DATA NECESSIDADE:

JUNHO/2004

ÁREA ATENDIDA: Região Metropolitana de Curitiba

JUSTIFICATIVA TÉCNICA:

CONFIGURAÇÃO ATUAL

Os principais pólos de atendimento da Região Metropolitana de Curitiba, são as subestações de 525/230 kV de Curitiba e Bateias, que concentram a maior parcela de potência disponibilizada em 230 kV, complementadas pela UHE Governador Parigot de Souza e pela UTE Araucária. A partir destes pontos, a carga de Curitiba é atendida por seis subestações de 230/69 kV, que se interligam, formando um anel de 230 kV em torno da área urbana (vide figura do Anexo 1). Na situação atual algumas linhas de 230 kV que compõem este anel apresentam carregamentos elevados e mesmo sobrecargas em condição normal ou em contingência, dependendo da condição operativa.

A tabela 2.8-1 mostra os carregamentos na linha de 230 kV de circuito simples existente entre a SE Campo Comprido e a SE Pilarzinho, considerando a atual configuração do anel de 230 kV de Curitiba e a inclusão, nos casos de 2006, da LT 230 kV Gralha Azul-D.I. São José dos Pinhais e da nova SE Santa Mônica, para a qual a COPEL Distribuição solicitou acesso. Foram simuladas duas condições de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste, combinadas com a variação do despacho de geração na UHE Governador. Parigot de Souza e na UTE Araucária, que são fatores determinantes na repartição de fluxos no anel de Curitiba. Em todas as situações analisadas foi monitorada a ultrapassagem do valor de 276 MVA, limite de carregamento contínuo para o qual esta linha já foi recapacitada.

Pelos resultados apresentados, observa-se a ultrapassagem sistemática da capacidade operativa atual (276 MVA) da LT 230 kV Campo Comprido - Pilarzinho em condição normal de operação, para despachos abaixo de 80 MW na UHE Gov. Parigot de Souza. Estas sobrecargas se acentuam ao serem simuladas contingências em outras linhas do anel de 230 kV de Curitiba, das quais foi registrada na Tabela 2.8-1 a perda de um dos circuitos da LT 230 kV Umbará – Uberaba.

Tabela 1 Carregamento da LT Campo Comprido-Pilarzinho em condição normal e contingência [MVA]

SOLUÇÃO PROPOSTA

Para resolver o problema, a COPEL Transmissão está propondo como solução a troca do condutor desta linha, o que permitirá aumentar sua capacidade para 398 MVA. Este recondutoramento faz parte de um conjunto de obras propostas para aumentar a capacidade de atendimento à área leste da Região Metropolitana de Curitiba, em que se destaca a implantação da SE Santa Mônica e da LT 230 kV Distrito Industrial São José dos Pinhais - Santa Mônica.

Quando se considera isoladamente a troca do condutor da LT Campo Comprido- Pilarzinho (ver Tabela 2.8-1), verificam-se carregamentos elevados em relação ao novo limite, em contingência, com despachos reduzidos na UHE Gov. Parigot de Souza, em 2006, sinalizando que apenas o recondutoramento pode se mostrar insuficiente para resolver o problema no período posterior ao horizonte do PAR. Já com a implantação da LT 230 kV São José dos Pinhais - Santa Mônica, há expressiva redução no carregamento da LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho, tanto em condição normal como em contingências em outras linhas de 230 kV do anel de Curitiba, quando comparados os resultados da Tabela 2.8-2 com a Tabela 2.8-1. 194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 470 MW 182 231 259 221 260 286 0 186 242 276 224 264 290 470 MW 211 277 315 247 293 323 0 214 280 319 250 296 326 470 MW 237 289 325 254 306 344 0 243 295 331 260 319 353 470 MW 265 327 373 280 344 388 0 270 333 379 287 345 390 470 MW 224 276 306 259 307 335 0 232 284 314 267 315 344 470 MW 239 294 326 273 325 355 0 248 303 336 282 334 365

Ultrapassagem do limite atual (276 MVA) 2005

2004

UHE GPS

INTERCAMBIO Sul =>Sudeste Sudeste=>Sul

ANO UTE Araucária UHE GPS Condição 2006 Normal Contingência Normal Contingência Normal Contingência

Tabela 2.8-2 Carregamentos na LT230 Campo Comprido – Pilarzinho (MVA) com LT D.I. J. P –S. Mônica

CONCLUSÃO

O recondutoramento da LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho para capacidade de 398 MVA elimina sobrecargas nesta linha, em condição normal e em contingências, no horizonte do PAR 2004-2006. Esta solução mostra maior fôlego quando considerada conjuntamente a entrada em operação da LT 230 kV D.I.São José dos Pinhais – Santa Mônica.

De acordo com as simulações, a necessidade de operação desta obra é o inverno de 2004.

RESSALVA

Um ponto importante a ser equacionado no detalhamento técnico desta alternativa é a programação dos desligamentos da linha para efetuar a troca do condutor, tendo em vista os riscos operativos associados à intervenção numa instalação constantemente solicitada com elevados carregamentos.

CUSTOS DE REFERÊNCIA: (R$ mil), custos de referência da ELETROBRAS

(junho/1999), (Taxa: R$/US$= 1,76)

LT 230 kV, 17,7 km, 636 kCMil, condutor termo resistente: 991,2 (vide observações gerais)

CARACTERÍSTICAS BÁSICAS:

Serão fornecidas posteriormente.

