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ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DAEXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
Análise técnico-econômica das Alternativas
Relatório R1
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes àsCentrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos
Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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GOVERNO FEDERALMINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIAMME/SPENISTÉRIO DE MINAS E ENERGIASPEMinistro Edison Lobão
Secretário-Executivo
Márcio Pereira ZimmermannSecretário Adjunto de Planejamento eDesenvolvimento Energético Altino Ventura Filho
Diretor do Departamento de PlanejamentoEnergéticoGilberto Hollauer
ESTUDOS PARA ALICITAÇÃO DA
EXPANSÃO DATRANSMISSÃO
Análise técnico-econômica das AlternativasRelatório R1
Estudo para Dimensionamento das ICGàs referentes Centrais Geradoras Eólicasdo LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará,
Rio Grande do Norte e Bahia
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Ministério de Minas e Energia
IDENTIFICAÇÃO DO DOCUMENTO E REVISÕES
Contrato/Aditivo Data de assinatura do contrato/Aditivo
Área de Estudo
ESTUDOS PARA LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
Estudo
Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes CentraisGeradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, RioGrande do Norte e Bahia
Macro-atividade
Ref. Interna (se aplicável)
Revisões Data de emissão Descrição sucinta
r0 25/01/2011 Emissão original
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GRUPO DE ESTUDOS DE TRANSMISSÃO - NORDESTE
PARTICIPANTES EMPRESAS
Carolina Moreira Borges EPE-STE
Daniela Souza EPE-STE
Henrique Abreu de Oliveira EPE-STE
Marcelo Pires EPE-STE
Tiago Campos Rizzotto EPE-STE
Valdson Simões CHESF-DEPT
Carlos Leoncio Gonzaga Costa CHESF-DEPT
Helon D. M. Braz CHESF-DEAT
Valentine Jahnel EPE-SMA
Carina Siniscalchi EPE-SMA
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APRESENTAÇÃO
A EPE, a partir da consolidação de estudos de planejamento desenvolvidos no âmbito
dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET)1 sob coordenação da EPE e
com sua efetiva participação, apresenta relatórios com os empreendimentos de
transmissão recomendados como objetos de licitação ou autorização, a serem definidos
pelo MME.
Especificamente, este documento trata da análise efetuada no âmbito do GET-NE, do
Estudo de Suprimento à Região Nordeste até o horizonte de 2020.
Este estudo tem a finalidade de definir os reforços necessários para escoamento das
eólicas vencedoras do LFA e LER 2010, bem como a indicação dos reforços futuros na
região Nordeste do Brasil necessário para escoar o potencial previsto na região.
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SUMÁRIO
APRESENTAÇÃO ................................................................................................................. 5
1 I ntr odução ...................................................................................................................... 9
2 Objetivo ........................................................................................................................ 11
3 Premissas, Cr itérios e Dados U ti l izados ..................................................................... 12
3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão ....................................................... 12
3.2 Horizonte do Estudo ...................................................................................................... 14
3.3 Projeções de Mercado .................................................................................................... 14
3.1 Geração Eólica ............................................................................................................... 16
3.2 Cenários de Intercâmbio ............................................................................................... 20
3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras ................................ 23
3.4 Critérios e Procedimentos ............................................................................................. 23
3.5 Suporte de Reativo Existente ........................................................................................ 26
3.1 Custos .............................................................................................................................. 27
4 Defi nição das Subestações Col etoras .......................................................................... 28
5 Coletora Ibiapina - CE ................................................................................................ 31
5 1 S t d R ti C di ã N l 32
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10.1 Energização de Linha de Transmissão ........................................................................ 69 10.1.1 Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II .............................................. 69
10.1.2 Energização da LT 500 kV Campina Grande II –
Extremoz II................................ ............. 70 10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II ...................................................... 72
10.2 Rejeição de Carga .......................................................................................................... 72 10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz ................................................ 74 10.2.2 Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II............... .................................. 76 10.2.3 Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kV ..................... 78
11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Nor te Frente àExpectati vade Novos Leilões de Energia ............................................................................................... 81
11.1 Alternativa 1 ................................................................................................................... 84
11.2 Alternativa 2 ................................................................................................................... 86
11.3 Alternativa 3 ................................................................................................................... 88
11.4 Alternativa 4 ................................................................................................................... 90
11.5 Alternativa 5 ................................................................................................................... 92
11.6 Alternativa 6 ................................................................................................................... 94 11.7 Alternativa 7 ................................................................................................................... 96
11.8 Alternativa 8 ................................................................................................................... 98
11.9 Alternativa 9 ................................................................................................................. 100
11.10 Análise Econômica ....................................................................................................... 102 11.10.1 Totalização dos Investimentos ............................................................................................ 102 11.10.2 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários ...................... 103
11 10 3 I ã d C t d P d 104
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ANEXO II – Obr as para o Programa de Expansão de Transmissão - PET ................... 141
ANEXO II I – Detalhamento dos Investimentos das Al ternativas ................................... 154
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1 Introdução
Os Leilões de Fontes Alternativas de Energia Elétrica de 2010, específico paracontratação de energia elétrica proveniente de fontes alternativas, realizados em
agosto de 2010, resultaram na contratação de 1.206,6 MW de potência instalada.
Diferentemente dos anteriores, as 3 fontes alternativas - Usinas à Biomassa, Pequenas
Centrais Hidrelétricas e Usinas Eólicas tiveram suas energias contratadas pelos agentes
de distribuição numa ampla competição entre as fontes.
A maioria dos projetos eólicos se concentrou na região Nordeste, com os
empreendimentos negociados nos estados da Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte,
conforme destacado na tabela abaixo.
Tabela 1- Empreendimentos negociados no Nordeste do Brasil no LER e LFA 2010
Totais porestado
Empreendimentos Potência(MW)
RN 38 1072.6
CE 5 150
BA 15 407.4
O aporte das Garantias Financeiras relativas à Chamada Pública nº. 01/2010, que teve
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A energia eólica era considerada uma alternativa de difícil viabilidade econômica no
país. Esta fonte de energia ganhou outro status após o resultado dos leilões LER 2009 eLER e LFA de 2010, onde foram contratados 3.854 MW de potência instalada de
energia eólica. Além da contratação via leilões, foram adquiridos 1.423 MW através do
Proinfa – com 766 MW atualmente em operação.
Neste contexto, a energia eólica tende a ter um crescimento significativo com
predominância na região do Nordeste brasileiro. Dessa forma, torna-se necessário que
o dimensionamento da expansão da rede básica desta região contemple esta
perspectiva de crescimento.
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2 Objetivo
Com base no resultado da Chamada Pública 001/2010 um conjunto deempreendimentos aptos a participarem por meio de aporte de garantias financeiras,
para o compromisso de contratação de construção, montagem, operação e
manutenção, das ICG, a partir das subestações Coletoras integrantes da Rede Básica, e
mediante licitação para concessão, a EPE teve a incumbência de estabelecer as ICG que
atendam aos requisitos definidos na Resolução Normativa nº 320/2008, que define os
critérios para classificação das ICG e dimensioná-las.
Nesse sentido, pode-se afirmar que o objetivo deste estudo foi avaliar a oferta de
energia a partir das usinas eólicas, vencedoras do leilão LER-2010 e LFA-2010, com a
implantação de novas ICG visando a sua integração ao sistema interligado.
Esta perspectiva resulta na necessidade de se avaliar também o sistema de transmissãoexistente e definição de reforços na expansão deste sistema, permitindo não só o
escoamento da expansão da oferta, mas também possibilitando a operação dentro dos
critérios definidos para o planejamento da transmissão.
