CONSOLIDAÇÃO DE OBRAS DAS DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO PERÍODO 2012 A 2014 ABRIL/2012

(1)

CONSOLIDAÇÃO DE OBRAS

DAS DEMAIS INSTALAÇÕES

DE TRANSMISSÃO

PERÍODO 2012 A 2014

ABRIL/2012

Esplanada dos Ministérios Bloco “U”

CEP: 70.065-900 – Brasília-DF BRASIL

Fone: (61) 3319-5555

(2)

Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético – SPE

Departamento de Planejamento Energético – DPE

Coordenação-Geral de Planejamento de Energia Elétrica - CGPE

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

CONSOLIDAÇÃO DE OBRAS

DAS DEMAIS INSTALAÇÕES

DE TRANSMISSÃO

PERÍODO 2012 A 2014

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3 Sumário

1 – Introdução ... 7

2 - Processo de Expansão da Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão ... 8

3 – Premissas e Critérios ... 10

4 – Ampliação e Reforço ... 13

4.1 - Ampliações e/ou reforços em instalações futuras - Novas Instalações ... 14

4.2 - Regiões Sudeste / Centro–Oeste ... 15

4.2.1 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da CTEEP ... 15

4.2.2 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da ELETROBRAS FURNAS ... 17

4.2.3 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE ... 18

4.2.4 – Ampliações e Reforços em Instalações de propriedade da CTEEP identificadas na Força Tarefa

GT Copa do Mundo ... 18

4.2.5 - Ampliações e Reforços nos Sistemas de Distribuição com Impacto Sistêmico – Regiões

Sudeste/Centro-Oeste ... 19

4.3 - Região Sul ... 26

4.3.1 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da CEEE-GT ... 26

4.3.2 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL ... 26

4.3.3 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade RS ENERGIA ... 27

4.3.4 - Ampliações e Reforços nos Sistemas de Distribuição com Impacto Sistêmico – Região Sul ... 27

4.4 - Regiões Norte / Nordeste ... 28

4.4.1 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da CHESF ... 28

4.4.2 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da Eletrobras Eletronorte ... 29

4.4.3 - Ampliações e Reforços nos Sistemas de Distribuição com Impacto Sistêmico – Regiões Norte /

Nordeste ... 29

5 - Reforços em Instalações de Propriedade de Agentes de Geração ... 37

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

Transmissão ANEEL... 38

7 – Adequações/Obras necessárias na rede existente autorizadas pela ANEEL ... 39

8 - Modificações na proposta de obras em relação ao ciclo anterior - Consolidação de Obras ... 45

(4)

4 Lista de Tabelas

Tabela 1: Distribuição e composição dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais ... 9

Tabela 2: Siglas usadas no texto e nas tabelas ... 11

Tabela 3: Regiões Geoelétricas ... 12

Tabela 4: Ampliações e/ou Reforços a serem implantados mediante autorização específica ... 14

Tabela 5: Ampliações e/ou Reforços em Instalações de Propriedade da CTEEP ... 15

Tabela 6: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Eletrobras Furnas ... 17

Tabela 7: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Eletrobras Eletronorte ... 18

Tabela 8: Ampliações e/ou Reforços em Instalações de Propriedade da CTEEP identificadas na Força Tarefa

GT Copa do Mundo ... 18

Tabela 9: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de São Paulo ... 19

Tabela 10: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Minas Gerais ... 20

Tabela 11: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Rio de Janeiro ... 21

Tabela 12: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Goiás e Distrito

Federal ... 22

Tabela 13: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Mato Grosso ... 24

Tabela 14: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Acre/Rondônia... 25

Tabela 15: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da CEEE – GT ... 26

Tabela 16: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL ... 26

Tabela 17: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da RS Energia ... 27

Tabela 18: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Paraná... 27

Tabela 19: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Santa Catarina ... 27

Tabela 20: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Mato Grosso do Sul

... 27

Tabela 21: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Chesf ... 28

Tabela 22: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Eletrobras Eletronorte ... 29

Tabela 23: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Pará... 29

Tabela 24: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Maranhão ... 30

Tabela 25: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Piauí ... 31

Tabela 26: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Rio Grande do Norte

... 33

Tabela 27: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição da Paraíba ... 33

Tabela 28: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Pernambuco ... 33

Tabela 29: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Alagoas ... 34

Tabela 30: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição da Bahia ... 35

Tabela 31: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Ceará ... 35

Tabela 32: Reforços em instalações de propriedade de agentes de geração ... 37

Tabela 33: Ampliações e/ou Reforços a serem implantados mediante Leilão de Transmissão ANEEL ... 38

Tabela 34: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CTEEP ... 39

Tabela 35: Reforços autorizados em instalações de propriedade da Eletrobras Furnas ... 40

Tabela 36: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CEMIG-GT ... 40

Tabela 37: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CELG-GT ... 41

Tabela 38: Reforços autorizados em instalações de propriedade da Eletrobras Eletronorte... 42

Tabela 39: Reforços autorizados em instalações de propriedade da CEEE-GT ... 42

(5)

5

(6)

6 Lista de Figuras

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

Transmissão (DITs) ... 8

(7)

7 1 – Introdução

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

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

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

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

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

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

suas respectivas atribuições emitem anualmente, respectivamente de forma consolidada (PAR-PET/DIT), o

Plano de Ampliações e Reforços nas Demais Instalações de Transmissão [1] e o Programa de Expansão da

Transmissão (PET) [1]. Nesses documentos são contemplados os empreendimentos relacionados aos

sistemas de transmissão considerados necessários, segundo a visão de cada entidade.

Tratando-se da expansão e adequação das instalações de transmissão o Ministério de Minas e Energia

com o objetivo de desenvolver ações estruturantes e de assegurar a integração setorial no âmbito do

próprio Ministério, promove a compatibilização do PAR e do PET onde, um dos produtos desta ação é

denominado como “Consolidação de Obras das Demais Instalações de Transmissão”.

Neste contexto, o ONS e a EPE desenvolveram esforços conjuntos visando explicitar os dados, critérios,

premissas e resultados associados aos documentos produzidos em cada instituição, de modo a construir

uma proposta comum para as instalações de transmissão identificadas como necessárias para as demais

instalações de transmissão e obras no sistema de distribuição com impacto sistêmico.

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

agregando tanto a visão de operação (PAR) quanto à visão de planejamento (PET). Deste modo, o Setor

Elétrico Brasileiro tem uma referência comum no que se refere ao conjunto das obras que integram a

programação de outorgas, onde constam os empreendimentos que serão licitados na modalidade de leilão

e do conjunto das obras que serão autorizadas pela Agência nacional de Energia Elétrica - ANEEL.

O resultado desse esforço setorial está registrado neste documento, onde estão relacionados os

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

consenso entre o ONS, a EPE e o MME. Este conjunto está registrado nos itens a seguir deste relatório.

(8)

8 2 - Processo de Expansão da Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão

A definição do processo de expansão da Rede Básica (RB) e Demais Instalações de Transmissão (DIT),

está baseada no modelo institucional do setor de infraestrutura em energia elétrica. O fluxograma de

trabalho é apresentado a seguir:

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

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

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

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

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

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

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

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

estão divididos da seguinte forma:

(9)

9

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

ÁREA

GRUPO DE

ESTUDO

EMPRESAS PARTICIPANTES

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

COPEL-D, ENERSUL, ELETROBRAS e CPFL-G e, quando necessário, os demais distribuidores da região.

Nordeste GET-NE

CHESF, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO PIAUÍ, COELCE, COSERN, ENERGISA-PB, ENERGISA-BB, CELPE, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ALAGOAS, ENERGISA-SE, COELBA, ELETROBRAS e, quando necessário, os demais distribuidores da

região.

Norte GET-N ELETROBRAS ELETRONORTE, CELPA, CEMAR, CELTINS, ELETROBRAS,

ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RORAIMA e, quando necessário, os demais distribuidores da região.

São Paulo GET-SP AES-TIETÊ, BANDEIRANTE, CESP, CLFSC, CPFL PAULISTA, CPFL PIRATININGA,

CTEEP, DUKE-GP, ELEKTRO, ELETROPAULO, EMAE, GRUPO REDE, ELETROBRÁS e, quando necessário, os demais distribuidores da região.

Sudeste Centro-Oeste

GET-SE/CO

AMPLA, CDSA, CEB, CELG, CEMAT, CEMIG, CENF, CFLCL, ELETROBRAS ELETRONORTE, ESCELSA, ELETROBRAS FURNAS, LIGHT, ELETROBRAS, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ACRE, ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RONDÔNIA

e, quando necessário, os demais distribuidores da região.

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

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

compatibilização do PET e PAR. Neste momento são agregadas pelo DPE outras obras indicadas pelos

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

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

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

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

publicidade do referido documento.

(10)

10 3 – Premissas e Critérios

Na elaboração deste documento, foram adotadas as seguintes premissas:

• incluídos apenas os empreendimentos ainda não autorizados pela ANEEL;

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

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

• as avaliações referentes ao carregamento de linhas de transmissão e de transformadores foram

efetuadas considerando a capacidade operativa informada pela transmissora proprietária;

• no caso de adoção de limites de carregamento, considerando o que dispõe a Resolução Normativa

ANEEL nº 191/2005, de 12 de dezembro de 2005, algumas das limitações encontradas por carregamento de

linhas e de transformadores poderão ser eliminadas ou implicar em adiamento das datas das obras

mencionadas nesse documento;

• utilização do critério de contingência adotada pela distribuidora usuária no dimensiona- mento da

rede onde a DIT está localizada;

• consolidação da proposta de ampliações e reforços nas DITs, inclusive junto aos agentes

distribuidores e transmissores;

• os reforços recomendados neste documento baseiam-se nos incisos I, II e III da Resolução Normativa

ANEEL nº 158 de 23 de maio de 2005, cujos processos de outorga demandam autorização prévia específica,

conforme abaixo descrito. Os demais reforços serão incluídos pelo ONS na proposta do Plano de

Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico (PMIS) no mesmo ciclo;

I - instalação de transformador ou equipamento de compensação de potência reativa com os

respectivos Módulos de Manobra, para aumento da capacidade de transmissão ou provimento de

potência reativa;

II - recapacitação, repotenciação ou reconstrução de linha de transmissão para aumento da

capacidade operativa; e,

III - instalação de equipamentos para adequação ou complementação do Módulo de Manobra ou

das Instalações de Infraestrutura da Subestação, em função de alteração de configuração da rede

elétrica. Sobre este inciso consideram-se, dentre outros, os seguintes casos:

• instalação de novos CTs e ELs para adequação da instalação, quando há dois elementos

conectados em apenas uma conexão;

• instalação de disjuntor para manobra de equipamentos de compensação reativa

(reatores e banco de capacitor);

• separação de barramento;

• expansão de barramento;

• adequação de infraestrutura de pátios de subestações aos requisitos dos Procedimentos

de Rede (por exemplo, eliminação de tapes etc);

(11)

11 • by-pass de subestações; e,

• implementação de cubículo para fechamento de enrolamentos de transformadores em

delta.

• novos barramentos (em tensões inferiores a 230 kV) de novas subestações de fronteira com a rede

básica ou com as DITs, bem como as respectivas entradas de linha (EL), indicadas no item 2.1 sem

especificar a propriedade dessa instalação.

Na descrição sucinta dos empreendimentos foram utilizadas as seguintes abreviaturas:

Tabela 2: Siglas usadas no texto e nas tabelas

SIGLA

DESCRIÇÃO

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

AT Autotransformador

BC Banco de Capacitores

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

CD Circuito duplo

CE Compensador Estático

CL Consumidor Livre

CS Circuito Simples

CT Conexão de Transformador/Autotransformador

DIT Demais Instalações de Transmissão

EL Entrada de Linha

EPE Empresa de Pesquisa Energética

IB Disjuntor de Interligação de Barras

LT Linha de Transmissão

MME Ministério de Minas e Energia

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PAR Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica

PET Programa de Expansão de Transmissão

SE Subestação

SIN Sistema Interligado Nacional

TR Transformador

TT Transformador de Aterramento

(12)

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

estão interligados:

Tabela 3: Regiões Geoelétricas

REGIÃO ESTADOS

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

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

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

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

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

(13)

13 4 – Ampliação e Reforço

Nesta seção é apresentada a relação de ampliações e/ou reforços necessárias nas demais instalações

de transmissão e de obras nos sistemas de distribuição com impacto sistêmico no período 2011 a 2013, que

contempla obras que necessitam de autorização específica da ANEEL considerando a Resolução Normativa

ANEEL (REN) nº 158/2005. Os reforços propostos neste item estão organizados por concessionária de

transmissão e relacionados às distribuidoras envolvidas e, no caso de sistemas de distribuição com impacto

sistêmico, com as distribuidoras responsáveis.

Para cada obra proposta, é indicada a data de necessidade, ou seja, a data a partir da qual os critérios

adotados no estudo deixam de ser atendidos. Observa-se que o estabelecimento da data contratual para

entrada em operação resultará da interação entre o MME, a ANEEL, a transmissora responsável e a(s)

distribuidora(s) envolvida(s). A data real de entrada em operação, por sua vez, será determinada pelo

processo de execução das obras, a cargo da transmissora responsável.

(14)

14 4.1 - Ampliações e/ou reforços em instalações futuras - Novas Instalações

Tabela 4: Ampliações e/ou Reforços a serem implantados mediante autorização específica

LINHA DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO

DISTRIBUIDORAS

ENVOLVIDAS UF REFORÇO PROPOSTO

DATA DE NECESSIDADE /

OBSERVAÇÃO

SE PARAGUAÇU PAULISTA II REDE DE USO

COMPARTILHADO - SÃO PAULO

SP

Construção de dois trechos de LT 88 kV, CD, 336 MCM, 75ºC, 0,5 km até o seccionamento da LT 88 kV Assis – Quatá / Presidente Prudente e instalação de 04 ELs de 88 kV correspondentes. (1) SE MIRANTE (NOVA) REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Construção de subestação de seccionamento, em ponto de cruzamento das LT 138 kV, CD, Presidente Prudente – Rosana e Taquaruçu – Dracena, instalação de 08 EL de 138 kV e compensação capacitiva 1x30 Mvar com módulo 138 kV associado . (1) (2) LT TUPÃ – GETULINA REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Construção de trecho de LT 138 kV, CD, 336 MCM, 75ºC, 82,5 km, a ser engatado na LT 138 kV Flórida Paulista – Tupã, CD, existente

(1) (2)

SE NOBRES CEMAT MT 1 EL de 138 kV (1)

(1) Obra deverá ser implantada no prazo mais curto possível.

(2) Indicada no Relatório RT-DEE-RE-068-2011-V2 - Reavaliação do Sistema 138 kV da Região de Presidente Prudente – Período 2011 – 2019. A SE Mirante possibilitará a interligação das LTs Taquaruçu – Dracena e Rosana – Presidente Prudente formando um anel no sistema de Presidente Prudente – Flórida Paulista – Dracena – Mirante, aumentando a confiabilidade e melhorando a distribuição de fluxos no sistema.

(15)

15 4.2 - Regiões Sudeste / Centro–Oeste

4.2.1 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da CTEEP

Tabela 5: Ampliações e/ou Reforços em Instalações de Propriedade da CTEEP

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO LT 88 kV PRESIDENTE PRUDENTE – QUATÁ REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP

Instalação de compensação capacitiva de 30 Mvar entre as SE Santa Lina e Quatá e módulo de conexão associado. (1) LT 138 kV IBITINGA - CATANDUVA REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Adequação da conexão da SE Borborema, de tape duplo para seccionamento de um circuito da LT 138 kV Ibitinga-Catanduva, com construção de trecho de LT 138 kV, 336 MCM, CD, 2x4 km e implantação de 2 EL na SE Borborema 138 kV. (1) (2)

SE SÃO SEBASTIÃO BANDEIRANTE /

ELEKTRO SP

Substituição dos dois transformadores 138/13,8 kV – 18,75 MVA por dois de 33 MVA, sendo um novo e o outro o TR-6, atualmente disponibilizado - em caráter provisório e sem receita - pela CTEEP na SE e que utilizará o módulo de conexão existente:

- Instalação de 1 módulo de interligação de barras em 13,8 kV;

ABR/2012

SE FLÓRIDA PAULISTA ELEKTRO SP

Substituição do TR-1 138/13,8 kV – 5 MVA pelo de 15/20 MVA disponibilizado da SE Vicente de Carvalho, e instalação de módulo de conexão. DEZ/2012 SE GETULINA REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP

Instalação de compensação capacitiva 1x50 Mvar e módulo 138 kV associado. Vinculada à implantação da SE Mirante 138 kV e interligação das SE Tupã e Getulina pela

rede de 138 kV. (3) SE TAUBATÉ REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP

Instalação de compensação capacitiva 2x50 Mvar e módulos 138 kV associados. ABR/2013 (4) LT 138 kV TAQUARUÇU - DRACENA REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Recondutoramento do trecho CD de 34,3 km entre essa SE e o ponto de seccionamento para implantação da

SE Mirante, para 636 MCM, 75/90ºC. Vinculada à implantação da SE

Mirante 138 kV e interligação das SE Tupã e Getulina pela

rede de 138 kV. (5) (6) Substituição de 2 bobinas de bloqueio

e alteração da relação de 6 TCs dos bays 138 kV para Dracena C-1 e C-2 para a capacidade mínima de 1011 A. Recapacitação do trecho CD de 42,9 km entre o ponto de seccionamento para implantação da SE Mirante e a derivação Presidente Venceslau (Rede Energia), para 75/90ºC.

(16)

16

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO LT 138 kV FLÓRIDA PAULISTA - TUPÃ REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Recapacitação do trecho CD de 28 km entre a SE Flórida Paulista e a derivação Osvaldo Cruz (Rede Energia), para 75/90ºC.

Vinculada à implantação da SE

Mirante 138 kV e interligação das SE Tupã e Getulina pela

rede de 138 kV (5) (6) (7) Substituição de 3 transformadores

de corrente do bay para:

Tupã C1, devido à obra de recapacitação da LT 138 kV Flórida Paulista – Tupã e da contrução de LT até a SE Getulina (CTEEP) a partir de Tupã.

Instalação de 2 bobinas de bloqueio: vão Tupã C-1 (Getulina)

vão Tupã C-2 (Getulina), para comunicação entre as SE’s Flórida Paulista e Getulina após a conexão através de LT 138 kV entre Tupã e Getulina (CTEEP) LT 138 kV VALPARAÍSO – FLÓRIDA PAULISTA REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Recapacitação CD, 336,4 MCM, 54 km para 75/90ºC. ABR/2012 (6) Substituição na SE Valparaíso de 2

bobinas de bloqueio e adequação dos cabos e conexões dos bays 138 kV para Flórida Paulista C-1 e C-2 para a capacidade mínima de 680 A. Substituição na SE Flórida Paulista de 6 TCs dos bays 138 kV para Valparaíso C-1 e C-2 devido a saturação por curto-circuito e fator limitante após a recapacitação da LT. Necessário também substituir 2 bobinas de bloqueio destes bays para a capacidade mínima de 680 A.

LT 138 kV MOGI GUAÇU I – MOGI MIRIM II REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Recapacitação CD, 336,4 MCM, 5,3 km, para 75/90ºC. ABR/2013 (6) Adequação na SE Mogi Mirim III dos

cabos e conexões dos bays 138 kV para Mogi Guaçu I C-1 e C-2 para a capacidade mínima de 680 A. Substituição na SE Mogi Guaçu I de 3 chaves seccionadoras do bay 138 kV para Mogi Mirim II C-2 e adequação dos cabos e conexões dos bays 138 kV para Mogi Mirim II C-1 e C-2 para a capacidade mínima de 680 A. LT 138 kV MOGI MIRIM II - BRAGANÇA PAULISTA REDE DE USO COMPARTILHADO - SÃO PAULO SP Recapacitação do trecho CD de 43,3 km entre a SE Mogi Mirim II e a derivação Amparo (CPFL), para 75/90ºC.

(17)

17

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

LT 88 kV JAGUARI – SÃO JOSÉ DOS CAMPOS

REDE DE USO COMPARTILHADO

– SÃO PAULO

SP

Troca da conexão de um dos circuitos de 88 kV entre a SE São José dos Campos e o seccionamento da LT 88 kV Jaguari – Paraibuna para formar o segundo circuito da LT 88 kV Jaguari – São José dos Campos. Vinculada às obras de reconfiguração das redes de 138 kV e 88 kV do Litoral Norte de SP, autorizadas pela ReA 1889/2009 e previstas para o 4º. trimestre de 2012 (8) SE SANTA BÁRBARA REDE DE USO COMPARTILHADO – SÃO PAULO SP Instalação de compensação capacitiva 2x50 Mvar e um módulo 138 kV associado.

Vinculada à implantação do CE

+-300MVAr. (9)

(1) Obra deverá ser implantada no prazo mais curto possível. (2) Obras necessárias para integração da UTE São José da Estiva. (3) Indicada no Relatório EPE-DEE-RE-079/2009-r0.

(4) Indicadas nos Relatórios EPE-DEE-RE-068/2008-r0 (01BC 50 Mvar) e EPE-DEE-RE-126/2008-r0 (01BC 50 Mvar).

(5) Indicada no Relatório RT-DEE-RE-068-2011-V2 - Reavaliação do Sistema 138 kV da Região de Presidente Prudente – Período 2011 – 2019. (6) Reforço do tipo V relacionado a reforço do tipo III, conforme classificação dada pela Resolução Aneel no. 443/2011.

(7) Reforço do tipo IV relacionado a reforço do tipo III, conforme classificação dada pela Resolução Aneel no. 443/2011.

(8) A troca da conexão de um dos circuitos de 88 kV entre a SE São José dos Campos e o seccionamento da LT 88 kV Jaguari – Paraibuna para formar o segundo circuito da LT 88 kV Jaguari – São José dos Campos, todas no estado de São Paulo, foi, equivocadamente relacionada no PAR DIT 2011-2013 entre as obras autorizadas pela ReA 1.889/2009. No presente ciclo, a recomendação desta obra foi movida para o item ampliações e reforços em instalações de propriedade da CTEEP a serem implantados pela transmissora mediante autorização específica, com entendimento de sua classificação conforme a ReN 443/2011 como Reforço do Tipo IV.

(9) O montante de 150 Mvar originalmente indicado no relatório EPE-DEE-040/2011 foi revisto em função de informação atualizada sobre o plano de obras da CPFL (carta no. 012/OE/OEP/CPFL de 14 de março de 2012), que prevê a implantação de bancos de capacitores em três subestações na região de Santa Bárbara d´Oeste e Piracicaba, no total de 100 Mvar, até dezembro de 2012.

4.2.2 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da ELETROBRAS FURNAS

Tabela 6: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Eletrobras Furnas

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

LT 138 KV SANTA CRUZ – ZIN – ARI FRANCO

(trecho entre as torres 15A e 82)

LT 138 KV SANTA CRUZ – ZIN – COSMOS (trecho entre as torres

15A e 82)

LIGHT RJ

Reconstrução de LT CD com 24,2 km, 2x636 MCM.

(obra associada à entrada da SE Zona Oeste 500/138 kV a ser licitada).

DEZ/2013

SE ZONA OESTE (NOVO SETOR

138 kV) LIGHT RJ

04 conexões em 02 linhas de circuito duplo com 3 km cada, cabo 2x636 MCM, no futuro setor de 138 kV da SE Zona Oeste, com o tronco de 138 kV Santa Cruz – Jacarepaguá de Furnas (DIT) .

(18)

18 4.2.3 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da ELETROBRAS ELETRONORTE

Tabela 7: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Eletrobras Eletronorte

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO SE PIMENTA BUENO ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RONDÔNIA

RO Adequação das conexões em 138 kV

dos dois transformadores 230/138kV. DEZ/2013

SE ARIQUEMES

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO

RONDÔNIA

RO Adequação das conexões em 69 kV

dos dois transformadores 230/69 kV. DEZ/2013

4.2.4 – Ampliações e Reforços

em Instalações de propriedade da CTEEP identificadas na Força

Tarefa GT Copa do Mundo

Tabela 8: Ampliações e/ou Reforços em Instalações de Propriedade da CTEEP identificadas na Força Tarefa GT Copa do Mundo

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE BANDEIRANTES ELETROPAULO SP

Ampliação dos registradores de perturbação 345 KV (RDP aprovado no PMIS 2005).

DEZ/2013

SE BANDEIRANTES ELETROPAULO SP Instalação de 48 para-raios nas

saídas das linhas (88 kV). DEZ/2013

SE MILTON FORNASARO ELETROPAULO SP

Instalação de 2(dois) disjuntores em substituição a chaves seccionadoras de barra 88 kV (Blindada isolada a SF6) e instalação de 2 TRs de Aterramento.

DEZ/2013

SE LESTE ELETROPAULO SP Instalação de 24 para-raios nas

SE NORDESTE ELETROPAULO SP Instalação de 30 para-raios nas

SE NORDESTE ELETROPAULO SP

Instalação do segundo bay de secundário de banco de Transformador (TR-2).

DEZ/2013

SE NORTE ELETROPAULO SP Instalação de 36 para-raios nas

saídas das Linhas (88 kV). DEZ/2013

SE SUL ELETROPAULO SP Instalação de 48 para-raios nas

SE CENTRO ELETROPAULO SP Instalação de 12 para-raios nas

SE CENTRO ELETROPAULO SP

Instalação de secionadores de by-pass de 230 (Projeto Confiabilidade) (bays das LT 230kV).

(19)

19

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE EDGARD SOUZA ELETROPAULO SP Instalação de 24 para-raios nas

saídas das linhas (88 kV).

DEZ/2013

SE PIRATININGA ELETROPAULO SP Instalação de 21 para-raios nas

saídas das linhas (88 kV).

DEZ/2013

SE PIRATININGA II ELETROPAULO SP Instalação de 02 transformadores

de aterramento 88 kV.

DEZ/2013

4.2.5 - Ampliações e Reforços nos Sistemas de Distribuição com Impacto Sistêmico – Regiões

Sudeste/Centro-Oeste

Tabela 9: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de São Paulo

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO LT 138 kV BOM JARDIM – ITATIBA CPFL PIRATININGA SP Construção de LT 138 kV interligando as SE Bom Jardim e Itatiba (futura) em três etapas: construção de um trecho de 7,0 km, CD, 2x636 MCM entre B. Jardim e Derivação Louveira; conversão de um trecho de 10 km, CD, 1x636 MCM, entre Derivação Louveira e Derivação Vinhedo e construção de um trecho de 12 km, CD, 1x795 MCM, entre Derivação Vinhedo e Itatiba. Vinculada à SE Itatiba 500/138 kV, de responsabilidade da TRANSENERGIA com previsão para abril de 2012

LT 138 kV ANHANGUERA –

CASA VERDE ELETROPAULO SP

Construção da LT 88 kV Anhanguera – Casa Verde C1 e C2 (isolada para 138 kV) com 8 km de comprimento, a qual possibilitará o remanejamento de cargas atualmente alimentadas pela SE Pirituba 230/88 kV para a SE Anhanguera (Etapa 2). Vinculada à entrada em operação do 3º banco TR 345/138-88 kV da SE Anhanguera, autorizado à CTEEP, em operação desde dezembro de 2011.

SE BORBOREMA CNE – GRUPO

REDE SP

Construção de barramento e adequação para barra dupla 4 chaves. (1) LT138 kV PIRACICABA (CPFL) – BOTUCATU CPFL SP Reconstrução de trecho de aproximadamente 5,0 km, circuito simples, 336,4 MCM, para circuito duplo 795 MCM, 75/90ºC. As atuais LT 138 kV Piracicaba (CPFL) – Araraquara e LT 138 kV Piracicaba (CPFL) – Botucatu serão desconectadas da SE Piracicaba (CPFL) para conexão na futura SE Piracicaba 440/138 kV. Vinculada à implantação da SE Piracicaba 440/138 kV, recomendada no PAR 2012-2014 (2)

(20)

20

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

LT138 kV PIRACICABA (NOVA) –

SANTA BÁRBARA / SALTINHO CPFL SP

Construção de trecho de 5,3 km, circuito duplo, 336,4 MCM, 75/90ºC. A atual LT 138 kV Piracicaba (CPFL) – Santa Bárbara / Saltinho será desconectada da SE Piracicaba (CPFL) para conexão na futura SE Piracicaba 440/138 kV. Vinculada à implantação da SE Piracicaba 440/138 kV, recomendada no PAR 2012-2014 (2) LT138 kV PIRACICABA (NOVA) – SANTA BÁRBARA CPFL SP Construção de trecho de aproximadamente 5,0 km, circuito duplo, 336,4 MCM, 75/90ºC. A atual LT 138 kV Piracicaba (CPFL) – Santa Bárbara C1, C2 será desconectada da SE Piracicaba (CPFL) para conexão na futura SE Piracicaba 440/138 kV. Vinculada à implantação da SE Piracicaba 440/138 kV, recomendada no PAR 2012-2014 (2) LT138 kV PIRACICABA (NOVA) – ARCELOR MITTAL CPFL SP Construção de trecho de 5,2 km, circuito duplo, 795 MCM, 75/90ºC. Atualmente o cliente está conectado na SE Piracicaba (CPFL) e terá sua conexão transferida para a futura SE Piracicaba 440/138 kV. Vinculada à implantação da SE Piracicaba 440/138 kV, recomendada no PAR 2012-2014 (2)

SE BANDEIRANTES ELETROPAULO SP Reconstrução de 4 km da LT 88 kV

Sul – Bandeirantes C3/C4.

MAIO/2014 (3)

(2) Indicada no relatório EPE-DEE-RE-002/2010-r0 Estudo da região de Piracicaba.

(3) Obra indicada na FT3 – Copa do Mundo, encaminhada ao Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico – MME, através da carta ONS nº 1274/100/2011, de 01 de dezembro de 2011.

Tabela 10: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Minas Gerais

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO LD 138 KV PIRAPORA 2 – VÁRZEA DA PALMA 1 CEMIG-D MG Construção de 37 km de circuito simples, cabo 336 MCM. (1) (2) LD 138 KV PIRAPORA 2 – PIRAPORA 1 CEMIG-D MG Recapacitação de 13 km de linha circuito simples, 1x336 MCM para 125 MVA.

(1) (2)

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA REGIÃO METROPOLITANA DA ÁREA MINAS GERAIS

CEMIG-D MG

Compensação reativa capacitiva - 127 Mvar previstos para 2012 e 177 Mvar para o ano de 2013

(1) (3)

(1) Obra proposta no relatório R1 EPE-DEE-RE-137/2008-r0 e ratificada por meio de carta PE/PL 10.659/2010 encaminhada ao ONS pela CEMIG-D em 20/07/2010.

(2) Obras associadas à LT 345 kV Pirapora 2 – Montes Claros 2. (3) Obra deverá ser implantada no prazo mais curto possível.

(21)

21

Tabela 11: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Rio de Janeiro

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO LT 138 KV JACAREPAGUÁ – ARI

FRANCO

(trecho entre Jacarepaguá e a torre 82)

LT 138 KV JACAREPAGUÁ – COSMOS

(trecho entre Jacarepaguá e a torre 82)

LIGHT RJ

Reconstrução de LT 20 km (2x1113

MCM). DEZ/2012

SE JABOATÃO LIGHT RJ Banco de capacitores 2x21,6 MVAr

138 kV. (1) (2)

SE ZIN (RAMAL AÉREO) LIGHT RJ

Recondutoramento do ramal ZIN até a torre 17, com 1,82 km, da LT 1 Stª Cruz – ZIN-Jacarepaguá.

DEZ/2013

SECCIONAMENTO DA LT 63 – TRECHO ENTRE SES NILO PEÇANHA E CARMARI

LIGHT RJ Reconstrução para cabo bitola 1113 MCM, 138 kV.

DEZ/2013 (3)

SECCIONAMENTO DA LT 64 – TRECHO ENTRE SES SANTA CLARA E GUADALUPE

LIGHT RJ Reconstrução para cabo bitola 1113 _{MCM, 138 kV.} DEZ/2013 (3)

SECCIONAMENTO DA LI CCD EBO 4 – TRECHO ENTRE SES

ELETROBOLT E ROCHA FREIRE

LIGHT RJ Reconstrução para cabo bitola 1113 MCM, 138 kV.

DEZ/2013 (3)

SECCIONAMENTO DA LI CCD EBO 3 – TRECHO ENTRE TAPE DERIVAÇÃO GUANDU E A SE COMENDADOR SOARES

SECCIONAMENTO DA LI CCD EBO 2 – TRECHO ENTRE SES

ELETROBOLT E NOVA IGUAÇU (LIGHT)

SECCIONAMENTO DA LI CCD EBO 1 – TRECHO ENTRE TAPE DERIVAÇÃO GUANDU E A SE BERNARDINO MELO

RECONSTRUÇÃO DAS LTS 63 E 64 COM APROXIMADAMENTE 6,70 KM DE EXTENSÃO CADA, BITOLA 1113 MCM PARA COMPOSIÇÃO DAS LIS 138 KV ENTRE O TERMINAL NOVA IGUAÇU E A SE CASCADURA;

RECONSTRUÇÃO DAS LIS CCD EBO 3 E 4 COM

APROXIMADAMENTE 14,5 KM DE EXTENSÃO CADA, BITOLA 1113 MCM PARA COMPOSIÇÃO DAS LIS 138 KV ENTRE O TERMINAL NOVA IGUAÇU E A SE

CASCADURA.

(22)

22

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO RECONSTRUÇÃO DAS LIS CCD

EBO 1 E 2 COM

APROXIMADAMENTE 14,6 KM DE EXTENSÃO CADA, BITOLA 1113 MCM PARA COMPOSIÇÃO DAS LIS 138 KV ENTRE O TERMINAL NOVA IGUAÇU E A SE CASCADURA.

RECONDUTORAMENTO LIS CCD SJS 1 E 2 – TRECHO DE 9,8 KM ENTRE DERIVAÇÃO SE MERITI E A SE CASCADURA – CABO 1113 MCM

RECONFIGURAÇÃO DO BARRAMENTO 138 KV DA SE CASCADURA – PARTIÇÃO DO SISTEMA DA LIGHT EM DOIS SUBSISTEMAS: GRAJAÚ – JACAREPAGUÁ E NOVA IGUAÇU – SÃO JOSÉ

(2) O banco de capacitores indicado para a SE Jaboatão (Light) tem efeito sistêmico, porque proporciona o remanejamento das cargas das SEs Lameirão e Jaboatão para o ramal 138 kV Eletrobolt – Cascadura da Light, mantendo a confiabilidade do atendimento. Este remanejamento proposto neste PAR-DIT acarreta a redução em cerca de 5% no carregamento da transformação 345/138 kV da SE Jacarepaguá, atualmente operando no limite de capacidade e sujeita a sobrecargas em situações de contingência mesmo após a entrada em operação do 5º banco de transformadores.

(3) Obras relacionadas a SE Nova Iguaçu.

Tabela 12: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Goiás e Distrito Federal

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO LD SANTA MARIA - BRASÍLIA

CENTRO (TRECHO SANTA MARIA - MANGUEIRAL)

CEB DF

LD 138 kV com 38 km de extensão, aérea, 1º circuito, estrutura de concreto.

(1)

LD SUDOESTE – ESTADIO

NACIONAL AUTARQUIAS CEB DF LD 138 kV. (1)

SE RIACHO FUNDO CEB DF

SE com 2 transformadores 138/13,8 kV - 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 e 13,8 kV, 2 entradas de linha de 138 kV, 16 alimentadores, 1 cubículo para serviço auxiliar, 2 cubículos para bancos de capacitores, 1 cubículo de interligação e 2 bancos de capacitores de 6,0 Mvar.

(1)

LD SAMAMBAIA - BRASÍLIA NORTE - TRECHO 1 (TRECHO SAMAMBAIA - RIACHO FUNDO)

CEB DF

LD 138 kV com 23 km de extensão, circuito duplo aéreo, estrutura de concreto, cabo 795 MCM.

(23)

23

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE GAMA CEB DF

Retrofit para 138 kV (segunda etapa): Instalação do segundo transformador de 138/13,8 kV - 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 e 13,8 kV, 1 entrada de linha de 138 kV, 4 alimentadores, 1 cubículo para serviço auxiliar, 1 cubículo para banco de capacitores e 2 bancos de 6,0 Mvar. Retirada do banco de capacitores de 7,2 Mvar.

(1)

LD SAMAMBAIA - SAMAMBAIA

OESTE CEB DF

LD 138 kV com 6,0 km de extensão, circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 795 MCM. Constitui a primeira etapa da LD Samambaia x Ceilândia Norte.

(1)

SE SAMAMBAIA OESTE CEB DF

SE com 1 transformador 138/13,8 kV - 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 e 13,8 kV, 2 entradas de linha de 138 kV, 16 alimentadores, 1 cubículo para serviço auxiliar, 2 cubículos para bancos de capacitores, 1 cubículo de interligação e 2 bancos de capacitores de 6,0 Mvar.

LD RIACHO FUNDO - SETOR

HÍPICO - EMBAIXADAS SUL CEB DF

LD 138 kV com 13 km de extensão,

subterrânea, com cabo 630Al. (1)

LD SAMAMBAIA - BRASÍLIA NORTE - TRECHO 2: TRECHO RIACHO FUNDO –

RODOFERROVIÁRIA (SUDOESTE)

CEB DF

LD 138 kV com 13 km de extensão, circuito simples, aéreo, estrutura de concreto, cabo 795 MCM. (1) LD SAMAMBAIA OESTE - ESTRUTURA DE CEILÂNDIA NORTE CEB DF LD 138 kV com 16,5 km de extensão, circuito duplo, estrutura de concreto,

cabo 795 MCM. _MAI/2012

AMPLIAÇÃO DO SETOR DE 138

KV DA SE CEILÂNDIA NORTE CEB DF

Construção de 6 vãos de linha e 3 vãos de transformadores.

SE SETOR HÍPICO CEB DF

SE com 2 transformadores 138/13,8 kV - 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 e 13,8 kV, 4 entradas de linha de 138 kV, 16 alimentadores, 1 cubículo para serviço auxiliar, 1 cubículo para bancos de capacitores, 1 cubículo de interligação e 2 bancos de capacitores. A SE será alimentada por seccionamento da LD Riacho Fundo x Embaixadas Sul.

(24)

24

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO LD 138 KV RIACHO FUNDO – SUDOESTE CEB DF Construção da LT 138 kV Riacho Fundo – Sudoeste (13 km) (2o trecho da LT 138 kV Samambaia – Brasília Norte). (1)

TAGUATINGA NORTE CEB DF

Implantação da SE com 2 transformadores 138/13,8 kV - 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 e 13,8 kV, 2 entradas de linha de 138 kV, 16 alimentadores, 1 cubículo para serviço auxiliar, 2 cubículos para bancos de capacitores, 1 cubículo de interligação e 2 bancos de capacitores de 6,0 Mvar. A SE será atendida por derivação da LD Ceilândia Norte x Taguatinga. DEZ/2012 LT 138 KV ATLÂNTICO – CAMPINAS CELG-D GO Seccionamento da LT 138 kV Atlântico – Campinas na SE Carajás 230/138 kV. (1) LT 138 KV EMBORCAÇÃO – CATALÃO C2 CELG-D GO Construção do 2º circuito da LT LT 138 kV Emborcação – Catalão, de 45,67 km. (1)

SE SERRA DE CALDAS CELG-D GO Construção da nova SE Serra de

Caldas 138/69 kV – 50 MVA. JAN/2013

LT 138 KV CORUMBÁ – SERRA

DE CALDAS C1 E C2 CELG-D GO

LT 138 kV Corumbá – Serra de Caldas

C1 e C2 JAN/2013

LD RIO VERMEHO - CRISTALINA CELG-D GO LD 138 kV Rio Vermelho – Cristalina C2.

Vinculada ao novo setor de

138 kV da SE Luziânia

Tabela 13: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Mato Grosso

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

LD JUÍNA RB – JUÍNA CEMAT

138 kV CEMAT MT

LD 138 kV com 20 km de extensão, aérea, circuito simples, cabo 556 MCM.

(1)

LD NOBRES RB – NOBRES

CEMAT 138 kV CEMAT MT

LD 138 kV com 5 km de extensão,

aérea, 1º circuito, cabo 556 MCM. (2)

LD VÁRZEA GRANDE RB – VÁRZEA GRANDE CEMAT 138 kV

CEMAT MT LD 138 kV com 8 km de extensão, aérea, 1º circuito, cabo 477 MCM.

MAR/2012 (3)

(1) Obra necessária no menor prazo possível, pois o TR de Juína já está em operando em vazio.

(2) A data de necessidade deve ser compatível com o novo pátio de 138 kV de SE Nobres com 2 transformadores trifásicos 230/138 kV de 100 MVA. O atraso dessa obra da distribuidora implicará na operação do TR Nobres em vazio.

(3) A data de necessidade deve ser compatível com a nova 230/ 138 kV de SE Várzea Grande. O atraso dessa obra da distribuidora implicará na operação do TR Várzea Grande em vazio.

(25)

25

Tabela 14: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Acre/Rondônia

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

LD PIMENTA BUENO – CACOAL 138 kV

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO

RONDÔNIA

RO LD 138 kV com 40 km de extensão,

aérea, 1º circuito, cabo 336,4 CAA. (1)

SE PIMENTA BUENO ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RONDÔNIA RO Adequação do barramento de 138 kV. DEZ/2013 (2) (3) SE ARIQUEMES ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RONDÔNIA

RO Adequação dos barramentos de 69 kV.

DEZ/2013 (2) (4)

(1) Obra necessária no menor prazo possível, pois o TR de Juína já está em operando em vazio.

(2) A passagem do sistema Acre-Rondônia de sistema isolado para interligado ao SIN implica a adequação desse sistema aos Procedimentos de Rede do ONS em quase todas as instalações existentes. Esse fato acarreta em espaço de tempo necessário (como em outras áreas do sistema interligado) para a execução das obras apontadas neste documento em prazo exequível.

(3) Falta construir a barra de transferência e a interligação de barras em 138 kV. (4) Falta construir a barra de transferência e a interligação de barras em 69 kV.

(26)

26 4.3 - Região Sul

4.3.1 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da CEEE-GT

Tabela 15: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da CEEE – GT

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE SÃO VICENTE AES SUL RS

Substituição do TR 69/23 kV – 10 MVA por um TR 69/23 kV – 25 MVA com LTC, 1 CT 69 kV.

(1) Novo setor de 23 kV com

barramento arranjo BPT com 5 EL, 1 IB, 1 CT 23 kV e setor de serviços auxiliares. O atual pátio de 23 kV deverá ser desativado.

SE PELOTAS 3 CEEE-D RS 2º TR 138/13,8 kV - 25 MVA e conexões, 1 IB e 1 DJ (interligação de semibarras). NOV/2012 (2)

SE BAGÉ 2 CEEE–D RS 1 Banco de capacitores de 3,6 Mvar

– 13,8 kV e conexão. (1) (3)

SE NOVA PRATA 2 RGE RS

Instalação de disjuntor interligador das barras principal e transferência de 23kV.

(1) (4)

SE GUARITA RGE RS 3 EL (remanejo do pátio atual). (1) (5)

(2) Obra recomendada no estudo EPE-DEE-RE 70-2010-r1, de atendimento ao Rio Grande de Sul.

(3) A CEEE-GT informou que não há restrição física para implantação desse reforço no entato a viabilidade está vinculada a ações de responsabilidade da distribuidora CEEE-D

(4) Este reforço possibilitará manter o atendimento às cargas quando de manutenção ou defeito em disjuntor de alimentador, reduzindo indisponibilidades e dando maior confiabilidade no atendimento da distribuidora conectada.

(5) Complementação à Resolução Autorizativa nº 3159, de 18.10.2011.

4.3.2 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL

Tabela 16: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da ELETROBRAS ELETROSUL

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO SE ALEGRETE AES SUL ELETROSUL RS Implantação de um transformador 69/13,8 kV – 17 MVA, adequação da infraestrutura da SE, substituição dos cubículos de 13,8 kV existentes e instalação de 2 ELs de 13,8 kV.

JAN/2013 (1)

(1) A ELETROSUL informou o prazo de 24 meses para implantação deste reforço, a partir da autorização pela ANEEL, conforme carta CE-DO-0046/2012, de 07/02/2013 Descrição detalhada do reforço na nota técnica anexa à carta citada..

(27)

27 4.3.3 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade RS ENERGIA

Tabela 17: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da RS Energia

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE CAXIAS 6 (NOVA) RGE RS 1 EL 69 kV para distribuição. OUT/2012

(1) Ampliação do módulo geral.

(1) Reforço associada à implantação da SE Caxias 6 230/69 kV – 2 x 165 MVA.. A RGE solicitou 3 EL 69 kV na nova SE Caxias 6, mas no edital do Leilão de Transmissão nº 001/2010 foram incluídas apenas duas EL 69 kV. A ANEEL orientou em ofício nº 385/2010-SCT/ANEEL, de 19/05/2010, que a terceira EL deverá ser autorizada como reforço à transmissora vencedora do leilão, que neste caso foi a RS ENERGIA, conforme Contrato de Concessão 011/2010.

4.3.4 - Ampliações e Reforços nos Sistemas de Distribuição com Impacto Sistêmico – Região Sul

Tabela 18: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Paraná

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE PARANAVAÍ COPEL–D PR 1 EL 138 kV para a UHE Rosana. (1) (2)

1 EL 138 kV para a SE Colorado.

LT 138 kV ROSANA –

PARANAVAÍ COPEL–D PR Implantação da linha, CD, 75 km. (1) (3)

LT 138 kV PARANAVAÍ – COLORADO (TRECHO PARANAVAÍ – UTE SANTA TEREZINHA PARANACITY)

COPEL–D PR Implantação da linha, CS, 52 km. (1) (4)

(2) Conexão do trecho Paranavaí – UTE Santa Terezinha Paranacity da LT 138 kV Paranavaí – Colorado.

(3) 1 EL 138 kV na SE Rosana autorizada à CTEEP pela REA ANEEL nº 2376/2010, prevista para dezembro de 2011.

(4) Devido à conexão da UTE Santa Terezinha Paranacity, a implantação desta linha de 138 kV terá duas etapas. O primeiro trecho refere-se à LT 138 kV Colorado – UTE Santa Terezinha Paranacity e já está em operação. O segundo trecho refere-se à construção da LT 138 kV Paranavaí – UTE Santa Terezinha Paranacity, prevista para junho de 2012 (data atualizada pela COPEL-D).

Tabela 19: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição de Santa Catarina

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE XANXERÊ CELESC SC

Complementação das conexões de 138 kV dos TRs TF3 e TF4 230/138 kV.

AGO/2012 (1)

(1) Obra associada à adequação dos módulos de conexão em 230 kV da SE Xanxerê, autorizada pela REA n° 1535/2008 e já concluída pela ELETROBRAS ELETROSUL, faltando implantar o reforço de responsabilidade da distribuidora (data atualizada pela CELESC).

Tabela 20: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Mato Grosso do Sul

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE CORUMBÁ

(NOVA) ENERSUL MS

2 reatores de linha de 5 Mar, um para o terminal de Corumbá da LT 138 kV Corumbá - Aquidauana e um para o terminal de Corumbá da LT 138 kV Corumbá - Miranda.

ABR/2013 (1)

(1) Data vinculada à entrada em operação da SE Corumbá 230/138 kV, de concessão da Linha de Transmissão Corumbá Ltda, que seccionará os dois circuitos da LT 138 kV Aquidauna – Corumbá, de propriedade da Enersul.

(28)

28 4.4 - Regiões Norte / Nordeste

4.4.1 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da CHESF

Tabela 21: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Chesf

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE BANABUIÚ 69 KV COELCE CE

Substituição dos condutores dos circuitos Banabuiú/Senador Pompeu (02J1 e 02J2) tipo CAA 1/0 AWG por outro tipo CAA 636 MCM.

(1)

SE BELA VISTA ENERGISA

BORBOREMA PB

Instalação de um religador de transferência 13,8 kV associado ao barramento 01BP-2.

(1)

SE SANTANA DO MATOS II COSERN RN

1 TR 138/13,8/69 kV – 50 MVA em substituição ao AT 138/13,8/69 kV - 15/5/10 MVA existente na subestação.

(1)

SE SANTANA DO MATOS II COSERN RN/

PB 2° TR 138/13,8/69 kV – 50 MVA e conexões. (1) 1 CT 138 kV, 1 CT 69 kV e 1 CT 13,8 kV para o 1°TR 138/13,8/69 kV – 50 MVA.

1 TT 20 ohms/fase, 1 MIG, 1 MIM, 1 IB 138 kV e 1 IB 69 kV. 2 ELs 69 kV e 1 EL 13,8 kV para complementação de conexão de LTs da CONSERN. Transferência do 1º TR 138/13,8/69 kV do pátio existente que será desativado para o novo pátio da SE Santana do Matos II.

LT 138 KV AÇU II – SANTANA

DO MATOS II - C2 COSERN RN

LT com 50 km de extensão, circuito simples, cabo condutor 1x336 MCM/fase, e conexões.

MAR/2012

LT 138 KV AÇU II – SANTANA

DO MATOS II - C1 COSERN RN

1 EL 138 kV para conexão na SE

Santana do Matos II. MAR/2012

SE SANTA CRUZ II COSERN / ENERGISA PARAÍBA RN 2° e 3° TRs 138/69/13,8 kV – 50 MVA e conexões. (1) (2) 1 CT 138 kV e 1 CT 69 kV para o TR 138/69 kV – 3x15 MVA existente. 1 TT 20 ohms/fase, 1 MIG, 1 MIM, 1 IB 138 kV e 1 IB 69 kV.

2 ELs 69 kV e 1 EL 13,8 kV para complementação de conexão de LTs da COSERN.

2 ELs 138 kV para conexão às LTs Paraíso – Santa Cruz II C1 e Campina Grande II – Santa Cruz II C1.

Transferência do TR 138/69 kV do pátio existente que será desativado para o novo pátio da SE Santa Cruz II.

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

(29)

29 4.4.2 - Ampliações e Reforços em Instalações de Propriedade da Eletrobras Eletronorte

Tabela 22: Ampliações e/ou reforços em instalações de propriedade da Eletrobras Eletronorte

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE PERITORÓ 69 KV CEMAR MA

Instalação de um reator limitador de curto-circuito de 0,38 ohms a ser instalado no neutro do terciário do transformador TF06-2 100 MVA - 230-69-13,8 kV.

(1)

(1) Instalação já em operação, sem receita determinada.

4.4.3 - Ampliações e Reforços nos Sistemas de Distribuição com Impacto Sistêmico – Regiões

Norte / Nordeste

Tabela 23: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Pará

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

PORTEL – BREVES CELPA PA

Construção de LT em 138 kV, circuito simples, condutor 477 MCM, com 82 km de extensão entre Portel até Breves.

(1)

PORTEL – BAGRE CELPA PA

Construção de uma LT em 34,5 kV, circuito simples, condutor 4/0 AWG, com 85 km de extensão.

(1) SE BAGRE 34,5/13,8 KV CELPA PA Implantação de SE 34,5 kV com 1 EL em 34,5 kV, 1 TR 34,5/13,8 kV - 3 MVA e 2 ELs em 13,8 kV. (1) SE BREVES CELPA PA Implantação de SE com 1 EL em 138 kV, um reator de linha de 5 Mvar/138 kV, 1 TR 138/13,8 kV - 10/12,5 MVA, 2 ELs em 138 kV, 1 TR 13,8/34,5 kV - 3 MVA e 2 ELs em 34,5 kV. (1)

BREVES – MELGAÇO CELPA PA

Construção da LT em 34,5kV, circuito simples, condutor 4/0 AWG, com cerca de 40 km de extensão.

(1)

SE MELGAÇO CELPA PA

Implantação de subestação com 1 EL em 34,5 kV, 1 TR 34,5/13,8 kV - 3 MVA e 2 ELs em 13,8 kV.

(1)

BREVES – CURRALINHO CELPA PA

Construção da LT em 34,5 kV, circuito simples, condutor 4/0 AWG, com 110 km de extensão.

(1) SE CURRALINHO CELPA PA Implantação de SE com 1 EL em 34,5 kV, 1 TR 34,5/13,8 kV - 3 MVA e 2 ELs em 13,8 kV. (1)

(30)

30

Tabela 24: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Maranhão

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

SE RIACHÃO CEMAR MA

Implantação de novo setor de 69 kV, 1 TR 69/13,8 kV – 12,5 MVA e 2 BCs 0,6 Mvar – 13,8 kV.

DEZ/2014

BALSAS – RIACHÃO CEMAR MA

Construção LT 69 kV, 70 km – associada à integração do setor de 69 kV da SE Riachão.

DEZ/2014

SE SÃO RAIMUNDO

MANGABEIRAS CEMAR MA

Implantação de novo setor de 69 kV, 1 TR 69/13,8 kV – 25 MVA 1 BC 5 Mvar – 69 kV e 2 BCs 2,4 Mvar – 13,8 kV.

DEZ/2014

BALSAS RB – SÃO RAIMUNDO

MANGABEIRAS CEMAR MA

Construção de LT 69 kV, 90 km – associada à integração do setor de 69 kV da SE São Raimundo Mangabeiras.

DEZ/2014

SE BALSAS II (NOVA) CEMAR MA Implantação 1 TR 69/34,5 kV –

12,5 MVA. (1)

BALSAS RB – BALSAS II CEMAR MA

Construção de LT, 43,7 km – associada à integração da SE Balsas II.

(1)

SE BURITIRANA (NOVA) CEMAR MA Implantação de 1 TR 69/34,5 kV –

12,5 MVA 1 BC 1,2 Mvar – 34,5 kV. (1)

BALSAS – SERRA DO PENITENTE CEMAR MA Derivação para SE Buritirana –

construção de LT 69 kV com 0,3 km. (1)

BALSAS RB – SERRA DO

PENITENTE CEMAR MA

Construção de LT 69 kV, com

165,4 km. (1)

SE SERRA DO PENITENTE CEMAR MA

Implantação de 1 BC 0,6 Mvar – 34,5 kV. DEZ/2014 Implantação do 2º TR 69 / 34,5 kV – 6 MVA. DEZ/2014 Implantação de 2 BCs 5 Mvar – 69 kV. DEZ/2014

SE BURITAMA CEMAR MA Implantação do 2º TR 69 / 34,5 kV

– 12,5 MVA. DEZ/2014

SE BALSAS CEMAR MA Implantação de 2 BCs 2,4 Mvar –

13,8 kV. DEZ/2014

SE BALSAS CEMAR MA Implantação do 3º TR 69 / 13,8 kV

– 12,5 MVA. (1)

BALSAS RB – BALSAS CEMAR MA Construção de LT 69 kV, com 2 km. (1)

ENCRUZO – BACABEIRA CEMAR MA

Construção – 45 km – associada à integração do setor de 69 kV da SE Encruzo Novo.

JUL/2014

ENCRUZO NOVO – ENCRUZO CEMAR MA

(31)

31

DISTRIBUIDORAS

OBSERVAÇÃO

ENCRUZO – NOVA OLINDA CEMAR MA

JUL/2012

SE BACABEIRA CEMAR MA Implantação de 1 TR 69/34,5 kV -

12 MVA. JUL/2014

SE MANAUS CEMAR MA

Implantação de 1 TR 69/34,5 kV -

12 MVA e 1 BC de 5 Mvar. JUL/2012 Implantação de 2º TR 69/34,5 kV -

12 MVA. DEZ/2014

SE NOVA OLINDA CEMAR MA

Implantação de 1 TR 69/13,8 kV -

12 MVA. JUL/2012

Implantação de 1 BC de 10 Mvar. DEZ/2014 Implantação de 1 TR 69/13,8 kV -

12 MVA. DEZ/2014

SE GODOFREDO VIANA CEMAR MA Implantação de 1 TR 34,5/13,8 kV -

6 MVA. JUL/2014

SE CARUTAPERA CEMAR MA Implantação de 1 TR 34,5/13,8 kV -

6 MVA. JUL/2012

Tabela 25: Ampliações e/ou reforços de interesse sistêmico na rede de distribuição do Piauí

DISTRIBUIDORAS

DATA DE NECESSIDADE / OBSERVAÇÃO SE RENASCENÇA (NOVA) ELETROBRAS DISTRIBUIDORA PIAUÍ PI Implantação de 2 TRs 69/13,8 kV – 25 MVA. (1)

SE PÓLO INDUSTRIAL (NOVA)

ELETROBRAS DISTRIBUIDORA

PIAUÍ

PI Implantação de 2 TRs 69/13,8 kV –

25 MVA. (1)

BOM JESUS – REDENÇÃO DO GURGUEIA

ELETROBRAS DISTRIBUIDORA

PIAUÍ

PI Construção para cabo 556 MCM –

58,4 km. NOV/2013 URUÇUI – URUÇUÍ II C2 ELETROBRAS DISTRIBUIDORA PIAUÍ PI Construção de LT 34,5 kV com 10 km, cabo 4/0 MCM. MAI/2013 SE URUÇUI ELETROBRAS DISTRIBUIDORA PIAUÍ

PI Implantação de 1 BC de 5 Mvar. MAI/2013

SE ANTÔNIO ALMEIDA (NOVO SETOR 69) ELETROBRAS DISTRIBUIDORA PIAUÍ PI Implantação de 1 TR 69/34,5 kV – 5 MVA. DEZ/2015 BERTOLÍNIA – BUNGE ELETROBRAS DISTRIBUIDORA PIAUÍ PI

Derivação para SE Antônio Almeida –30 km.

Recondutoramento do trecho Uruçuí II – Antônio Almeida em cabo 4/0 CAA.

Setor de 69 kV.