PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS NA REDE BÁSICA PERÍODO 2004 A 2006 VOLUME II

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PLANO DE AMPLIAÇÕES E

REFORÇOS NA REDE BÁSICA

PERÍODO 2004 A 2006

VOLUME II

Operador Nacional do Sistema Elétrico Presidência

Rua da Quitanda 196/24º andar, Centro 20091-005 Rio de Janeiro RJ

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS 2.1.036/2003

PLANO DE AMPLIAÇÕES E

REFORÇOS NA REDE BÁSICA

PERÍODO 2004 A 2006

VOLUME II

PARECERES TÉCNICOS E

CRONOGRAMA DE GERAÇÃO

Aprovado pelo Conselho de

Administração em 26 de Maio de 2003

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Sumário

1 Introdução 7

2 Pareceres Técnicos das Instalações

Propostas para a Região Sul e Mato Grosso

do Sul 10

2.1 SE Caxias 525/230 kV - 3º banco de

autotransformadores 11 2.2 SE Gravataí 525/230 kV - 4º banco de

autotransformadores 15 2.3 SE Alegrete 2 e Subestação da UTE

Uruguaiana 18 2.4 SE Campos Novos 525/230 kV - 2º banco de

autotransformadores 20 2.5 LT 525 kV Campos Novos – Blumenau C2 29 2.6 LT 230 kV Gralha Azul – Distrito Industrial

São José dos Pinhais 34

2.7 SE Curitiba 525/230 kV - 3º banco de

autotransformadores 39 2.8 LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho:

troca do condutor 44

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

autotransformadores 49 2.10 Curitiba - Conexões para reatores de 525 kV 52 2.11 LT 230 kV Bateias – Campo Comprido –

Recapacitação 55 2.12 LT 230 kV Cascavel Oeste – Cascavel C3 58 2.13 LT Cascavel Oeste – Guaíra e Guaíra–

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2.14 LT Porto Primavera – Dourados, 230 kV e SE

Porto Primavera 440/230 kV 69

2.15 Adequações em Subestações da Eletrosul 74 3 Pareceres Técnicos das Instalações

Propostas para as Regiões Sudeste e

Centro-Oeste 77 3.1 LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti– C3 e C4 /

LT 345 kV Itapeti – Nordeste C1 78 3.2 SE Oeste 440/88 kV - seccionamento da LT

440 kV Bauru – Embu Guaçu 81

3.3 Araraquara 440 kV - Reator manobrável de

barra 83 3.4 SE Assis 440/230 kV - Instalação de

conexões para reator 85

3.5 SE Sumaré 440 kV - Reator manobrável de

barra 90 Mvar / 440 kV 87

3.6 SE Anhangüera 345/230 kV 89

3.7 LT Cachoeira Paulista – Santa Cabeça 230 kV / SE Cachoeira Paulista 230 kV –

350 MVA 91

3.8 SE Tijuco Preto 750/345 k – 4º banco de

autotransformadores 95 3.9 Campinas 500/345/138 kV - 2º banco de auto

transformadores 98 3.10 Edgard de Souza 230/88 kV - Substituição

de três disjuntores 230 kV 100

3.11 Interlagos 345/230 kV - Substituição de dois

disjuntores 230 kV 102

3.12 SE Cachoeira Paulista 500 kV - Reator

manobrável 104 3.13 SE Angra 500 kV - Reator manobrável 107

(5)

3.15 LT 345 kV Macaé – Campos, 3º cicuito 113 3.16 SE Vitória 345 kV – Compensador estático 117 3.17 LT 345 kV Ouro Preto - Vitória - Dois

reatores de linha 119

3.18 LT 345 kV Irapé – Montes Claros 121 3.19 LT 345 kV Itutinga – Juiz de Fora 124 3.20 SE Itumbiara 500 kV - Reator manobrável 128 3.21 SE: Marimbondo 500 kV - Reator de barra

manobrável 131 3.22 LT 345 kV Furnas– Pimenta 2º circuito 134 3.23 LT 230 kV Coxipó – Cuiabá – Rondonópolis 137 3.24 LT 500 kV Cuiabá-Itumbiara 142 3.25 SE Samambaia 500/230 kV – 3º banco de

autotransformadores 148 3.26 Adequações em Subestações da Cemig 151 3.27 Adequações em Subestações da Cteep 156 3.28 Adequações em Subestações de Furnas 160 4 Pareceres Técnicos das Instalações

Propostas para as Regiões Norte e Nordeste 168 4.1 SE Fortaleza II 500 kV - 3º AT 500/230 kV e

3º link Fortaleza – Fortaleza II 169 4.2 SE Fortaleza II 500 kV - Adequação 172 4.3 SE Messias 500 kV - Adequação 174 4.4 SE Messias 500 kV - Adequação (2) 176 4.5 SE Sobral III 500 kV - Adequação 178 4.6 SE Boa Esperança 500 kV - Adequação 180 4.7 SE Mirueira 230 kV - Adequação 182

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4.8 LT 230 kV Milagres – Coremas C2 185

4.9 SE Narandiba 230 kV 187

4.10 LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde C3 189 4.11 SE Teresina II 500 kV - Adequação 191 4.12 SE Recife II 500 kV - Adequação 193 4.13 SE Paulo Afonso IV 500 kV - Adequação 194 4.14 SE Natal II 230 kV - Adequação 196 4.15 SE Natal II 230 kV - Adequação (2) 197 4.16 SE Fortaleza 230 kV - Adequação 200 4.17 SE Campina Grande II 230 kV - Adequação 201 5 Programa de Geração Considerado 202

5.1 ANO 2003 202

5.2 ANO 2004 205

5.3 ANO 2005 206

5.4 ANO 2006 207

(7)

1

Introdução

Neste Volume II do PAR 2004-2006 estão apresentados os pareceres técnicos para as instalações da Rede Básica propostas no Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica, cuja concessão ainda não foi equacionada pela Aneel. São tratadas neste documento apenas as obras que ainda não tiveram o parecer técnico encaminhado àquela Agência pelo ONS. A apresentação dos pareceres técnicos tem por objetivo subsidiar os processos de autorização e de licitação a serem conduzidos pela Aneel.

Ressalta-se que, as justificativas técnicas para as obras incluídas no PAR 2004-2006 determinadas por novas conexões de distribuidoras, consumidores livres ou de geradores estão sendo tratadas nos respectivos Pareceres de Acesso, não integrando este documento.

O conjunto de propostas contidas na presente versão do documento será submetido a um permanente acompanhamento e atualização, visando incorporar mudanças dos condicionantes adotados nos estudos, tais como: contexto de oferta (geração e importação) e demanda (mercado e exportação) sinalizado pelos Agentes, novas solicitações de acesso, proposições de expansão por parte dos Agentes, restrições operativas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica e Energética, informações do Mercado Atacadista de Energia - MAE, instrumentos contratuais estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao uso e à conexão ao sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção, à autorização para importação e exportação de energia e aos padrões de desempenho estabelecidos no Módulo 2 dos Procedimentos de Rede.

O desenvolvimento dos estudos que resultaram no Plano de Ampliações e Reforços proposto teve como condicionantes os valores de previsão de carga estabelecidos pelos Agentes no quarto trimestre do ano 2002. De maneira geral, os valores de carga previstos no período deste PAR estão abaixo daqueles considerados na elaboração do PAR 2003-2005, representando, com a exceção da Região Norte, um deslocamento de cerca de um ano.

A data de necessidade de cada obra, bem como as conclusões concernentes às condições de atendimento do Sistema Interligado Nacional, estão condicionadas a esses valores de previsão do crescimento da carga. Caso a evolução da demanda ocorra em patamares acima daqueles considerados neste PAR, os problemas identificados serão antecipados, reforçando a importância de que todas as providências relacionadas neste documento sejam desenvolvidas com a maior brevidade possível.