Como resultado deste estudo foi definido o plano de obras necessário para conexão
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3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados
No desenvolvimento do estudo são consideradas as diretrizes constantes no documento
“Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da
Rede Básica” [1]. Os critérios e procedimentos do estudo devem estar de acordo com o
documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas
de Transmissão - CCPE/CTET – Novembro/2002” [2], além das premissas apresentadas
nos subitens a seguir.
3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão
Foi considerado como configuração inicial do estudo o sistema de transmissão previsto
para 2012, conforme diagrama eletrogeográfico apresentado na Figura 1.
Mossoró II
Russas II
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Piripiri
CE
Quixadá
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Rota via Miracemas
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Figura 3 Reforços em estudo para aumentar a capacidade de exportação daregião Nordeste para a região Sudeste
O reforço correspondente ao segundo circuito da LT 500 kV Luís Gonzaga-Milagres
S. Mesa
Colinas
Imperatriz
AçailândiaP. Dutra
UHE Estreito
R. Gonçalves
Miracema
S. J. Piauí
Milagres
Sobradinho
Sapeaçu
R. Éguas B. J. LapaIbicoara
Gilbués
Teresina Sobral
L. Gonzaga
Barreiras
B. Esperança
Fortaleza
Quixadá
300 km Ano : 2014
N
NE
ComplexoPaulo Afonso
Pecém
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Tabela 3- Mercado da Região Metropolitana de Natal – Horizonte 2011-2020
Subestação Carga (MW) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
NATAL II
Máxima 449,42 161,22 172,59 183,52 195,23 207,68 220,92 235,01 250,00 265,94
Pesada 448,32 160,82 172,17 183,07 194,75 207,17 220,38 234,44 249,39 265,29
Média 445,94 159,97 171,26 182,10 193,72 206,07 219,21 233,20 248,07 263,89
Leve 266,47 95,59 102,33 108,82 115,76 123,14 130,99 139,35 148,23 157,69
NATAL III
Máxima 161,65 172,07 183,08 194,87 207,42 220,77 234,98 250,11 266,21
Pesada 161,26 171,65 182,64 194,39 206,91 220,23 234,41 249,50 265,56
Média 160,40 170,74 181,67 193,36 205,81 219,06 233,17 248,18 264,16
Leve 95,85 102,03 108,56 115,54 122,98 130,90 139,33 148,30 157,85
EXTREMOZ II
Máxima 156,01 167,02 177,60 188,93 200,98 213,79 227,43 241,93 257,36
Pesada 155,63 166,61 177,17 188,47 200,49 213,27 226,87 241,34 256,73
Média 154,81 165,73 176,23 187,47 199,42 212,14 225,67 240,06 255,37
Leve 92,50 99,03 105,30 112,02 119,16 126,76 134,85 143,45 152,60
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3.1 Geração Eólica
As usinas vencedoras do LER-2009, LER-2010 e LFA-2010, a serem consideradas noestudo, estão apresentadas na Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6.
Tabela 4 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 - EstadoCearáEmpreendimento
Município Usina Leilão Potência MW Conexão
Acaraú
CGE Lagoa Seca LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú IICGE Vento do Oeste LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú II
CGE Araras LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Coqueiros LER 2009 27.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Garças LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Cajucoco LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Buriti LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
AmontadaCGE Icaraí I LER 2009 27.3 SE IcaraizinhoCGE Icaraí II LTDA LER 2009 37.8 SE Icaraizinho
CGE Icaraí LER 2009 14.4 SE Icaraizinho
Aracati CGE Quixaba LER 2009 25.2 SE Jaguarana
Paracuru CGE Dunas de Paracuru LER 2009 42.0 SE Pecém II
São
Gonçalo do
A
CGE Taíba Andorinha LTDA LER 2009 14.7 SE Pecém II
CGE Colônia LTDA LER 2009 18.9 SE Pecém II
Á
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Tabela 5 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA e LER 2010.Estado Rio Grande do Norte
Empreendimento
Município Usina Leilão Potência MW Conexão
Areia Branca
CGE Areia Branca LER 2009 27.3 SE Mossoró II 69 kV
Parque Eolico MEL 02 LFA 2010 20.0 SE Serra Vermelha 69 kVCGE Mar eTerra LER 2009 23.1 SE Mossoró II 69 kV
Bodó
Serra de Santana III LER 2010 28.8 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 1 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 2 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 3 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa NovaParque Eólico Calango 4 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 5 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Caiçara do Norte Aratuá 3 LER 2010 28.8 SE João Câmara II
Guamaré
CGE Aratuá 1 LER 2009 14.4 SE Açu IICGE Miassaba 3 LER 2009 50.4 SE Açu II
CGE de Mangue Seco 1 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV
CGE de Mangue Seco 2 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV
CGE de Mangue Seco 3 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kVCGE de Mangue Seco 5 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV
GalinhosCGE Rei dos Ventos 1 LER 2009 48.6 SE Açu II
CGE Rei dos Ventos 3 LER 2009 48.6 SE Açu II
João Câmara
Macacos LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II
Pedra Preta LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara IICosta Branca LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II
Juremas LFA 2010 16.1 Coletora João Câmara IIParque Eólico Eurus I LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Eurus II LER 2010 30.0 Coletora João Câmara IIParque Eólico Campo dos Ventos II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca VI LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara IIParque Eólico Cabeço Preto IV LER 2010 19.8 Coletora João Câmara II
CGE Morro dos Ventos I S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Morro dos Ventos III S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara
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Tabela 6 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 e LER 2010.
Estado Bahia.Empreendimento
Município Usina Leilão Potência MW Conexão
Igaporã
Cge Igapora LER 2009 30.0 SE Coletora IgaporãCGE Ilheus LER 2009 10.5 SE Coletora Igaporã
CGE Nossa Senhora Conceição LER 2009 24.0 SE Coletora IgaporãParque Eólico da Prata LER 2010 19.5 SE Bom Jesus da Lapa II CGE Porto Seguro LER 2009 6.0 SE Coletora Igaporã
CaetitéCGE Pajeu do Vento LER 2009 24.0 SE Coletora IgaporãCGE Planaltina LER 2009 25.5 SE Coletora Igaporã
Guanambi
CGE Serra do Salto LER 2009 15.0 SE Coletora IgaporãCGE Guanambi LER 2009 16.5 SE Coletora IgaporãCGE Candiba LER 2009 9.0 SE Coletora IgaporãCGE Pindai LER 2009 22.5 SE Coletora IgaporãCGE Guirapá LER 2009 27.0 SE Coletora Igaporã
CGE Licinio De Almeida LER 2009 22.5 SE Coletora IgaporãParque Eólico Tanque LER 2010 24.0
SE Bom Jesus da LapaII
Parque Eólico Morrão LER 2010 30.0SE Bom Jesus da LapaII
CGE Alvorada LER 2009 7.5 SE Coletora IgaporãCGE Rio Verde LER 2009 30.0 SE Coletora Igaporã
SE Bom Jesus da Lapa
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Foram consideradas, adicionalmente, as usinas, contratadas no PROINFA, localizadas
nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba e Pernambuco e que estão
conectadas na rede básica. As mesmas perfazem um montante de cerca de 740 MW
(Tabela 7).
Tabela 7 - Potência instalada das EOL existentes e prevista para entrada em 2012(PROINFA).
