 1o ATF 230/138 kV – 150 MVA. 2o Transformador 230/23 kV – 50 MVA.



JUSTIFICATIVA:

A partir de 2005, as transformações 230/138 kV - 2 x 150 MVA da SE Cidade Industrial e 230/138 kV – 150 MVA da SE Taquara e o sistema de 138 kV associado esgotam sua capacidade de atendimento à região intensamente industrializada que compreende a região coureiro-calçadista no Vale dos Sinos (São Leopoldo, Sapucaia, Taquara, Estância Velha,..) e os municípios de Canoas e Gravataí na região metropolitana. A perda de um destes transformadores, em carga média, acarretará sobrecarga nos remanescentes. Linhas e transformadores já estão, em regime normal, operando muito próximo de suas capacidades. A ampliação da SE Scharlau acompanhada de reforços no sistema de 138 kV permitirá o atendimento a esta importante região com a qualidade e confiabilidade necessárias. A ampliação da transformação 230/23 kV evitará corte de carga na perda da única unidade.


Obras: − 1 Auto-transformador 230/138 kV – 150 MVA. − 1 Transformador 230/23 kV – 50 MVA. − 2 Conexões de Transformador 230 kV – BD. − Adequação de CT 230 kV para TR 230/23 kV atual. − 1 Interligação de Barras138 kV – BPT. − 1 Conexão de Transformador 138 kV – BPT. − 1 Conexão de Transformador 23 kV – BPT. − 1 Conexão de Transformador 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Depende de solicitação de acesso pela distribuidora local (AES-Sul). OBSERVAÇÕES: Proprietária da SE 230 Kv Scharlau: CEEE Proprietária da SE 23 Kv Scharlau: CEEE

A SE Scharlau será ampliada com a implantação de transformação 230/138 kV e evita a implantação da SE Sapucaia 2 no horizonte considerado.


[1] CCPE/GTPI – Plano Indicativo de Expansão da Transmissão – 2003-2012. [2] Eletrobrás - “Referências de Custos - LTs e SEs de AT e EAT. Junho/2002”, Janeiro de

2004. [3] CCPE/CTET.005.2005. “Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul – Vale dos

Sinos”, Maio de 2005.



229



SE 230 kV PÓLO PETROQUÍMICO

2o Transformador 230/69 kV – 50 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Na perda do único transformador existente na SE haverá, atualmente, corte de carga em aproximadamente 20 MW na região atendida por esta.


Obras:

− 1 Transformador 230/69 kV – 50 MVA . − 1 Conexão de Transformador 230 kV – BD. − 1 Conexão de Transformador 69 kV – BPT. − 1 Conexão de Transformador 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Pólo Petroquímico: CEEE







230



SE 230 kV CAMPO BOM





JUSTIFICATIVA:

A ampliação da transformação 230/69 kV evitará sobrecarga na unidade remanescente em situação de contingência de uma das unidades transformadoras neste nível de tensão.

A ampliação da transformação 230/23 kV evitará corte de carga na perda da única unidade existente.


Obras:

− 1 Transformador 230/69 kV – 83 MVA. − 1 Transformador 230/23 kV – 50 MVA. − 2 Conexões de Transformador 230 kV – BD. − 1 Conexão de Transformador 69 kV – BPT. − 1 Conexão de Transformador 23 kV – BPT. − 1 Conexão de Transformador 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Campo Bom: CEEE







231



SE 230 kV TAQUARA

2o banco de auto-transformadores monofásicos 230/138 kV – 150 MVA (3 x 50 MVA).



JUSTIFICATIVA:

Na indisponibilidade do único ATF 230/138kV desta SE, provocará subtensão generalizada na região de Taquara e Litoral Sul e sobrecarga nas LTs 138 kV desde Cidade Industrial até Taquara.


Obras:

− 1 ATF 230/138 kV – 150 MVA (3 unidades monofásicas de 50 MVA). − 1 conexão de transformador de 138 kV. − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1 conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Taquara: CEEE







232



SE 230 kV SCHARLAU

2o e 3o ATFs 230/138 kV – 2 x 150 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Com o remanejamento de carga previsto para a região a única unidade de transformação desta SE apresentará sobrecarga em regime normal, sendo necessária a implantação de mais 2 auto-transformadores.


Obras:

− 2 Auto-transformadores 230/138 kV - 150 MVA . − 2 Conexões de Transformador 230 kV – BD. − 2 Conexões de Transformador 138 kV – BPT. − 2 Conexões de Transformador 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:







233



SE 230 kV GRAVATAÍ 3

1o banco de transformadores 230/69 kV com fase reserva – 165 MVA (4 x 55 MVA).



JUSTIFICATIVA:

Soluciona problemas de corte de carga em regime de carga pesada e média devido a sobrecarga na transformação da SE 230/69 kV Gravataí 2 em condição de contingência na transformação da própria SE.