(8)

Para facilitar o entendimento do texto e das tabelas, as siglas usadas, com seus significados, estão listadas a seguir:

Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas

SIGLA DESCRIÇÃO

AT autotransformador BC banco de capacitores

C1/ C2 circuito 1/ circuito 2 de linha de transmissão

CAET Comitê de Acompanhamento dos Empreendimentos Termelétricos CAEX Comitê de Acompanhamento da Expansão (MME)

CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos

CD circuito duplo

CE compensador estático CLP controlador lógico programável

CPST contrato de prestação do serviço de transmissão CS circuito simples

CT conexão de transformador/autotransformador

CTST Comitê Técnico de Sistemas de Transmissão (extinto) CUST contrato de uso do sistema de transmissão

EAT extra alta tensão

ECE esquema de controle de emergência ECG esquema de corte de geração EL entrada de linha

ERAC esquema regional de alívio de carga FMG fluxo área Minas Gerais

FO filtro de onda FRJ fluxo área Rio de Janeiro FSE fluxo região Sudeste FSM fluxo Serra da Mesa FSUL exportação do Sul

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SIGLA DESCRIÇÃO

GCOI Grupo Coordenador da Operação Interligada (extinto) GCPS Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico (“) GTCP GT para Estabelecimento de Critérios de Planejamento (“)

GTP Grupo de Trabalho de Proteção (“)

LT linha de transmissão MAE Mercado Atacadista de Energia

PAR Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica PDET Programa Determinativo de Expansão da Transmissão PPS proteção contra perda de sincronismo

PPT programa prioritário de termeletricidade RAP relatório de análise de perturbação RSE recebimento pelo Sudeste

RSUL recebimento pelo Sul SE subestação

SIL potência característica da linha (“surge impedance load”) SIN sistema interligado nacional

TC transformador de corrente TP transformador de potencial TR transformador

UEO usina eólica

UF unidade da federação UHE usina hidrelétrica UNE usina nuclear UTE usina termelétrica

(10)

2 Pareceres Técnicos das Instalações Propostas para a Região Sul e Mato Grosso do Sul

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2.1 SE Caxias 525/230 kV - 3º banco de autotransformadores

Reforços na Rede Básica

SE CAXIAS 525/230 kV PROPRIETÁRIO DA SE:

ELETROSUL

EQUIPAMENTOS: 3º banco de

autotransformadores 525/230 kV 3x224 MVA

DATA NECESSIDADE:

FEVEREIRO/2005

ÁREA ATENDIDA: Região Serrana do Rio Grande do Sul (Caxias)

JUSTIFICATIVA TÉCNICA:

SITUAÇÃO ATUAL

A rede de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul é composta por três linhas, das quais duas chegam às subestações de 525/230 kV de Gravataí (3x672 MVA) e Caxias (2x672 MVA), provenientes da SE Itá, e uma terceira que, partindo da SE Campos Novos, é secionada na SE Caxias, terminando na SE Gravataí. Completa este sistema a subestação de Santo Ângelo (672 MVA, 525/230 kV), atendida pelo seccionamento da linha de 525 kV que serve à conexão do primeiro módulo da conversora de Garabi com a SE Itá.

Figura 2.1-1 – Mapa eletrogeográfico

Campos Novos

Passo do Meio

Lageado Grande

Itá

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Os centros de carga da Região Metropolitana de Porto Alegre (SE Gravataí) e da região nordeste do Rio Grande do Sul são atendidos pelas subestações 525/230 kV de Gravataí e Caxias, respectivamente. Na Tabela 2.1-1 a seguir é apresentada a evolução da carga na área de influência destas duas subestações de Gravataí e Caxias, conforme a previsão do PAR 2004-2006, comparada com a previsão do ciclo anterior do PAR, verificando-se expressivo crescimento da carga atendida, com aumento da componente reativa.

Tabela 2.1-1 – Previsão de cargas na área de influência da SE Caxias e da SE Gravataí

Na Tabela 2.1-2 são registrados os resultados da simulação de diversos cenários de intercâmbio regional e despacho nas usinas hidroelétricas do Rio Grande do Sul e na UTE Canoas, visando quantificar sua influência no carregamento da transformação da SE Caxias.

Em condição normal de operação os bancos de autotransformadores monofásicos 525/230 kV da SE Caxias apresentam carregamento próximo a 70% da sua capacidade nominal, ultrapassando este patamar para a situação de Intercâmbio do Sudeste para o Sul de 4.000 MW na carga média de verão. Quando da indisponibilidade do autotransformador 2 da SE Caxias (que tem a maior impedância), os resultados da simulação indicam sobrecarga no autotransformador remanescente dessa subestação, que chega a 13% em 2005 e 21% em 2006. Se ocorrer simultaneamente a parada total da UTE Canoas nesta mesma situação a sobrecarga sobe para 16% em 2005 e 24% em 2006.

Tabela 2.1-2 – Carregamento da SE Caxias 525/230 kV em condição normal e emergência

Junho-2004-Pesada Fevereiro-2005-Pesada Fevereiro-2005-Média PAR 03-05 PAR 04-06 % PAR 03-05 PAR 04-06 % PAR 03-05 PAR 04-06 %

MW 1064 1297 1140 1225 1212 1378 SE Gravataí Mvar 161 453 171 429 352 549 MVA 1076 1374 128% 1153 1298 113% 1262 1483 118% MW 668 664 668 639 824 818 SE Caxias Mvar 10 49 3 21 199 209 MVA 668 666 668 639 848 844 MW 1732 1961 1808 1864 2036 2196 T O T A L Mvar 171 502 174 450 551 758 MVA 1744 2040 117% 1821 1937 106% 2110 2327 110% ÁREA DE INFLUÊNCIA SE 525/230 kV

(13)

Na Tabela 2.1-3 são registrados os resultados da simulação da perda da linha 525 kV Caxias – Gravataí para a situação de carga média de verão com intercâmbio do Sudeste-Sul de 4000 MW, verificando-se sobrecarga nos dois transformadores de 672 MVA da subestação Caxias, de 7% em 2005 e 16% em 2006.

Tabela 2.1-3 – Indisponibilidade da LT 525 kV Caxias - Gravataí

SOLUÇÃO PROPOSTA

A solução proposta é a implantação de mais um banco de autotransformadores

Condição Normal

TR-1 TR-2 TR-1 TR-2

Caso Intercâmbio MVA % MVA % MVA % MVA %

2005 Médio(S-SE) 428 64% 420 63% 738 110% UTE 2006 (1300 MW) 448 67% 440 65% 776 115% Canoas = 2005 Elevado(SE-S) 444 66% 436 65% 761 113% 160 MW 2006 (4000 MW) 472 70% 463 69% 811 121% 2005 Elevado(S-SE) 403 60% 396 59% 692 103% 2006 (3500 MW) 437 65% 430 64% 757 113% 2005 Médio(S-SE) 441 66% 433 64% 756 113% UTE 2006 (1300 MW) 462 69% 454 68% 795 118% Canoas = 2005 Elevado(SE-S) 458 68% 450 67% 782 116% 0 MW 2006 (4000 MW) 489 73% 480 71% 834 124% 2005 Elevado(S-SE) 416 62% 408 61% 711 106% 2006 (3500 MW) 451 67% 443 66% 776 115% Configuração Indisponibilidade do TR-2 TR-1 TR-2 TR-1 TR-2

Caso Intercâmbio MVA % MVA % MVA % MVA %

2005 Médio(S-SE) 414 62% 407 61% 643 96% 631 94% c/UTE 2006 (1300 MW) 434 65% 426 63% 698 104% 686 102% Canoas 2005 Elevado(SE-S) 427 64% 419 62% 713 106% 700 104% 2006 (4000 MW) 454 68% 446 66% 769 114% 755 112% 2005 Elevado(S-SE) 390 58% 383 57% 595 89% 585 87% 2006 (3500 MW) 423 63% 416 62% 667 99% 655 97% 2005 Médio(S-SE) 424 63% 417 62% 620 92% 609 91% s/UTE 2006 (1300 MW) 445 66% 437 65% 713 106% 700 104% Canoas 2005 Elevado(SE-S) 439 65% 431 64% 733 109% 719 107% 2006 (4000 MW) 468 70% 460 68% 713 106% 700 104% 2005 Elevado(S-SE) 400 60% 393 58% 612 91% 601 89% 2006 (3500 MW) 435 65% 427 64% 683 102% 671 100%

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monofásicos 525/230 – 3x224 MVA na SE Caxias em fevereiro de 2005. CONCLUSÃO

Conclui-se que a implantação do terceiro banco de autotransformadores monofásicos 525/230 kV – 3x224 MVA na SE Caxias permitirá eliminar a sobrecarga no transformador remanescente devido à perda de um dos transformadores, além das sobrecargas nos dois transformadores devido à indisponibilidade da LT 525 kV Caxias – Gravataí, para o período analisado no PAR 2004-2006.