EOL PROINFA P (MW)SE Conexão
(230 kV)SE Conexão
(69 kV)
Icaraizinho 54,6 Sobral IIIPraia Formosa 104,6 Sobral III
Volta Rio 42 Sobral III
P. Morgado 28,8 Sobral III
Enacel 31,5 Russas II
Canoa Quebrada 57 Russas II
Bons Ventos 50 Russas II
EOL PB 65 Mussuré
EOL PE 17 Angelim
Lagoa do Mato 3,2 Russas
Praias deParajuru
28,8Russas
Beberibe 25,2 Russas
Taiba Albatroz 16,5 Cauipe
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3.2 Cenários de Intercâmbio
Foram adotados diversos cenários de intercâmbio entre Norte e Nordeste de modo agarantir o escoamento pleno desta geração, com objetivo de identificar as restrições
observadas no sistema em análise.
▪▪ Norte Exportador
Representa o período úmido da região Norte e caracteriza-se por elevada geração nas
usinas do rio Tocantins. Este cenário é o que proporciona maior exportação da regiãoNorte para a região Nordeste, com as usinas hidráulicas da região Nordeste com
despacho reduzido (NE importador), respeitando a vazão mínima (1300m3 /s) necessária
na cascata do rio São Francisco. Essa situação, sob o ponto de vista de controle de
tensão, é bastante adversa para avaliação do perfil de tensão durante emergências
considerando os intercâmbios limites de recebimento do Nordeste.
No ano 2013 considerou-se recebimento da ordem de 5.000 MW, vide Figura 4.
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Figura 5 – Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmentepraticados. Ano 2020.
▪▪ Nordeste Exportador
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Figura 6 – Cenário Nordeste Exportador. Ano 2013
A ampliação da interligação esperada na região Nordeste devido a antecipação do
sistema previsto para escoar a energia da UHE Belo Monte, proporcionará valores
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3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras
Foi considerado para cada um dos empreendimentos de geração um sistema deconexão atendendo o critério n, ou seja, não se adotou o critério de confiabilidade n-1
para o sistema de conexão, e sim atender ao menor custo de integração com a rede
elétrica, cabendo aos empreendedores definir a melhor forma de conexão final. O
objetivo foi dar o mesmo tratamento econômico a todos os empreendimentos na
análise comparativa de integração do empreendimento.
3.4 Critérios e Procedimentos
No desenvolvimento do estudo foram considerados os critérios constantes no
documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas
de Transmissão - CCPE/CTET - Novembro/2002”, além das premissas apresentadas a
seguir.
Níveis e Variação de tensão
O sistema foi planejado admitindo-se níveis de tensão situados numa faixa de variação
de ±5% em relação à tensão nominal para os níveis de tensão 230 kV e 69 kV. Para o
nível de 500 kV, -5% a 10%.
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Tabela 8 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência na região de Natal
Equipamento CarregamentoCondição Normal
(MVA)Emergência
(MVA)
Transformador 230/69 kV Natal II 100 100
Transformador 230/69 kV Natal III 150 165
LT 230 kV Paraíso-Natal II 251 317
LT 230 kV Campina Grande II-Natal III 503 633LT 230 kV Campina Grande II-Paraíso 251 317
LT 230 kV Paraíso-Açu II 299 299
LT 230 kV Açu II-Mossoró 251 317
LT 138 kV Açu II-S. Matos 68 68
LT 230 kV Campina Grande II-Tacaimbó 251 251
LT 230 kV Campina Grande II-Angelim 250 200
LT 230 kV Campina Grande II-P. Ferro 478 478
LT 230 kV Campina Grande II-Goianinha 251 274
Tabela 9 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência da região doSudoeste da Bahia
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Tabela 10 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência do eixo Norte-Oeste da região Nordeste do Brasil
EquipamentoCarregamento
Condição Normal(MVA)
Emergência(MVA)
Transformador 230/69 kV Teresina 100 100
Transformador 230/69 kV Sobral II 100 120
LT 230 kV Teresina - Piripiri 199 251LT 230 kV Ibiapina - Piripiri 199 237
LT 230 kV Ibiapina - Sobral 199 237LT 230 kV Sobral II - Sobral III 319 319LT 230 kV Sobral II - Sobral III 329 378
Transformador 500/230 kV Teresina II 300 300Transformador 500/230 kV Sobral III 600 600
Níveis de carregamento de transformadores
Em condições normais e em emergências, os carregamentos dos transformadores
existentes foram limitados aos valores constantes nos Contratos de Prestação de
Serviços de Transmissão. As capacidades dos novos transformadores foram
estabelecidas tomando-se como referência as recomendações da Resolução Normativa
N° 191, de 12 de dezembro de 2005 e a curva de carga da região. Dessa forma
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Tabela 8, Tabela 9 e
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Tabela 10 apresentam as capacidades dos equipamentos em regime permanente eemergência da área envolvida.
Energização de linhas
Nas análises de energização de linha de transmissão foram considerados os seguintes
limites de tensão em nível de 500 kV:
• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;• Tensão no terminal de linha aberto de 1,2 pu.
• Tensão no barramento de 500 kV com transformação: 1.10 pu
No caso do nível de 230 kV os limites de tensão são:
• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;
• Tensão no terminal de linha aberto de 1,1 pu.• Tensão máxima permitida nos barramentos com transformação: 1.05 pu
Considerou-se a energização desta LT a partir de qualquer um de seus terminais. Para
as linhas de transmissão que conectam a subestações coletoras o sentido da
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Campina Grande
Banco Capacitor 50 2 x 21.3
CE 0/200 -
CS -10/20
Reator 1 x 101 x30
-
Tabela 12 - Suporte de reativo existente da região Sudoeste da Bahia
SE EquipamentoMvar
230 kV 69 kV
B. J. LapaRE 1 x 30 (LT BJL-BRO) 2 x 5CS -15/30
IrecêRE 1 x 10 (LT IRE-NSB) 2 x 5CS -15/30
Igaporã BC 1 x 50.5 2 x 21.3Morro do Chapéu RE 1 x 20
Tabela 13 - Suporte de reativo existente da região do eixo Norte-Oeste da região Nordeste doBrasil
Mvar
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4 Definição das Subestações Coletoras
Com base no relatório [6] e diante dos aportes das garantias na Chamada Pública Nº.01/2010 realizada pela ANEEL e na Resolução Normativa 320, foram estabelecidas
quatro coletoras: uma para o estado do Ceará, duas para o estado do Rio Grande do
Norte e uma no estado da Bahia.
Outrossim, em função do resultado desta chamada pública, não haverá mais a ICG
Sobradinho II (BA), prevista inicialmente em [6]. Seja por opção ou por motivostécnicos e/ou econômicos, as usinas que compartilhariam esta ICG se conectarão na
Rede Básica ou diretamente na concessionária.
A Figura 8, Figura 9, Figura 10 e Figura 11 apresentam ilustrações das novas ICG, para
os estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia, respectivamente.
Coletora Lagoa Nova
GRUPO Usina MW
GRUPO 1
1 Ventos do Morro do Chapéu 30
3 Ventos de Tianguá Norte 30
4 Vento Formoso 30
GRUPO 22 Ventos de Tianguá 30
5 Ventos do Parazinho 30
150 MW
1
2
3
4
5
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Figura 9 Esquema de conexão da Coletora João Câmara II – Rio Grande do Norte.
