Espírito Santo

DESCRIÇÃO DO SISTEMA

O estado do Espírito Santo importa 85% da energia consumida através de um sistema de transmissão a partir da SE Adrianópolis constituído de dois circuitos em 345 kV, que passam pela SE Campos e chegam a SE Vitória 345/138 kV – 3 X 225 MVA, e outros dois circuitos em 138 kV de Campos chegando a SE Cachoeiro de Itapemirim. Além desses circuitos, um terceiro ponto de suprimento é a interligação do Espírito Santo com o estado de Minas Gerais, através de uma LT em 230 kV entre as subestações de Governador Valadares, Conselheiro Pena e Mascarenhas. O restante da demanda de energia do estado é atendida por geração em usinas locais.

CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO

(a) O fato do suprimento principal ser oriundo do estado do Rio de Janeiro, em particular da área norte do mesmo significa que todas as constatações feitas relativas àquela área se aplicam, na sua quase totalidade, também ao estado do Espírito Santo, principalmente o impacto causado pela instalação das UTEs Macaé Merchant e Norte Fluminense.

(b) A UTE Macaé Merchant, prevista para entrar em operação ainda em 2001, eleva em cerca de 12% o fluxo em direção à SE Vitória 345/138 kV – 3 X 225 MVA, cujos bancos de transformadores encontram-se próximos à capacidade nominal em condições normais de operação. Essa elevação de fluxo acarreta aumento da sobrecarga para valores superiores a 50% em caso de contingência em um dos transformadores da SE Vitória, o que causaria a perda de toda a subestação por atuação da proteção de sobrecorrente. Essa situação permanecerá até a instalação do 4º banco de transformadores de Vitória, autorizado pela ANEEL para implantação até dezembro de 2001.

(c) Com relação a implantação da LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória, convém ressaltar que essa instalação elevará o fluxo nos transformadores da SE Vitória 345/138 kV, já considerando a configuração com 4 X 225 MVA, ao limite da capacidade nominal em condições normais de operação.

(d) Em 2003, para permitir a integração da UHE Aimorés, localizada no estado de Minas Gerais mas próxima à divisa com o Espírito Santo, são necessários a LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas, circuito simples de 20 km de extensão e o 2º banco de transformadores na UHE Mascarenhas 230/138 kV - 150 MVA. Cabe ressaltar que a partir da entrada da 2ª unidade geradora da UHE Aimorés prevista para início de 2004, verificam-se carregamentos da ordem de 210 MVA que irão se elevar até 260 MVA com a 3ª unidade desta usina. Esses carregamentos são superiores aos limites de regime permanente informados pela ESCELSA de 191 MVA “com sol”. Observa-se que o limite dessa LT “sem sol” é de 298 MVA. Desse modo, para escoamento pleno da usina de Aimorés, será necessário a recapacitação da LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena – Governador Valadares.

(e) Concluindo-se pode-se observar que o atendimento ao estado do Espírito Santo será reforçado consideravelmente com a implantação da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, a instalação de usinas térmicas no norte do estado do Rio de Janeiro e com a usina de Aimorés. Considerando estas obras, será possível atender às carrgas do estado do Espírito Santo através da Rede Básica, tanto em condições normais como em

AÇÕES COMPLEMENTARES

1. Equacionar a concessão da LT 230 kV Aimorés - Mascarenhas já proposta no PAR anterior 2001-2003 (ANEEL).

2. Equacionar a autorização para recapacitação da LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena – Governador Valadares proposta neste PAR 2002-2004 (ANEEL/CCPE/ONS).

DESCRIÇÃO DO SISTEMA

O estado de Minas Gerais pode ser subdividido eletricamente nas áreas central, triângulo mineiro, sul/Poços de Caldas e oeste/Passos..

Na área central concentra-se aproximadamente 80 % da carga própria do estado, que é suprida pela geração própria da área, incluindo a UTE Igarapé, e pelo eixo de transmissão composto pelas três LTs 500 kV Jaguara – Neves, Jaguara – São Gonçalo do Pará e Emborcação – São Gotardo 2, pelas três LTs 345 kV Jaguara – Pimenta (circuitos 1 e 2) e Furnas – Pimenta, pela interligação CEMIG/FURNAS em Itutinga, e pela interligação em 138 kV entre as áreas norte/triângulo na SE Coromandel.

A área do triângulo mineiro é suprida diretamente pelas usinas de Emborcação, Jaguara, Miranda, Igarapava e pela interligação CEMIG/CELG em Cachoeira Dourada.

A área sul/Poços de Caldas é atendida por um sistema de subtransmissão em 138 kV a partir do abaixamento 345/138 kV da SE Poços de Caldas (FURNAS).

A área oeste/Passos é suprida por duas LTs 138 kV que derivam das usinas de Jaguara (CEMIG) e Mascarenhas (FURNAS) situadas no rio Grande.

CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO

(a) As grandes questões relativas às condições de atendimento a Minas Gerais estão localizadas na área central do estado. Na condição de demanda máxima anual, a área central vem operando no limite de sua capacidade de atendimento e portanto sem margem para atendimento a contingências simples no sistema de 500 kV. Essa situação permanece ao longo de todo o horizonte analisado. Com uma carga máxima prevista da ordem de 7.011 MW (fluxo área Minas Gerais - FMG de 4.675 MW) em 2002 e evoluindo para 7.122 MW (FMG de 4.875 MW) em 2003 e 7.378 MW(FMG de 4.723 MW) em 2004, a área Minas Gerais requer reforços para evitar esgotamento das fontes de reativo, sobrecarga de até 12% nos transformadores da subestação de Neves 500/138 kV, além de carregamento elevado na subestação de Barreiro 345/138 kV, todos em condições normais de operação.

(b) Para permitir um melhor atendimento ao mercado da área central no curto prazo, são necessárias obras de compensação reativa capacitiva e de manobra de reatores de LTs de 500 kV, através de disjuntores próprios, de modo a aliviar as fontes locais de controle de tensão.

Ressalta-se que as obras de conexão de reatores de linhas nas SEs de Neves e Ouro Preto 2 não possuem autorização até o momento, o que pode vir a comprometer os prazos necessários para sua implantação, sendo importante que as mesmas estejam em operação até o mês de agosto de 2001. Salienta-se que está em andamento a implantação do banco de capacitores de 123 Mvar - 138 kV da SE Neves, com data prevista para agosto de 2001, ainda sem autorização formalizada pela ANEEL.

Observa-se que a desconexão dos reatores de linha em Neves e Ouro Preto 2 500 kV através de manobra operativa, com desligamento das linhas, para atendimento à carga pesada, é um recurso já empregado atualmente e que denota as condições limites do sistema, sendo indesejável o prolongamento dessa medida.

Cabe destacar, para todos os anos, os baixos valores de fator de potência previstos nas conexões com a Rede Básica que contribuem para o agravamento dos problemas verificados, como por exemplo na SE Taquaril 345/138 kV da ordem de 0,70 e Jaguara 345/138 kV da ordem de 0,30.

Na SE Taquaril a situação é especialmente relevante considerando-se os montantes envolvidos da ordem de 230 Mvar solicitados pelo sistema de 138 kV de atendimento às cargas das SEs Barreiro, Taquaril e Nova Lima.

(c) A área central não suporta contingência simples de linhas de 500 kV sem corte de carga. Os reforços em compensação reativa já indicados anteriormente irão contribuir significativamente para reduzir mas não eliminam o corte de carga nas contingências mais severas para essa área.

Em particular, a contingência da LT 500 kV Neves - Mesquita (a partir da entrada da SE Vespasiano 2, tornando-se Neves – Vespasiano 2 e Vespasiano 2 - Mesquita) leva o sistema de 230 kV nas áreas de Governador Valadares e Ipatinga a acentuada subtensão, com colapso das cargas, e a possibilidade de sobrecargas em algumas linhas de 230 kV e nos bancos de transformadores da SE Taquaril durante a carga pesada. Esta situação permanece até o ano de 2003. A partir de 2004, com a usina de Aimorés em operação, a sobrecarga dos transformadores da SE Taquaril é eliminada, observando-se ainda tensões na rede de 230 kV da ordem de 0,88 pu. Resta ainda o carregamento no sistema de 230 kV da ordem de 350 MVA no trecho entre a usina de Aimorés e a SE Governador Valadares superior ao limite de 300 MVA dessa LT.

Outra obra, ainda não licitada, que elevará a confiabilidade desse sistema é a construção da SE Bom Despacho 500 kV, que irá seccionar três LTs 500 kV num local favorável onde as três linhas provenientes de Jaguara (dois circuitos) e São Gotardo 2 (um circuito) convergem. Salienta-se que esta subestação acha-se incluída no Programa de Licitação de Concessão de Linhas de Transmissão da ANEEL, com previsão de publicação do edital em agosto de 2001.

Com respeito à confiabilidade do sistema, após a conclusão dessas obras todas as emergências de linhas de 500 kV serão suportadas sem corte de carga, com exceção da contingência da LT 500 kV Neves – Mesquita, já citada, e da LT 500 kV Emborcação - São Gotardo 2 , a qual provoca corte de carga da ordem de 200 MW. A solução para o problema decorrente da emergência da LT 500 kV Emborcação – São Gotardo 2 deve ser analisada considerando-se inclusive os baixos valores de fator de potência mencionados anteriormente, visto que a instalação de compensação reativa shunt adicional de 200 a 250 Mvar, em 2003, eliminaria esse problema.

Para o ano de 2004 a contingência simples da LT 500 kV Emborcação - São Gotardo 2 levaria o corte de carga a atingir valores da ordem de 120 MW. Nesta situação, o montante de compensação reativa necessária para eliminar o corte de cargas se reduz, em relação aos montantes de 2003, atingindo valores da ordem de 150 Mvar. Essa diferença em torno de 100 Mvar deve-se em grande parte a entrada da usina de Aimorés a partir de novembro de 2003.

(d) Obras importantes estão previstas para entrar em operação a partir de 2003 que influenciam significativamente o sistema da área Minas Gerais, onde destaca-se o sistema receptor da Norte/Sul II composto pelas LTs 500 kV Samambaia - Emborcação, Samambaia – Itumbiara” (obras já licitadas pela ANEEL), Itumbiara – Marimbondo (ainda não licitada), havendo também a LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória (ainda não licitada) que interligará a Rede Básica entre os estados de Minas Gerais e do Espírito Santo. Salienta-se que as duas últimas obras estão contempladas no

realização de leilão prevista para junho de 2001.

Essas obras acarretam uma maior solicitação do sistema de 500 kV da área Minas Gerais, sendo essencial que os reforços indicados nos itens (b) e (c) estejam em operação, sob risco de se degradar as condições de desempenho da Rede Básica no estado ou de se impor restrições ao intercâmbio na interligação Norte/Sul.

(e) Destaca-se, no ano de 2002, a entrada de novas usinas hidroelétricas com capacidade instalada de 170 MW que são: Porto Estrela com 2 unidades de 56 MW, que seccionará a LT 230 kV Itabira 2 - Ipatinga e Santa Clara com 3 unidades de 20 MW com influência no sistema de subtransmissão que atende o vale do Jequitinhonha. Ressalta-se também o início de operação da SE Itajubá 3 500/138 kV – 2 X 300 MVA que aliviará os transformadores 345/138 kV de Poços de Caldas.

(f) Quanto à área norte do estado, destaca-se que em todo o horizonte analisado, a perda de linhas de 345 kV no tronco entre Três Marias e Montes Claros 2 leva ao colapso de tensão com consequente corte de cargas. A usina de Irapé prevista para 2005 irá contribuir para atenuar os problemas de atendimento à esta área. Outro aspecto relevante no que tange à área norte do estado, observado durante os períodos de carga pesada e média em todo o horizonte analisado, é a ampla variação de tensão na rede de 345 kV devido a modulação de carga da área. Durante a carga pesada podem acontecer sobretensões na rede de 345 kV e na carga média, ao contrário, subtensões. Na condição de carga média observa-se baixo fator de potência em Várzea da Palma da ordem de 0,86.

Também com relação ao sistema de 345 kV, cabe lembrar que a perda da LT 345 kV Barbacena - Juiz de Fora não é suportada, sendo necessário corte de cargas da ordem de 70 MW e que ainda não existe solução estrutural para esse problema.

(g) Deve-se ressaltar que a usina de Aimorés, com previsão para entrada em operação em novembro de 2003, influencia positivamente as condições de atendimento à área central, sendo de grande importância a antecipação de seu cronograma.

Relativo à UHE Aimorés serão necessárias obras para integração dessa usina ao sistema. As obras previstas são: - a LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas, circuito simples de 20 km de extensão; o 2º banco de transformadores na SE Mascarenhas 230/138 kV - 150 MVA e a recapacitação da LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena – Gov. Valadares os quais permitirão o escoamento da geração dessa usina em condições normais e durante contingências de linhas e de transformadores. Essa usina terá cerca de 75% de sua energia voltada para a área Minas Gerais, através do sistema atual em 230 kV Governador Valadares – C. Pena – Mascarenhas e o restante para o estado do Espirito Santo.

AÇÕES COMPLEMENTARES

1. Desenvolver estudo complementar para atendimento ao estado de Minas Gerais que solucione os problemas verificados quando de contingências nas LTs 500 kV Emborcação - São Gotardo 2 e Neves – Mesquita, contemplando a adequação do fator de potência nas conexões com a Rede Básica bem como, alternativas de implementação de compensação série em LTs de 500 kV (ONS/CCPE/CEMIG). 2. Verificar a possibilidade, junto ao Consórcio responsável pela obra, de antecipação

do cronograma de entrada em operação da UHE Aimorés (ONS).

3. Desenvolver estudo complementar para avaliar os problemas de controle de tensão na área norte do estado (ONS/CEMIG).

4. Equacionar a concessão das conexões de reator já contempladas no PAR anterior (2001-2003) (ANEEL):

− SE Neves – reator da LT 500 kV Jaguara – Neves (91 Mvar);

− SE Ouro Preto 2 – reator da LT 500 kV Ouro Preto 2 – São Gonçalo do Pará (91 Mvar);

− SE Emborcação – reator da LT 500 kV Emborcação – São Gotardo (91 Mvar); − SE Jaguara – reatores das LTs 500 kV Jaguara – Neves (91 Mvar) e Jaguara –

São Gonçalo do Pará (91 Mvar); e

− SE São Gotardo 2 – reator de barra (91 Mvar).

5. Equacionar a concessão dos bancos de capacitores 123 Mvar de Neves e Ouro Preto 2, já contempladas no PAR anterior (2001-2003) (ANEEL).

DESCRIÇÃO DO SISTEMA

O estado de São Paulo é atendido por um sistema de transmissão em 440 kV que se estende das usinas dos rios Paraná, Paranapanema e Tietê às estações terminais de Embu Guaçu, Santo Ângelo e Cabreuva, pelos sistemas de 750 kV e de corrente contínua, responsáveis pelo escoamento da energia gerada na usina de Itaipu até as subestações terminais de Tijuco Preto e Ibiuna, respectivamnete, e ainda por linhas de transmissão derivadas das subestações Poços de Caldas e Campinas, que distribuem a energia proveniente dos sistemas de 345 kV e 500 kV ligados às usinas do Rio Grande e Paranaíba. A partir desses troncos, estende-se uma longa malha de transmissão em 345 kV e 230 kV que alimenta a rede de distribuição responsável pelo atendimento às cargas do estado.

CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO

(a) A área São Paulo atualmente opera em condições insatisfatórias nos períodos de carga mais elevada, devido ao esgotamento da capacidade transformadora de algumas subestações como Edgard de Souza 230/88 kV, Pirituba 230/88 kV, Botucatu 230/138 kV, Jurumirim 230/138 kV, Nordeste 345/88 kV, Aparecida 230/88 kV e Anhanguera 345/230 kV para certas condições de despacho de geração.

Após a implantação do 3º circuito da LT 750 kV Itaberá -Tijuco Preto em maio de 2001 e posteriormente, em novembro de 2001, das LTs 440 kV Taquaruçu – Assis e Assis - Sumaré, o sistema de transmissão em 440 e 345 kV disporá de melhores condições de operação restando entretanto os reforços de transformação previstos bem como de aporte de compensação reativa capacitiva para evitar degradação de tensão.

Os problemas de carregamento elevado e possíveis sobrecargas em regime normal que podem ocorrer em 2001 na ETT Edgard de Souza 230/88 kV –1 X 150 + 3 X 100 MVA e da ETT Pirituba 230/88 kV – 4 x 150 MVA, serão solucionados com a instalação da ETT Anhanguera 345/88 kV, autorizada pela ANEEL, com prazo para entrar em operação até dezembro de 2003. Essa situação desfavorável, pode ser minimizada com a substituição, em dezembro de 2001, de dois bancos de 100 MVA por outros dois de 150 MVA, acrescentando-se 100 MVA à capacidade da subestação. (b) A ponta máxima de carga, que de acordo com as previsões de mercado para o ano de

2002 será da ordem de 19.800 MW (carga global do estado de São Paulo), deverá ser atendida satisfatoriamente em condições normais de operação. Para tal é fundamental a instalação das obras previstas para o período, destacando-se as LTs 440 kV Taquaruçu – Assis e Assis - Sumaré, de fundamental importância para o escoamento da energia gerada na UHE de P. Primavera, bem como os demais reforços de transformação e de compensação reativa. Quanto à compensação reativa, são particularmnete importantes os reforços indicados para a SE T. Preto 345 kV, cujos 6º e 7º bancos de capacitores de 200 Mvar são necessários ainda no ano de 2001, enquanto os 8º e 9º bancos devem estar em operação até meados de abril de 2002 para atender as elevadas transferências da Região Sul para a Região Sudeste. Ressalta-se que todos os quatro bancos de capacitores ainda não possuem autorização da ANEEL até o presente momento.

O eventual atraso dessas obras e, particularmente das LTs de 440 kV acima mencionadas, acarretará níveis inadmissíveis de tensão no sistema de transmissão de 440 kV, com perfil de tensão degradado que pode atingir 90% em condições normais de operação. Nesta situação, os recursos de suporte de tensão existentes

nas principais emergências. Portanto, nessa hipótese haverá restrições no sistema para evitar condições críticas de operação. A ocorrência de despachos de geração advindos de novas usinas térmicas recentemente autorizadas (Três Lagoas e CCBS), não alteram esse quadro. De acordo com as previsões de mercado, as demandas máximas para 2003 e 2004 são da ordem de 20.415 e 21.065 MW respectivamente. (c) Ressalta-se que, mesmo com as principais obras em operação, será necessário

desligar em carga pesada, em todo o período analisado, os reatores do sistema de 440 kV. Contribui para isso a elevada demanda de reativos em alguns pontos do sistema. Nesses locais verificam-se tensões próximas ao mínimo de 95% em condições normais de operação e de 88% em contingência no sistema de 440 kV em Ribeirão Preto, já considerando tensão máxima no barramento de 440 kV de Água Vermelha., Observam-se ainda sobrecargas em regime normal de operação, a partir de 2003, nos transformadores de Bom Jardim 440/138 kV e Campinas 345/138 kV além do esgotamento da capacidade nominal instalada na SE Santa Bárbara 440/138 kV, em 2004. Esses locais são indicados a seguir:

Fluxos de reativos e % de carregamento nominal

2002 2003 2004

SE 440 / 138 kV

Mvar % Mvar % Mvar %

Ribeirão Preto 2 X 300 MVA 160 69 192 71 214 75 Sta. Bárbara 3 X 300 MVA 350 93 328 95 357 99 Sumaré 2 X 300 MVA 185 77 208 81 223 86 Bom Jardim 1 X 150 MVA 98 98 107 106 113 112 Sto. Ângelo 2 X 300 MVA 161 67 154 68 160 69 Bom Jardim 440/88 kV 3 X 300 MVA 188 64 198 66 205 66 Campinas 345/138 kV 4 X 150 MVA 64 85 77 98 92 102

Os valores apresentados mostram os fluxos de reativos nos pontos de conexão com a Rede Básica e sua evolução até 2004, quando também se observam capacidades nominais esgotadas em unidades transformadoras.

Como sensibilidade, observa-se que caso estivessem em operação montantes da ordem de 250 Mvar em 2002 na área de influência das três primeiras subestações mostradas na tabela, o desempenho do sistema apresentaria uma melhora considerável nessa área atendida pelo tronco em 440 kV Água Vermelha – Ribeirão

redução de fator de potência nas conexões com a Rede Básica.

(d) Observa-se na contingência da LT 440 kV Assis – Sumaré, valores de fluxo na LT 440 kV Assis – Bauru da ordem de 1175 MVA (1541 A). Esse carregamento é superior à capacidade operativa informada no CPST de 953 MVA (1250 A) e que corresponde à capacidade da chave seccionadora em Bauru no bay para Assis. Ressalta-se que esta troca já foi recomendada anteriormente no documento consolidado PAR/PDET [4], estando ainda sem autorização por parte da ANEEL Entretanto tendo em vista que essa superação já ocorre atualmente, a CTEEP está substituindo emergencialmente essa chave seccionadora por outra de capacidade de 2000 A até o mês de maio de 2001.

(e) Com respeito ao sistema de 230 kV de atendimento ao Vale do Paraíba do Sul, cabe ressaltar que após a remoção do único autotransformador da ETI Itapeti 345/230 kV – 500 MVA, autorizada para julho de 2001, com base nas previsões de mercado da Bandeirante (90%) e Elektro (10%) e tendo em vista a não consideração da transferência de cerca de 100 MW da ETT São José para o 138 kV da SE Taubaté prevista para 2001, verificam-se:

− problemas nessa região com respeito a carregamentos próximos à capacidade nominal no transformador de Taubaté 440/230 kV – 330 MVA em regime normal, que pode ser atingido quando de contingências na rede de 230 kV;

− sobrecarga da ordem de 32% na transformação de Mogi 345/230 kV – 2 X 500 MVA, quando da perda de um de seus transformadores; e

− carregamento da ordem de 410 MVA para um limite em contingência de 310 MVA (superior em 32%) na LT 230 kV Mogi Q – São José, quando de contingência na LT 230 kV Mogi – São José.