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

(Taxa: US$/R$= 1,76) TR 525/230 kV – 3x224 MVA:...9.067,00 CT 525 kV:...2.956,00 CT 230 kV:...1.235,00 Total: ...13.258,00 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS:

Serão fornecidas posteriormente.

OBSERVAÇÕES GERAIS:

O valor estimado do investimento é de R$ 13.258.000,00, conforme Custos Eletrobrás de junho/1999.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

ONS, Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica - Período 2004 a 2006, junho/2003

(15)

2.2 SE Gravataí 525/230 kV - 4º banco de autotransformadores

Reforços na Rede Básica

SE GRAVATAÍ 525/230 kV PROPRIETÁRIO DA SE:

ELETROSUL

DATA NECESSIDADE:

FEVEREIRO/2005

ÁREA ATENDIDA: Região Metropolitana de Porto Alegre

SITUAÇÃO ATUAL

A rede de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul é composta por três linhas, das quais duas chegam às subestações de 525/230 kV de Gravataí (3x672 MVA) e Caxias (2x672 MVA), provenientes da SE Itá, e uma terceira que, partindo da SE Campos Novos, é secionada na SE Caxias, terminando na SE Gravataí. Completa este sistema a subestação de Santo Ângelo (672 MVA, 525/230 kV), atendida pelo seccionamento da linha de 525 kV que serve à conexão do primeiro módulo da conversora de Garabi com a SE Itá.

Figura 2.2-1 – Mapa eletrogeográfico

Campos Novos

Passo do Meio

Lageado Grande

Itá

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Os centros de carga da Região Metropolitana de Porto Alegre (SE Gravataí) e da região nordeste do Rio Grande do Sul são atendidos pelas subestações 525/230 kV de Gravataí e Caxias, respectivamente. Na Tabela 2.2-1 a seguir é apresentada a evolução da carga na área de influência destas duas subestações de Gravataí e Caxias, conforme a previsão do PAR 2004-2006, comparada com a previsão do ciclo anterior do PAR, verificando-se expressivo crescimento da carga atendida, com aumento da componente reativa.

Tabela 2.2-1 – Previsão de cargas na área de influência da SE Gravataí e da SE Caxias

Na Tabela 2.2-2 são registrados os resultados da simulação de diversos cenários de intercâmbio regional e despacho nas usinas hidroelétricas do Rio Grande do Sul e na UTE Canoas, visando quantificar sua influência no carregamento da transformação da SE Gravataí.

Em condição normal de operação os bancos de autotransformadores monofásicos 525/230 kV da SE Gravataí apresentam carregamento acima de 70% da sua capacidade nominal, ultrapassando 80% para a situação de Intercâmbio do Sudeste para o Sul de 4000 MW na carga média de verão. Quando da indisponibilidade do autotransformador 1 da SE Gravataí, os resultados da simulação indicam sobrecargas nas unidades remanescentes desta subestação, que chega a 14% em 2005 e 21% em 2006. Se ocorrer simultaneamente a parada total da UTE Canoas nesta mesma situação a sobrecarga sobe para 19% em 2005 e 25% em 2006.

Junho-2004-Pesada Fevereiro-2005-Pesada Fevereiro-2005-Média PAR 03-05 PAR 04-06 % PAR 03-05 PAR 04-06 % PAR 03-05 PAR 04-06 %

MW 1064 1297 1140 1225 1212 1378 SE Gravataí Mvar 161 453 171 429 352 549 MVA 1076 1374 128% 1153 1298 113% 1262 1483 118% MW 668 664 668 639 824 818 SE Caxias Mvar 10 49 3 21 199 209 MVA 668 666 668 639 848 844 MW 1732 1961 1808 1864 2036 2196 T O T A L Mvar 171 502 174 450 551 758 MVA 1744 2040 117% 1821 1937 106% 2110 2327 110% ÁREA DE INFLUÊNCIA SE 525/230 kV

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Tabela 2.2-2 – Carregamento da SE Gravataí 525/230 kV em condição normal e Emergência

TR-1 TR-2 TR-3 TR-1 TR-2 TR-3

Caso Intercâmbio MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA %

2005 Médio(S-SE) 457 68% 489 73% 458 68% 691 103% 646 96% UTE 2006 (1300 MW) 487 72% 522 78% 488 73% 738 110% 690 103% Canoas = 2005 Elevado(SE-S) 508 76% 544 81% 509 76% 766 114% 716 107% 160 MW 2006 (4000 MW) 540 80% 578 86% 541 81% 812 121% 760 113% 2005 Elevado(S-SE) 421 63% 451 67% 422 63% 639 95% 597 89% 2006 (3500 MW) 460 68% 493 73% 461 69% 698 104% 652 97% 2005 Médio(S-SE) 488 73% 523 78% 489 73% 736 110% 688 102% UTE 2006 (1300 MW) 519 77% 555 83% 519 77% 782 116% 732 109% Canoas = 2005 Elevado(SE-S) 536 80% 574 85% 536 80% 803 119% 751 112% 0 MW 2006 (4000 MW) 564 84% 604 90% 565 84% 841 125% 786 117% 2005 Elevado(S-SE) 454 68% 486 72% 455 68% 686 102% 641 95% 2006 (3500 MW) 494 74% 529 79% 495 74% 747 111% 698 104%

Configuração Condição Normal Indisponibilidade do TR -1

SOLUÇÃO PROPOSTA

A solução proposta é a implantação de mais um banco de autotransformadores monofásicos 525/230 – 3x224 MVA na SE Caxias em fevereiro de 2005.

CONCLUSÃO

Conclui-se que a implantação do quarto banco de autotransformadores monofásicos 525/230 kV – 3x224 MVA elimina a sobrecarga nos transformadores remanescentes devido à perda de um dos transformadores, para o período analisado no PAR 2004-2006.

(Taxa: US$/R$= 1,76) TR 525/230 kV – 3x224 MVA:...9.067,00 CT 525 kV:...2.956,00 CT 230 kV:...1.235,00 Total: ...13.258,00 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS:

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2.3 SE Alegrete 2 e Subestação da UTE Uruguaiana

Reforços na Rede Básica

SE: ALEGRETE 2 E SUBESTAÇÃO DA UTE

URUGUAIANA

PROPRIETÁRIO DA SE:

CEEE Transmissão e AES Uruguaiana

EQUIPAMENTOS: Módulos de linha para a LT

230 kV UTE Uruguaiana - Alegrete 2

DATA NECESSIDADE:

JUNHO/2004

ÁREA ATENDIDA: Oeste do Rio Grande do Sul

De acordo com Ofício ANEEL SRT N°006 /2002 passarão a compor a Rede Básica a LT 230 kV UTE Uruguaiana - Alegrete 2, circuito duplo, a LT 230 kV UTE Uruguaiana - Uruguaiana 5, circuito simples, e o setor de 230 kV da subestação da UTE Uruguaiana, que foram construídas pela AES Uruguaiana Ltda. Estão em andamento tratativas para cessão de uso ou doação destas instalações para a CEEE Transmissão.