ICG: 2 x 450 MVA
500/138 kV
Extremoz II
4
12
3
5
6
78
760,4 MW
9
1011
1213
14
15
16
17
18
19
20
2122
23
24
25
26
27
28
Coletora João Câmara II
GRUPO Usina MW
GRUPO 1
25 CGE Farol 19,8
26 DREEN Olho DÁgua 3027 DREEN São Bento do Norte 30
28 DREEN Boa Vista 12,6
G RU PO 2 2 0 P ar qu e E ól ic o C abe ço P re to IV 1 9, 8
GRUPO 3
15 Macacos 20,7
16 Pedra Preta 20,7
17 Costa Branca 20,7
18 Juremas 16,1
22 Parque Eólico Eurus I 30
23 Parque Eólico Eurus II 30
24 Parque Eólico Eurus III 30
GRUPO 4
8 P ar qu e E ól ic o A sa Br an ca II 3 0
9 Parque Eólico Asa Branca III 30
10 Parque Eólico Asa Branca IV 30
11 Parque Eólico Asa Branca V 30
12 Parque Eólico Asa Branca VII 30
13 Pa rque Eólico Asa Br anca VIII 30
Coletora João Câmara II
GRUPO Usina MW
GRUPO5
19Parque Eólico Campo dos
Ventos II30
21 Parque Eólico Asa Branca VI 30
GRUPO6
5 Parque Eólico Renascença V 30
6 Parque Eólico Eurus IV 30
7 P arque E ól ico Asa Branca I 30
14Parque Eólico Ventos de São
Miguel30
GRUPO7
1 Parque Eólico Renascença I 302 Parque Eólico Renascença II 30
3 Parque Eólico Renascença III 30
4 Parque Eólico Renascença IV 30
Coletora João Câmara II
USINAS MW Km LT
GRUPO 1 92,4 25 2X336 MCM - CS
GRUPO 2 19,8 13 1X266 MCM - CS
GRUPO 3 168,2 8 2X477 MCM – CS
GRUPO 4 180 11 2X477 MCM – CS
GRUPO 5 60 - -
GRUPO 6 120 10 2X336 MCM - CS
GRUPO 7 120 - -
3
5
6
4
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Figura 11 Esquema de conexão da Coletora Morro do Chapéu – Bahia
Irecê
ICG: 1 x 150 MVA
230/69kV
1
2
3
90 MW
Coletora Morro do ChapéuUsina MW
1 Parque Eólico Cristal 30
2Parque EólicoPrimavera
30
3Parque Eólico SãoJudas
30
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5 Coletora Ibiapina - CE
As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão
conectadas na SE Coletora Ibiapina que seccionará a LT 230 kV Piripiri-Sobral II. A
Figura 12 apresentada na figura a seguir.
Figura 12 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam
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Figura 13 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Ibiapina
5.1 Suporte de Reativo em Condição Normal
A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na coletora Ibiapina foi avaliada
com as usinas eólicas operando com fator na fronteira de cerca de 0.95, atendendo o
critério exigido.
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Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo nos
patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na
Coletora Ibiapina. As eólicas foram despachadas com 100% de geração e fator de
potência unitário, de forma a proporcionar a situação mais crítica para o sistema do
ponto de vista de sobretensão. A curva PxV apresenta os despachos decrescentes das
eólicas, até chegar a um despacho próximo a zero. Na figura a seguir pode-se observar
que não foi identificado tensões acima do critério para qualquer patamar de despacho,
não justificando, portanto, a presença de um reator na Coletora Ibiapina.
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Figura 16 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas daregião e fator de potência - fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kV Sobral II –
Piripiri, com suporte adicional de reativo de 12 Mvar.
Considerando um banco de capacitor de 21.3 Mvar no barramento de 69 kV da Coletora
Ibiapina, a tensão atingiria níveis aceitáveis quando da perda da LT 230 kV Sobral II –
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Nestas simulações, não se considerou a possibilidade de utilização dos recursos que as
centrais eólicas dispõem em termos de suporte reativo. Através da análise da curva QxV
apresentada na Figura 18, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de
estabilidade na contingência Ibiapina-Sobral II com a presença do capacitor de 21.3 Mvar
em Ibiapina, proposta neste estudo. No caso da utilização de suporte reativo disponível
das centras eólicas, a necessidade do banco de capacitores, havendo pouca margem de
estabilidade para a tensão atingir o limite de 0,95 pu. Considerou-se a possibilidade de
operação das centras eólicas com fator de potência entre 0,95 indutivo e 0,95 capacitivo.
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6 Coletora João Câmara II - RN
O diagrama esquemático, Figura 19 apresenta a conexão de uso exclusivo das centraiseólicas nesta ICG considerada na análise. Cabe ressaltar que a configuração leva em
consideração as distâncias envolvidas e a localização da subestação conforme definida
em [6].
Grupo 4
180 MW
CGE Farol – 19,8 MW
DREEN Olho D’água – 30 MW
0,69 kV 34,5 kV
Grupo 192,4 MW
120 MVA
138 kV
DREEN São Bento do Norte – 30 MW
DREEN Boa Vista – 12,6 MW
Renascença V – 30 MW
Eurus IV – 30 MW
0,69 kV34,5 kV
Grupo 6120 MW
150 MVA
Asa Branca I – 30 MW
Ventos de São Miguel – 30 MW
10 km
2x336 MCM CS
138 kV
Renascença I – 30 MW
0,69 kV34,5 kV
Grupo 7120 MW
150 MVA
Renascença IV – 30 MW
Renascença II – 30 MW
Renascença III – 30 MW
0,69 kV
0,4 kV
0,4 kV
138 kV
500 kV
2x450 MVA
4x954 MCM
Extremoz IIJoão Câmara IICabeço Preto IV19,8 MW
34,5 kV
0,69 kV
13 km
1x266 MCM CS
138 kV
Grupo 219,8 MW
Macacos – 20,7 MW
0,69 kV 34,5 kV
0,69 kV
Campo dos Ventos II – 30 MW
Asa Branca VI – 30 MW
0,4 kV
34,5 kV
Grupo 560 MW
100 MVA
0,4 kV34,5 kV
81 km
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Figura 20 - Localização dos empreendimentos EOL na região de João Câmara.
A SE Extremoz II 230 kV, já licitada e prevista para 2012, possibilita o escoamento do
montante de geração eólica negociado no LER 2009 oriundo da Coletora João Câmara,
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Detalhe
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Considerando o montante de energia já contratada dos leilões de 2010, na
contingência do trecho em 500kV Santa Rita – Pau Ferro, ocorreria sobrecargas
no trecho em 230kV entre Santa Rita e Mussuré, demandando reforços
adicionais neste trecho. Caso venha a ocorrer um pequeno acréscimo de
geração nos próximos leilões, o setor de 500kV em Santa Rita não comportaria
reforços adicionais além de que a malha em 230kV de Santa Rita ficaria
comprometida em termos de carregamento. Convém lembrar que a SE Mussuré
230/69kV não possuí mais possibilidade de chegada de novas linhas em 230kV.
Adicionalmente a SE Santa Rita está localizada numa região antropizada,
resultando em dificuldades futuras para expansão tanto para novas linhas em
230kV quanto em 500kV. O mesmo ocorre em relação á saída da SE Pau Ferro
para Santa Rita, inserida na mata atlântica. Esta rota demandaria reforços
futuros que seriam cada vez mais complicadas a sua viabilização.
A SE Campina Grande II já possui uma malha em 230kV que permite escoar a
geração deste leilão e do montante previsto que venham a acontecer no Rio
Grande do Norte, além da proximidade de novos parques próximos a SE 230kV
Paraíso.
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Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap) Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)
Figura 24 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de capacitorespropostos para 2013. Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009/10 com
fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG.
Espera-se que as centrais eólicas operem com fator de potência unitário, obtendo-se
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Figura 25 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno daseólicas fator de potência 0,95 capacitivo nas centrais eólicas. Ano 2013. Carga pesada.
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Figura 26 .
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Figura 28 - Curva típica de velocidade do vento no RN durante um dia típicodo mês de menor potência
Variação do Despacho das Centrais Eólicas
Para analisar a necessidade de manobras os equipamentos de suporte de reativo
previstos frentes as variações dos montantes de geração das usinas eólicas da coletora
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Hora
V .
M e d i a ( m / s )
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
P o t . P U
V Med hora
P Pu
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Figura 29 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função dageração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência
0.95 ind.
Outra situação analisada levou em consideração que as usinas eólicas conectadas em
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Figura 30 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função dageração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência
unitário nas máquinas.
A curva anterior ilustra que mesmo na situação mais adversa sob o ponto de vista de
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Além das contingências mostradas anteriormente, foi avaliada também a contingência
da LT 500 kV João Câmara II - Extremoz II, Figura 32.
Figura 32 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV João Câmara II-Extremoz II, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência
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(a)
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Dentre os diagramas mostrados, observa-se que o da Figura 31a, contingência da LT
500 kV Campina Grande II-Extremoz II, com fator de potência 0,95 indutivo na
fronteira da ICG, corresponde à situação em que há necessidade de maior suporte de
reativo por parte do compensador estático.
Sensibilidade à entrada do Empreendedor União dos Ventos Geradora Eólica
(172 MW) na SE 230 kV João Câmara
Ao se considerar um montante maior para a central eólica União dos Ventos (de cercade 172 MW), observa-se a necessidade de suporte adicional de 50 Mvar na SE 230 kV
de João Câmara considerando que as máquinas deste empreendedor estivessem com
fator de potência unitário. Caso as máquinas estivessem com fator de potência
indutivo, haveria necessidade de suporte adicional de potência reativa.
Este suporte adicional de potência reativa é requerido na perda da LT 500 kV CampinaGrande II-Extremoz II.
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(a)
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Considerando o montante previsto de central eólica nesta região não foi observada
nenhuma contingência que acarretasse fluxos superiores ao limite de carregamento das
linhas de 230 kV que atendem a Natal.
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7 Coletora Lagoa Nova – RN
As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serãoconectadas na SE Lagoa Nova, que será ligada por meio de uma linha de transmissão,
em 230 kV, com 62 km, a Rede Básica na subestação 230 kV Paraíso, Figura 35.
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62 km
2X795 MCM
Paraíso
230 kV
EOL Serra de Santana III – 28,8 MW
EOL Calango 2 – 30 MW
EOL Calango 1 – 30 MW
0,69 kV 34,5 kV
69 kV
Lagoa Nova230 kV
6 km
2X477 MCM - CS
Grupo 3
60 MW
Grupo 1
90 MW
Lagoa Nova69 kV
EOL Calango 4 – 30 MW
EOL Calango 5 – 30 MW
EOL Calango 3 – 30 MW
Grupo 4
48,6 MW
6 km
1X636 MCM - CS
EOL Serra de Santana II – 28,8 MW
EOL Serra de Santana I – 19,8 MW
Grupo 2
28,8 MW
2 x 150 MVA
0,69 kV 34,5 kV
0,69 kV 34,5 kV
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Figura 37 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas daregião e fp=0.95 indutivo na fronteira da ICG.
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Figura 38 - Conexão das eólicas na ICG Lagoa Nova com fator de potênciaunitário.
7.2 Análise de Contingências
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Figura 39 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas daregião e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II.
Outra emergência analisada é a perda da LT 500 kV Campina Grande II- Garanhuns
onde a tensão na Coletora 230 kV Lagoa Nova atingiria níveis aceitáveis. Nesta
contingência, as LTs 230 kV Paraíso-Campina Grande II apresentam carregamento
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Da mesma forma, na perda da LT 230 kV Campina Grande II –Paraíso não se verifica
sobrecarga na linha remanescente, como se observa na Figura 41.
Figura 41 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da
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Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap) Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)
Figura 42 - Curva QxV em condição normal.
Outrossim, considerando o montante previsto na Coletora 230 kV Lagoa Nova e
-128
-71
-15
42
98
0,966 0,985 1,004 1,022 1,041 1,06Tensao (pu)
60030 LAG-NOVA-230
60030 LAG-NOVA-230
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8 Coletora Morro do Chapéu
As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serãoconectadas na SE Morro do Chapéu, que será ligada por meio de uma linha de
transmissão, em 230 kV, com 67 km, à Rede Básica na subestação Irecê, vide Figura
44.
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Figura 45 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Morro doChapéu
8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal
A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os
recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95, conforme oitem 3.4.
Através do diagrama, Figura 46, pode se observar que com as usinas eólicas operando
com fator de potência na fronteira de 0.95 o nível de tensão exigido é atendido.
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Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo no
patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na
Coletora Morro do Chapéu. A curva PxV apresenta despachos decrescentes das eólicas,até chegar a um despacho próximo a zero. Esta simulação foi feita com e sem a
presença de um reator de -20 Mvar no barramento de 230 kV na Coletora Morro do
Chapéu. As curvas relacionando tensão e percentual de geração eólica na coletora 230
kV Morro do Chapéu, considerando com e sem a presença do reator, vide Figura 47.
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230 kV Irecê-Brotas. Nesta emergência, no instante após a falta, ainda sem a atuação
dos LTC, a tensão ficaria dentro dos valores aceitáveis, não caracterizando, portanto, a
necessidade de suporte de reativo capacitivo na região, conforme pode-se observar naFigura 48. Contudo, observa-se que no caso das eólicas conectadas a Brotas, seria
necessário suporte adicional de reativo de modo a manter as tensões dentro dos
critérios estabelecidos.
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9 Modulação dos Transformadores
9.1 Modulação do Transformador 500/230 kV Extremoz II
As análises consideraram 2 autotransformadores 500/230 kV de 450 MVA. Na condição
com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os
transformadores apresentam fluxo de cerca de 410 MVA cada na perda de da LT 500
kV C. Grande II-Extremoz II, considerando o suporte previsto na ICG João Câmara II(vide Figura 49).
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9.4 Modulação do Transformador 230/69 kV Lagoa Nova
Na Coletora Lagoa Nova 230 kV, as análises consideraram 2 transformadores 230/69 kVde 150 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência
0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 123 MVA
cada, vide Figura 52.
Figura 52 - Fluxograma esquemático considerando e dois transformadores 230/69 kV150 MVA na Coletora Lagoa Nova.
9.5 Modulação do Transformador 230/69 kV Ibiapina
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9.6 Modulação do Transformador 230/69 kV Morro do Chapéu
As análises consideraram um transformador 230/69 kV de 150 MVA, visto que nacondição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os
transformadores apresentam fluxo de 96.6 MVA. Cabe ressaltar que o nominal indicado
do transformador comportará todo o montante previsto, com base no montante
habilitado nesta região (120 MW), vide Figura 54.
Figura 54 - Fluxograma esquemático considerando 1 (um) transformador de 230/69
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10 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz
Este item apresenta os resultados dos estudos de sobretensões à frequência industrial,realizados com o objetivo de verificar a possibilidade de ocorrência de valores
proibitivos de tensões temporárias ou sustentadas, que venham a comprometer os
equipamentos conectados ao sistema, em consequência das manobras programadas
e/ou intempestivas dos circuitos da região onde a linha de transmissão que será
implantada.
10.1 Energização de Linha de Transmissão
Esta análise tem o objetivo de verificar o desempenho de regime permanente na
energização da linha de transmissão, indicando se há necessidade adicional de reatores
na linha de transmissão para permitir a energização.