OBSERVAÇÕES GERAIS:

O valor estimado do investimento é de R$ 991.200,00, conforme estimativa de custo da COPEL Transmissão constante da referência abaixo citada.

194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW

470 MW 177 211 229 223 254 272

0 193 227 246 239 270 288

470 MW 202 242 265 249 285 306

0 221 260 282 266 302 306

Ultrapassagem do limite atual (276 MVA) 2006 Normal Contingência UHE GPS ANO Condição UTE Araucária UHE GPS

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

COPEL, Estudo de Reforço à Área Leste de Curitiba com a Integração Definitiva da UEG Araucária, Setembro/2002

ANEXO I

Figura 2.8-1 - Sistema de Transmissão da Área Metropolitana de Curitiba

Bateias Campo Largo Itambé Campo Comprido Pilarzinho Campo do Assobio Distr. Ind. S. J. dos Pinhais Fazenda Iguaçú Gralha Azul C. Ind.

Distr. Ind.C. Largo

UEG Araucária Curitiba Uberaba CISA G.Parigot CCPRB G.Parigot Umbará Hubner Sid. Guaíra

2.9 SE Londrina 525/230 kV - 3º banco de autotransformadores

Reforços na Rede Básica

SE LONDRINA, 525/230 kV PROPRIETÁRIO DA SE:

ELETROSUL EQUIPAMENTOS: 3º banco de autotransformadores 525/230 kV 3x224 MVA DATA NECESSIDADE: JUNHO/2005 ÁREA ATENDIDA:

Região norte do estado do Paraná - Londrina

JUSTIFICATIVA TÉCNICA:

O sistema de 525 kV que atende ao Estado do Paraná interliga-se na subestação de Ivaiporã ao tronco de 750 kV de Itaipu, que constitui o elo principal de interligação entre as regiões Sul e Sudeste. Desta subestação partem três linhas de 525 kV para as hidrelétricas de Salto Santiago e Gov. Bento Munhoz, no Rio Iguaçu, e para a subestação de Londrina, 525/230 kV.

A SE Londrina 525/230 kV constitui o principal pólo de atendimento ao norte do Paraná. Desta subestação saem linhas em 230 kV para as subestações de Ibiporã, Figueira, Apucarana e Maringá. A SE Londrina conta atualmente com dois transformadores 525/230kV – 672MVA..

Nas configurações previstas para o horizonte do PAR 2004-2006, a Rede Básica do norte do Paraná passará por importantes mudanças, com a ampliação da Interligação Sul-Sudeste decorrente da entrada da LT 525 kV Londrina- Assis Araraquara, transformação 525/440 kV na subestação de Assis, a duplicação da LT 525 kV Ivaiporã e novas linhas no sistema de 525 kV da Região Sul. Também ocorrerá a expansão da rede de 230 kV no Mato Grosso do Sul e do norte e oeste do Paraná, bem como diversas obras fora da Rede Básica propostas pela COPEL. Estas modificações de configuração terão grande influência na distribuição de fluxos no sistema de transmissão e, por conseqüência nas solicitações sobre a transformação 525/230 kV da SE Londrina. A Tabela 2.9-1 resume os resultados da simulação dos carregamentos obtidos na transformação da SE Londrina 525/230 kV, em condição normal e na unidade remanescente quando da indisponibilidade de um dos transformadores desta subestação para três condições de intercâmbio do Sul com o Sudeste.

Tabela 2.9-1 Carregamento nos transformadores 525/230 kV Londrina

Em condição normal de operação o carregamento nos dois autotransformadores apresenta tendência crescente, desde 2004, com percentuais acima de 60% a partir de 2006. Na indisponibilidade de um transformador, são ultrapassados os valores nominais de carregamento na carga pesada de inverno já em 2004. Em 2005 observam-se sobrecargas em torno de 10% de para intercâmbio Sul – Sudeste elevado e em 2006 a sobrecarga fica entre 11% a 16% para qualquer nível de intercâmbio, em ambos os sentidos. Não se verificam sobrecargas nos casos de verão.

SOLUÇÃO PROPOSTA

Considerando os resultados obtidos e o montante de sobrecarga observado nas simulações, a solução proposta é a implantação do terceiro banco de autotransformadores monofásicos 525/230, 3x224 MVA na SE Londrina até junho de 2005.

CONCLUSÃO

Conclui-se que a implantação do terceiro banco de autotransformadores monofásicos 525/230 kV – 3x224 MVA eliminará a sobrecarga no transformador remanescente devido á perda de um dos transformadores, para o período analisado no PAR 2004- 2006.

Emerg TR-2

MVA % MVA % MVA %

Médio(S-SE)-1300 MW 327 49% 342 51% 629 94% Elevado(SE-S)-4000 MW 313 47% 327 49% 600 89% Elevado(S-SE)-3500 MW 357 53% 373 55% 688 102% Médio(S-SE)-1300 MW 333 50% 348 52% 633 94% Elevado(SE-S)-4000 MW 284 42% 296 44% 540 80% Elevado(S-SE)-3500 MW 377 56% 394 59% 712 106% Médio(S-SE)-1300 MW 398 59% 436 65% 746 111% Elevado(SE-S)-4000 MW 418 62% 436 65% 783 116% Elevado(S-SE)-3500 MW 401 60% 419 62% 751 112%

Nota: Todos os casos referem-se à carga pesada de inverno (Junho Pesada)

TR-1