A LT 230 kV UTE Uruguaiana - Alegrete 2 é de circuito duplo, mas tem seus dois circuitos conectados ao mesmo disjuntor em cada subestação terminal.

Conforme demonstra análise realizada no PAR 2004-2006, a perda dos dois circuitos desta linha continuará sendo a contingência mais severa na Rede Básica do oeste do Rio Grande do Sul, mesmo após a entrada em operação das novas linhas de 230 kV previstas para aquela região, já licitadas e autorizadas pela ANEEL. A situação mais restritiva resulta da coincidência da importação de 2.000 MW da Argentina por Garabi com o despacho mínimo das usinas hidrelétricas do Rio Jacuí e Passo Fundo (geração total de 235 MW), no patamar de carga pesada de inverno. Se nesta situação ocorrer a contingência citada, haverá ultrapassagem da capacidade operativa da LT 230 kV Uruguaiana 5 – Alegrete 2 (270 MVA) para despachos na UTE Uruguaiana acima de 540 MW em 2005 e de 550 MW em 2006.

SOLUÇÃO PROPOSTA

Propõe-se a construção dos módulos de linha na SE Alegrete 2 e na subestação da UTE Uruguaiana para possibilitar operação individualizada dos dois circuitos da LT 230 kV UTE Uruguaiana – Alegrete 2.

(19)

CONCLUSÃO

A individualização dos dois circuitos da linha em referência evitará sua perda simultânea, que na atual configuração é incondicional. Melhorará também a flexibilidade operativa, para controle de tensão e manutenção.

CUSTOS DE REFERÊNCIA: (R$ mil), (Taxa de câmbio: R$/US$= 1,76)

2 EL 230 kV = 2x2006 Total:: 4.012

CARACTERÍSTICAS BÁSICAS:

Serão informadas posteriormente

ONS, Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica - Período 2004 a 2006, Jun/2003

ANEEL, A Ofício ANEEL SRT N°006 /2002, Jan/2002 ELETROBRÁS, Referência de Custos, Jun/1999

(20)

2.4 SE Campos Novos 525/230 kV - 2º banco de autotransformadores

Reforços na Rede Básica

SE CAMPOS NOVOS, 525/230 kV PROPRIETÁRIO DA SE:

ELETROSUL

autotransformadores monofásicos 525/230 kV 3x224 MVA (em substituição ao banco de 3x112 MVA)

JUNHO/2005

ÁREA ATENDIDA: Regiões Oeste e Planalto de Santa Catarina

A SE Campos Novos conta atualmente com um banco de autotransformadores monofásicos com capacidade de 336 MVA, 525/230 kV, estando prevista a entrada em operação a partir de junho/2003 de um segundo banco de autotransformadores, de 672 MVA, com uma unidade reserva de 224 MVA.

Com essas duas unidades, são atendidos plenamente os requisitos de confiabilidade do sistema, no ano de 2004, mesmo no caso de indisponibilidade do transformador de maior porte. Na mesma contingência em fevereiro de 2005, carga média, com intercâmbio Sul para Sudeste de 1300 MW, 672 MVA, ocorre, sobrecarga de 10,4% na unidade menor, que poderá chegar a 23,2% no caso de despachos reduzidos nas hidrelétricas de Salto Osório e Passo Fundo, na condição de intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000MW.

A partir de 2006, há inversão do sentido de fluxo nessa transformação, que passa a atuar como elevadora, de 230 kV para 525 kV, para escoar a geração da UHE Campos Novos (880MW) e da UHE Barra Grande (690 MW), que serão conectadas no barramento de 230 kV da SE Campos Novos. A configuração futura da SE Campos Novos com a integração das duas usinas é apresentado na Figura 2.4-1:

(21)

Figura 2.4-1 – Diagrama simplificado da SE Campos Novos Campos Novos UHE Barra Grande TR2 672 MVA 336 MVATR1 Blumenau Areia Caxias Machadinho 4X 150 MVA UHE Campos Novos Lages Lagoa Vermelha Sta. Marta Legenda 525 kV 230 kV 138 kV

A possibilidade de antecipação das duas usinas citadas está registrada no Acompanhamento das Usinas Hidrelétricas emitido pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração da ANEEL, versão de 15/3/2003.

O cronograma estabelecido no contrato de concessão da UHE Campos Novos (Contrato nº043/2000, de 29/05/2000`) prevê a operação comercial das três unidades de 293,3 MW para março,,junho e setembro de 2006. O Consórcio Campos Novos tenciona antecipar em dois meses este cronograma. No Contrato de Concessão Nº036/2001, de 14 de maio de 2001 referente à UHE Barra Grande, o cronograma estabelecido para as três unidades de 230 MW entrarem em operação comercial era fevereiro, maio e agosto de 2007. No entanto, o Consórcio Barra Grande pretende colocar em operação as unidades em outubro/2005, janeiro/2006 e abril de 2006. Preventivamente estas antecipações foram consideradas na avaliação dos requisitos de transformação da SE Campos Novos:

(22)

Tabela 2.4-1 - Cronograma com antecipação da UHE Campos Novos e da UHE Barra Grande .2005 2006 J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D

1 2 3

4 5 6

7

(1) UHE Barra Grande – 1a_{. unidade}

(4) UHE Campos Novos – 1a_{. unidade}

(7) SE 230 kV Lages

Quando da definição da modulação da expansão da transformação 525/230 kV da SE Campos Novos, foi considerada que a unidade de 336 MVA seria substituída por outra de maior porte. A partir de fevereiro/2006 a necessidade desta substituição é verificada com esta transformação atuando como elevadora, para escoamento da potência na barra de 230 kV da SE Campos Novos

que tende a fluir em direção ao 525 kV. Os resultados das simulações obtidos para os diversos cenários de intercâmbio e geração das duas usinas estão mostrados na Tabela 2, em anexo.

Quando estiverem operando três unidades na UHE Barra Grande e duas unidades na UHE Campos Novos, a perda do transformador de 672 MVA pode resultar em sobrecarga da ordem de 80% na unidade de 336 MVA, no caso de carga média de junho/2006, o que significaria a atuação instantânea da proteção para desligamento do remanescente. Observe-se que nesta simulação foi considerada implantada a SE Lages 230/138 kV. Como até o momento não houve solicitação de acesso pela CELESC para esta subestação, simulando-se a hipótese de sua reprogramação ou cancelamento, a sobrecarga na unidade de menor porte de Campos Novos, na contingência citada, pode atingir 98%. Confirma-se, portanto a necessidade de substituição da unidade de 336 MVA por outra de 672 MVA.

(23)

SOLUÇÃO PROPOSTA

A solução proposta é a implantação de mais um banco de autotransformadores monofásicos 525/230 – 3x224 MVA na SE Campos Novos, em substituição ao banco 3x112 MVA.

CONCLUSÃO

Conclui-se que a substituição do banco de autotransformadores monofásicos 525/230 kV – 3x112 MVA elimina a sobrecarga no mesmo devido a perda da transformação 525/230 kV – 672 MVA, até a entrada em operação de três unidades da UHE Barra Grande e duas unidades da UHE Campos Novos, para o período analisado no PAR 2004-2006.

(Taxa: US$/R$= 1,76) TR 525/230 kV – 3x224 MVA:...9.067,00 CT 525 kV:...2.956,00 CT 230 kV:...1.235,00 Total: ...13.258,00 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS:

A simulação da configuração esperada para dezembro/2006, com as usinas plenamente concluídas e em despacho máximo, as duas transformações de 525/230 kV de Campos Novos com capacidade de 672 MVA e a simulação de indisponibilidade de uma das unidades conduziu aos resultados da Tabela 2.4-3, anexa.