Nas análises considerou-se o cenário pessimista com fluxo reduzido nas linhas detransmissão da região em análise, ou seja, condição de carga leve e patamar de
geração reduzido,
Figura 26 .
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Figura 55 - Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II porGaranhuns.
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Figura 57 - Energização da LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II porCampina Grande II.
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10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II
Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante oprocesso de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em
nenhuma das barras.
A Figura 59 ilustra as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à
energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de
energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização
da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores
de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Extremoz
II de 1,050 pu.
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situação mais crítica é a abertura apenas de um destes terminais, devido a uma
atuação intempestiva da proteção ou falha humana.
Foi considerado patamar de carga pesada com despacho de cerca de 100%, de modo
que os reatores previstos de 500 kV estivessem desligados, configurando-se condição
mais adversa observada sob o ponto de vista de sobretensão.
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10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz
A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,10 pu nosterminais da linha quando da rejeição em Campina Grande II.
As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando
da abertura em Campina Grande II, e quando da abertura em Extremoz,
respectivamente, para o ano 2013.
1,115
1,142
1,168
VOLT 546 DJ3-CGD-EXT
VOLT 544 CGD-500
VOLT 99347 EXT-500
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Figura 62 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal dalinha quando da abertura em Extremoz. Ano 2013.
1,064
1,075
1,085
1,096
1,107
0, 4, 8, 12, 16, 20,
VOLT 99348 DJ4-EXT-CGD
VOLT 544 CGD-500
VOLT 99347 EXT-500
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Figura 63 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e Campina Grandequando da abertura em Campina Grande II. Ano 2012.
-23
8
39
71
102
0, 3, 6, 9, 12, 15,
QCES 99346 10 EXTREMOZ230
QCES 444 10 CGD---CER013
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Figura 64 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal dalinha quando da abertura em Garanhuns. Ano 2013.
1,088
1,095
1,103
1,111
1,119
0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,
VOLT 548 DJ1-GAR-CGD
VOLT 549 GARANH-PE500
VOLT 544 CGD-500
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Observa-se que nesta rejeição, os compensadores estáticos de (-75/150 Mvar) em
Extremoz II e (0/20 Mvar) Campina Grande II ajudam no suporte de reativo necessário.
As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem sobretensãoquando da ocorrência de rejeição no sistema.
-9,5
4,2
17,9
31,6
QCES 99346 10 EXTREMOZ230
QCES 444 10 CGD---CER013
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Figura 67 - Diagrama esquemático da abertura em “guarda-chuva” emCampina Grande II.
A abertura em guarda-chuva resulta em sobretensões instantânea da ordem de 1.115
pu, nos terminais das linhas, quando da rejeição em guarda-chuva na SE Campina
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Nesta emergência não foi verificado necessidade de faixa indutiva no CE de Campina
Grande II, pois se verifica um afundamento na rede de 230 kV de modo que o
compensador estático fornece energia reativa para sustentar as tensões na região. Osgeradores eólicos da Coletora Lagoa Nova atuam coerentemente, diminuindo a
absorção de energia reativa durante a emergência.
-7,9
1,8
11,4
21,1
FLXR 61030 LAG-NOVA--69 60030 LAG-NOVA-230 1
QCES 444 10 CGD---CER013
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11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do NorteFrente à Expectativa de Novos Leilões de Energia
Frente à perspectiva de existência de um elevado potencial de geração de energia
eólica no Rio Grande do Norte devido às condições propícias de aproveitamento desta
região, serão avaliadas as alternativas de expansão do sistema de transmissão, que
terão uma melhor definição em função dos resultados dos próximos leilões.
A Tabela 14 e Tabela 15 apresentam os montantes habilitados nas regiões do nordeste
e norte do Rio Grande do Norte.
Tabela 14 - Montante (MW) habilitado na região nordeste do Rio Grande do Norte
ColetorasVencedores
2009
Vencedores
2010
Mercado
LivreHabilitadas
Potencial
Restante
João Câmara I e II (1) 320 680 172(2) 1700 528
Lagoa Nova (1) 0 227 0 336 109
Touros - 28 0 677 649
Total 1286(1) Coletora onde os agentes declararam interessados em compartilhar ICG(2) Montante habilitado que manifestou intenção de venda no mercado livre
Tabela 15 – Montante (MW) habilitado na região norte do Rio Grande do Norte
ColetorasVencedores
2009
Vencedores
2010Habilitadas
Potencial
R t t
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500 kV (Milagres, Quixada ou Fortaleza) até o novo ponto previsto para a região norte
do Rio Grande do Norte ou mesmo interligando as duas regiões de geração (Mossoró II
– Extremoz II).
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- 1 LT 230 kV Campina Grande-Santa Rita a partir de 2017.
- Duplicação da LT 230 kV Piripiri-Ibiapina a partir de 2014
- 2 LTs 230 kV Banabuiú-Russas II , sendo a primeira partir de 2014 e a segundaem 2017.
A seguir são apresentadas as descrições destas alternativas de expansão:
Alternativa 1: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra
em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande
II.
Alternativa 2: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza II e
outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina
Grande II.
Alternativa 3: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outraem direção a Extremoz II.
Alternativa 4: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra
em direção a Campina Grande II e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-
Campina Grande II.
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11.1 Alternativa 1
A Figura 71 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
CauípePecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Recife II
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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11.2 Alternativa 2
A Figura 73 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Campina Grande II
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
Extremoz II 227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
CauípePecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Quixadá
Açu II
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11.3 Alternativa 3
A Figura 75 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
CauípePecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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11.4 Alternativa 4
A Figura 77 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
CauípePecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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11.5 Alternativa 5
A Figura 79 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
CauípePecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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11.6 Alternativa 6
A Figura 81 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Pecém
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Açu
Quixadá
Campina Grande II
Ext remoz II
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11.7 Alternativa 7
A Figura 83 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
CauípePecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Açu
Quixadá
Campina Grande II
Ext remoz II
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Figura 84 – Alternativa 7. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kV
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11.8 Alternativa 8
A Figura 85 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
CauípePecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Açu
Galinhos II
Quixadá
Campina Grande II
Extremoz II
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á
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11.9 Alternativa 9
A Figura 87 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Pecém
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Coremas Santa Rita
Ico
Mussuré
Bom Nome
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Açu
Galinhos II
Quixadá
Campina Grande II
Ext remoz II
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Fi 88 Alt ti 9 Fl áti id d d LT
é
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11.10 Análise Econômica
Para o avaliação do custo das alternativas utilizou-se a referência de custos ANEEL
10/2009. As alternativas tecnicamente equivalentes tiveram todas as obras associadas
consideradas.
11.10.1 Totalização dos Investimentos
Através da Figura 89, verifica-se que os investimentos totais previstos no período 2013-2020, quando trazidos a valor presente em 2013, somam cerca de 1,8 bilhões de reais.
As tabelas do Anexo II apresentam o detalhamento dos investimentos previstos para as
alternativas.
R$ 1.400.000,00
R$ 1.600.000,00
R$ 1.800.000,00
R$ 2.000.000,00
Investimentos
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Mi i té i d Mi E i
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11.10.3 Incorporação do Custo de Perdas
Para o custo das perdas, foram obtidos valores de perdas em MW entre as alternativas,
a partir de simulações de fluxo de potência.
Para que pudesse ser representativo em relação às condições operativas pelo qual o
sistema será submetido, para cada uma das alternativas foram geradas situações
sistêmicas diferentes, que são:
Condição 1: cenário Norte exportador, carga pesada, geração eólica de 20%
Condição 2: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de 80%
Condição 3: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de100%
Condição 4: Intercâmbio reduzido entre Norte/Nordeste, carga leve, geraçãoeólica de 5%
Condição 5: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 40%
Condição 6: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 30%
No ano 2014 considerou parte do montante habilitado nas regiões do nordeste e norte
Mi i té i d Mi E i
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Condição 4 16,5% do tempo
Condição 5 25,0% do tempo
Condição 6 8,5% do tempo
O Custo Marginal de Expansão considerado foi de 113 R$/MW. Como foram utilizados
mais de um patamar de carga com ponderação das perdas pelo tempo, não foi
necessário utilizar fatores de perdas e de cargas para os cálculos.
A Tabela 18 a seguir ilustra os principais resultados obtidos:
Tabela 18 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000) Perdas Totais das Alternativas em todos os anos (MW)
Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1 1,913.44 1,825.77 1,871 .08 1,9 16.40 1,961.72 1,881.99 1,80 2.27 1,722.554 1,913.44 1,828.99 1,887 .46 1,9 45.94 2,004.42 1,922.70 1,84 0.98 1,759.26
5 1,913.44 1,825.81 1,875 .64 1,9 25.47 1,975.30 1,895.93 1,81 6.56 1,737.19
6 1,913.44 1,833.58 1,889 .37 1,9 45.16 2,000.95 1,915.30 1,82 9.65 1,743.998 1,913.44 1,833.60 1,891 .34 1,9 49.07 2,006.80 1,919.87 1,83 2.94 1,746.00
9 1,913.44 1,833.58 1,888 .15 1,9 42.71 1,997.27 1,910.65 1,82 4.03 1,737.41
Diferencial de Perdas (MW)
Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.004 0.00 3.22 16.38 29.54 42.70 40.71 38.71 36.715 0.00 0.04 4.56 9.07 13.59 13.94 14.29 14.64
6 0.00 7.81 18.29 28.76 39.23 33.30 27.37 21.44
8 0.00 7.84 20.25 32.67 45.08 37.87 30.66 23.45
9 0.00 7.81 17.06 26.31 35.56 28.66 21.76 14.86
Mi i té io de Mi a e E e ia
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Figura 91 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000)
R$ 0,00
R$ 200.000,00
R$ 400.000,00
R$ 600.000,00
R$ 800.000,00
R$ 1.000.000,00
R$ 1.200.000,00
1 4 5 6 8 9
Perdas Investimentos Truncados (RN)
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Observa-se que a Alternativa 1 apresenta menores custos de investimento e perdas
quando comparadas as outras, como apresentada na Figura 92.
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12 Análise Socioambiental
A análise socioambiental considerada até o presente momento está indicada em [6].
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13 Análise de Curto-Circuito
Os níveis de curto-circuito, trifásico e monofásico, em kA, devido à implantação dasobras associadas as ICG, foram obtidos visando a verificação de superação de
equipamentos, para principais barras das redes de 500 kV e 230 kV, na configuração de
2013, mostrados na Tabela 20. Ressalta-se que nesta análise não foram consideradas
possiveis contribuições dos parques eólicos.
Tabela 20 - Nível de curto-circuito (kA) para avaliação da superação dos nominais
dos equipamentos
Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R
JCAM-II--138 138 10.46 -87.45 22.46 8.7 -84.94 11.3
JCAM-II--500 500 4 -86.47 16.22 3.12 -83.43 8.68
EXT------500 500 5.72 -86.37 15.76 5.52 -85.87 13.83
CGD------500 500 8.76 -86.55 16.59 7.83 -85.52 12.77JCAMARA230 230 4.68 -83.4 8.64 5.72 -84.28 9.98
JCAMARA69 69 14.38 -85.5 12.7 6.75 -88.59 40.7
EXTREMOZ230 230 13.43 -85.62 13.05 14.25 -85.2 11.9
EXTREMOZ69 69 15.6 -88.47 37.56 4.75 -87.39 21.92
CGD 04BP230 230 21.34 -84.75 10.88 21 -84.61 10.6
NATAL III230 230 14 -85.6 13 16.52 -85.72 13.37
NTD 230KV 230 11.99 -84.61 10.61 13.37 -84.77 10.93
Identificação das Barras 2013 Curto Máximo
Nome TensãoTrifásico Monofásico
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No sentido, de avaliar os niveis de curto-circuito, em outra condição operativa,
considerou-se que as térmicas do Nordeste não estariam despachadas. Vide Tabela 21
Tabela 21 - Nível de curto-circuito da sem a presença das UTE no Nordeste edespacho nas UHEs do São Francisco 1300 m3/s para avaliação do nível de curto-circuito reduzido.
Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R
JCAM-II--138 138 10.18 -87.42 22.17 8.56 -84.96 11.34
JCAM-II--500 500 3.85 -86.46 16.18 3.05 -83.49 8.76EXT------500 500 5.42 -86.36 15.72 5.33 -85.88 13.88
CGD------500 500 8.32 -86.65 17.08 7.59 -85.62 13.04
JCAMARA230 230 4.62 -83.52 8.8 5.65 -84.37 10.14
JCAMARA69 69 14.26 -85.55 12.84 6.73 -88.6 40.93
EXTREMOZ230 230 12.44 -85.67 13.2 13.49 -85.26 12.05
EXTREMOZ69 69 15.18 -88.42 36.16 4.73 -87.38 21.87
CGD 04BP230 230 20.19 -84.97 11.36 20.25 -84.77 10.91
NATAL III230 230 12.46 -85.46 12.6 15.06 -85.6 12.99NTD 230KV 230 10.87 -84.6 10.58 12.42 -84.75 10.89
NATAL III 69 69 16.8 -87.71 24.96 4.83 -89.56 130.31
NTD 69KV 69 15.2 -87.74 25.31 4.07 -89.6 141.74
PRS 230KV 230 9.32 -81.79 6.93 7.75 -81.17 6.43
ACD230 230 7.97 -82.91 8.04 7.6 -82.9 8.03
PRS 138KV 138 8.48 -84.13 9.72 8.46 -83.77 9.16
LGNOVA---230 230 4.02 -81.89 7.02 4.67 -83.61 8.93
Nome TensãoTrifásico Monofásico
Identificação das Barras 2013 Curto Reduzido
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13.1 Avaliação preliminar das relações SCR (Short Circuit Ratio) potênciade curto-circuito trifásico / potência do EOL
Inicialmente, o montante expressivo na Coletora João Câmara II, e como o controle daseólicas uitilizam “conversores de potência” , foi investigada a relação SCR (Short Circuit
Ratio = potência de curto-circuito trifásico/potência total do EOL ICG). Valores de SCR
maiores que 2,5 indicam uma expectativa de bom desempenho do sistema de controle
das conversoras.
Tabela 22- Short Circuit Ratio (SCR) em João Câmara I e II. Ano 2013, curto-circuito reduzido.
Nome Tensão
Sem ContingênciaPerda da LT 500 kVExtremoz II-Campina
Grande II
Perda da LT 230 kVExtremoz II-Campina
Grande II
Perda da LT 230 kVExtremoz II- Natal III
CurtoTrifásico
Mod (MVA)SCR
CurtoTrifásico
Mod (MVA)SCR
CurtoTrifásico
Mod (MVA)SCR
CurtoTrifásico
Mod (MVA)SCR
JCAM-II--138 138 2432,6 3,20 1624,47 2,14 2389,13 3,14 2102,36 2,77
JCAMARA 69 69 1704,67 5,24 1674,49 5,15 1687,74 5,19 1599,43 4,92
Observa-se que a relação SCR na Coletora João Câmara II é reduzida sensivelmente na
perda da LT 500 kV Extremoz-Campina Grande II, apresentando um valor abaixo do
recomendável para o bom controle das conversoras. Entretanto, diante do elevado
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No caso da ICG 69 kV Ibiapina, verificou-se que na perda da LT 230 kV Sobral II –
Ibiapina, hoveria redução da SCR para um valor inferior a 2,5. Porém, devido ao
potencial eólico da região, há a possibilidade de duplicação da LT Ibiapina – Piripiri, oque melhoraria a relação SCR em Ibiapina.