Obras:

− 1 banco de transformadores 230/69 kV com fase reserva – 4 x 55 MVA. − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1 conexão de transformador de 69 kV. − 1 conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Solicitação de acesso já realizada pela distribuidora local (RGE).

OBSERVAÇÕES:


[1] CCPE/CTET.032.2004. “Atendimento Elétrico às regiões de Gravataí e Litoral Norte”, Dezembro de 2004.





234



SE 230 kV MAÇAMBARÁ




JUSTIFICATIVA:



Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Maçambará: CEEE







235



SE 230 kV VENÂNCIO AIRES




JUSTIFICATIVA:



Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

PROPRIETÁRIA DA SE VENÂNCIO AIRES: CEEE






236



SE 230 kV SANTA MARIA 3

2o ATF 230/138 kV – 83 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Evitará subtensão na SE Formigueiro na perda do único transformador, visto que seu controle de tensão se dará a partir da SE 138 kV Passo Real.


Obras:

− 1 ATF 230/138 kV – 83 MVA. − 1 Conexão de Transformador 230 kV – BD. − 1 Conexão de Transformador 138 kV – BPT.


SITUAÇÃO ATUAL:

Necessita de solicitação de acesso pela distribuidora local (AES-Sul).

OBSERVAÇÕES:

PROPRIETÁRIA DA SE SANTA MARIA 3: CEEE






237



INTEGRAÇÃO DA UHE PASSO SÃO JOÃO

SE 230/69 kV MISSÕES

3o transformador 230/69 kV – 50 MVA



JUSTIFICATIVA:

Obra necessária para evitar sobrecargas na unidade remanescente, quando de contingência em um dos transformadores desta SE, devido a implantação da UHE Passo São João..


Obras:

− 1 transformador 230/69 kV – 50 MVA. − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1 conexão de transformador de 69 kV.

INVESTIMENTOS: R$ 5,04 milhões

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Obra vinculada a implantação da UHE Passo de São João.

Proprietária da SE Missões: RGE


[1] CCPE/CTET.041.2004. “Integração das UHEs Passo São João e São José.”, Dezembro de 2004.





238



SE 230 kV FORQUILHINHA




JUSTIFICATIVA:

Em 2006 ocorre o esgotamento do sistema de subtransmissão em 69 kV da área do Extremo Sul do Estado de Santa Catarina, quando são verificados baixos niveis de tensão decorrentes do porte da carga da região, não se mostrando eficientes reforços na tensão de 69kV.

A partir de 2007, sem a implantação desta obra, também se verifica sobrecarga na transformação 230/69 kV da SE Siderópolis em condição de contingência de um dos transformadores.


Obras:

− 1 Transformador 230/69 kV – 2 x 150 MVA. − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1 conexão de transformador de 69 kV. − 1 conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Necessita de solicitação de acesso pela distribuidora local (CELESC).

OBSERVAÇÕES:



[2] EPE-DEE-RE-002/2006-R0. Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc - “Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Sul e Extremo Sul”, Dezembro de 2005.



[5] CCPE/NAR Sul - Estudo de Suprimento ao Extremo Sul do Estado de Santa Catarina - (Região de Ararangua)




239



SE 230 kV JOINVILLE NORTE




JUSTIFICATIVA:

Soluciona o problema de esgotamento da transformação da SE 230/138 kV Joinville. Devido a necessidade de individualização da proteção dos transformadores da SE Joinville, não haverá mais espaço para ampliação da transformação nesta SE caracterizando desta forma a necessidade de mais um ponto de atendimento na região.

O reencabeçamento da LT 230 kV Blumenau – Joinville LT2 da SE 230 kV Joinville para a SE 230 kV Joinville Norte se deve também a necessidade de individualização da proteção dos transformadores da SE Joinville, visto que para isso seria necessário a liberação de um “bay” nesta SE.


Obras:

− 1 Auto-transformador 230/138 kV – 2 x 150 MVA − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1conexão de transformador de 138 kV. − 1 conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:


[1] EPE-DEE-RE-002/2006.-“Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Regiões Norte e Vale do Itajaí”, Dezembro de 2005.




240



SE 230 kV JOINVILLE NORTE




JUSTIFICATIVA:

Solucionar a sobrecarga na transformação da SE Joinville na perda da única unidade da SE Joinville Norte em condição de carga média e intercâmbio Sudeste-Sul.


Obras:

− 1 Auto-transformador 230/138 kV – 2 x 150 MVA − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1conexão de transformador de 138 kV. − 1 conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:


OBSERVAÇÕES:


[1] EPE-DEE-RE-002/2006-“Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Regiões Norte e Vale do Itajaí”, Dezembro de 2005.




241



SE 230 kV VIDEIRA RB

1o e 2o ATF 230/138 kV – 2 x 150 MVA

DATA DE NECESSIDADE: NOV/2007


JUSTIFICATIVA:

Solucionar os problemas de sobrecarga na rede de distribuição em situações de contingência na região entre Videira e Campos Novos. Além disso, soluciona os problemas de subtensão em regime normal de operação na rede de distribuição desta região.


Obras:

− 2 Auto-transformadores 230/138 kV – 2 x 150 MVA − 2 conexões de transformador de 230 kV. − 2 conexões de transformador de 138 kV. − 2 conexões de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

Solicitação de acesso já realizada pela distribuidora local (CELESC).

OBSERVAÇÕES:







242



SE 230 kV RIO DO SUL

3o ATF 230/138 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga na unidade remanescente em condição de contingência na transformação 230/138 kV.em regime de carga pesada e intercâmbio Sul – Sudeste.


Obras:

− 1 Auto-transformador 230/138 kV – 1 x 150 MVA − 1 conexão de transformador de 230 kV. − 1 conexão de transformador de 138 kV. − 1 conexão de transformador de 13,8 kV.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

A data de necessidade apontada é uma previsão quanto a implantação da SE Rio do Sul licitada em Novembro/2005. A data apontada pelo estudo [2] é 2006.


[1] CCPE/CTET.031.2003 – Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc – “Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Planalto e Litoral”, Junho de 2003.

[2] EPE-DEE-RE-002/2006-R0. Estudo Conjunto Eletrosul/Celesc - “Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Regiões Norte e Vale do Itajaí”, Dezembro de 2005.






243



SE 230 kV XANXERÊ

Substituição de um ATF existente de 230/138 kV de 84 MVA (ATF3) por outro de 150 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga nas unidades remanescentes da transformação 230/138 kV da SE Xanxerê, devido ao aumento do carregamento proporcionado pela entrada em operação da UHE Foz do Chapecó, prevista para este ano.


Obras:

− 1 ATF 230/138 kV – 150 MVA (Substituição – ATF3)


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

PROPRIETÁRIA DA SE 230/138 kV XANXERÊ: ELETROSUL







244



SE 230 kV IBIPORÃ

3o ATF 230/138 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar que, em contingência de uma das duas unidades existentes, ocorra sobrecarga na remanescente, em regime de carga pesada e média.


Obras:

− 1 Auto-transformador 230/138-13,8 kV – 150/150/60 MVA − 1 Conexão de transformador 230 kV − 1 Conexão de transformador 138 kV


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Ibiporã: Copel






245



SE 230 kV LONDRINA (COPEL)

3o ATF 230/138 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar que, em contingência de uma das duas unidades existentes, ocorra sobrecarga na remanescente, em regime de carga pesada para qualquer situação de intercâmbio maximizado e carga média em situação de intercâmbio Sudeste – Sul.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Londrina: Copel






246



SE 230 kV MARINGÁ

3o ATF 230/138 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar que, em contingência de uma das duas unidades existentes, ocorra sobrecarga na remanescente, em regime de carga pesada para qualquer situação de intercâmbio maximizado e carga média em situação de intercâmbio Sudeste – Sul.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Maringá: Copel






247



SE 230 kV DISTRITO INDUSTRIAL DE SÃO JOSÉ DOS PINHAIS

1o Transformador 230/69 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar que na SE Uberaba (2 x 150 MVA), em contingência de uma das duas unidades existentes, ocorra sobrecarga na remanescente. Como há inviabilidade técnica para expansão desta transformação na SE Uberaba, devido a limitações de espaço e de curto-circuito máximo no barramento de 69 kV (20 kA), a nova unidade deverá ser instalada na SE Distrito Industrial de São José dos Pinhais.


Obras:

− 1 Transformador 230/69-13,8 kV – 150/150/60 MVA − 1 Conexão de transformador 230 kV − 1 Conexão de transformador 69 kV


SITUAÇÃO ATUAL:

Depende de solicitação de acesso pela distribuidora local (COPEL).

OBSERVAÇÕES:

O setor de 69 kV, bem como as LTs 69 kV para integração ao sistema, deverão ser construídos.

Proprietária da se Distrito Industrial de São José dos Pinhais: Copel






248



SE 230 kV CAMPO MOURÃO

3o ATF 230/138 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar que, em contingência de uma das duas unidades existentes, ocorra sobrecarga na remanescente, em regime de carga pesada para qualquer condição de intercâmbio maximizado.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Os custos estimados devem sofrer alterações, visto que para implantação deste transformador será necessário a adequação e ampliação dos setores de alta e baixa tensão.

Proprietária do Barramento de 230 kV: Eletrosul

Proprietária do Barramento de 138 kV: Copel






249



SE 525 kV CASCAVEL OESTE

1o ATF 230/138 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar que na SE Cascavel (3 x 150 MVA), em contingência de uma das três unidades existentes, ocorra sobrecarga nas remanescentes. Como há esgotamento da SE Cascavel para expansão desta transformação, a nova unidade deverá ser instalada na SE Cascavel Oeste.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

Depende de solicitação de acesso pela distribuidora local (COPEL).

OBSERVAÇÕES:

O setor de 138 kV, bem como as LTs 138 kV para integração ao sistema, deverão ser construídos.

Proprietária da SE Cascavel Oeste: Copel






250



SE 230 kV POSTO FISCAL

2o ATF 230/138 kV – 150 MVA



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga na unidade existente quando da perda da LT 230 kV Santa Mônica – Gov. Parigot de Souza, na carga pesada-verão com baixo despacho na UHE Gov. Parigot de Souza, bem como na perda da LT 230 kV Gov. Parigot de Souza – Posto Fiscal em anos posteriores.


Obras:



SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Posto Fiscal: Copel







251



SE 230 kV PONTA GROSSA NORTE

Substituição dos 2 ATFs 230/138 kV – 2 x 75 MVA por 2 x 150 MVA.



JUSTIFICATIVA:

Evitar sobrecarga no remanescente em caso de perda de um deles no patamar de carga pesada.


Obras:

− 2 Auto-transformadores 230/138/13,8 kV – 2 x 150 MVA.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

Proprietária da SE Ponta Grossa Norte: Copel






252



SE 230 kV PONTA GROSSA SUL

Substituição do ATF 1 230/138 kV – 50 MVA por 75 MVA remanejado da SE Ponta Grossa Norte.



JUSTIFICATIVA:

A substituição desse auto-transformador de 50MVA (unidade I) por outro de 75 MVA é necessária para evitar sobrecarga no mesmo quando da perda da unidade II, de 75 MVA.


Obras:

− Remanejamento de 1 Auto-transformador 230/138/13,8 kV – 150 MVA.


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

O custo foi estimado considerando transporte de equipamentos e adequação da proteção.

Proprietária da SE Ponta Grossa Sul: Copel




253

1.3 INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO AUTORIZADAS OU LICITADAS


254

1.3.1 REGIÃO SUDESTE / CENTRO OESTE LINHAS DE TRANSMISSÃO

LT TENSÃO

( kV) EXTENSÃO

(km) DATA

PREVISTA OBSERVAÇÃO

LT TIJUCO PRETO - C. PAULISTA 500 181 DEZ/2004 LICITADA

LT ITUMBIARA - MARIMBONDO 500 210 AGO/2004 LICITADA

LT BAURU – EMBU- SECCIONAMENTO NA SE OESTE (CD)

440 2

Fev/2006 (em andamento)

AUTORIZADA

LT OURO PRETO - VITÓRIA (CS) 345 370 JAN/2005 AUTORIZADA

LT MONTES CLAROS-IRAPÉ 345 150 DEZ/2005 LICITADA

LT AIMORÉS-MASCARENHAS C2 230 12 MAI/2005 AUTORIZADA

LT GUARULHOS - ANHANGUERA (C1) 345 22 MAI/2006 AUTORIZADA

LT GUARULHOS - ANHANGUERA (C2) 345 22 ABR/2007 AUTORIZADA

LT COXIPÓ - CUIABÁ (CD) 230 25 AGO/2005 LICITADA

LT CUIABÁ - RONDONÓPOLIS (CS) 230 168 AGO/2005 LICITADA

LT TIJUCO PRETO – ITAPETI (C3 E C4) 345 LICITADA

LT ITAPETI - NORDESTE 345 LICITADA LT MOGI (FURNAS) – S. JOSÉ DOS CAMPOS (C1) 230 50 JUN/2007 AUTORIZADA

LT MOGI (FURNAS) – S. JOSÉ DOS CAMPOS (C2) 230 50 AGO/2007 AUTORIZADA

LT ITAPETI – MOGI (CTEEP) – MOGI (FURNAS) 230 6 MAR/2007 AUTORIZADA

LT SANTA CABEÇA – APARECIDA 230 42 JUN/2007 AUTORIZADA

LT TAUBATÉ – APARECIDA C1 230 42 JUL/2007 AUTORIZADA

LT TAUBATÉ – APARECIDA C2 230 42 OUT/2007 AUTORIZADA

LT S. JOSÉ DOS CAMPOS - TAUBATÉ 230 35 ABR/2007 AUTORIZADA

SUBESTAÇÕES

SE OBRA DATA


OURO PRETO 3º AT 500/345 kV– 400 MVA JAN/2005 AUTORIZADA

ITUMBIARA COMPENSAÇÃO SÉRIE NA LT RIO VERDE-ITUMBIARA 230 kV – C2 ( 183 Mvar) OUT/2005 AUTORIZADA

CAMPINAS 2º AT 5005/345 kV – 560 MVA DEZ/2005 AUTORIZADA

SERRA DA MESA 2º AT 500/230 kV – 400 MVA OUT/2005 AUTORIZADA


INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO AUTORIZADAS OU LICITADAS

255

SINOP CONTROLADOR DE TENSÃO EM 230 kV DE (-20,+25 ) Mvar E VÃOS ASSOCIADOS.

JUN/2006 AUTORIZADA

BARRA DO PEIXE COMPENSAÇÃO SÉRIE NA LT BARRA DO PEIXE - RONDONÓPOLIS 230 kV - C1 E C2( 35 Mvar E 120 Mvar)

JAN/2005 AUTORIZADA

BARRA DO PEIXE SECIONAMENTO DA LT RONDONÓPOLIS – RIO VERDE 230 kV NA SE BARRA DO PEIXE E CONEXÃO DO RL EXISTENTE

JAN/2005 AUTORIZADA

BOM JARDIM Instalação do 3º banco transformador 440-138/88 kV, 3 x 100 MVA e Substituição de 4 disjuntores de 88 kV

ABR/2006 AUTORIZADA

BOTUCATU Substituição de 2 ATRs 230/138 kV, 75 MVA por 2 ATRs de 150 MVA. e Substituição de 8 disjuntores de 138 kV


AUTORIZADA

CABREÚVA 2º Transformador 150 MVA, 440/138 kV OUT/2007 AUTORIZADA

ITAPETI 3 bays 345kV LICITADA NORDESTE 1 bay 345kV LICITADA

TIJUCO PRETO 2 bays 345kVs LICITADA

JUPIÁ

Troca do transformador 440/138 kV, 150 por outro 300 MVA Instalação de módulo compacto para interligação de barras I e II de 440 kV e substituição de 12 disjuntores de 138 kV e equipamentos associados


AUTORIZADA

ANHANGUERA IMPLANTAÇÃO DA SE (SF6), Auto-transformador 345/230kV, 500MVA, 2 Transformadores 345/88kV, 400MVA

ABR/2007 AUTORIZADA

GUARULHOS IMPLANTAÇÃO DE 2 BAYS 345 kV MAI/2006

AUTORIZADA

ARARAQUARA Instalação de Reatores 180 Mvar manobrável

ABR/2006

AUTORIZADA

OESTE Instalação de 2 Els de 440 kV


AUTORIZADA

ASSIS Instalação do 2°. TR 440-230 kV, 336 MVA FEV/2006

(em andamento)

AUTORIZADA

S.BARBARA Instalação do 4° Banco TR440/138 kV ; 3x100MVA

DEZ/2006 AUTORIZADA

CBA Implantação de Transformação 440/230 kV, seccionando LT 440 kV Oeste-Bauru JUL/2006 AUTORIZADA

APARECIDA Nova entrada de linha em 230 kV OUT/2007 AUTORIZADA

TAUBATÉ Nova entrada de linha em 230 kV OUT/2007 AUTORIZADA



256

BAIXADA SANTISTA Instalação do 3° Banco de Transformadores 345-88/138 kV – 400MVA

MAR/2006 AUTORIZADA

SUMARÉ Instalação de Reatores 90 Mvar Manobrável.

ABR/2006 AUTORIZADA

JURUMIRIM Substituição dos 2 ATRs 230/138 kV, 75 MVA, por 2 ATRs de 150 MVA ABR/2006 AUTORIZADA

MOGI MIRIM III Instalação do 3º transformador 440-138 kV, 300 MVA

ABR/2006 AUTORIZADA

ITAPEVA (DIT) Instalação de TR 138-34,5 kV, 25/30 MVA OUT/2005 AUTORIZADA

ITARARÉ II (DIT) Instalação de TR 138-69 kV, 25/30 MVA e de 2 TRS 138-13,8 kV, 10/12,5 MVA cada OUT/2006 AUTORIZADA

JALES (DIT) Substituição de 2 TRs 138-69 kV, por 40 MVA cada e de 2 TRs 138-13,8 kV, por 20/25 MVA cada.

OUT/2005 AUTORIZADA

DRACENA (DIT) Instalação de TR 138-69 kV, 20/25 MVA ABR/2007 AUTORIZADA

REGISTRO (DIT) Instalação de TR 138-69 kV, 20/25 MVA ABR/2007 AUTORIZADA

EDGARD DE SOUZA Substituição de 14 disjuntores de 230 kV

AGO/2005

(em andamento)

AUTORIZADA

INTERLAGOS Substituição de 2 disjuntores de 230 kV e equipamentos associados.

FEV/2005 Fev/2006 (em andamento)

AUTORIZADA

PIRATININGA Substituição de 11 disjuntores de 88 kV e equip. associados

ABR/2006 AUTORIZADA

JAGUARA Instalação de 2 disjuntores 500 kV para manobras de reatores de LT

AGO/2005 AUTORIZADA

JAGUARA Instalação de 2 disjuntores 500 kV para os autotrafos T11 e T12 e 1 vão de interligação.

SET/2005 AUTORIZADA

SÃO GOTARDO 2 Instalação de reator de 100 Mvar na barra de 500 kV

NOV/2005 AUTORIZADA

EMBORCAÇÃO Instalação de disjuntor 500 kV para manobra de reator de LT

SET/2005 AUTORIZADA

PIMENTA Instalação de seção 345 kV para interligação de barramentos

JUL/2005 AUTORIZADA

JAGUARA Instalação de seção 345 kV para interligação de barramentos.

AGO/2004 AUTORIZADA

PORTO PRIMAVERA 440/230 kV LICITADA


257

1.3.2 REGIÃO NORTE

LINHAS DE TRANSMISSÃO

LT TENSÃO ( kV)

EXTENSÃO (km)

DATA PREVISTA OBSERVAÇÃO

TUCURUÍ – VILA DO CONDE C3 500 329 NOV/2006 LICITADA

ITACAIÚNAS - CARAJÁS 230 110 FEV/2008 LICITADA

ITACAIÚNAS – COLINAS 500 304 FEV/2008 LICITADA

MARABÁ - ITACAIÚNAS 500 39,2 FEV/2008 LICITADA

COMPLEMENTAÇÃO DO SECIONAMENTO DA LT TERESINA – PERITORÓ

230 80 MAR/2006 AUTORIZADA

LT JI-PARANÁ – PIMENTA BUENO 230 118 JUL/2006 AUTORIZADA

LT PIMENTA BUENO - VILHENA 230 160 JUL/2006 AUTORIZADA

SUBESTAÇÕES

SE OBRA DATA


MARABÁ AT – 500/230/13,8 kV-450 MVA DEZ/2004 JUL/2006

MARABÁ REATOR DE BARRA MANOBRÁVEL – 165 MVAR JUN/2005 JUL/2007

SÃO LUIS COMPENSAÇÃO ESTÁTICA EM 230 kV DE (-100,+150) Mvar. FEV/2007 AUTORIZADA

COELHO NETO

SECIONAMENTO DA LT TERESINA – PERITORÓ 230 kV E INSTALAÇÃO DE REATOER DE LINHA 230 kV – 20 Mvar

ABR/2006 AUTORIZADA

PIMENTA BUENO

2 ATs 230 / 138 / 13,8 kV - 2x55 MVA, 1 Trafo Elevador 13,8/ 34,5 kV - 6,25 MVA, 1 Reator Shunt - 20 Mvar

JUL/2006 AUTORIZADA

VILHENA

2 ATs 230 / 69 / 13,8 kV - 2x60 MVA, 1 Transformador Elevador 13,8 / 34,5 kV - 6,25 MVA, 2 Reatores Shunt - 20 Mvar

JUL/2006 AUTORIZADA


258

1.3.3 REGIÃO NORDESTE LINHAS DE TRANSMISSÃO

LT TENSÃO ( kV)

EXTENSÃO (km)

DATA PREVISTA

OBSERVAÇÃO

LT MILAGRES – COREMAS C2 230 110 SET/2006 LICITADA

LT MILAGRES – TAUÁ 230 220 NOV/2006 LICITADA

LT RECIFE – JOAIRAM C1, C2, C3 (*) 230 8 DEZ/2006 AUTORIZADA

LT COLINAS – R. GONÇALVES C1 500 379 JAN/2007 LICITADA

LT R.GONÇALVES – S.J.PIAUÍ C1 500 353 JAN/2007 LICITADA

LT S.J.PIAUÍ – SOBRADINHO C2 500 210 JAN/2007 LICITADA

(*) Recapacitação para 300 MVA.

SUBESTAÇÕES

SE OBRA DATA


JOAIRAM 1º E 2º T 230/69 kV –150 MVA MAI/2006 AUTORIZADA GOIANINHA 3º T 230/69 kV –100 MVA ABR/2006 AUTORIZADA BANABUIÚ 3º T 230/69 kV –50 MVA ABR/2006 AUTORIZADA RUSSAS 2º T 230/69 kV –100 MVA ABR/2006 AUTORIZADA TAUÁ 1º T 230/69 kV –100 MVA JUN/2006 LICITADA RIBEIRO GONÇALVES SECCIONADORA DE 500kV JAN/2007 LICITADA FORTALEZA II 3º AT 500/230 kV –600 MVA JUL/2006 AUTORIZADA


259

1.3.4 REGIÃO SUL

LT TENSÃO (kV)

EXTENSÃO (km)

DATA PREVISTA

SITUAÇÃO

LT IBIPORÃ – LONDRINA (ELETROSUL) C2, CD(D2) 230 20,3 OUT/2005 Autorizada

LT MACHADINHO – CAMPOS NOVOS LT2, CS, 4 x 954 MCM. 525 51,3 AGO/2005 Licitada

LT CASCAVEL – TOLEDO 138 50 AGO/2005 Autorizada LT SALTO SANTIAGO – IVAIPORÃ LT2, CS, 4 x 954 MCM. 525 168,6 SET/2005 Licitada

RECAPACITAÇÃO DA LT GUAÍRA – DOURADOS. 230 17 DEZ/2005 Autorizada

LT PÓLO – PORTO ALEGRE 9, CS, 2 x 636 MCM. 230 29 JAN/2006 Autorizada

LT PORTO ALEGRE 9 – PORTO ALEGRE 4, CS, 715,5 MCM. 230 15 JAN/2006 Autorizada

RECAPACITAÇÃO DA LT CAXIAS – CAMPO BOM – C1 e C2 PARA 350 MVA, CD.

230 60 JAN/2006 Autorizada

LT PORTO ALEGRE 9 – PORTO ALEGRE 8, CS, 2 x 636 MCM. 230 12 JAN/2006 Autorizada

SECCIONAMENTO DA LT ITÁ – GRAVATAÍ NA SE PÓLO, 2 x CS, 4 x 636 MCM.

525 2,5 JAN/2006 Autorizada

SECCIONAMENTO DA LT ITAÚBA – CIDADE INDUSTRIAL NA SE PÓLO, 2 x CS, 715,5 MCM.


SECCIONAMENTO DA LT PASSO REAL – CIDADE INDUSTRIAL NA SE PÓLO, 2 x CS, 715,5 MCM.


SECCIONAMENTO DA LT PÓLO PETROQUÍMICO – CIDADE INDUSTRIAL NA SE PÓLO, 2 x CS, 715,5 MCM.


LT PALHOÇA – FLORIANÓPOLIS ILHA, CS, 795 MCM (trecho de 4 km de cabo submarino de 300 mm2).

230 40 MAI/2006 Autorizada

LT IVAIPORÃ – LONDRINA LT2, CS, 4 x 954 MCM. 525 120 JUN/2006 Licitada

SECCIONAMENTO DA LT BLUMENAU – JORGE LACERDA B NA SE BIGUAÇU, CD, 636 MCM.

230 25 AGO/2006 Autorizada

LT BIGUAÇU – PALHOÇA, CD, 795 MCM. 230 17 AGO/2006 Autorizada LT BIGUAÇU – FLORIANÓPOLIS ILHA (Reencabeçamento da LT Palhoça – Florianópolis Ilha).

230 – AGO/2006 Autorizada



260

LINHAS DE TRANSMISSÃO

LT TENSÃO (kV)

EXTENSÃO (km)

DATA PREVISTA

SITUAÇÃO

SECCIONAMENTO DA LT 138 kV ITAJAÍ – TIJUCAS – ROÇADO NA SE 138 kV BIGUAÇU, CD, 477 MCM.

138 3 AGO/2006 Autorizada

LT CASCAVEL OESTE – FOZ DO IGUAÇU NORTE, CS, 795 MCM. 230 120 AGO/2006 Licitada

LT BLUMENAU – CAMPOS NOVOS LT2 (VIA BIGUAÇU), CS, 4 x 954 MCM. 525 375 SET/2006 Licitada

LT GRAVATAÍ 2 – PORTO ALEGRE 8, CS. 230 17,2 OUT/2006 Autorizada LT AQUIDAUANA – ANASTÁCIO, CS, 336,4 MCM. 138 11,3 NOV/2006 Autorizada

LT UHE PORTO PRIMAVERA – SE PORTO PRIMAVERA, CD, 4 x 636 MCM. 440 1 JAN/2007 Licitada

LT PORTO PRIMAVERA – DOURADOS, CS, 2 x 715,5 MCM. 230 190 JAN/2007 Licitada

LT PORTO PRIMAVERA – CAMPO GRANDE IMBIRUSSU, CS, 2 x 715,5 MCM. 230 300 JAN/2007 Licitada

LT JORGE LACERDA A – JORGE LACERDA B LT2, CS, 636 MCM. 230 1 FEV/2007 Autorizada

RECAPACITAÇÃO DAS LTs CURITIBA – JOINVILLE PARA 350 MVA – LT1 e LT2. 230 2 x 102 MAR/2007 Autorizada

LT CAMPOS NOVOS – NOVA SANTA RITA, CS, 4 x 954 MCM. 525 273 NOV/2007 Licitada

LT BARRA GRANDE – LAGES, CD, 1113 MCM. 230 96 NOV/2007 Licitada

LT LAGES – RIO DO SUL, CD, 1113 MCM. 230 99 NOV/2007 Licitada



261

SUBESTAÇÕES

SE OBRA DATA PREVISTA

SITUAÇÃO

SE CASCAVEL OESTE

2o banco de auto-transformadores monofásicos 525/230 kV – 1 x 600 MVA (3 x 200 MVA). NOV/2005 Autorizada

SE CAMPO BOM Banco de capacitores de 230 kV – 100 MVAr. JAN/2006 Autorizada SE QUINTA Banco de capacitores 230 kV – 25 MVAr. JAN/2006 Autorizada

SE PÓLO

Setor de 525 kV Setor de 230 kV 1o e 2o bancos de auto-transformadores monofásicos com fase reserva 525/230 kV – 2 x 672 MVA (7 x 224 MVA).

JAN/2006 Autorizada

SE PALHOÇA 4º. ATF 230/138 kV – 150 MVA. JAN/2006 Autorizada

SE CAXIAS 3o banco de auto-transformadores monofásicos 525/230 kV – 1 x 672 MVA (3 x 224 MVA) FEV/2006 Autorizada

SE FLORIANÓPOLIS ILHA

Setor de 230 kV. Setor de 138 kV. 1o ATF 230/138 kV – 150 MVA. 2 Módulos de Entrada de Linha de 138 kV para atendimento da Celesc.

MAI/2006 Autorizada

SE BIGUAÇU

Setor de 230 kV. Setor de 138 kV. 1o ATF 230/138 kV (150 MVA). 1 Módulo de Entrada de Linha de 138 kV para atendimento da Celesc.

AGO/2006 Autorizada

SE FOZ DO IGUAÇU NORTE

Setor de 230 kV. Setor de 138 kV. 1o ATF 230/138 kV – 150 MVA.

AGO/2006 Licitada

SE CAMPOS NOVOS IB 138 kV Complementação das EL’s para as LT’s Campos Novos – Herval D’Oeste C1 e C2.

SET/2006 Autorizada

SE CAMPOS NOVOS Adequação das conexões dos transformadores e do setor de 138 kV. SET/2006 Autorizada

SE XANXERÊ Substituição de um Transformador 230/138 kV existente de 84 MVA (ATF2) por outro de 150 MVA.

SET/2006 Autorizada

SE DOURADOS Adequação dos equipamentos terminais (recapacitação da LT 230 kV Guairá – Dourados).

SET/2006 * Autorizada

SE PORTO ALEGRE 8

1o e 2o Transformadores 230/69 kV – 2 x 83 MVA. OUT/2006 Autorizada



262

SUBESTAÇÕES

SE OBRA DATA PREVISTA

SITUAÇÃO

SE CAXIAS 5

Setor de 230 kV. Setor de 69 kV. Setor de 13,8 kV. 2o Transformador 230/13,8 kV – 50 MVA. 1o banco de transformadores monofásicos com fase reserva 230/69 kV – 165 MVA (4 x 55 MVA). 7 Módulos de Entrada de Linha de 13,8 kV para atendimento da RGE. 3 Módulos de Entrada de Linha de 69 kV para atendimento da RGE. 2 bancos de capacitores shunt 13,8 kV.

OUT/2006 Autorizada

SE PALHOÇA Adequação de Subestação NOV/2006 Autorizada SE CAMPOS NOVOS 3o ATF 525/230 kV – 672 MVA (3 x 224 MVA). DEZ/2006 Autorizada

SE SIDERÓPOLIS Substituição de um Transformador 230/69 kV existente de 33 MVA (TR2) por outro de 88 MVA.

DEZ/2006 Autorizada

SE CAMPO GRANDE IMBIRUSSU

Setor de 230 kV. 1o e 2o ATFs 230/138 kV – 2 x 150 MVA. JAN/2007 Licitada

SE DOURADOS 3o ATF 230/138 kV – 75 MVA. EL 138 kV para SE Dourados (Enersul). FEV/2007 Autorizada

SE CAMPOS NOVOS Substituição do ATF1 525/230 kV – 336 MVA (3 x 112 MVA) por um de 672 MVA (3 x 224 MVA). MAR/2007 Autorizada

SE ITAJAÍ 3o ATF 230/138 kV – 150 MVA. ABR/2007 Autorizada SE CURITIBA Conexão de 525 kV para reator 2 (150 MVAr). JUL/2007 * Autorizada

SE LAGES Setor de 230 kV 1o , 2o e 3o ATFs 230/138 kV – 3 x 150 MVA. NOV/2007 Licitada

SE RIO DO SUL Setor de 230 kV 1o e 2o ATFs 230/138 kV – 2 x 150 MVA. NOV/2007 Licitada

SE ANASTÁCIO 2o ATF 230/138 kV – 75 MVA. Remanejamento da SE Xanxerê. MAR/2008 Autorizada

SE ALEGRETE 2 Entrada de linha de 230 kV para UTE Uruguaiana. – Autorizada SE UTE URUGUAIANA

Entrada de linha de 230 kV para Alegrete 2. – Autorizada

SE CIDADE INDUSTRIAL

Substituição de 20 disjuntores em 230 kV e painéis de proteção. – Autorizada

SE CANOINHAS Adequação das conexões dos transformadores 230/138 kV ATF2 e ATF3.

Associada a LT Canoinhas – S. Mateus do Sul LT2

Autorizada

* - Data prevista pela empresa.


263

2 COLABORADORES

GRUPO DE ESTUDOS DE TRASMISSÃO Coordenador Empresa

NORDESTE- GET-NE Murilo Sérgio L. Pinto CHESF

SUDESTE/CENTRO-OESTE- GET-SE/CO Regina Célia P. B. da Costa FURNAS

SÃO PAULO- GET-SP Luiz Roberto de Azevedo CTEEP

SUL- GET-S Cesar Ghisi Silvestre ELETROSUL

NORTE- GET-N Marinete da Rocha ELETRONORTE

governo federal estudos para a licitação da silas rondeau ... · silas rondeau cavalcante silva...

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