Pelos resultados apresentados nessa tabela, seria necessário um terceiro banco de 672 MVA na SE Campos Novos, já que na indisponibilidade de um transformador observa-se carregamento na unidade remanescente de até 1.056 MVA, 157,1%. Entretanto o momento para indicação de uma terceira unidade passa pelo efetivo comprometimento dos empreendedores quanto ao cronograma antecipado das duas usinas, bem como da CELESC quanto à expansão do sistema elétrico para atendimento da região oeste de Santa Catarina, o que deverá ocorrer quando das respectivas solicitações de acesso.

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ONS/CCPE, Parecer: SE Campos Novos - 2º banco de autotransformadores 525/230 kV - 3x224 MVA, mai/2000

ANEEL /SFG,,Acompanhamento das Usinas Hidrelétricas - Versão 15/3/200, mar/2003

(25)

ANEXO

Tabela 2.4-2 Carregamento no TR1, 336 MVA, de Campos Novos na perda do TR2, 672 MVA

Configuração Intercâmbio UHE Barra _Grande UHE Campos _Novos Carregamento no TR1 MVA e% Junho/2004 Carga Pesada 1300 MW Sul Sudeste ― ― 276 MVA 82,1% Junho/2004 Carga Pesada 3360 MW Sul Sudeste ― ― 274MVA 81,5% Junho/2004 Carga Pesada 4000 MW Sudeste Sul ― ― 287MVA 85,4% Junho/2004 Carga Média 1300 MW Sul Sudeste ― ― 259MVA 77,0% Junho/2004 Carga Média 4000 MW Sul Sudeste ― ― 259MVA 77,0% Junho/2004 Carga Média 4000 MW Sudeste Sul ― ― 266MVA 79,2% Fevereiro/2005 Carga Pesada 1300 MW Sul Sudeste ― ― 317 MVA 94,3% Fevereiro/2005 Carga Pesada 3500 MW Sul Sudeste ― ― 287 MVA 85,4% Fevereiro/2005 Carga Pesada 4000 MW Sudeste Sul ― ― 371 MVA 110,4% Fevereiro/2005 Carga Média 1300 MW Sul Sudeste ― ― 371 MVA 110,4% Fevereiro/2005 Carga Média 3670 MW Sul Sudeste ― ― 335 MVA 99,7% Fevereiro/2005 Carga Média 4000 MW Sudeste Sul ― ― 414 MVA 123,2% Junho/2005 Carga Pesada 1300 MW Sul Sudeste ― ― 354 MVA 105,4% Junho/2005 Carga Pesada 3600 MW Sul Sudeste ― ― 328 MVA 97,6% Junho/2005 Carga Pesada 4000 MW Sudeste Sul ― ― 411 MVA 122,3%

(26)

Configuração Intercâmbio UHE Barra _Grande UHE Campos _Novos Carregamento no TR1 MVA e% Junho/2005 Carga Média 1300 MW Sul Sudeste ― ― 316 MVA 94,0% Junho/2005 Carga Média 4000 MW Sul Sudeste ― ― 282 MVA 83,9% Junho/2005 Carga Média 4000 MW Sudeste Sul ― ― 368 MVA 109,5% Fevereiro/2006 Carga Pesada Com SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 189 MVA 56,2% Fevereiro/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 258 MVA 76,8% Fevereiro/2006 Carga Pesada Com SE Lages 3500 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 213 MVA 63,4% Fevereiro/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 3500 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 281 MVA 83,6% Fevereiro/2006 Carga Pesada Com SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 120 MW 1 unidade 150 MW 1 unidade 225 MVA 67,0% Fevereiro/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 120 MW 1 unidade 150 MW 1 unidade 199 MVA 59,2% Fevereiro/2006 Carga Média Com SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 215 MVA 64,0% Fevereiro/2006 Carga Média Sem SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 287 MVA 85,4% Fevereiro/2006 Carga Média Com SE Lages 3550 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 163 MVA 48,5%

(27)

Configuração Intercâmbio UHE Barra _Grande UHE Campos _Novos Carregamento no TR1 MVA e% Fevereiro/2006 Carga Média Sem SE Lages 3550 MW Sul Sudeste 460 MW 2 unidades 293,3 MW 1 unidade 233 MVA 69,3% Fevereiro/2006 Carga Média Com SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 230 MW 1 unidade 293,3 MW 1 unidade 71 MVA 21,1% Fevereiro/2006 Carga Média Sem SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 230 MW 1 unidade 293,3 MW 1 unidade 63 MVA 18,8% Junho/2006 Carga Pesada Com SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 572 MVA 170,2% Junho/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 635 MVA 189,0% Junho/2006 Carga Pesada Com SE Lages 3500 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 586 MVA 174,4% Junho/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 3500 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 651 MVA 193,8% Junho/2006 Carga Pesada Com SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 230 MW 1 unidade 293,3 MW 1 unidade 125 MVA 37,2% Junho/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 230 MW 1 unidade 293,3 MW 1 unidade 141 MVA 42,0% Junho/2006 Carga Média Com SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 591 MVA 175,9% Junho/2006 Carga Média Sem SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 651 MVA 193,8%

(28)

Configuração Intercâmbio UHE Barra _Grande UHE Campos _Novos Carregamento no TR1 MVA e% Junho/2006 Carga Média Com SE Lages 4000 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 601 MVA 178,9% Junho/2006 Carga Média Sem SE Lages 4000 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 586,7 MW 2 unidades 665 MVA 197,9% Junho/2006 Carga Média Com SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 230 MW 1 unidade 293,3 MW 1 unidade 35 MVA 10,4% Junho/2006 Carga Média Sem SE Lages 4000 MW Sudeste Sul 230 MW 1 unidade 293,3 MW 1 unidade 80 MVA 23,8%

Tabela 2.4-3 Carregamento no TR1, 672 MVA, de Campos Novos na perda do TR2, 672 MVA

Configuração Intercâmbio UHE Barra Grande UHE Campos Novos Carregamento no TR1 MVA e% Dezembro/2006 Carga Pesada Com SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 880 MW 3 unidades 936 MVA 139,2% Dezembro/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 1300 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 880 MW 3 unidades 1016 MVA 151,1% Dezembro/2006 Carga Pesada Com SE Lages 4000 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 880 MW 3 unidades 973 MVA 144,8% Dezembro/2006 Carga Pesada Sem SE Lages 4000 MW Sul Sudeste 690 MW 3 unidades 880 MW 3 unidades 1056 MVA 157,1%

(29)

2.5 LT 525 kV Campos Novos – Blumenau C2

Ampliações na Rede Básica

LT: CAMPOS NOVOS – BLUMENAU C2 PROPRIETÁRIO DA LT:

Nova Instalação

DESCRIÇÃO: 525 kV, 375 km, 4x636 kcmil DATA NECESSIDADE:

DEZEMBRO/2004

ÁREA ATENDIDA: Região Leste de Santa Catarina e Paraná

CONFIGURAÇÃO EXISTENTE

A SE Blumenau é interligada em 525 kV às subestações de Campos Novos e Curitiba, servindo ao atendimento da área leste de Santa Catarina, na qual se concentra a maior parte do consumo industrial, representativo de 60% do mercado de energia elétrica estadual. Essa subestação conta com três unidades transformadoras 525/230 kV – 672 MVA e quatro unidades 230/138 kV – 150 MVA. Em 230 kV estão conectadas a Blumenau as subestações de Joinville, Itajaí, Palhoça e Jorge Lacerda, interligadas por linhas de 230 kV que correm próximas ao litoral do Estado em quase toda sua extensão. Em 138 kV estão ligadas à SE Blumenau as subestações de Blumenau Dois, Blumenau Garcia, Timbó, Rio do Sul 2, Ilhota e Gaspar.