Tabela 24- Short Circuit Ratio (SCR) em em Ibiapina. Ano 2013, curto-circuitoreduzido
NomeTensão
(kV)
Sem ContingênciaPerda da LT 230 kV
Piripiri-IbiapinaPerda da LT 230 kV
Sobral II-Ibiapina
Curto TrifásicoMod (MVA)
SCRCurto Trifásico
Mod (MVA)SCR
Curto TrifásicoMod (MVA)
SCR
IBIAPINA 69 69 671,85 4,48 544,3 3,63 304,23 2,03
Nas ICGs 69 kV Lagoa Nova e 69 kV Morro do Chapéu, a relação SCR ficou dentro dos
valores recomendáveis mesmo para as contingências mais críticas, como apresenta as
tabela a seguir.Tabela 25- Short Circuit Ratio (SCR) em Lagoa Nova. Ano 2013, curto-circuito
reduzido;
Nome Tensão
Sem ContingênciaPerda da LT 230 kV
Lagoa Nova - ParaísoPerda da LT 230 kV
Natal II - Paraíso
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14 Análise do Desempenho Dinâmico
As análises de desempenho dinâmico têm por objetivo apresentar o comportamentodos geradores eólicos frente às perturbações na rede elétrica. Esses aerogeradores,
com conversores, apresentam reguladores de tensão que contribuem para o aumento
da margem de estabilidade de tensão.
Este item apresenta as simulações realizadas no entorno da Coletora João Câmara II,
devido ao montante de geração expressivo nesta coletora.
Nas análises de dinâmica foram considerados os seguintes tempos de duração do
curto-circuito:
Curto-circuito 230 kV e 138 kV: duração de 150 ms Curto-circuito 500 kV: duração de 100 ms
Na análise dinâmica, foram considerados os sistemas eólicos de velocidade variável,
nos quais se encontram os geradores assíncronos. Nesses sistemas eólicos, de
velocidade variável, a frequência elétrica da rede é desacoplada da frequência
mecânica do rotor da turbina por meio de conversores estáticos interligados ao estator
e/ou rotor das máquinas.
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14.1 Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II
Foi simulada a perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II para um curto-
circuito fase-terra na SE 500 kV Extremoz II considerando todas as centrais eólicasprevistas na região. A Figura 95 apresenta o comportamento das tensões nas
subestações próximas ao defeito. Observa-se um segundo pico de tensão, a cerca de
31 ms após a eliminação da falta, devido o reativo injetado pelas centrais eólicas. A
sobtensão atinge no primeiro pico 1,258 pu, não violando o valor máximo permitido.
0 759
0,925
1,092
1,258
VOLT 544 CGD-500
VOLT 99347 EXT-500
VOLT 80031 JC2--500
VOLT 244 C GRAN-PB230
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14.2 Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II
De modo a avaliar o desempenho da ICG para defeito no 138 kV, foi simulada a perda
de um ATR 500/138 kV João Câmara II, considerando um curto-circuito fase-terra naSE 138 kV João Câmara II, considerando todas as centrais eólicas previstas na região.
A Figura 98 apresenta o comportamento das tensões nas subestações de 500 kV e 138
kV em João Câmara II.
0.768
0.935
1.103
1.271
VOLT 80031 JC2--500
VOLT 80032 JC2--138
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Figura 99 - Potência ativa (MW) de todas as centrais eólicas de João Câmara II.Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II.
7.5
17.
26.6
36.2
45.8
0. 4. 8. 12. 16. 20.
Tempo (s)
FLXA 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 1500 6 CABPRETOEOL 1500 7 BARRACOM2 1
FLXA 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 1501 2 PEDRAPRETEOL 1501 6 BARRACOMUM3 1
FLXA 15013 JUREMASEOL 150 16 BARRACOMUM3 1
FLXA 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15018 ABRANCAIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1
FLXA 15019 ABRANCIIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1
FLXA 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15022 ABRANCVIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1
FLXA 15023 ABRANVIIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1
FLXA 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXA 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXA 1502 9 ABRANCA1EOL 1503 3 BARRACOMUM6 1
FLXA 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXA 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXA 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXA 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXA 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXA 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXA 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1
21.7
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15 Características Básicas dos Equipamentos
15.1 Subestação
As novas subestações em 500 kV João Câmara II, 500 kV Extremoz II, 500 kV Campina
Grande II, 230 kV Lagoa Nova, 230 kV Ibiapina e 230 kV Morro do Chapéu, bem como
seus principais equipamentos, devem ter as características descritas a seguir:
O arranjo do setor de 500 kV deverá ser disjunto e meio;
O arranjo do setor de 230 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;
O arranjo do setor de 138 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;
As correntes nominais dos equipamentos que compõem a subestação devem ser
compatíveis com as potências dos transformadores inicialmente previstos e futuros;
As subestações de 500 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos detransformadores 500/230 kV ou 500/138 kV.
As subestações de 230 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos de
transformadores 230/69 kV.
As premissas consideradas na definição do número de módulos de manobra e vãos
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138 kV
Futuro
Extremoz II
500 kV
450MVA
João Câmara II
Futuro
450MVA
450MVA
450MVA
230 kVFuturo
450MVA
Futuro
450MVA
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230 kV
C. Grande II
Futuro
J. Câmara II
500 kV
Futuro
450MVA
Extremoz II
Futuro
450MVA
450MVA
450MVA
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230 kV
Garanhuns
Futuro
Extremoz
500 kV
Futuro
600MVA
Campina Grande II
Futuro
600MVA
600MVA
600MVA
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Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
100MVA
100MVA
20 Ω/fase
Futura
Futura
Futura
Sobral II
Futura
Ventos do ParazinhoVentos de Tianguá
Futura
100MVA
100MVA
Futura
Piripiri
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Calango 2, 4 e 5
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
F t
Futura230 kV
69 kV
150MVA
150MVA
20 Ω/fase
Serra de Santana III
Futura
Futura
Paraiso
Futura
Futura
Calango 1 e 3
Serra de Santana I e II
150MVA
150MVA
Futura
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Cristal
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
150MVA
150MVA
20 Ω/fase
Primavera
Futura
Futura
Irecê
Futura
Futura
150MVA
150MVA
Futura
Futura
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15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA
Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão
ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,
considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de
temperatura para todos os enrolamentos:
Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)
ONAN 60 60
ONAN / ONAF 80 80
ONAN / ONAF / ONAF 100 100
Os transformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima da sua potência
nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional deverá ser
considerado em intervalos de 24 horas.
Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um
valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e
consideradas as bases de 100 MVA e (2303)/(69).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as
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Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um
valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e
consideradas as bases de 150 MVA e (2303)/(69).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as
seguintes: 2303 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 150MVA.
Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de
tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
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15.4 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 450 MVA
Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão
ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de
temperatura para todos os enrolamentos:
Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)
ONAN 270 270
ONAN / ONAF 360 360
ONAN / ONAF / ONAF 450 450
Os bancos de autotransformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima
da sua potência nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicio