Estudos do Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico

(1)

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 da 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 do Plano

Decenal de

Expansão do

Setor Elétrico

Estudos da Expansão

da Transmissão –

Análise dos Sistemas

Regionais-

Subsistema Sul e

Estado do Mato

Grosso do Sul

Ciclo 2006-2015

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-044/2005

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(3)

Índice

1 Introdução e Objetivo... 6

2 Sistema Interligado Nacional ... 7

2.1 Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil ... 8

2.2 Intercâmbios Regionais ... 9

Interligação Sul-Sudeste... 11

Interligação Norte-Sudeste... 11

Interligação Norte-Nordeste... 12

Interligação Sudeste-Nordeste... 12

Interligação Acre-Rondônia – Sudeste... 12

3 Recomendações... 14

4 Configuração de Referência ... 15

5 Critérios Utilizados ... 16

6 Sistema de Transmissão e Análise de Desempenho... 18

6.1 Região Sul e Estado do Mato Grosso do Sul ... 18

6.1.1 Plano de Geração Regional ... 18

6.1.2 Evolução do Mercado Regional ... 21

6.1.3 Sistema Elétrico... 23

6.1.4 Análise da Rede Básica de Transmissão em 525kV ... 23

6.2 Estado do Rio Grande do Sul ... 36

6.2.1 Evolução do Mercado e da Potência Instalada... 36

6.2.3 Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT’s... 37

6.2.4 Análise de desempenho da Rede Básica ... 38

6.2.5 Análise de desempenho da Rede de Distribuição ... 44

6.2.5.1 Área de atuação da AES Sul ... 44

6.2.5.2 Área de atuação da RGE ... 48

6.2.5.3 Área de atuação da CEEE-D ... 53

6.3 Estado de Santa Catarina... 54

6.3.5 Análise de Desempenho da Rede de Distribuição ... 61

(4)

6.4 Estado do Paraná ... 72

6.5 Estado do Mato Grosso do Sul... 79

6.5.5 Análise de desempenho da Rede de Distribuição ... 83

6.5.5.1 Área de atuação da ENERSUL ... 83

7 Equipe de Trabalho ... 88

8 Anexos... 89

Compensadores existentes... 89

Reatores existentes ... 89

Capacitores “shunt” existentes ... 89

Capacidade Geradora Instalada... 89

Programa de Geração de Referencia – PROINFA ... 89

Cargas Ativas ... 89

Cargas Reativas ... 89

Perdas ... 89

(5)

APRESENTAÇÃO

As atividades relativas ao planejamento da transmissão em caráter regional eram conduzidas pelos Núcleos de Articulação Regional do CCPE (Comitê Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos), com a colaboração das concessionárias de transmissão e de distribuição na sua área de atuação.

Com a criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, instituída nos termos da Lei no

10.847, de 15/03/2004, e do Decreto no_{5.184, de 16/08/2004, os estudos associados ao}

Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica e ao Plano de Expansão da Transmissão (PET), anteriormente conduzidas no âmbito do mencionado CCPE, passaram a se constituir em serviços contratados pelo MME à EPE, em conformidade com o Ofício-Circular no. 095/2005/SPE/MME.

Dentro deste novo contexto, os antigos Núcleos de Articulação Regional (NAR) do CCPE foram substituídos por Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET) de apoio à EPE. Estes grupos, de natureza regional, vêm mantendo a mesma formação dos anteriores no que diz respeito à abrangência das empresas participantes.

Problemas críticos de atendimento às cargas destas regiões, detectados na análise de desempenho do sistema no decênio pelo Plano Decenal serão estudados pelos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET) assim divididos:

Grupo de Estudo de Transmissão Sudeste – GET-SE/CO

Empresas participantes: AMPLA,CDSA, CEB, CELG, CEMAT, CEMIG, CENF, CFLCL, ELETRONORTE, ESCELSA, FURNAS, LIGHT.

Grupo de Estudo de Transmissão São Paulo – GET-SP

Empresas participantes: AES-TIETÊ, BANDEIRANTE, CESP, CLFSC, CPFL PAULISTA, CPFL PIRATININGA, CTEEP, DUKE-GP, ELEKTRO, ELETROPAULO, EMAE, GRUPO REDE e quando necessário, demais Concessionárias de Distribuição do Estado de São Paulo.

Grupo de Estudo de Transmissão Sul– GET-SUL

Empresas participantes: ELETROSUL,CEEE-T, COPEL-T, CELESC, TGE, AES SUL, CEEE-D, COPEL-D, ENERSUL e CPFL-G

Grupo de Estudo de Transmissão Norte– GET-NO

Empresas participantes: ELETRONORTE, CELPA, CEMAR, CELTINS

Grupo de Estudo de Transmissão Nordeste– GET-NE

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1 Introdução e Objetivo

A expansão da transmissão, no novo contexto setorial, deve ser estabelecida de forma robusta o suficiente para que os agentes de mercado tenham livre acesso à rede possibilitando um ambiente propício para a competição na geração e na comercialização de energia elétrica.

Desempenha, ainda, um importante e relevante papel de interligar os submercados, permitindo a busca na equalização dos preços da energia, por meio da minimização dos estrangulamentos entre os submercados, permitindo a adoção de um despacho ótimo do parque gerador.

Os estudos para elaboração do Plano Decenal de Transmissão dos sistemas interligados são executados a partir das Projeções de Mercado e do Plano de Geração com a utilização dos critérios de planejamento vigentes e visa:

• Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos regionais realizados em grupos específicos, no âmbito dos GET´s – Grupos de Estudos de Transmissão Regionais;

• Compatibilizar os planos de obras resultantes dos demais estudos desenvolvidos pela EPE (interligações regionais, integração de novas usinas, etc.);

• Compatibilizar os planos de obras resultantes dos estudos de expansão do sistema de distribuição;

• Apresentar o diagnóstico de desempenho do Sistema Interligado Nacional – SIN, em condição normal e em emergência (n-1), com base nos planos de obras citados; • Recomendar estudos específicos para solucionar os problemas detectados no

diagnóstico de desempenho do sistema;

• Elaborar e manter atualizados o Plano Decenal de Expansão da Transmissão; e • Atualizar a infra estrutura de dados de fluxo de potência no horizonte decenal. No capítulo 2 é feita uma caracterização do Sistema Interligado Nacional – SIN, de forma a proporcionar uma contextualização do sistema da Região Sul, objeto desse relatório, no sistema brasileiro.

As análises da evolução e do desempenho dos sistemas de transmissão do sistema interligado da região Sul e do estado do Mato Grosso do Sul, são descritas no capítulo 9, com a indicação das principais obras de transmissão correspondentes.

(7)

2 Sistema Interligado Nacional

O Sistema Interligado Nacional, devido à extensão territorial e ao parque gerador predominantemente hidráulico, se desenvolveu utilizando uma grande variedade de níveis de tensão em função das distâncias envolvidas entre as fontes geradoras e os centros de carga.

Desta forma, a Rede Básica de transmissão, compreende as tensões de 230kV a 750kV, com as principais funções de:

• transmissão da energia gerada pelas usinas para os centros de carga;

• integração entre os diversos elementos do sistema elétrico para garantir a estabilidade e confiabilidade à rede;

• interligação entre as bacias hidráulicas e regiões com características hidrológicas heterogêneas de modo a otimizar o uso da água; e

• integração energética com os países vizinhos como forma de otimizar os recursos e aumentar a confiabilidade do sistema.

Figura 2.1 – Diagrama do Sistema Interligado Nacional

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2.1 Evolução das Projeções de Mercado e do Plano de Geração - Brasil

As projeções de mercado para os patamares de carga pesada, média e leve foram informadas pelas empresas e consolidados, no decorrer das análises, com os estudos de mercado da EPE. As projeções de carga para os três patamares estão apresentadas nas tabelas em anexo.

Tabela 2.1.1 - Projeção de Mercado - Setembro de 2005

A capacidade instalada total no BRASIL é de 92.389MW distribuídos em sete tipos de empreendimentos de geração. A tabela e o gráfico abaixo mostram a composição da matriz energética brasileira com destaque para as usinas hidráulicas - UHE´s e térmicas - UTE´s.

Tabela 2.1.2 – Matriz energética - Setembro de 2005

OBS: Informação obtida no site da ANEEL - BIG (Banco de Informações de Geração) - Setembro de 2005

Sistema 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Norte Interligado 24.916 26.206 28.415 29.709 30.729 33.500 37.595 41.684 42.598 43.557 NE Interligado 49.742 52.737 55.569 58.295 61.222 64.178 67.273 70.452 74.328 78.118 SE/CO Interligado 219.956 231.950 243.575 255.092 266.841 278.462 291.923 305.692 319.840 335.072 Sul Interligado 61.455 64.340 67.329 70.637 73.864 77.184 80.745 84.389 88.283 92.180 Total SIN 356.070 375.233 394.889 413.733 432.656 453.324 477.536 502.218 525.050 548.927 Sistema 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Norte Interligado 3.334 3.503 3.796 3.965 4.098 4.464 5.006 5.546 5.663 5.786 NE Interligado 7.014 7.413 7.787 8.144 8.526 8.910 9.311 9.721 10.224 10.712 SE/CO Interligado 30.246 31.838 33.375 34.890 36.433 37.952 39.716 41.516 43.361 45.346 Sul Interligado 7.997 8.365 8.746 9.168 9.578 10.000 10.452 10.914 11.408 11.901 Carga SIN 48.591 51.120 53.703 56.167 58.635 61.326 64.485 67.697 70.656 73.745 Projeção de Mercado - Consumo Total (GWh)

Projeção da Carga Própria de Energia (MWmédio)

0 20 40 60 80 MW Milhares

UHE<1MW EOL PCH SOL UHE UTE UTN

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Legenda com as siglas utilizadas nas tabelas: UHE – Usina Hidrelétrica

UTE – Usina Termelétrica

EOL – Central Geradora Eolielétrica PCH – Pequena Central Hidrelétrica SOL – Central Geradora Solar Fotovoltaica UTN – Usina Termonuclear

O Plano de Geração de referência considerado nos estudos foi proposto pela EPE, levando-se em consideração as informações do DMSE - 14/07/2005 divulgadas por ocasião do início dos estudos, em julho de 2005.

Tabela 2.1.3.- Plano de Geração de Referência - EPE – Julho de 2005

2.2 Intercâmbios Regionais

O Sistema Interligado Nacional – SIN está dividido em 4 subsistemas - Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste. Estes sistemas estão interligados possibilitando a otimização energética entre as bacias hidrográficas das regiões, aproveitando a diversidade hidrológica existente.

Manaus Rondônia Madeira BMonte existente 2005 1.093 810 - 1.875 - - - - 3.778 2006 2.786 1.065 - - - 3.851 2007 460 130 340 - - - 930 2008 844 439 - - 745 - - 2.029 2009 385 158 550 1.087 - - - - 2.180 2010 882 2.176 600 - - - 3.658 2011 1.957 1.703 1.699 - - - 3.300 - 8.659 2012 873 272 423 4.188 1.731 - 3.150 - 10.638 2013 885 - - 920 - - - 5.500 7.305 2014 - - 500 - - - 500 2015 - 500 200 - - - 700 TOTAL PREVISTO 10.165 7.254 4.312 8.070 1.731 745 6.450 5.500 44.227 136.616 TOTAL ( Existente + Previsto )

Plano de Geração - 2006/2015 ( MW )

TOTAL

Ano SE/CO S NE N Sistemas Isolados

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• Sul (S) Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná.

• Sudeste - Centro-Oeste (SE/CO) Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, São Paulo, Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul.

• Norte (N) Pará, Tocantins e Maranhão.

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

Para elaboração do Plano Decenal da Transmissão os intercâmbios regionais escolhidos, dado importante para a definição dos despachos nas regiões analisadas, teve como objetivo a obtenção de um conjunto de casos base adequados para as análises do ciclo 2006/2015. Cabe notar que estes intercâmbios não se baseiam em estudos energéticos nem têm a intenção de explorar a capacidade das interligações, sendo estas possibilidades analisadas em estudos específicos a serem desenvolvidos no âmbito da EPE.

Na definição dos intercâmbios Sudeste/Sul, Norte/Sudeste, Sudeste/Nordeste e Norte/Nordeste foram considerados dois cenários, a saber:

• nos anos pares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o regime hidrológico representativo do segundo semestre do ano, quando a região Sul é exportadora para o Sudeste e este exportador para o Norte e o Nordeste.

• nos ímpares do ciclo 2006/2015 foi considerado o cenário que caracteriza o regime hidrológico representativo do primeiro semestre do ano, quando a região Sul é importadora do Sudeste e este importador do Norte e exportador para o Nordeste.

Figura 2.2.1 – Intercâmbios Região Nordeste R Reeggiiããoo N Noorrttee Região Sul Região Sudeste

(11)

Interligação Sul-Sudeste

As interligações elétricas existente entre as regiões Sul e Sudeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas.

A implantação da LT Londrina-Assis-Araraquara e da SE Assis 500/440kV de 1500MVA, prevista para o ano de 2006, completa a configuração representada ao longo do ciclo 2006/2015.

Esta interligação considera as seguintes linhas de transmissão:

• Transformadores de Ivaiporã 750/525kV (3 x 1650MVA); • LT Ibiúna - Bateias I e II em 525kV;

• LT Londrina - Assis em 525kV; • LT Guaíra - Dourados em 230kV; • LT Londrina - Assis em 230kV;

• LT Londrina (COPEL) - Assis em 230kV; • LT Itararé – Jaguariaíva em 230kV (prevista); • LT Figueira - Chavantes em 230kV;

• LT Loanda - Rosana em 138kV; • LT Eldorado – Guairá em 138kV;

• LT Paranavaí - Rosana em 138kV (prevista) e; • LT Andirá - Salto Grande I e II em 88kV.

Interligação Norte-Sudeste

As interligações elétricas existente entre as regiões Norte e Sudeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas.

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Como a usina de Lajeado pertence ao submercado Sudeste, esta interligação é medida através do somatório dos fluxos de potência ativa nos três circuitos da LT Miracema-Gurupi.

Interligação Norte-Nordeste

As interligações elétricas existente entre as regiões Norte e Nordeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas.

A interligação Norte-Nordeste existente é constituída pelas linhas de transmissão em 500 kV Presidente Dutra - Boa Esperança e Presidente Dutra – Teresina C1 e C2. O segundo circuito em 500 kV entre Teresina e Fortaleza será comissionado em fevereiro de 2006 e a expansão desta interligação será dará com a entrada em operação da LT 500 kV Colinas – Ribeiro Gonçalves – São João do Piauí – Sobradinho, já licitada, entrando em operação em maio de 2007.

Interligação Sudeste-Nordeste

As interligações elétricas existente entre as regiões Nordeste e Sudeste possibilita a otimização energética entre estas regiões aproveitando a diversidade hidrológica existente entre estes dois sistemas.

A interligação Sudeste-Nordeste é constituída pela linha de transmissão em 500 kV entre Serra da Mesa – Correntina – Bom Jesus da Lapa – Ibicoara – Governador Mangabeira.

Interligação Acre-Rondônia – Sudeste

A interligação do sistema da região Sudeste/Centro Oeste com o sistema, atualmente isolado, dos estados do Acre e Rondônia está prevista para entrar em operação em final de 2007 e, portanto está representada nos casos de fluxo de potência a partir do ano de 2008. A previsão desta interligação, caso se concretize a disponibilidade de gás na região, é de operar nos dois sentidos. Entretanto, foi implantado neste ciclo apenas com a região Sudeste exportadora.

(13)

Figura 2.2.2 - Esquema das Interligações

Tabela 2.2.1 – Intercâmbios Regionais

(14)

3 Recomendações

Considerando as análises de desempenho realizadas neste Plano Decenal para a região Sul e Mato Grosso do Sul, recomendamos a formação de Grupos de Trabalho para o desenvolvimento de estudos específicos para:

• reavaliar a compensação reativa no sistema interligado da Rede Básica da região Sul;

• avaliar o impacto do desbalanço de despachos entre as usinas das bacias dos rios Iguaçu e Uruguai no sistema de transmissão da Rede Básica, considerando os cenários de intercâmbios Sul/Sudeste;

• analisar o atendimento elétrico ao estado do Mato Grosso do Sul;

• analisar o atendimento elétrico às regiões metropolitana de Porto Alegre e de Caxias; • analisar o atendimento elétrico à região Noroeste do estado do Rio Grande do Sul; • analisar o atendimento à região Sul do estado do Rio Grande do Sul, incluindo a área

abrangida por Guaíba, Eldorado e Camaquã;

• analisar o atendimento elétrico às regiões de Uberaba e Cidade Industrial na região metropolitana de Curitiba;

• verificar a necessidade de expansão da transformação nas subestações de fronteira da Rede Básica (RBF);

• identificar os níveis de curto circuito nas subestações do sistema interligado da Rede Básica (RB) em função de sua importância na realização dos estudos de planejamento; e

• identificar os níveis máximos de intercâmbios entre as regiões Sul e Sudeste, levando-se em consideração os novos elos de interligação previstos.

(15)

4 Configuração de Referência

A base de dados referente à topologia da rede foi atualizada a partir dos dados do ciclo anterior, com as atualizações pertinentes resultantes dos Estudos Especiais da Transmissão, dos empreendimentos consolidados no PET (Plano de Expansão da Transmissão) e atualizações de topologia das empresas distribuidoras referentes as suas áreas de atuação.

Para o entendimento e interpretação dos resultados, estamos destacando alguns termos técnicos e expressões utilizadas:

Rede Básica (RB) - Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios:

• linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230kV.

Rede Básica de Fonteira (RBF) - Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes

critérios:

• transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230kV, bem como as respectivas conexões e demais equipamentos ligados ao terciário

Demais Instalações de Transmissão (DIT’s) - Instalações de Transmissão que atendam

aos seguintes critérios:

• linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo;

• interligações internacionais e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica; e • linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de

subestação, em tensão inferior a 230kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica.

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5 Critérios Utilizados

As análises desenvolvidas seguem os critérios de desempenho usuais de planejamento, conforme documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão”, de novembro/2002, do CCPE.

Despachos de Geração Considerados:

A partir do estabelecimento dos intercâmbios, os despachos regionais obedeceram os seguintes critérios:

• usinas hidráulicas adotou-se uma reserva girante mínima de 10% da potência instalada;

• usinas térmicas a gás e a carvão foram respeitados os limites mínimos e máximos de potência correspondentes a cada usina; e

• usinas eólicas 30% da potência instalada que corresponde ao fator de capacidade das usinas

Limites de Carregamento da Transmissão:

Foram adotados os limites de carregamento segundo os critérios abaixo:

• para as linhas de transmissão e transformadores existentes, constantes das Resoluções ANEEL n0_{166 e n}0_{167 de 2000, foram considerados os valores}

fornecidos pelas empresas em conformidade com os CPST’s homologados pela ANEEL.

• para as linhas de transmissão e transformadores novos, com data de entrada em operação após as Resoluções ANEEL n0_{166 e n}0_{167 de 2000, foram}

considerados os limites definidos CPST’s homologados pela ANEEL.

• para as linhas de transmissão e transformadores previstos foram considerados os limites definidos pelos estudos de planejamento.

Data de entrada dos empreendimentos:

Foram considerados os seguintes critérios para definição da data de entrada dos empreendimentos definidos, em estudos específicos, para o período 2006/2015.

• empreendimentos com outorga da ANEEL data do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE

• empreendimentos planejados já consolidados com o ONS mas sem outorga da ANEEL 06/2006 + prazo de execução constante no PET

• empreendimentos planejados mas sem consolidação com o ONS e sem outorga da ANEEL 06/2007 + prazo de execução constante no PET

(17)

(18)

6 Sistema de Transmissão e Análise de Desempenho

6.1 Região Sul e Estado do Mato Grosso do Sul

A Região Sul, constituída pelos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná, cumpre um importante papel na integração com os países do Mercosul, com destaque na importação/exportação de energia com a Argentina, Uruguai e Paraguai.

A região possui uma extensa malha de Rede Básica em 525kV que constitui o sistema de conexão entre as usinas hidrelétricas das Bacias dos rios Iguaçu e Uruguai. Os grandes centros de carga são atendidos por subestações de 525/230kV, a partir das quais se desenvolve a malha de 230kV.

Este sistema, além do atendimento ao mercado regional, participa da otimização energética entre as regiões Sul e Sudeste através de conexões com os estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul.

6.1.1 Plano de Geração Regional

Este sistema possui uma capacidade instalada da ordem de 33.329MW, sendo 29.000MW hidráulicas (87%) e 3.875MW térmicas (11,6%), com a maior parte dos aproveitamentos hidráulicos localizados nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Paraná.

A tabela abaixo mostra de forma detalhada a matriz energética da Região Sul + Mato Grosso do Sul com a inclusão da UHE Itaipu, por estar geograficamente localizada na Região Sul – Paraná.

Tabela 6.1.1 – Matriz energética da Região Sul + Mato Grosso do Sul

OBS: Informação obtida no site da ANEEL - BIG (Banco de Informações de Geração) - Setembro de 2005

0,00 10,00 20,00 30,00 MW Milhares

UHE<1MWEOL PCH SOL UHE UTE UTN

Tipo Quantidade Potência Instalada (M W ) % UHE<1MW 71 41 0,12 EOL 3 8 0,02 PCH 76 400 1,20 SOL 0 0 0,00 UHE 37 29.004 87,02 UTE 70 3.876 11,63 UTN 0 0 0,00 Total 257 33.329 100

(19)

Os aproveitamentos termoelétricos a carvão, integrados ao sistema de transmissão através de linhas de transmissão em 138kV e 230kV totalizam montantes de 538MW no Rio Grande do Sul, 857MW em Santa Catarina e 20MW no Paraná.

As usinas térmicas a gás, UTE Uruguaiana (RS), UTE Canoas (RS) e UTE Araucária (PR) têm uma grande influência no sistema elétrico a que se integram, com impacto na expansão do sistema em função da possibilidade de despachos nulos.

(20)

Tabela 6.1.2 – Plano de Geração Regional

SUL

Usina Data de Início da

Motorização

Potência Instalada Final (MW)

STA CLARA JORDÃO set-05 120

BARRA GRANDE nov-05 690

MONTE CLARO jan-06 65

CAMPOS NOVOS fev-06 880

FUNDÃO jul-06 120

CASTRO ALVES set-07 130

UTE Canoas fev-08 90

MONJOLINHO mar-08 67

14 DE JULHO mar-08 100

SALTO DO PILÃO set-08 182

CACHOEIRINHA mar-09 45

SÃO JOÃO mar-09 60

SALTO GRANDE CHOPIM ago-09 53

FOZ DO CHAPECÓ jan-10 855

UTE Araucária jan-10 469

UTE Carvão 350 jan-10 350

TELÊMACO BORBA ago-10 120

MAUÁ set-10 382

GARIBALDI jan-11 150

BAIXO IGUAÇU jan-11 340

SAO ROQUE mar-11 214

ITAPIRANGA abr-11 725

CEBOLAO jun-11 152

SÃO JOSE jul-11 45

PASSO SÃO JOÃO out-11 77

PARANHOS mar-12 63

VOLTA GRANDE CHOPIM mar-12 55

JATAIZINHO jun-12 155

(21)

A figura abaixo mostra a participação dos vários tipos de geração na matriz energética da Região Sul.

Tabela 6.1.3 – Participação na Matriz Energética

6.1.2 Evolução do Mercado Regional

Os maiores centros de consumo da Região Sul estão localizados nas áreas metropolitanas de Porto Alegre e Caxias do Sul no Rio Grande do Sul; na área Metropolitana de Curitiba e região Norte do Paraná e na área Leste de Santa Catarina. Em sua maioria, estes centros de carga estão distantes das fontes de geração, e como tal, são atendidos por extensa rede de transmissão em alta tensão.

As tabelas e os gráficos a seguir mostram a evolução das projeções de mercado de energia elétrica da Região Sul e do Mato Grosso do Sul (ENERSUL).

Tabela 6.1.4 – Evolução das Projeções de Mercado – Região Sul

POTÊNCIA INSTALADA - Região Sul

0% 20% 40% 60% 80% 100% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

HIDRO GÁS CARVÃO Outras

Pesada M édia Leve

2006 10.519 10.322 5.618 2007 11.013 10.774 5.893 2008 11.492 11.225 6.184 2009 12.008 11.688 6.406 2010 12.472 12.117 6.661 2011 13.012 12.615 6.862 2012 13.545 13.105 7.098 2013 14.148 13.661 7.364 2014 14.738 14.216 7.628 2015 15.339 14.782 7.904 Ano M W

Evolução do M ercado - Região SUL

Evolução do Mercado - Região SUL

4.000 8.000 12.000 16.000 20.000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 M W

(22)

Tabela 6.1.5 – Evolução das Projeções de Mercado – Mato Grosso do Sul (ENERSUL)

No início dos estudos foi prevista uma compatibilização das Projeções de Mercado utilizada pelo Plano Decenal, fornecidas pelas empresas em meados do mês de Julho, e a Projeção de Mercado Consolidada, resultante dos estudos desenvolvidos pela EPE em conjunto com as empresas e divulgado em Setembro de 2005. O gráfico abaixo mostra a comparação entre as projeções onde se verifica que a compatibilização é desnecessária.

Tabela 6.1.6 – Comparação entre as projeções de Mercado

4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Plano Decenal EPE

Evolução do Mercado - ENERSUL

200 400 600 800 1.000 1.200 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 M W

C.Pesada C.Média C.Leve Pesada Média Leve

2006 632 627 334 2007 671 660 354 2008 700 683 366 2009 731 705 378 2010 762 728 392 2011 795 750 404 2012 823 768 416 2013 857 789 430 2014 889 809 444 2015 923 829 458

Evolução do Mercado - ENERSUL Ano

(23)

6.1.3 Sistema Elétrico

O sistema interligado da Região Sul + Mato Grosso do Sul é constituído por uma rede de transmissão de 2.745km em 525kV e 10.832km em 230kV, que formam a Rede Básica, um sistema em 138kV, 88kV e 69kV com 8.145km referente as Demais Instalações de Transmissão e uma Rede de Distribuição com 12.566km nas tensões de 138kV a 34,5kV. As empresas ELETROSUL, COPEL-T e CEEE-T são as principais responsáveis pela Rede Básica e as empresas CELESC, COPEL-D, CEEE-D, AES-Sul e RGE são as principais concessionárias de distribuição que atendem a Região Sul. A ENERSUL é a principal concessionária de distribuição do Mato Grosso do Sul sendo responsável pelo atendimento a 94% dos municípios do estado.

As interligações internacionais constituem característica marcante da Região Sul, destacando-se as interligações com a Argentina através da Conversora de Garabi (2100MW) e da Conversora de Uruguaiana (50MW), a interligação com o Uruguai através da Conversora de Rivera (70MW) e a interligação Copel/Ande através de um conversor de 55MW.

6.1.4 Análise da Rede Básica de Transmissão em 525kV

Considerando o programa de obras previsto para atendimento a região Sul, foram feitas as seguintes verificações.

• Análise em Regime Normal

Perfil de tensão

As avaliações realizadas demonstraram não haver problemas com relação ao controle de tensão no sistema de 525kV da região Sul para carga pesada e média. Nestes dois patamares de carga o perfil de tensão observado se encontra entre 0,99 e 1,02 pu, na maioria dos casos analisados.

No patamar de carga média, para se estabelecer um perfil de tensão adequado no sistema de 525kV que atende a região metropolitana de Porto Alegre é necessário que a tensão nos barramentos de 525kV de Itá, Machadinho e Campos Novos seja superior a 1,03 pu.

Na carga leve, são verificados problemas quanto ao controle de tensão dos barramentos de 525kV das SE´s Blumenau, Biguaçu, Campos Novos, Caxias e Nova Santa Rita em alguns anos do período de análise. Destes casos, o mais crítico é o da SE Biguaçu, pois apresenta problema de controle de tensão após o ano de 2009. Esta situação é agravada em condições hidráulicas desfavoráveis na região Sul.

Fluxo em linhas de transmissão e transformadores

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linhas e transformadores em regime normal de operação no sistema de 525kV da região Sul. • Análise de Contingências Perfil de tensão

Os maiores problemas relacionados a contingências neste sistema são quanto ao controle de tensão na própria malha de 525kV em alguns casos no sistema de 230kV da região atendida. A seguir são apresentadas as análises realizadas por região.

a. Região de Ponta Grossa

A perda da LT 525kV Areia – Curitiba ou da LT 525kV Areia – Bateias provoca subtensão no barramento de 230kV de Ponta Grossa Norte em condição de intercâmbio Sudeste – Sul, patamar de carga pesada, a partir de 2013. Neste ano a tensão atinge 0,9pu.

b. Área leste de Santa Catarina

Conforme mencionado anteriormente, o controle de tensão em carga leve dos barramentos de 525kV de Blumenau, Campos Novos e Biguaçu, em regime normal, é bastante difícil e obtido através de ajuste de tensão nas máquinas das usinas da bacia do Rio Uruguai e da UTE Jorge Lacerda para 0,95pu e com a manobra de todos os reatores de 525kV da região. Porém na perda das LT’s 525kV Blumenau – Biguaçu ou Blumenau – Curitiba, em algumas situações não é possível adequar o nível de tensão no barramento de 525kV desta subestação mesmo com o ajuste de tensão das máquinas.

No caso da perda da LT Blumenau – Biguaçu, ano de 2009, condição de intercâmbio Sudeste-Sul, a tensão verificada é de 1,09 pu após o ajuste de tensão nas máquinas mencionadas. Caso seja implementado o mesmo ajuste de tensão nas máquinas da bacia do Rio Iguaçu, a tensão observada é de 1,08 pu. Nos anos posteriores não são observadas violações caso sejam implementados os ajustes mencionados.

A perda da LT 525kV Blumenau – Curitiba leva a problemas de controle de tensão nesta região ainda mais severos até o ano de 2011. As tabelas a seguir apresentam os resultados obtidos, onde se pode constatar a influência do forte incremento de geração hidráulica na Região Sul a partir de 2010, principalmente em 2012.

Tabela 6.1.7 – Perfil de tensão em carga Leve na perda da LT 525kV Blumenau – Curitiba com a tensão das usinas da bacia do Rio Uruguai e da UTE Jorge Lacerda em 0,95 pu

(25)

Tabela 6.1.8 – Perfil de tensão em carga Leve na perda da LT 525kV Blumenau – Curitiba com a tensão das usinas da bacia do Rio Uruguai, Rio Iguaçu e da UTE Jorge Lacerda em 0,95 pu.

Tensão (pu) SE´s 525kV 2009 2010 2011 2012 2013 Blumenau 1,085 1,056 1,049 – – Biguaçu 1,095 1,064 1,054 – – C. Novos 1,045 1,022 1,012 – – Curitiba 0,969 0,952 0,961 – –

Para a mesma contingência, na carga pesada, também são verificadas violações de tensão no barramento de 525kV de Biguaçu no período 2009 – 2014. Porém nestes casos ainda existe a possibilidade de manobras de reatores e ajuste do perfil das máquinas.

c. Regiões metropolitanas de Porto Alegre e Caxias.

Esta região metropolitana, fortemente industrializada, apresenta um histórico de baixo perfil de tensão no sistema de 525kV em contingência, principalmente em patamar de carga média. No caso de Caxias isto se deve principalmente pela forte vinculação elétrica com a região metropolitana de Porto Alegre. Esta situação é agravada em cenários de hidraulicidade crítica no Rio Grande do Sul e despacho nulo da UTE Canoas.

No curto prazo esta situação é muito mais grave, pois antes da implantação da LT 525kV Campos Novos – Nova Santa Rita, a ser licitada este ano e prevista para entrar em operação em 2008, contingências nas LT´s de 525kV que suprem a região provocam, no pior caso, subtensão no barramento de 525kV de Gravataí, atingindo 0,83 pu mesmo considerando o despacho da UTE Canoas.

As tabelas a seguir apresentam o perfil de tensão nos barramentos de 525kV de Gravataí, Nova Santa Rita e Caxias em situação de contingência. Foram analisados, também, os casos após a implantação da LT 525kV Campos Novos – Nova Santa Rita.

Tabela 61.9 – Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias – Campos Novos

(26)

Tabela 6.1.10 - Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias – Gravataí. Tensão (pu) SE´s 525kV 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Gravataí 0,906 0,903 0,903 0,892 0,884 0,887 0,882 0,871 Caxias 1,030 1,052 1,048 1,008 1,017 1,030 1,019 1,005 N. S. Rita 0,927 0,923 0,922 0,910 0,902 0,906 0,901 0,892

Tabela 6.1.11 - Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias – Itá.

Tensão (pu) SE´s 525kV 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Gravataí 0,931 0,914 0,913 0,899 0,896 0,898 0,891 0,850 Caxias 0,942 0,935 0,933 0,916 0,918 0,919 0,913 0,876 N. S. Rita 0,941 0,926 0,926 0,913 0,909 0,910 0,904 0,865

Tabela 6.1.12 - Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV Caxias – Itá.

Tensão (pu) SE´s 525kV 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Gravataí 0,931 0,914 0,913 0,899 0,896 0,898 0,891 0,850 Caxias 0,942 0,935 0,933 0,916 0,918 0,919 0,913 0,876 N. S. Rita 0,941 0,926 0,926 0,913 0,909 0,910 0,904 0,865

Tabela 6.1.13 - Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV N. S. Rita – C. Novos.

(27)

Tabela 6.1.14 - Perfil de tensão em carga Média na perda da LT 525kV N. S. Rita – Itá. Tensão (pu) SE´s 525kV 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Gravataí 0,904 0,892 0,893 0,884 0,875 0,879 0,862 0,825 Caxias 0,944 0,936 0,937 0,922 0,916 0,921 0,908 0,877 N. S. Rita 0,913 0,901 0,901 0,891 0,881 0,885 0,868 0,832

Para o patamar de carga pesada também foram verificadas violações na perda da LT 525kV Nova Santa Rita – Itá, porém apresentando uma situação menos grave, visto que a tensão mínima observada foi 0,89 pu.

Deve-se mencionar que apenas no ano 2012 não há despacho máximo da UTE Canoas. Caso seja considerado despacho nulo desta UTE, independentemente do despacho das UTEs Presidente Médici, Uruguaiana e Candiota (2010), são observadas violações de tensão ainda superiores ao apresentado nas tabelas anteriores.

Tabela 6.1.15 - Perfil de tensão em carga Média para o ano 2011 e despacho nulo da UTE Canoas.

Tensão (pu) SE´s 525kV

Itá - N.S.Rita Itá - Caxias C.Novos - N.S.Rita C.Novos - Caxias Caxias – Gravataí Gravataí 0,831 0,867 0,870 0,872 0,869 Caxias 0,877 0,886 0,910 0,891 0,976 N. S. Rita 0,838 0,881 0,878 0,887 0,887

Tabela 6.1.16 - Perfil de tensão em carga Média para o ano 2013 e despacho nulo da UTE Canoas.

Tensão (pu) SE´s 525kV

(28)

d. Região Noroeste do Rio Grande do Sul.

O sistema elétrico da região é altamente dependente da SE 525/230kV Santo Ângelo e sofre influência do despacho da UTE Uruguaiana. Desta forma, a perda da LT 525kV Itá – Santo Ângelo provoca violações de tensão nas SE´s Santo Ângelo, Missões, São Borja e Santa Rosa. Deve-se mencionar que a LT 525kV Itá – Santo Ângelo não pertence a Rede Básica, sendo considerado sistema de integração da Conversora de Garabi de propriedade da CIEN.

As violações de tensão ocorrem nos dois sentidos de intercâmbio, embora haja diferenças no perfil de tensão da região com relação à importação de energia da Argentina através da Conversora de Garabi.

As tabelas a seguir apresentam as violações mais severas observadas no período em função da importação de energia através da conversora Garabi A conectada a Santo Ângelo.

Tabela 6.1.17 - Perfil de tensão em carga Média para o ano 2012 (interc. S-SE) na perda da LT 525kV Itá – Santo Ângelo.

Tensão (pu) por importação de energia por Garabi A SE´s 230kV 0 MW 400 MW S. Ângelo 0,894 0,854 Missões 0,903 0,848 S. Borja 0,895 0,829 S. Rosa 0,900 0,876

Pode-se observar que as violações de tensão ocorrem independentemente da importação de energia da Argentina, porém é agravado na condição de intercâmbio Sul-Sudeste e importação de energia. Neste caso o despacho da UTE Uruguaiana foi definido, devido aos níveis de intercâmbio considerados, em aproximadamente 100MW.

(29)

Tabela 6.1.18 - Perfil de tensão em carga Média para o ano 2011 (interc. SE-S) na perda da LT 525kV Itá – Santo Ângelo.

Tensão (pu) por importação de energia por Garabi A SE´s 230kV 0 MW 400 MW 500 MW S. Ângelo 0,838 0,872 0,813 Missões 0,843 0,879 0,818 S. Borja 0,848 0,889 0,829 S. Rosa 0,857 0,891 0,838

Tabela 6.1.19 - Perfil de tensão em carga Média para o ano 2013 (interc. SE-S) na perda da LT 525kV Itá – Santo Ângelo.

Tensão (pu) por importação de energia por Garabi A SE´s 230kV 0 MW 400 MW 500 MW 550 MW S. Ângelo 0,941 0,952 0,932 0,903 Missões 0,954 0,964 0,944 0,914 S. Borja 0,938 0,950 0,932 0,901 S. Rosa 0,945 0,957 0,941 0,915

Nestes dois casos o despacho da UTE Uruguaiana foi ajustado para o máximo valor de MWmédio definido pela portaria MME 153/2005, isto é, igual a 217 MW. Caso seja analisado o caso de despacho nulo desta UTE haverá um agravamento desta situação.

e. Subestações de 525kV de Curitiba e Bateias.

O sistema elétrico da região sofre forte influência do montante e do sentido do intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste e do despacho da UTE Araucária. Desta forma, para observar a robustez do sistema que atende esta região é importante realizar as análises de contingência para máximos valores de intercâmbio considerando o despacho pleno e nulo da UTE Araucária.

No caso de referência, com os montantes de intercâmbio em torno de 3000 MW, que são menores que os valores máximos praticados nos estudos regionais, não houve problemas de controle de tensão na região. O mesmo se verificou na análise de contingência na condição de intercâmbio Sudeste-Sul máximo, em torno de 4000 MW, para qualquer situação de despacho da UTE Araucária.

(30)

Tabela 6.1.20 - Perfil de tensão em carga Pesada – intercâmbio S-SE – despacho nulo da UTE Araucária.

Tensão (pu)

Normal Perda LT Areia - Bateias Perda LT Areia - Curitiba SE´s 525kV

2012 2014 2012 2014 2012 2014

Bateias 0,964 0,945 0,920 0,882 0,919 0,878

Curitiba 0,955 0,951 0,905 0,898 0,903 0,896

Visto que a violação de tensão é verificada apenas em 2014 e que recentemente esta região foi plenamente estudada tendo como ano horizonte 2013, recomenda-se que seja monitorado nos próximos ciclos do Plano Decenal o perfil de tensão nestas subestações para identificar de forma definitiva a necessidade de um novo estudo.

Fluxo em linhas de transmissão e transformadores

(31)

Tabela 6.1.21 - Diagnóstico das violações verificadas em condição de contingência.

Contingência _{Verificação}

Areia – Bateias

Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Elevação da sobrecarga de 7%

verificada na LT 138kV Irati – P.Grossa para valores variando de 15 a 30% no período entre 2008 e 2015.

Carga Leve – Intercâmbio S-SE Sobrecarga na LT 138kV Irati – P.Grossa

variando de 7 a 30% no período entre 2008 e 2015.

Areia – Curitiba

Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Elevação da sobrecarga de 7%

verificada na LT 138kV Irati – P.Grossa para valores variando de 15 a 25% no período entre 2008 e 2015.

Carga Leve – Intercâmbio S-SE Sobrecarga na LT 138kV Irati – P.Grossa

variando de 7 a 15% no período entre 2008 e 2015.

Curitiba – Bateias

Carga Pesada – Intercâmbio S-SE Sobrecarga na transformação 525/230kV da

SE Curitiba (2 x 672MVA) no período que antecede a implantação da 3ª. unidade.

Carga Média – Intercâmbio SE-S Sobrecarga nas LT’s 230kV Bateias – Campo

Comprido 1, 2 e 3 e C. Comprido – Pilarzinho nos anos que antecedem a implantação da 2ª. LT 525kV Curitiba – Bateias.

Solução: Implantação da 2ª. LT 525kV Bateias – Curitiba e do 3º. ATF 525/230kV na

SE Curitiba conforme indicado estudo CCPE.CTET 003.2004. Esta recomendação é válida também para a contingência na transformação 525/230kV na SE Curitiba.

Curitiba – Blumenau

Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga da ordem de 35% nas LT’s

230kV Blumenau – Joinville (lim = 223MVA) em todo o horizonte considerando o intercâmbio em torno de 5000MW.

Carregamento em 2008

Carga Pesada = 2 x 310MVA. Carga Média = 2 x 290MVA.

Carregamento em 2014 (LT Blumenau – Joinville)

Carga Pesada = 310MVA. Carga Média = 290MVA.

Carregamento em 2014 (LT Blumenau – Joinville Norte)

Carga Pesada = 290MVA. Carga Média = 280MVA.

Solução: A recapacitação das LT’s Blumenau – Joinville LT1 e LT2 já foi

(32)

continuação

Blumenau – Biguaçu

Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga em torno de 10%, em 2008,

na LT 138kV Biguaçu – Tijucas (lim = 113MVA) com despacho elevado na UTE Jorge Lacerda caso não seja implementado com a SE 525/230kV Biguaçu o seccionamento da LT 138kV Roçado – Itajaí Fazenda na SE Biguaçu. Após o seccionamento verifica-se novamente sobrecarga nesta LT a partir de 2011.

Solução: Implementar juntamente com a SE 525/230kV Biguaçu o seccionamento da

LT 138kV Roçado – Itajaí Fazenda na SE Biguaçu e em 2011 a recapacitação da LT 138kV Biguaçu – Tijucas. Caso não seja viabilizado o seccionamento mencionado, a recapacitação se faz necessária juntamente com a SE 525/230kV Biguaçu. Estas soluções foram propostas no estudo CCPE.CTET 031.2003 e estão sendo revisadas no “Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina – Norte e Vale do Itajaí”.

Carga Pesada/Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga em torno de 4%, em 2008,

na LT 138kV Biguaçu – Itajaí Fazenda (lim = 113MVA) e despacho elevado da UTE Jorge Lacerda.

Solução: Conforme proposto no estudo CCPE.CTET 031.2003, a solução é a

recapacitação da LT 138kV Biguaçu – Itajaí Fazenda. Porém, na revisão em andamento pelo “Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina – Norte e Vale do Itajaí”, a CELESC estuda a possibilidade alternativa de remanejamento de carga da SE Itajaí Fazenda..

SE 525/230kV Biguaçu

Carga Pesada/Média – Intercâmbio SE-S A partir de 2008, no período que

antecede a entrada em operação do 2º. banco de autotransformadores 525/230kV na SE Biguaçu, previsto para 2011, são observadas sobrecargas na LT 138kV Itajaí – Itajaí Fazenda, com despacho mínimo da UTE Jorge Lacerda, atingindo aproximadamente 20% em carga média.

Solução: Conforme proposto no estudo CCPE.CTET 031.2003, a solução é a

recapacitação da LT 138kV Itajaí – Itajaí Fazenda. Porém, na revisão em andamento pelo “Estudo de Atendimento ao Estado de Santa Catarina – Norte e Vale do Itajaí”, a CELESC estuda a possibilidade alternativa de remanejamento de carga da SE Itajaí Fazenda..

Londrina – Assis Carga Pesada - Intercâmbio SE-S Sobrecarga de 5% nos transformadores de _{Andirá em 2015.}

Caxias – Gravataí

Carga Pesada - Intercâmbio S-SE Sobrecarga de 23% na LT Farroupilha –

Scharlau em 2012 e 15% em 2014.

Carga Média - Intercâmbio S-SE Sobrecarga de 4% na LT Farroupilha – Scharlau

em 2010, 40% em 2012 e 30% em 2014.

Carga Média - Intercâmbio SE-S Sobrecarga de 7% na LT Farroupilha – Scharlau

em 2013 e 2015.

Santo Ângelo – Itá

Carga Pesada – Intercâmbio SE-S Sobrecarga decrescente nas LT’s Guarita –

(33)

• Análise de sensibilidade dos cenários de desbalanço de despacho entre as

usinas da bacia do Rio Iguaçu e Uruguai.

Nos últimos anos, a estiagem que atinge a região Oeste dos estados do Rio Grande do Sul e Santa Catarina apresenta forte influência na vazão dos rios da bacia do Rio Uruguai. Estes rios não possuem uma regularização marcante como os rios da bacia do Rio Iguaçu e, conseqüentemente, impactam a distribuição de fluxos do sistema elétrico da Região Sul. Desta forma foram verificados nos últimos anos despachos reduzidos das principais usinas do Rio Uruguai, Itá e Machadinho, com possibilidade de desligamento devido ao baixo nível de água nas barragens.

Para avaliar a influência desta diferença de despachos nos fluxos em linhas de transmissão, em especial no sistema de 525kV que interliga estas bacias definiu-se um novo cenário a partir do caso de referência como descrito a seguir.

Intercâmbio Sudeste-Sul.

Carga Média (única situação no caso de referência com intercâmbio SE-S máximo).

Despacho nas principais usinas da bacia do Rio Uruguai (Itá, Machadinho, Barra Grande, Campos Novos e Foz do Chapecó) com 1 máquina no mínimo operativo.

Despacho nas principais usinas da bacia do Rio Iguaçu (Gov. Bento Munhoz, Segredo, Salto Santiago e Salto Caxias) suficiente para manter o montante de intercâmbio.

Usinas térmicas da Região Sul despachadas no máximo operativo.

As contingências avaliadas foram:

• LT 525kV Areia – Campos Novos. • LT 525kV Salto Santiago – Itá. • LT 525kV Curitiba – Blumenau.

(34)

Tabela 6.1.22 - Fluxos em LT’s 525kV – Ano 2009 – intercâmbio SE-S = 4000 MW. Normal Perda LT Areia - C. Novos Perda LT S.Santiago - Itá LT’s 525kV

MVA % MVA % MVA %

Areia – C. Novos 1183 54 - - 1958 89

S. Santiago - Itá 1368 62 1933 88 - -

Tabela 6.1.23 - Fluxos em LT’s 525kV – Ano 2009 – intercâmbio SE-S = 4000 MW – UTE P. Médici mínimo contratual e UTE Canoas desligada*.

Normal Perda LT

Areia - C. Novos

Perda LT S.Santiago - Itá LT’s 525kV

MVA % MVA % MVA %

Areia – C. Novos 1344 61 - - 2270 104

S. Santiago - Itá 1559 71 2232 102 - -

(*) - Compensação de potência das UTEs do RS feita pelas UHEs do Rio Iguaçu.

Tabela 6.1.24 - Fluxos em LT’s 525kV – Ano 2013 – intercâmbio SE-S = 4000 MW.

Normal Perda LT

Areia - C. Novos

MVA % MVA % MVA %

Areia – C. Novos 1346 61 - - 2192 100

S. Santiago - Itá 1487 68 2141 98 - -

Tabela 6.1.25 - Fluxos em LT’s 525kV – Ano 2013 – intercâmbio SE-S = 3600 MW*.

Normal Perda LT

Areia - C. Novos

MVA % MVA % MVA %

Areia – C. Novos 1358 62 - - 2212 101

S. Santiago - Itá 1503 69 2162 99 - -

(35)

Tabela 6.1.26 - Fluxos em LT’s 525kV– Ano 2013 – intercâmbio SE-S = 3600 MW – UTE P. Médici mínimo contratual e UTE Canoas desligada*.

Normal Perda LT

Areia - C. Novos

MVA % MVA % MVA %

Areia – C. Novos 1510 69 - - 2522 115

S. Santiago - Itá 1682 77 2444 112 - -

(*) - Compensação de potência das UTEs do RS feita pelas UHEs do Rio Iguaçu.

(36)

6.2 Estado do Rio Grande do Sul

6.2.1 Evolução do Mercado e da Potência Instalada

A evolução do mercado para o estado do Rio Grande do Sul prevista para o ciclo de 2006/2015, apresentada abaixo, representa 40% do mercado de energia elétrica da Região Sul durante todo o período.

Tabela 6.2.1 – Evolução das Projeções de Mercado – Rio Grande do Sul

A evolução da potência instalada no Rio Grande do Sul para o ciclo 2006/2015 mostra um crescimento de cerca de 53%, com uma participação de 24% no montante total da região durante todo o período.

Tabela 6.2.2 – Evolução Potência Instalada – Rio Grande do Sul

R.G.do Sul 1000 2000 3000 4000 5000 6000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 M W

Pesada Média Leve

EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA - Rio Grande do Sul

(37)

6.2.2 Sistema Elétrico

Os principais pontos de suprimento ao estado do Rio Grande do Sul são: SE 525/230kV Gravataí, SE 525/230kV Caxias, SE 525/230kV Santo Ângelo e a SE 525/230kV Nova Santa Rita, prevista para o início de 2006, atendidas por linhas de transmissão provenientes das SE’s Itá, Campos Novos e Garabi.

O sistema de 230kV do Rio Grande do Sul interliga-se com o Estado de Santa Catarina através de duas LT’s em 230kV oriundas da SE Xanxerê, que se conectam à UHE Passo Fundo, da LT 230kV que interliga a SE Siderópolis, em Santa Catarina, à subestação Farroupilha, passando pelas subestações Lajeado Grande e Caxias 5 e, também, da LT 230kV Barra Grande – Lagoa Vermelha.

6.2.3 Programa de Obras de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT’s

As principais obras de atendimento ao estado do Rio Grande do Sul, previstas nos estudos, são apresentadas na tabela a seguir.

Tabela 6.2.3 - Programa de Obras ─ Rio Grande do Sul

DESCRIÇÃO DA OBRA DATA PREVISTA

LT 230kV Gravataí 2 – Porto Alegre 8 2006*

LT 230kV Nova Santa Rita - Porto Alegre 9 2006*

LT 230kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 4 2006*

LT 230kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 8 2006*

SE 230 / 69kV Porto Alegre 8 – 1° TR 83MVA 2006*

LT 230kV Camaquã – Porto Alegre 9 2008

LT 230kV Caxias - Caxias 5 2008

LT 230kV Monte Claro – Garibaldi 2008

LT 230kV Osório 2 – Atlântida 2 2008

LT 230kV Atlântida 2 – Gravataí 3 2008

LT 230kV Scharlau - Nova Santa Rita C1 2008

SE 230 / 13,8kV Pal 6 - 1° TR 50MVA 2008

SE 230 / 69kV Panambi - 1° TR 25MVA 2008

(38)

continuação

SE 230 / 69kV Atlântida 2 1°, 2° e 3° TR 83MVA 2009

SE 230 / 69kV Caxias 6 - 1° TR 165MVA 2009

SE 230 / 69kV Gravataí 3 - 1° Banco TR Monofásicos 4 x 55MVA 2009 SE 230 / 138kV Scharlau - 1°, 2° e 3° ATFs 150MVA 2009

LT 230kV Campo Bom – Taquara 2010

LT 230kV Candiota – Presidente Médici Circ. Duplo 2010

LT 230kV Foz Chapecó – Guarita 2010

SE 230 / 69kV Pal 14 – 1° e 2° TR’s 83MVA 2010

SE 230 / 69kV Viamão 3 – 1° e 2° TR’s 83MVA 2010

SE 230 / 138kV Cachoeirinha 3 – 1° e 2° TR’s 83MVA 2011

SE 230 / 69kV Farroupilha 2 – 1° TR 83MVA 2011

LT 230kV Santa Maria 3 – São Vicente 2012

LT 230kV Candiota – UT Seival 2015

SE 525 / 230kV Candiota - 900MVA 2015

LT 525kV Candiota – Nova Santa Rita 2015

Ampliação ou adequação nas subestações de fronteira: Cidade Industrial, Nova Santa Rita, Garibaldi, Guaíba 2, Lajeado 2, Santa Cruz 1, Missões, Alegrete 2,

Uruguaiana, Gravataí 3, Canoas 1, Scharlau, Viamão 3 e Cachoeirinha 3. 2006 - 2015

OBS: a data prevista leva em consideração a exeqüibilidade da obra em função dos critérios estabelecidos como premissas neste estudo.

* – obras já autorizadas ou licitadas.

6.2.4 Análise de desempenho da Rede Básica

Considerando o programa de obras previsto para atendimento ao Estado, foram feitas as seguintes verificações.

Análise em Regime Normal

Perfil de tensão

(39)

Fluxo em linhas e transformadores

No período de 2006 a 2008 os transformadores e as LT’s da Região de Cidade Industrial e Scharlau apresentam sobrecargas cuja solução está apontada no estudo da Região do Vale dos Sinos, CCPE / CTET – 005.2005, porém conforme premissas estabelecidas neste plano decenal, o ano de entrada em operação previsto é 2009.

Ressalta-se que a partir do ano de 2006 a região de Gravataí e Litoral Norte apresentam problemas localizados de controle de tensão e de sobrecargas em transformadores e linhas de transmissão, sendo a solução apontada no estudo das Regiões Gravataí e Litoral Norte - CCPE / CTET – 032.2004, porém conforme premissas estabelecidas neste plano decenal, o ano de entrada em operação previsto é 2008.

A partir de 2013, a transformação 230/23kV 50MVA da SE Gravataí 2, que atende carga das distribuidoras RGE e AES-SUL, começa a apresentar sobrecarga. Porém, com a entrada em operação da SE Gravataí 3 (TR 69/23) e também a instalação de mais um transformador 138/23kV na SE Cachoeirinha (DIT), esta sobrecarga deverá ser eliminada.

São encontrados problemas de tensão no atendimento às regiões de Santa Maria e Alegrete, Faxinal e Agudo, Quaraí e Harmonia, sobrecarga nos transformadores das SE’s Lageado 2, Santa Cruz 1 e Santa Maria 1 bem como sobrecarga nas LT’s 138kV Jacuí – Santa Maria 1 e 69kV Alegrete 1 – Alegrete 2. A ELETROSUL, a CEEE-T e a AES-Sul estão desenvolvendo análises conjuntas no âmbito da EPE para regiões Central e Oeste do estado que visam a solução destes problemas.

A partir de 2011 a LT 69kV Santa Marta – Carazinho (DIT) apresenta sobrecarga em regime normal de operação sem solução prevista para este problema.

Na região Metropolitana de Porto Alegre, no período de 2007 a 2008, ocorre sobrecarga no transformador da SE PAL 6 230 / 13kV bem como a partir do ano de 2013.

A região sul do Rio Grande do Sul apresenta sobrecarga no transformador da SE Pelotas 4 138/69kV a partir de 2009 em patamares de carga pesada e média e, também, sobrecarga na LT Pelotas 1 – Pelotas 3 138kV a partir de 2010 nos mesmos patamares, sem solução para estes problemas.

Foi observado sobrecarga em torno de 10% em regime normal na LT 230kV Foz do Chapecó – Guarita (lim = 260MVA) nos patamares de carga pesada e média a partir da operação plena da UHE Foz do Chapecó em condição de despacho da energia assegurada da UTE Uruguaiana (217MW). A solução para esta violação deverá ser tratada no estudo de atendimento elétrico a região Noroeste do estado do Rio Grande do Sul.

Análise em Emergência

Para o período 2006 a 2009 está prevista a adequação da configuração das subestações Guaíba 2, Santa Cruz 1, Lajeado 2, Missões, São Vicente e SE Canoas 1, ligadas em derivação simples, evitando cortes de carga quando da perda da linha da qual derivam.

(40)

Tabela 6.2.4 Contingências em Linhas de Transmissão 230 KV Contingência LT’s 230kV Verificação 1. Caxias – Taquara 2. Gravataí 2 – Fibraplac 3. Fibraplac – Osório 2

Carga Pesada/Média – Sobrecarga nos transformadores 230/138kV da Cidade

Industrial de 13% em 2006 e alcançando 60% em 2008 na contingência Caxias – Taquara e subtensão em Osório 2 230kV e Taquara 230 KV.

Solução: Entrada da Subestação Scharlau 2 em 2009 e Cachoeirinha 3 em 2011

previstas no estudo - CCPE / CTET – 005.2005.

4. Cid. Indust. – Camaquã

Carga Pesada/Média – atendimento deteriorado nas regiões de Guaíba 2,

Eldorado e Camaquã.

Solução: Implantação da LT 230kV Porto Alegre 9 – Camaquã nov/2006 prevista

no PAR / PDET 2004 - 2007, porém, em função das dificuldades ambientais, esta solução deverá ser reavaliada.

5. Cid. Indust. – Pelotas 3 6. P. Médici – Quinta 7. Pelotas 3 – Quinta

Carga Pesada/Média – Sobrecarga na LT Pelotas 1 – Pelotas 3 138kV de 6%

em 2010 aumentando para 25% em 2015.

8. D. Francisca – S. Maria 3 9. Alegrete 2 – S. Vicente 10. S. Maria 3 – S. Vicente

Carga Pesada/Média – Sobrecarga de 2,5% a 33% no transformador 230/69kV

da Subestação Alegrete 2, além de subtensão nas barras de 69kV conectadas a Santa Maria 3 em 2007 e 2008.

Solução: Entrada do 2° Transformador 230/69kV – 83MVA

prevista para entrada em 2009 - PDET 2005 – 2009 (CCPE/GTPI - 2004-2013). O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste reavalia a solução deste problema.

11. Farroupilha – Monte Claro

Carga Pesada/Média – Sobrecarga a partir de 2012 na LT 230kV Monte Claro –

Farroupilha remanescente da ordem de 10% na condição de despacho pleno das usinas do complexo do CERAN.

12. Gravataí 2 – P. Alegre 10 13. P. Alegre 6 - P. Alegre 4

Carga Pesada/Média – Com a elevação da carga no verão ocorre sobrecarga

nas LT’s Gravataí 2 - P. Alegre 10 e P. Alegre 6 - P. Alegre 4.

Solução: Previsão para entrada em operação comercial da LT 230kV Porto

(41)

continuação

14. Lagoa Vermelha – Barra Grande

Carga Pesada – Em 2013 fez necessário ajustar a tensão de Lagoa Vermelha,

para adequar a tensão desta barra para atendimento mínimo adequado. Para 2015, tem-se tensão na barra de Lagoa Vermelha inferior a 0.9pu.

15. Monte Claro – Garibaldi

Carga Pesada/Média – Sobrecarga a partir de 2010 nas LT’s 230kV Farroupilha

– Monte Claro LT1 e LT2 da ordem de 10% na condição de despacho pleno das usinas do complexo do CERAN. Em 2012, patamar de carga média, verifica-se sobrecarga de 20%.

Tabela 6.2.5 Contingências em Linhas de Transmissão DIT’s

Contingência LT’s 138kV Verificação

1. Cachoeir. 1 – Sapucaia 2. S. Leopoldo – Sapucaia

Carga Pesada/Média – Sobrecarga de 22% a 50% nos transformadores 230 /

138kV da Subestação Cidade Industrial em 2007 e 2008.

Solução: Ampliação da Subestação Scharlau em 2009 e entrada da SE

Cachoeirinha 3 em 2011, previstas no estudo - CCPE / CTET – 005.2005.

3. Pelotas 1 – Pelotas 3

Carga Pesada/Média – Sobrecarga de 20% no transformador 138/69kV da

Subestação Pelotas 1 a partir de 2008 alcançando 60% em 2015.

4. S. Maria 1 - Alegrete

Carga Pesada – Sobrecarga de 12% na LT 138kV Jacuí – Santa Maria 1 a partir

de 2014.

Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste avalia a solução

(42)

Tabela 6.2.6 Contingências em Transformadores de Fronteira

Contingência

TR’s Fronteira

Verificação

1. SE 230/138kV Cidade Industrial

Carga Pesada/Média – Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga

acima de 75% no transformador remanescente de 2006 a 2008. Além disto também há sobrecarga de 2,5% a 20% no transformador 230 / 138kV da Subestação Taquara em 2007 e 2008.

Solução: Entrada da Subestação Scharlau 2 em 2009 e Cachoeirinha 3 em

2011, previstas no estudo - CCPE / CTET – 005.2005.

2. SE 230/138kV Lagoa Vermelha

Carga Pesada/Média – Na perda do transformador da SE Lagoa Vermelha

ocorre sobrecarga de 6% a 12% nos transformadores 230/138 da SE Santa Marta em 2006 e 2007 e reaparece a partir de 2013 em função do crescimento da carga, alcançando 25% de sobrecarga em 2015.

Solução: Entrada em operação da LT 138kV Erechim 2 – Tapejara – Lagoa

Vermelha 2 em 2008 pertencente a distribuidora RGE prevista no Estudo da Expansão das Regiões de Caxias, Farroupilha e Garibaldi – CCPE – CTET.005.2003.

3. SE 230/138kV Passo Real

Carga Pesada/Média – Na perda deste transformador ocorre sobrecarga de até

30% na LT 138kV Jacuí – Santa Maria 1 até o ano de 2014 com Intercâmbio Sul - Sudeste.

4. SE 230/138kV Pelotas 3

de 12% a 90% no transformador remanescente a partir de 2006.

5. SE 230/138kV Santa Marta

de 12 % a 40% no transformador remanescente a partir de 2010.

6. SE 230/138kV Taquara

7. SE 230/69kV Pólo Petroquímico

de 10% a 70 % nos transformadores 230/138kV da Subestação Cidade Industrial de 2006 a 2008.

A partir de 2013, com a entrada do 2° transformador 230/138kV – 150MVA na SE Taquara, na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga acima de 15% no transformador remanescente.

Solução: Para SE Cidade Industrial é ampliação da Subestação Scharlau em

2009 e entrada da SE Cachoeirinha 3 em 2011 previstas no estudo - CCPE / CTET - 005.2005.

Para SE Taquara não há solução.

8. SE 230/69kV Bagé 2

de 5% a 40% no transformador remanescente. A partir de 2009 sob carga pesada e a partir de 2012 sob carga média e pesada.

9. SE 230/69kV Camaquã

Carga Média – Na perda de um dos transformadores ocorre sobrecarga de 5% a

(43)

continuação

10. SE 230/69kV Caxias 2

Carga Pesada/Média – Na perda deste transformador ocorrerá sobrecarga de

15% a 35% no transformador 230 / 69kV da SE Caxias 5 até 2009.

Solução: Entrada da Subestação Caxias 6 em 2010 prevista no estudo – CCPE/

CTET.005.2003.

11. SE 230/69kV Garibaldi

no transformador remanescente de 2006 a 2010.

Solução: Entrada da Subestação Farroupilha 2 230/69kV em 2011 prevista no

prevista no estudo - CCPE / CTET.005.2003.

12. SE 230/69kV Gravataí 2

de 20% a 60% no transformador remanescente de 2006 a 2008.

Solução: Entrada da SE Gravataí 3 em 2009 prevista no PAR / PDET 2004 para

2007 (estudo - CCPE / CTET - 005.2005) e adequação das LT’s nesta região.

13. SE 230/69kV Guarita

de 20% a 100% no transformador remanescente em todo o período de estudo.

14. SE 230/69kV Lageado 2

de 7% a 20% nos transformadores remanescentes a partir de 2012.

Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste analisa a

solução deste problema.

15. SE 230/69kV Maçambará

Solução: O estudo de atendimento das regiões Central e Oeste avalia a solução

deste problema.

16. SE 230/69kV Santa Cruz

17. SE 230/69kV Santa Rosa

18. SE 230/69kV São Borja

19. SE 230/69kV Uruguaiana 5

no transformador remanescente de 2006 a 2008.

Solução: Entrada do 3° transformador 230/69kV – 83MVA em 2009