Na indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau verifica-se afundamento de tensões as áreas leste e norte de Santa Catarina, com esgotamento das principais fontes de suporte reativo. Numa ocorrência desta natureza, em 21 de novembro de 2002, as tensões atingiram os seguintes valores mínimos indicados na Tabela 2.5-1.

Tabela 2.5-1 -Tensões mínimas verificadas na abertura da LT 525 kV Campos Novos - Blumenau

No momento da ocorrência a configuração de geração no Complexo Termelétrico de Jorge Lacerda totalizava 350 MW.

Ponto Tensões mínimas Ponto Tensões mínimas Blumenau 525 kV 85,0% Joinville 230 kV 85,6% Curitiba 525 kV 88,5% Palhoça 230 kV 89,0% Blumenau 230 kV 85,0% Curitiba 230 kV 94,0%

(30)

Estes problemas tendem a se agravar com a expansão da interligação Sul – Sudeste em 2003, devido à linha Bateias – Ibiúna, na medida em que é se eleva o intercâmbio Sul para Sudeste é intensificada a concentração de fluxo de potência nas linhas de 525 kV no trajeto Itá – Machadinho – Campos Novos – Blumenau. Nas condições de simulação do PAR 2004-2006 no patamar de carga média de verão, ao se aumentar o intercâmbio Sul – Sudeste de 1.300 MW para 3.500 MW, o carregamento na LT 525 kV Campos Novos – Blumenau passa de 970 MW para 1.220 MW.

Nas simulações efetuadas no PAR 2004-2006, para o patamar de carga média de verão de 2005 e 2006, quando da indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau há degradação dos níveis de tensão em Blumenau e Curitiba 525 kV, para intercâmbio Sul – Sudeste, mesmo considerando a operação dos 300 Mvar de capacitores de 230 kV, que serão instalados na SE Blumenau e na SE Palhoça. Nesta contingência fica caracterizada alta dependência do controle de tensão no leste de Santa Catarina em relação ao despacho da UTE Jorge Lacerda. Caso esteja indisponível uma máquina G (130 MW) ou a máquina GG (350 MW) observa-se tensão em Blumenau 525 kV abaixo de 90% do valor nominal.

Tanto a ocorrência descrita como as simulações realizadas no horizonte do PAR indicam que haverá necessidade de despacho da UTE Jorge Lacerda para atendimento a contingências no tronco de 525 kV, até que seja possível efetivar a expansão na área leste de Santa Catarina.

SOLUÇÃO PROPOSTA

Os estudos de planejamento, cujos resultados foram antecipados pelo CCPE ao ONS no fechamento do ciclo do PAR 2004-2006, recomendam uma segunda linha de 525 kV entre Campos Novos e Blumenau. Com extensão aproximada de 375 km, essa linha não teria o mesmo traçado da atual, passando próximo à região metropolitana de Florianópolis, no município de Baguaçu, onde é prevista a implantação futura de uma nova subestação 525/230/138 kV. A escolha desta alternativa pelo planejamento da expansão foi justificada tanto para suportar contingências na linha 525 kV Campos Novos – Blumenau, como para melhorar o atendimento à capital do Estado e localidades vizinhas.

Quando incluída essa nova linha de 525 kV nas simulações referentes ao ano de 2006, a tensão na barra de 525 kV da SE Blumenau pode ser sustentada próximo ao valor nominal durante a indisponibilidade da atual LT 525 kV Campos Novos – Blumenau, com despacho reduzido na UTE Jorge Lacerda.

(31)

CONCLUSÃO

A implantação da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau C2 proporcionará aumento da confiabilidade no atendimento às cargas de característica predominantemente industrial da área leste de Santa Catarina, reduzindo a dependência do atendimento desta região em relação ao despacho da UTE Jorge Lacerda.

Foi recomendada pelo planejamento da expansão a instalação de um reator fixo de 150 Mvar, associado à LT 525 kV Campos Novos – Blumenau C2, no terminal de Blumenau. O porte deste reator foi estimado preliminarmente, com base nos estudos de regime permanente. Entretanto Considerando a extensão da nova linha, 375 km, e levando em conta que a implantação da nova subestação 525/230 kV no litoral está programada pelo planejamento para data posterior à da linha requer atenção especial, nos estudos das características básicas do empreendimento (R2), a definição dos requisitos de compensação reativa fixa nos terminais da linha, de modo a possibilitar o adequado controle de tensão tanto em regime transitório como permanente, em todos os patamares de carga.

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

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

LT 525kV, 375km, 4x636 kcmil, circuito simples...129.375 EL 525 kV: 2 módulos... 9.050

Reator 525 kV, 150 Mvar……… 5.730 Total... 144.155

CCPE, Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina – Planalto e Litoral, 2003.

(32)

ANEXO

Figura 2.5-1 – Sistema elétrico de Santa Catarina, com obras de geração e transmissão até 2006

LT 138 kV LT 69 kV LEGENDA: Usina Termelétrica LT 525 kV LT 230 kV Usina Hidrelétrica Subestação Conversora

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

Usina Eólica Ibirama 2

Brusque Brusque RB

REGIÃO DE BLUMENAU E ITAJAÍ

REGIÃO DE JOINVILLE Joinville SC Tigre WEG Dohler Compartilhada Pirabeiraba WEG Fund. Malwee Rigesa

Cer. Porto Belo

Quilombo Sadia São Lourenço d’Oeste Catanduvas Ibirama 2 Porto Belo Pinhalzinho REGIÃO DE JOINVILLE REGIÃO DE BLUMENAU E ITAJAÍ Trombudo Central Palmitos Ilha Norte Trindade Ilha Sul Ilha Centro Lageado Grande Quebra Queixo Perdigão C Campos Novos Barra Grande

(33)

Figura 2.5-2 – Diagrama unifilar do sistema de atendimento ao leste de Santa Catarina Ilha Centro Palhoça Ilha Norte Ilha Sul Roçado Coqueiros Garcia Tijucas Camboiriú Morro do Boi

PBelo CPBelo JSL.RLuz Ilhota Ilhota Ilhota Ilhota CS CS Timbó Trombudo Teka BLU Salto BLU Velha Blumenau 2 Karsten Palmeira Ibirama BLU Garcia Brusque Brusque D Gaspar Weg Fundição Weg Jaraguá Piçaras Cebrace Joinville SC Joinville 4 Laguna Gravatal Tubarão São Bento2 Tigre Itajaí Brusque RB Curitiba Vega do Sul

Joinville

Blumenau

J.Lacerda A

unidades 1 e 2 unidades 3 e 4J.Lacerda A

Palhoça J.Lacerda C unidade 7 J.Lacerda B unidades 5 e 6 230 kV 69 kV 525 kV 138 kV Legenda Trindade Guaramirim ECP Belo Imbituba Biguaçu Tijucas D Orleans Cebrasc São Joaquim Vidal Ramos Jr. Rio do Sul 2 Caxias 5 Siderópolis Siderópolis Criciúma Flor Criciúma Forquilinhas Curitiba Campos Novos Florianópolis Itajaí Fazenda Itajaí Salseiros

(34)

2.6 LT 230 kV Gralha Azul – Distrito Industrial São José dos Pinhais

Ampliações na Rede Básica

LT: GRALHA AZUL – DISTRITO INDUSTRIAL SÃO JOSÉ PINHAIS

PROPRIETÁRIO DA LT:

Nova Instalação

DESCRIÇÃO: 230 kV, 31 km, 795 kcmil DATA NECESSIDADE:

JUNHO/ 2004

ÁREA ATENDIDA: Área Metropolitana de Curitiba

CONFIGURAÇÃO EXISTENTE

Os principais pólos de atendimento à Região Metropolitana de Curitiba são as subestações de 525/230 kV de Curitiba e Bateias, que concentram a maior parcela de potência disponibilizada em 230 kV, complementadas pela UHE Governador Parigot de Souza e pela UTE Araucária. A partir desses pontos, a carga de Curitiba é atendida por seis subestações de 230/69 kV, que se interligam, formando um anel de 230 kV em torno da área urbana (ver Figura 2.6-1 em anexo).

Boa parte das linhas de 230 kV que compõem este anel apresenta carregamentos elevados e mesmo sobrecarga em condição normal ou contingência, dependendo da condição operativa.

As tabelas 2.6-1 e 2.6-2 mostram os carregamentos em cada um dos dois circuitos de 230 kV da linha de circuito duplo existente entre a SE Umbará e a SE Uberaba, quando da perda do circuito paralelo. Estas contingências foram simuladas para duas condições de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste e com despacho variável na UHE G. Parigot de Souza e na UTE Araucária, que são fatores determinantes na repartição de fluxos no anel de Curitiba.

Os resultados mostram que o carregamento dessas linhas depende principalmente do despacho da UHE Governador. Parigot de Souza, em segundo lugar das condições de intercâmbio regional, e em menor grau do nível de geração da UTE Araucária. Em todas as situações analisadas é assinalada em amarelo a ultrapassagem do valor de 298,9 MVA, limite de carregamento contínuo, para o qual esta linha foi recapacitada recentemente pela COPEL-T e em laranja a superação do valor de 343 MVA, limite de curta duração informado pela transmissora. Verifica-se a ultrapassagem sistemática do limite de carregamento contínuo, para despachos reduzidos na UHE Gov. Parigot de Souza e mesmo a ultrapassagem dos limites de curta duração.

(35)

Tabela 2.6-1 Carregamento da LT Umbará-Uberaba na perda da LT Umbará - Campo do Assobio com configuraçãoatual [MVA]

Tabela 2.6-2 Carregamento da LT Umbará-Campo do Assobio na perda da LT Umbará-Uberaba com configuração atual [MVA]

SOLUÇÃO PROPOSTA

Esses resultados tornam evidente que em diversas situações operativas perdurarão restrições de capacidade em contingências no anel de 230 kV de Curitiba, até que seja possível efetivar a expansão da Rede Básica na área metropolitana. Estes problemas já haviam sido detectados durante o ciclo do PAR 2003-2005, bem como na revisão do parecer de acesso da UTE Araucária, indicando a necessidade de uma solução de planejamento. Esta solução foi objeto de estudos pela COPEL-T, concluídos no terceiro trimestre de 2002, após o fechamento do PAR 2003-2005 e da compatibilização do PAR com o PDET.

A alternativa recomendada para expansão da Rede Básica na Região Metropolitana consiste num conjunto de obras de 230 kV, representadas na Figura 2.6-1 em anexo, no qual se insere a construção de uma linha de 230 kV de 31 km entre a SE Gralha Azul e a SE D.I.S.José dos Pinhais. Os resultados das simulações

194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 470 MW 254 298 322 253 282 300 0 251 294 319 250 279 298 470 MW 272 311 338 257 295 321 0 268 306 333 253 291 309 470 MW 293 326 352 287 319 337 0 288 322 348 283 314 333

Ultrapassagem do limite de curta duração (343 MVA)

Ultrapassagem do limite de carregamento contínuo (298,9 MVA)

Sul =>Sudeste Sudeste=>Sul

UHE GPS UHE GPS INTERCAMBIO 2004 2005 2006 UTE Araucária ANO 194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 470 MW 247 286 308 242 269 285 0 243 282 304 239 265 282 470 MW 269 302 326 253 287 310 0 264 297 321 252 284 301 470 MW 286 317 341 277 305 323 0 281 312 336 272 301 318

Sul =>Sudeste Sudeste=>Sul

Ultrapassagem do limite de carregamento contínuo (298,9 MVA) ANO UTE Araucária UHE GPS UHE GPS 2004 2005 2006

(36)

apresentados nas tabelas 2.6-3 e 2.6-4 comprovam a eficiência desta nova linha para a supressão de sobrecargas num dos dois circuitos de 230 V da linha de circuito duplo existente entre a SE Umbará e a SE Uberaba, quando da perda do circuito paralelo. Para efeito de comparação com os resultados obtidos para a configuração atual, estas contingências foram simuladas em duas condições de intercâmbio e com despacho variável na UHE G. Parigot de Souza e na UTE Araucária.

Tabela 2.6-3 Carregamento da LT Umbará- Uberaba na perda da LT Umbará- Campo do Assobio com expansão do anel de Curitiba [MVA]

Tabela 2.6-4 Carregamento da LT Umbará- Campo do Assobio na perda da LT Umbará-Uberaba com expansão do anel de Curitiba [MVA]

CONCLUSÃO

A implantação da LT 230 kV Gralha Azul – D.I.S.José dos Pinhais permite eliminar sobrecargas em contingência na linha de 230 kV de circuito duplo existente entre Umbará e Uberaba, no horizonte de estudos do PAR 2004-2006.

Devido à dificuldade de obtenção de faixa de passagem na Região Metropolitana de Curitiba, a solução de planejamento recomenda a construção da linha em torre de circuito duplo, com o lançamento do primeiro circuito.

194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 470 MW 171 199 216 158 179 192 0 173 196 205 169 191 204 470 MW 154 180 194 163 189 203 0 178 206 227 171 198 205 A B

INTERCAMBIO Sul =>Sudeste Sudeste=>Sul

CONFIGU RAÇÃO UTE Araucária UHE GPS UHE GPS A B

Com LT 230 kV Gralha Azul-DISJP

Com todas as expansões propostas para o anel de Curitiba

194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 470 MW 152 172 180 156 172 181 0 175 192 203 168 185 194 470 MW 178 202 218 166 189 201 0 186 211 227 175 198 203 A B

CONFIGU RAÇÃO UTE Araucária UHE GPS UHE GPS A B

Com todas as expansões propostas para o anel de Curitiba Com LT 230 kV Gralha Azul-DISJP

(37)

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

LT 230 kV, 31 km, 795 kcmil, circuito duplo, 1° circuito...5.766 EL 230 kV: 2 módulos...4.012 Total...9.778

ONS, Plano de Ampliações e Reforços – Período 2003-2005, Junho/2002.

ONS, Parecer de Acesso UTE Araucária – Revisão 1, RE 2.1/063/2002, Junho/2002.

COPEL-T, Estudo de Reforço na Área Leste de Curitiba com a Integração Definitiva da UTE Araucária, PET 22/2002, Outubro/2002.

(38)

ANEXO

Figura 2.6-1 – Anel de 230 kV de Curitiba: configuração atual e expansões previstas

SEPilarzinho

SE Campo Comprido SEBateias

UHE GOV. P. DE SOUZA

SE Uberaba

SE DISJP

SE Campo do. Assobio SE Umbará

SECuritiba SE Gralha Azul

SE Cidade. Industrial

LT 230 kV Gralha Azul – DISJP Recapacitação 3º circuito

+ 2 entradas de linhas

SE Santa Mônica

LT 230 kV Santa Mônica-DISJP

1 entrada de linha para SE Gralha Azul

UTE Araucária

Recondutoramento da LT230 kV Campo Comprido-Pilarzinho

(39)

2.7 SE Curitiba 525/230 kV - 3º banco de autotransformadores

Reforços na Rede Básica

SECURITIBA 525/230 kV PROPRIETÁRIO DA SE:

ELETROSUL

DATA NECESSIDADE:

JUNHO/2004

ÁREA ATENDIDA:Região Metropolitana de Curitiba

O carregamento na transformação 525/230 kV das subestações de Curitiba e Bateias é diretamente influenciado pelos despachos das usinas integradas na rede de 230 kV da Região Metropolitana de Curitiba, UHE Gov. Parigot de Souza e UTE Araucária, e pelas condições de intercâmbio com o Sudeste.

A Figura 2.7-1, anexa, mostra o mapa eletrogeográfico da Região Metropolitana de Curitiba, com a localização das duas subestações de EAT. A Figura 2.7-2 apresenta um diagrama simplificado da SE Curitiba. Atualmente esta subestação conta com dois bancos de autotransformadores de 672 MVA, 525/230 kV. Na Tabela 2.7-1 são registrados os resultados da simulação de diversos cenários de intercâmbio regional e despacho das usinas citadas, e sua influência no carregamento do autotransformador 1 (AT1) da SE Curitiba, quando da indisponibilidade do autotransformador 2 (AT2).

TABELA 2.7-1 – Carregamentos no AT1 da SE Curitiba na indisponibilidade do AT2

Configuração Intercâmbio UHE Gov. Parigot de Souza UTE Araucária Carregamento no AT1 MVA e % Fevereiro/2005 Carga Média 1.300 MW S SE 175 MW 469 MW 679 MVA 101,0% Junho/2006 Carga Média 1.300 MW S SE 166 MW 469 MW 678 MVA 100,9% Fevereiro/2005 Carga Média 4.000 MW SE S 40 MW 469 MW 802 MVA 119,3% Fevereiro/2005 Carga Pesada 4.000 MW SE S 20 MW 469 MW 685 MVA 101,9%

(40)

Configuração Intercâmbio UHE Gov. Parigot de Souza UTE Araucária Carregamento no AT1 MVA e % Junho/2004 Carga Pesada 4.000 MW SE S 20 MW ― 849 MVA 126,3% Fevereiro/2005 Carga Pesada 4.480 MW SE S 20 MW ― 838 MVA 124,7% Fevereiro/2005 Carga Média 4.300 MW SE S 20 MW ― 1014 MVA 150,9% Junho/2005 Carga Pesada 4.180 MW SE S 20 MW ― 748 MVA 111,3% Junho/2005 Carga Média 4.120 MW SE S 20 MW ― 702 MVA 104,5% Fevereiro/2006 Carga Média 4.220 MW SE S 20 MW ― 850 MVA 126,5% Junho/2006 Carga Pesada 4.550 MW SE S 20 MW ― 781 MVA 116,2% Junho/2006 Carga Média 4.490 MW SE S 20 MW ― 874 MVA 130,0% Junho/2004 Carga Média 4.500 MW SE S 20 MW ― 877 MVA 130,5% Junho/2004 Carga Média 4.500 MW SE S 20 MW ― 877 MVA 130,5% Junho/2004 Carga Pesada 2.680 MW S SE 20 MW ― 908 MVA 135,1% Junho/2004 Carga Média 3.330 MW S SE 20 MW ― 868 MVA 129,2% Fevereiro/2005 Carga Média 2.970 MW S SE 20 MW ― 924 MVA 137,5% Junho/2005 Carga Média 3.320 MW S SE 20 MW ― 755 MVA 112,4%

(41)

Configuração Intercâmbio UHE Gov. Parigot de Souza UTE Araucária Carregamento no AT1 MVA e % Junho/2005 Carga Pesada 2.890 MW S SE 20 MW ― 760 MVA 113,1% Fevereiro/2006 Carga Pesada 2.810 MW S SE 20 MW ― 693 MVA 103,1% Junho/2006 Carga Média 3.330 MW S SE 20 MW ― 875 MVA 130,2% Junho/2006 Carga Pesada 3.120 MW S SE 20 MW ― 922 MVA 137,2% Junho/2004 Carga Pesada 670 MW S SE 20 MW ― 776 MVA 115,5% Junho/2004 Carga Média 670 MW S SE 20 MW ― 861 MVA 128,1% Fevereiro/2005 Carga Pesada 670 MW S SE 20 MW ― 755 MVA 112,4% Fevereiro/2005 Carga Média 660 MW S SE 20 MW ― 1015 MVA 151,0% Junho/2005 Carga Pesada 670 MW S SE 20 MW ― 775 MVA 115,3%

Verifica-se que na perda de um dos transformadores da SE Curitiba, nas cargas pesada e média, podem ocorrer sobrecargas de 13% a 19% na unidade remanescente, ao longo do período analisado, considerando despacho de 470 MW na UTE Araucária e a UHE Gov. Parigot de Souza despachada abaixo de 50 MW, para intercâmbios Sudeste-Sul da ordem de 4.000 MW. Na mesma condição de intercâmbio e com a UTE Araucária zerada, ocorrem sobrecargas de até 30% na unidade remanescente da SE Curitiba, para despachos na UHE Gov. Parigot de Souza abaixo de 30 MW. Também são verificadas sobrecargas entre 30% a 40% nessa subestação, para a mesma contingência, considerando-se o intercâmbio Sul-Sudeste acima de 700 MW, a UTE Araucária zerada e a UHE Gov. Parigot de Souza gerando abaixo de 30 MW. Como a UHE Gov. Parigot de Souza acompanha o regime hidrológico do Sudeste, a combinação de baixa geração nesta usina e intercâmbio do Sul para o Sudeste mostra-se uma hipótese plausível. Esta condição de intercâmbio

(42)

é mais desfavorável, no caso da UTE Araucária estar fora de operação.

SOLUÇÃO PROPOSTA

A solução proposta é a implantação de mais um banco de autotransformadores monofásicos 525/230 – 3x224 MVA na SE Curitiba.

CONCLUSÃO

A implantação de um terceiro banco de autotransformadores monofásicos 525/230 kV – 3x224 MVA elimina a sobrecarga no mesmo devido à perda de uma das demais unidades, para o período analisado no PAR 2004-2006.

(Taxa: US$/R$= 1,76) TR 525/230 kV – 3x224 MVA:...9.067,00 CT 525 kV:...2.956,00 CT 230 kV:...1.235,00 Total: ...13.258,00 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS:

ONS, Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica - Período 2004 a 2006, Jun/2003.

(43)

ANEXO

Figura 2.7-1 Mapa eletrogeográfico da região metropolitana de Curitiba

Figura 2.7-2 Diagrama simplificado da SE Curitiba – configuração atual

Curitiba Umbará TR2 672 MVA TR1 672 MVA Areia _Bateias Legenda 525 kV 230 kV Blumenau Joinville São Mateus do Sul

(44)

2.8 LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho: troca do condutor

Reforços na Rede Básica

LT: CAMPO COMPRIDO – PILARZINHO - TROCA DO CONDUTOR

PROPRIETÁRIO DA LT: COPEL

DESCRIÇÃO: 230 kV, circuito simples, 17,7 km, condutor termo resistente 636 kcmil

JUNHO/2004

ÁREA ATENDIDA: Região Metropolitana de Curitiba

CONFIGURAÇÃO ATUAL

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

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

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

(45)

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

SOLUÇÃO PROPOSTA

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

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

Ultrapassagem do limite atual (276 MVA) 2005

2004

UHE GPS

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

(46)

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

CONCLUSÃO

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

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

RESSALVA

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

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

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

Serão fornecidas posteriormente.

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

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

470 MW 177 211 229 223 254 272

0 193 227 246 239 270 288

470 MW 202 242 265 249 285 306

0 221 260 282 266 302 306

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

(47)

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

(48)

ANEXO I

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

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

Distr. Ind.C. Largo

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

(49)

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

Reforços na Rede Básica

SE LONDRINA, 525/230 kV PROPRIETÁRIO DA SE:

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

Região norte do estado do Paraná - Londrina

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

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

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

(50)

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

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

SOLUÇÃO PROPOSTA

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

CONCLUSÃO

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

Emerg TR-2

MVA % MVA % MVA %

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

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

TR-1 Condição Normal 2006 Ano Intercâmbio 2004 2005 TR-1 TR-2

(51)

CUSTOS DE REFERÊNCIA: (R$ mil), custos de referência da ELETROBRAS, (Taxa: US$/R$= 1,76) TR 525/230 kV – 3x224 MVA:...9.067,00 CT 525 kV:...2.956,00 CT 230 kV:...1.235,00 Total: ...13.258,00 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS: