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ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO
Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio
Grande do Norte e Bahia
Ministério de Minas e Energia
GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE NISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA SPE Ministro Márcio Pereira Zimmermann
Secretário-Executivo José Antônio Corrêa Coimbra
Secretário Adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho
Secretário de Energia Elétrica Josias Matos de Araujo
Secretário Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Marco Antônio Martins de Almeida
Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Cláudio Sclair
ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA
GERAÇÃO
Análise técnico-econômica das Alternativas
Relatório R1
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim
Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro
Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias
Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustível Elson Ronaldo Nunes Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel
Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim
Amilcar Guerreiro José Carlos de Miranda Farias
Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo Ricardo Cavalcanti Furtado
Equipe Técnica
Carolina Moreira Borges
Daniela Souza
Flavia Pompeu Serran
Marcelo Pires
Marcos Vinicius Amaral
Roberto Rocha
Robson de Oliveira Matos
Vanessa Stephan Lopes
URL: http://www.epe.gov.br
Escritório Central Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ
No EPE-DEE-RE-024/2010-r0 Data: 30 de abril de 2010
III
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 referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Macro-atividade
Ref. Interna (se aplicável)
Revisões Data de emissão Descrição sucinta
r0 30.04.2010 Emissão original
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4 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
PARTICIPANTES EMPRESAS
Carolina Moreira Borges EPE-STE
Marcelo Lourenco Pires EPE-STE
Vanessa Stephan Lopes EPE-STE
Robson de Oliveira Matos EPE-SMA
Marcos Vinicius Amaral EPE-SMA
COORDENAÇÃO
Daniela Florêncio de Souza EPE-STE
Roberto Rocha EPE-STE
Flavia Pompeu Serran EPE-SMA
Ministério de Minas e Energia
5 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
SUMÁRIO
1 Introdução ...................................................................................................................... 7
2 Objetivo .......................................................................................................................... 8
3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados ....................................................................... 9
3.1 Horizonte do Estudo ........................................................................................................ 9
3.2 Geração ............................................................................................................................. 9
3.3 Cenários de Intercâmbio ............................................................................................... 11
3.4 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras ................................ 12
3.5 Critérios .......................................................................................................................... 12
3.6 Limites de Carregamento das Instalações de Transmissão ....................................... 13
3.7 Contingências Simuladas .............................................................................................. 13
3.8 Custos .............................................................................................................................. 14
4 Definição das Subestações Coletoras .......................................................................... 15
5 Escolha do Nível de Tensão da ICG ........................................................................... 17
5.1 Coletora Acaraú II ......................................................................................................... 17
5.2 Coletora João Câmara ................................................................................................... 19
5.3 Coletora Igaporã ............................................................................................................ 21
6 Ampliações Necessárias na Rede Básica para Permitir Escoar as EOL Vencedoras
do LER 2009 ........................................................................................................................ 23
6.1 Reforço Trecho Açu - Paraíso ....................................................................................... 24 6.1.1 Alternativas Consideradas ......................................................................................................... 26 6.1.2 Análise de Desempenho ............................................................................................................ 27
7 Novo Ponto de Atendimento a Região Metropolitana de Natal ................................. 32
7.1 Suporte de Reativo Existente ........................................................................................ 32
7.2 Alternativas Consideradas ............................................................................................ 33
7.3 Desempenho em Regime Permanente .......................................................................... 35
7.4 Modulação dos Transformadores 230/69 kV de Extremoz II .................................... 38
8 Coletora Acaraú II ....................................................................................................... 39
8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................................... 40
8.2 Análise de Contingências ............................................................................................... 45
9 Coletora João Câmara ................................................................................................. 49
9.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal e Emergência ......................... 50
9.2 Modulação do Transformador...................................................................................... 62
10 Coletora Igaporã .......................................................................................................... 64
10.1 Suporte de Reativo ......................................................................................................... 64
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6 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
10.2 Variação do Despacho das Centrais Eólicas ................................................................ 67
10.3 Análise de Contingências ............................................................................................... 68
10.4 Análise de Sensibilidade ................................................................................................ 71
11 Análise do Desempenho Dinâmico ............................................................................. 74
11.1 Coletora Igaporã ............................................................................................................ 75 11.1.1 Perda do Transformador Igaporã 230/69 kV ........................................................................ 75 11.1.2 Perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves ................................................................ 77 11.1.3 Perda da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara ............................................................. 79
11.2 Coletora João Câmara ................................................................................................... 81 11.2.1 Perda de um dos Transformadores João Câmara 230/69 kV ................................................ 81 11.2.2 Perda da LT 230 kV Campina Grande - Extremoz ............................................................... 82 11.2.3 Perda da LT 230 kV Extremoz – Natal III ............................................................................ 84
12 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz ....................................... 86
12.1 Energização de Linha .................................................................................................... 86 12.1.1 Energização Trecho 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Sobral III ............................. 89 12.1.2 Energização da LT 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Acarau II ............................... 90 12.1.3 Energização da LT 230 kV Extremoz II-João Câmara ......................................................... 92 12.1.4 Energização da LT 230 kV B. Jesus da Lapa III-Igaporã ..................................................... 93
12.2 Rejeição de Carga .......................................................................................................... 94 12.2.1 Rejeição Simples no trecho Sobral III - Acaraú II ................................................................ 94 12.2.2 Rejeição Simples no trecho Extremoz II - Natal III .............................................................. 96 12.2.3 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II – Extremoz II ............................................ 99 12.2.4 Rejeição Múltipla, abertura em “Guarda-Chuva” sobre a SE Extremoz II 230 kV ............ 100 12.2.5 Rejeição Total das Centrais Eólicas da ICG de João Câmara ............................................. 102
13 Análise Socioambiental ............................................................................................. 106
14 Análise de Curto-Circuito ......................................................................................... 107
15 Características Básicas dos Equipamentos .............................................................. 110
15.1 Subestação .................................................................................................................... 110
15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA ...................................................................... 113
15.3 Transformador 230/69 kV – 150 MVA ...................................................................... 114
15.4 Transformador 230/69 kV – 180 MVA ...................................................................... 115
15.5 Configuração mínima do CE ...................................................................................... 115
16 Conclusões ................................................................................................................. 116
17 Recomendações .......................................................................................................... 117
18 Referências ................................................................................................................. 118
ANEXO I - Características das Instalações ...................................................................... 119
Anexo II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET ...................... 121
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7 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
1 Introdução
O primeiro leilão de comercialização de energia eólica, realizado em 14/12/2009, com a
contratação de 1.805 MW viabilizará a construção de 71 empreendimentos em cinco
estados das regiões Nordeste e Sul.
Estes empreendimentos assinarão contratos de compra e venda de energia com 20
anos de duração, válidos a partir de 1° de julho de 2012.
A maioria dos projetos se concentrou na região Nordeste, com destaque para Rio
Grande do Norte e Ceará com 22 parques e Bahia com 18 parques, conforme
destacado na tabela abaixo.
Adicionalmente, seguindo orientação do Art. 5º da Portaria MME nº 147, de 30 de
março de 2009, os empreendedores dos projetos vencedores do Leilão para
Contratação de Energia de Reserva, que declararam interessados em compartilhar
Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para
Conexão Compartilhada – ICG, e com base no relatório Nº EPE-DEE-RE-009/2010-r1
“Estudo de Conexão das Centrais Geradoras Eólicas Vencedoras no LER 2009 nos
Estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, de 11 de fevereiro de 2010, tiveram
oportunidade de participar da Chamada Pública 001/2009, da ANEEL, publicada em 25
de fevereiro de 2010, onde foram propostas seis ICG: três no Ceará, duas no Rio
Grande do Norte e uma na Bahia, vide Tabela 1.
Tabela 1- Subestações Coletoras e ICGs propostas frente ao resultado do LER 2009
Coletora km Cabo
(MCM)
ICG (transformador
230/69 kV)
Estado: Ceará
Acaraú 2 94 2x636 2 x 100 MVA
Amontada 123 2 x 636 1 x 100 MVA
Trairi 61 2 x 954 1 x 150 MVA
Estado: Rio Grande do Norte
Galinhos 75 2 x 795 2 x 150 MVA
João Câmara 67 2 x 954 3 x 150 MVA
Estado: Bahia
Igaporã 129 2 x 795 2 x 150 MVA
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8 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
2 Objetivo
Com base no resultado da Chamada Pública 001/2009 um conjunto de
empreendimentos 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 quantas
ICG atendiam ao critério definido 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-2009, 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 transmissão
existente e na 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
destas usinas ao sistema existente através de ICG e suas respectivas subestações
coletoras.
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9 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados
As análises, de um modo geral, seguiram os critérios e procedimentos de planejamento
consolidados nas referências [1] e [3].
3.1 Horizonte do Estudo
O estudo foi realizado considerando as projeções de demandas a serem consideradas
adotadas no Plano Decenal - PDE, ciclo 2009-2018.
3.2 Geração
As usinas vencedoras do LER-2009, a serem consideradas no estudo, estão
apresentadas na Tabela 2, Tabela 3 e Tabela 4.
Tabela 2 - Dados dos empreendimentos ganhadores do LER 2009 - Estado Ceará
Município Usina Empreendedor
CGE Lagoa Seca - 19,5 MW Central Eolica Lagoa Seca S.A. 19,5
CGE Vento Do Oeste - 19,5 MW Central Eolica Vento do Oeste S.A. 19,5
CGE Araras - 30 MW Central Eolica Araras S.A. 30
CGE Coqueiros - 27 MW Central Eolica Coqueiros S.A. 27
CGE Garças - 30 MW Central Eolica Garças S.A. 30
CGE Cajucoco - 30 MW Central Eolica Cajucoco S.A. 30
CGE Buriti - 30 MW Central Eolica Buriti S.A. 30
CGE Icaraí I - 27,3 MW Central Eólica Icaraí I 27,3
CGE Icaraí II Ltda - 37,8 MW Central Eólica Icaraí II Ltda 37,8
CGE Icaraí - 14,4 Martifer Renovaveis 14,4
Paracuru CGE Dunas de Paracuru - 42 MW Ventos Brasil Comercio e representação Ltda 42
CGE Taíba Andorinha Ltda - 14,7 MW Central Eólica Taíba Andorinha Ltda 14,7
CGE Colônia Ltda - 18,9 MW Central Eólica Colônia Ltda 18,9
CGE Taíba Águia - 23,1 MW Central Eólica Taíba Águia Ltda 23,1
CGE Embuaca - 25,2 MW Eolica Embuaca Ltda 25,2
CGE Faisa I - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2
CGE Faisa II - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2
CGE Faisa III - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2
CGE Faisa IV - 25,2 MW Eolica Faisa Ltda 25,2
CGE Faisa V - 27,3 MW Eolica Faisa Ltda 27,3
Aracati CGE Quixaba - 25,2 MW Usina Geradora Delta/Eólica Ltda. 25,2
542,7
São Gonçalo do
Amarante
Trairi
Total
Amontada
EmpreendimentoPotência MW
Acaraú
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10 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Tabela 3 - Dados dos empreendimentos ganhadores do LER 2009. Estado Rio Grande do Norte
Tabela 4 - Dados dos empreendimentos ganhadores do LER 2009. Estado Bahia.
Município Usina Empreendedor
CGE Areia Branca - 27,3 MW Eolica Bela Vista Ltda 27,3
CGE Mar E Terra - 23,1 MW Eolica Mar E Terra Ltda 23,1
CGE Aratuá 1 - 14,4 MW Aratua Central Geradora Eólica S/A 14,4
CGE Miassaba 3 - 50,4 MW Miassaba Geradora Eólica S/A 50,4
CGE De Mangue Seco 1 - 25,2 MW Petróleo Brasileiro S.A. 25,2
CGE De Mangue Seco 2 - 25,2 MW Petróleo Brasileiro S.A. 25,2
CGE De Mangue Seco 3 - 25,2 MW Petróleo Brasileiro S.A. 25,2
CGE De Mangue Seco 5 - 25,2 MW Petróleo Brasileiro S.A. 25,2
CGE Rei Dos Ventos 1 - 48,6 MW Eolo Energy S/A 48,6
CGE Rei dos Ventos 3 - 48,6 MW Eolo Energy S/A 48,6
CGE Morro Dos Ventos I S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8
CGE Morro Dos Ventos III S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8
CGE Morro Dos Ventos IV S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8
CGE Morro Dos Ventos VI S.A. - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos E Participações Ltda. 28,8
CGE Cabeço Preto - 19,8 MW Gestamp Eólica Brasil Sa 19,8
CGE Eurus VI - 7,2 MW Eurus VI Energias Renováveis Ltda 7,2
CGE Morro Dos Ventos IX S.A - 28,8 MW Dobreve Empreendimentos e Participações Ltda. 28,8
CGE Santa Clara I - 28,8 MW Santa Clara I Energias Renováveis Ltda 28,8
CGE Santa Clara II CPFL - 28,8 MW Santa Clara II Energias Renováveis Ltda 28,8
CGE Santa Clara III - 28,8 MW Santa Clara III Energias Renováveis Ltda 28,8
CGE Santa Clara IV - 28,8 MW Santa Clara IV Energias Renováveis Ltda 28,8
CGE Santa Clara V - 28,8 MW Santa Clara V Energias Renováveis Ltda 28,8
CGE Santa Clara VI - 28,8 MW Santa Clara VI Energias Renováveis Ltda 28,8
657Total
Galinhos
EmpreendimentoPotência MW
Areia Branca
Guamaré
João câmara
Parazinho
Município Usina Empreendedor
CGE IGAPORA - 30MW RENOVA ENERGIA SA 30
CGE ILHEUS - 10,5MW RENOVA ENERGIA SA 10.5
CGE NOSSA SENHORA CONCEIÇÃO - 24MW RENOVA ENERGIA SA 24
CGE PORTO SEGURO - 6MW RENOVA ENERGIA SA 6
CGE PAJEU DO VENTO - 24MW RENOVA ENERGIA SA 24
CGE PLANALTINA - 25,5MW RENOVA ENERGIA SA 25.5
CGE SERRA DO SALTO - 15MW RENOVA ENERGIA SA 15
CGE GUANAMBI - 16,5MW RENOVA ENERGIA SA 16.5
CGE CANDIBA - 9MW RENOVA ENERGIA SA 9
CGE PINDAI - 22,5MW RENOVA ENERGIA SA 22.5
CGE GUIRAPÁ - 27MW RENOVA ENERGIA SA 27
CGE LICINIO DE ALMEIDA - 22,5MW RENOVA ENERGIA SA 22.5
CGE ALVORADA - 7,5MW RENOVA ENERGIA SA 7.5
CGE RIO VERDE - 30MW RENOVA ENERGIA SA 30Sobradinho CGE PEDRA DO REINO - 30MW CONS PEDRA DO REINO 30
CGE MACAÚBAS - 30MW DESENVIX SA 30
CGE NOVO HORIZONTE - 30MW DESENVIX SA 30
CGE SEABRA - 30MW DESENVIX SA 30
390Total
Brotas de Macaúbas
EmpreendimentoPotência MW
Igaporã
Caetité
Guanambi
Caetité
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11 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Foram consideradas, adicionalmente, as usinas, contratadas no PROINFA, localizadas
nos estados do Ceará e que estão conectadas na rede básica que perfazem um
montante de cerca de 370 MW, Tabela 5.
Tabela 5 - Potência instalada das EOL existentes e prevista para entrada em 2012 (PROINFA).
EOL PROINFA P
(MW) SE Conexão (230 kV)
Icaraizinho 54,6 Sobral III
Praia Formosa 104,6 Sobral III
Volta Rio 42 Sobral III
P. Morgado 28,8 Sobral III
Enacel 31,5 Russas
Canoa Quebrada 57 Russas
Bons Ventos 50 Russas
3.3 Cenários de Intercâmbio
Foi adotado o enfoque na malha de transmissão do Estado do Ceará considerando os
diversos cenários limites de intercâmbio entre Norte e Nordeste de modo a garantir o
escoamento pleno desta geração, eliminando as restrições nesse sistema.
Norte Exportador
Representa o período úmido da região Norte e caracteriza-se por elevada geração nas
usinas dos rios Tocantins. Este cenário é o que proporciona maior exportação da região
Norte para Sudeste/Centro-Oeste, ilustrado na Figura 1.
Figura 1 – Cenário Norte Exportador
NE
SE
N
REC NE
Região Exportadora
Região Importadora
NE
SE
NN
REC NE
Região Exportadora
Região Importadora
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12 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Nordeste Exportador
Neste cenário as usinas da região Nordeste possuem disponibilidade de geração
complementando a geração alta no Norte, conforme ilustrado na Figura 2
Figura 2 Cenário Nordeste Exportador
Intercâmbio Nulo
Foi também considerado o cenário de intercâmbio nulo entre o Norte/Nordeste de
modo a avaliar os requisitos de controle de tensão.
3.4 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras
Foi considerado para cada um dos empreendimentos de geração um sistema de
conexão atendendo o critério N, ou seja, não se procurou dar confiabilidade no
escoamento da energia, 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.
3.5 Critérios
Foram utilizados os critérios e procedimentos do documento “Critérios e Procedimentos
para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão - CCPE/CTET –
Novembro/2002”, onde se destacam:
J Manter o conceito de mínimo custo global sob o ponto de vista de transmissão;
J Atender ao critério “N-1” em contingência de regime permanente, sem cortes de
carga e sem sobrecargas nos equipamentos remanescentes;
SE
N
EXP NE
NE
Região Exportadora
SE
N
EXP NE
NE
Região Exportadora
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13 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
J Variação máxima de 5% da tensão do barramento, quando da manobra de
reatores e capacitores em derivação. Ressalta-se que este critério foi aplicado a
barramentos diretamente associados a cargas ou barramentos de fronteira com
concessionárias de distribuição.
J Para compensação reativa adotou-se o critério dos Procedimentos de Rede que
diz respeito a critérios técnicos para a conexão na rede básica que considera
fator de potência 0,90 capacitivo e 0,95 indutivo para os empreendimentos de
geração.
3.6 Limites de Carregamento das Instalações de Transmissão
O carregamento das linhas de transmissão em condição normal de operação não deve
exceder, em nenhuma hipótese, os limites de equipamentos, conexões e terminais,
bem como os valores de limite térmico dos condutores e flecha máxima de projeto.
Para linhas de transmissão futuras foram utilizados valores definidos no processo de
licitação ou de autorização e informados pelos Agentes ou por valores típicos definidos
observando o que estabelece a Resolução 191/2005, da ANEEL.
Para os limites de carregamento das linhas de transmissão da Rede Básica em
operação, foram considerados os valores constantes nos CPST (Contratos de Prestação
de Serviços de Transmissão).
3.7 Contingências Simuladas
As principais contingências em linhas de transmissão de 500 kV e 230 kV, bem como
nos autotransformadores (ATR) 500/230 kV, que provocam maior impacto no
desempenho do sistema em análise.
Para a avaliação da coletora Acaraú II, foram simuladas as seguintes contingências:
J LT 500 kV Sobral III-Pecém;
J LT 230 kV Sobral II-Teresina;
J LT 230 kV Sobral II-Cauípe e
J LT 230 kV Sobral III-Acaraú II e
J LT 230 kV Sobral II-Sobral III e
J Autotransformador 500/230 kV em Sobral III.
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14 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Para a avaliação da coletora João Câmara e para a definição do novo ponto de
atendimento a Natal1, onde se conectará a coletora João Câmara, bem como os
reforços na Rede Básica, foi simulada as seguintes contingências:
J LT 230 kV Açu-Mossoró;
J LT 230 kV Açu-Paraíso;
J LT 230 kV Paraíso-Campina Grande;
J LT 230 kV Campina Grande-Natal III;
J LT 230 kV Paraíso-Natal II;
Para a avaliação da coletora Igaporã, foi simulada as seguintes contingências:
J LT 500 kV Rio das Éguas-Bom Jesus da Lapa III;
J LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III-Ibicoara;
J LT 230 kV Bom Jesus da Lapa II-Irecê;
J Autotransformador 500/230 kV em Bom Jesus da Lapa III.
3.8 Custos
Para a estimativa dos custos de investimentos em equipamentos e instalações, no
processo de comparação de alternativas, foram utilizados os custos ELETROBRÁS de
jun/2004 [4].
Na análise econômica, foi considerado custo marginal de expansão de 138,00 R$/MWh,
taxa de desconto de 11% a.a e vida útil dos equipamentos de 30 anos.
1 Estudo de planejamento da expansão da transmissão, em fase final, para atendimento ao crescimento do mercado da
região norte da Região Metropolitana de Natal recomenda a nova Subestação Extremoz II, por meio de seccionamento de
um circuito Capina Grande II - Natal
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15 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
4 Definição das Subestações Coletoras
Com base no relatório [1] e diante dos aportes das garantias na Chamada Pública
realizada pela ANEEL, e na Resolução Normativa 320, foram estabelecidas três
coletoras: uma para o estado do Ceará, uma para o estado do Rio Grande do Norte e
uma no estado da Bahia, como apresentado a seguir.
Em função do resultado da chamada pública, não haverá mais as ICG Amontada, Trairi,
Galinhos, prevista inicialmente em [1]. Seja por opção ou por motivos técnicos e/ou
econômicos, as usinas que compartilhariam estas ICG se conectarão na Rede Básica ou
diretamente na concessionária.
Figura 3 Esquema de conexão da coletora Acaraú II – Ceará.
Coletora Amontada
186 MW
Sobral III
ICG: 1 x 100 MVA 230/69 kV
Coletora Acaraú 2
Usina MW
1 Lagoa Seca (Cruz) 19.5
2 Vento do Oeste (Cruz) 19.5
3 Garças 30
4 Araras 30
5 Coqueiros 27
6 Cajucoco 30
7 Buriti 30
Coletora Acaraú 2
1
2
Massapê
3
67
4
5
11121079,5 MWICG: 2 x100 MVA 230/69 kV
Coletora Amontada
Usina MW
10 UEE Icaraí 14.4
11 Central Eólica Icaraí II 37.8
12 Central Eólica Icaraí I 27.3
Ministério de Minas e Energia
16 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 4 Esquema de conexão da coletora João Câmara – Rio Grande do Norte.
Figura 5 Esquema de conexão da coletora Igaporã – Bahia
Coletora João Câmara
Usina MW
1 Eurus VI 7,2
2 Santa Clara 6 28.8
3 Santa Clara 4 28.8
4 Santa Clara 1 28.8
5 Santa Clara 3 28.8
6 Santa Clara 5 28.8
7 Morro dos Ventos IX 28.8
8 Morro dos Ventos VI 28.8
9 Cabeço Preto 19.8
10 Morro dos Ventos IV 28.8
11 Morro dos Ventos III 28.8
12 Morro dos Ventos I 28.8
13 Santa Clara 2 28.8
ICG: 3 x 150 MVA 230/69kV
343.8 MW
1
2 3
4
5
6
7
8
9
10 11
12
Extremoz
Natal III
Campina Grande
13
Coletora Igaporã
Bom Jesus da Lapa II
Coletora Igaporã
Usina MW
1 Igaporã 30
2 Porto Seguro 6
3 Ilhéus 10,5
4 Nossa Senhora da Conceição 24
5 Planaltina 25,5
6 Pajeu do Vento 24
7 Guirapá 27
8 Rio Verde 30
9 Alvorada 7,5
10 Guanambi 16,5
11 Pindaí 22,5
12 Licínio de Almeida 22,5
13 Candiba 9
14 Serra do Salto 15
1 2
3
4
5
6
78
910
11
121314
270 MW
ICG: 2 x 150 MVA 230/69kV
Ministério de Minas e Energia
17 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
5 Escolha do Nível de Tensão da ICG
A seguir são apresentados os valores de custos das alternativas para definição do nível
de tensão da ICG, referentes aos investimentos necessários e perdas ôhmicas, além de
uma análise comparativa de mínimo custo global (Rendimentos Necessários),
calculados a partir de custos modulares da Eletrobrás de junho/2004 [3] referidos ao
ano de 2010, utilizando-se taxa de atualização de 11% ao ano, CME 138R$/MWh e vida
útil de 30 anos.
5.1 Coletora Acaraú II
As tabelas a seguir apresentam os valores de custos de investimentos para as
alternativas em 138 e 69 kV.
Tabela 6- Investimentos da Alternativa em 138 kV. Coletora Acaraú II
LT 138 kV SUBCRUZB- ICG ACARAÚ II 2,94 3,62
LT 138 kV, CS 1 x 336.4 MCM 21 2012 172,58 2,94 3,62
LT 138 kV SUBCRUZA- ICG ACARAÚ II 4,51 5,56
LT 138 kV, CS 2 x 795 MCM 16 2012 347,31 4,51 5,56
SE COLETORA ACARAÚ II 230kV 13,10 16,14
Percentual Custo de um Módulo Geral, SE 230 kV, PM (30%) 1 2012 3.507,46 2,85 3,51
Vão de Linha 230 kV C2, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 2 2012 2.747,70 4,46 5,50
Transformador 230/138 kV, 100 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 3.675,38 5,97 7,35
SE ICG ACARAÚ II 138kV 14,02 17,28
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 8.722,47 7,08 8,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 3 2012 1.722,39 4,19 5,17
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 2 2012 1.237,91 2,01 2,48
SE CRUZA 138 kV 20,00 24,64
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 8.722,47 7,08 8,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 2 2012 1.722,39 2,80 3,44
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 5 2012 1.237,91 5,02 6,19
Transformador 138/13.8 kV, 40 MVA, trifásico, com LTC 5 2012 1.073,64 4,36 5,37
SE CRUZB 138 kV 10,20 12,56
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 1 2012 1.722,39 1,40 1,72
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 2 2012 1.237,91 2,01 2,48
Transformador 138/13.8 kV, 100 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 1.865,18 3,03 3,73
Total Plano de Obras (R$ milhões) 64,77 79,81
CUSTOS ELETROBRÁS Jun/2004
Obras Quantidade Ano de EntradaUnitário
(milhares R$)
VP ELB 2004
(milhões R$)
2010
Custo
(milhões R$)
Ministério de Minas e Energia
18 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Tabela 7- Investimentos da Alternativa em 69 kV. Coletora Acaraú II
Tabela 8- Comparação econômica das alternativas (R$ milhões)
Observa-se que a alternativa de 69 kV é a que apresenta o mínimo custo global.
LT 69 kV SUBCRUZB- ICG ACARAÚ II 6,00 7,39
LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 21 2012 351,86 6,00 7,39
LT 69 kV SUBCRUZA- ICG ACARAÚ II 4,57 11,26
LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 16 2012 351,86 4,57 5,63
LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 16 2012 351,86 4,57 5,63
SE COLETORA ACARAÚ II 230kV 15,95 19,65
Percentual Custo de um Módulo Geral, SE 230 kV PM (30%) 1 2012 3.507,46 2,85 3,51
Vão de Linha 230 kV C2, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 2 2012 2.747,70 4,46 5,50
Transformador 230/69 kV, 100 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 3.675,38 5,97 7,35
SE ICG ACARAÚ II 69kV 4,46 5,49
Percentual Custo de um Módulo Geral, SE 69 kV PG (30%) 1 2012 589,85 0,48 0,59
Interligação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 5 2012 659,67 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 2 2012 624,75 1,01 1,25
SE CRUZA 69kV 13,93 17,16
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 1.966,15 1,60 1,97
Interligação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 4 2012 659,67 2,14 2,64
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 5 2012 624,75 2,54 3,12
Transformador 69/13.8 kV, 40 MVA, trifásicos, com LTC 5 2012 1.814,85 7,36 9,07
SE CRUZB 69kV 5,75 7,09
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19
Interligação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 1 2012 659,67 0,54 0,66
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 2 2012 624,75 1,01 1,25
Transformador 69/13.8 kV, 40 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 1.814,85 2,95 3,63
Total Plano de Obras (R$ milhões) 50,66 68,04
CUSTOS ELETROBRÁS Jun/2004
ObrasCusto
(milhões R$)
VP ELB 2004
(milhões R$)
2010
Unitário
(milhares R$)Ano de EntradaQuantidade
Alternativa Investimentos (VP) Perdas Total %
138 kV 64,77 0 64,77 117%
69 kV 50,66 4,92 55,58 100%
Ministério de Minas e Energia
19 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
5.2 Coletora João Câmara
As tabelas a seguir apresentam os valores de custos de investimentos para as
alternativas em 138 e 69 kV.
Tabela 9- Investimentos da Alternativa em 138 kV. Coletora João Câmara.
LT 138 kV STA CLARA - ICG JOÃO CÂMARA 2,26 2,78
LT 138 kV, CS 2 x 795 MCM 8 2012 347,31 2,26 2,78
LT 138 kV SE MORRO VENTOS - ICG JOÃO CÂMARA 2,79 3,43
LT 138 kV, CS 2 x 636 MCM 11 2012 312,06 2,79 3,43
SE COLETORA JOÃO CÂMARA 230kV 27,89 34,36
Módulo Geral, SE 230 kV , BD, Porte Médio 1 2012 11.691,54 9,49 11,69
Interligação de barras, 230 kV, BD 1 2012 1.801,47 1,46 1,80
Vão de Linha 230 kV, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 2 2012 2.747,70 4,46 5,50
Transformador 230/138 kV, 180 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 6.037,60 9,80 12,08
SE ICG JOÃO CÂMARA 138kV 15,42 19,00
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 8.722,47 7,08 8,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 4 2012 1.722,39 5,59 6,89
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 2 2012 1.237,91 2,01 2,48
SE MORRO DOS VENTOS 138kV 13,89 17,12
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 8.722,47 7,08 8,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 2 2012 1.722,39 2,80 3,44
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 1 2012 1.237,91 1,00 1,24
Transformador 138/13.8 kV, 150 MVA, trifásico, com LTC 1 2012 2.797,77 2,27 2,80
SE SANTA CLARA 138kV 15,65 19,29
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 8.722,47 7,08 8,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 2 2012 1.722,39 2,80 3,44
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 2 2012 1.237,91 2,01 2,48
Transformador 138/13.8 kV, 100 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 1.865,18 3,03 3,73
Total Plano de Obras (R$ milhões) 77,90 95,98
CUSTOS ELETROBRÁS Jun/2004
Obras Quantidade Ano de Entrada
Unitário
(milhares R$)
VP ELB 2004
(milhões R$)
2010
Custo (milhões
R$)
Ministério de Minas e Energia
20 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Tabela 10- Investimentos da alternativa em 69 kV. Coletora João Câmara.
Tabela 11- Comparação econômica das alternativas (R$ milhões)
Observa-se que a alternativa de 69 kV é a que apresenta o mínimo custo global, além
de propiciar um novo ponto de atendimento aos consumidores da rede local.
LT 69 kV STA CLARA - ICG JOÃO CÂMARA 2,28 2,81
LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 1 8 2012 351,86 2,28 2,81
LT 69 kV SE MORRO VENTOS - ICG JOÃO CÂMARA 3,14 3,87
LT 69 kV, CD 1 x 954 MCM 11 2012 351,86 3,14 3,87
SE COLETORA JOÃO CÂMARA 230kV 27,89 34,36
Módulo Geral, SE 230 kV , BD, Porte médio 1 2012 11.691,54 9,49 11,69
Interligação de barras, 230 kV, BD 1 2012 1.801,47 1,46 1,80
Vão de Linha 230 kV, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 2 2012 2.747,70 4,46 5,50
Transformador 230/69 kV, 180 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 6.037,60 9,80 12,08
SE ICG JOÃO CÂMARA 69kV 5,04 6,21
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 1.966,15 1,60 1,97
Interligação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 4 2012 659,67 2,14 2,64
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 2 2012 624,75 1,01 1,25
SE MORRO DOS VENTOS 69kV 7,15 8,80
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 1.966,15 1,60 1,97
Interligação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 2 2012 659,67 1,07 1,32
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 1 2012 624,75 0,51 0,62
Transformador 69/13.8 kV, 100 MVA, tri fásicos, com LTC 1 2012 4.537,12 3,68 4,54
SE SANTA CLARA 69kV 15,02 18,50
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 1.966,15 1,60 1,97
Interligação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 2 2012 659,67 1,07 1,32
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 2 2012 624,75 1,01 1,25
Transformador 69/13.8 kV, 150 MVA, tri fásicos, com LTC 2 2012 6.805,69 11,05 13,61
Total Plano de Obras (R$ milhões) 60,52 74,57
CUSTOS ELETROBRÁS Jun/2004
Obras Quantidade Ano de EntradaUnitário
(milhares R$)
VP ELB 2004
(milhões R$)
2010
Custo (milhões
R$)
Alternativa Investimentos (VP) Perdas Total Colunas2
138 kV 77,90 0 77,90 104,7%
69 kV 60,52 13,89 74,41 100,0%
Ministério de Minas e Energia
21 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
5.3 Coletora Igaporã
As tabelas a seguir apresentam os valores de custos de investimentos para as
alternativas em 138 e 69 kV.
Tabela 12- Investimentos da Alternativa em 138 kV. Coletora Igaporã.
LT 138 kV COLETORA I-ICG 138 kV 5,69 7,01
LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 18 2012 194,64 2,84 3,50
LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 18 2012 194,64 2,84 3,50
LT 138 kV COLETORA II-ICG 138 kV 5,37 6,62
LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 17 2012 194,64 2,69 3,31
LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 17 2012 194,64 2,69 3,31
LT 138 kV COLETORA III-ICG 138 kV 0,47 0,58
LT 138 kV, CS 1 X 477 MCM 3 2012 194,64 0,47 0,58
SE COLETORA IGAPORÃ II 230kV 25,52 31,45
Módulo Geral, SE 230 kV 1 2012 11.691,54 9,49 11,69
Interligação de barras, 230 kV, BD 1 2012 1.801,47 1,46 1,80
Vão de Linha 230 kV C2, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 2 2012 2.747,70 4,46 5,50
Transformador 230/138 kV, 150 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 4.580,27 7,43 9,16
SE ICG IGAPORÃ II 138kV 16,82 20,72
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 8.722,47 7,08 8,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 5 2012 1.722,39 6,99 8,61
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 2 2012 1.237,91 2,01 2,48
SE COLETORA I 138 kV 7,68 9,46
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 1 2012 1.722,39 1,40 1,72
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 1 2012 1.237,91 1,00 1,24
Transformador 138/13.8 kV, 100 MVA, trifásico, com LTC 1 2012 1.865,18 1,51 1,87
SE COLETORA II 138 kV 7,68 9,46
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 1 2012 1.722,39 1,40 1,72
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 1 2012 1.237,91 1,00 1,24
Transformador 138/13.8 kV, 100 MVA, trifásico, com LTC 1 2012 1.865,18 1,51 1,87
SE COLETORA III 138 kV 7,16 8,82
Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 1 2012 1.722,39 1,40 1,72
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 1 2012 1.237,91 1,00 1,24
Transformador 138/13.8 kV, 50 MVA, trifásicos, com LTC 1 2012 1.228,21 1,00 1,23
SE COLETORA IV 138 kV 7,68 9,46Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 1 2012 1.722,39 1,40 1,72
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 1 2012 1.237,91 1,00 1,24
Transformador 138/13.8 kV, 100 MVA, trifásico, com LTC 1 2012 1.865,18 1,51 1,87
SE COLETORA V 138 kV 7,68 9,46Módulo Geral, SE 138 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 3.720,99 3,02 3,72
Interligação de barras, 138 kV, BPT 1 2012 913,56 0,74 0,91
Vão de Linha 138 kV, BPT 1 2012 1.722,39 1,40 1,72
Vão de Conexão de Transformador, 138 kV, BPT 1 2012 1.237,91 1,00 1,24
Transformador 138/13.8 kV, 100 MVA, trifásico, com LTC 1 2012 1.865,18 1,51 1,87
Total Plano de Obras (R$ milhões) 91,75 113,04
CUSTOS ELETROBRÁS Jun/2004
Obras Quantidade Ano de EntradaUnitário
(milhares R$)
VP ELB 2004
(milhões R$)
2010
Custo
(milhões R$)
Ministério de Minas e Energia
22 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Tabela 13- Investimentos da alternativa em 69 kV. Coletora Igaporã.
Tabela 14- Comparação econômica das alternativas (R$ milhões)
Observa-se que a alternativa de 69 kV é a que apresenta o mínimo custo global, além
de propiciar um novo ponto de atendimento aos consumidores da rede local.
LT 69 kV COLETORA I-ICG 69 kV 4,99 6,15
LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 18 2012 170,72 2,49 3,07
LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 18 2012 170,72 2,49 3,07
LT 69 kV COLETORA I-ICG 69 kV 4,71 5,80
LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 17 2012 170,72 2,36 2,90
LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 17 2012 170,72 2,36 2,90
LT 69 kV COLETORA I-ICG 69 kV 0,42 0,51LT 69 kV, CS 1 X 740,8 MCM 3 2012 170,72 0,42 0,51
SE COLETORA IGAPORÃ II 230kV 25,52 31,45Módulo Geral, SE 230 kV 1 2012 11.691,54 9,49 11,69
Interl igação de barras, 230 kV, BD 1 2012 1.801,47 1,46 1,80
Vão de Linha 230 kV C2, BD 1 2012 3.297,41 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 2 2012 2.747,70 4,46 5,50
Transformador 230/138 kV, 150 MVA, trifásicos, com LTC 2 2012 4.580,27 7,43 9,16
SE ICG IGAPORÃ II 69 kV 5,58 6,87
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Grande 1 2012 1.966,15 1,60 1,97
Interl igação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 5 2012 659,67 2,68 3,30
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 2 2012 624,75 1,01 1,25
SE COLETORA I 69 kV 5,98 7,37Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19
Interl igação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 1 2012 659,67 0,54 0,66
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 1 2012 624,75 0,51 0,62
Transformador 69/13.8 kV, 100 MVA, tri fásico, com LTC 1 2012 4.537,12 3,68 4,54
SE COLETORA II 6.9 kV 5,98 7,37Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19
Interl igação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 1 2012 659,67 0,54 0,66
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 1 2012 624,75 0,51 0,62
Transformador 69/13.8 kV, 100 MVA, tri fásico, com LTC 1 2012 4.537,12 3,68 4,54
SE COLETORA III 69 kV 4,14 5,10
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19
Interl igação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 1 2012 659,67 0,54 0,66
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 1 2012 624,75 0,51 0,62
Transformador 69/13.8 kV, 50 MVA, trifásico, com LTC 1 2012 2.268,56 1,84 2,27
SE COLETORA IV 69 kV 5,98 7,37
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19
Interl igação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 1 2012 659,67 0,54 0,66
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 1 2012 624,75 0,51 0,62
Transformador 69/13.8 kV, 100 MVA, tri fásico, com LTC 1 2012 4.537,12 3,68 4,54
SE COLETORA V 69 kV 5,98 7,37
Módulo Geral, SE 69 kV , BPT, Porte Pequeno 1 2012 1.193,64 0,97 1,19
Interl igação de barras, 69 kV, BPT 1 2012 357,30 0,29 0,36
Vão de Linha 69 kV, BPT 1 2012 659,67 0,54 0,66
Vão de Conexão de Transformador, 69 kV, BPT 1 2012 624,75 0,51 0,62
Transformador 69/13.8 kV, 100 MVA, tri fásico, com LTC 1 2012 4.537,12 3,68 4,54
Total Plano de Obras (R$ milhões) 69,29 85,37
CUSTOS ELETROBRÁS Jun/2004
ObrasCusto
(milhões R$)
VP ELB 2004
(milhões R$)
Unitário
(milhares R$)Ano de EntradaQuantidade
Alternativa Investimentos (VP) Perdas Total %
138 kV 91,75 R$ 0,00 91,75 115%
69 kV 69,29 10,60 79,89 100%
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23 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
6 Ampliações Necessárias na Rede Básica para Permitir Escoar as EOL Vencedoras do LER 2009
O atendimento ao estado de Rio Grande do Norte é atualmente efetuado através da
subestação 230/69 kV Natal II (CHESF) que por sua vez é suprida por 3 (três) circuitos
expressos em 230 kV oriundos da SE Campina Grande II (CHESF). Além disso, um 4º
circuito, também em 230 kV, proveniente da SE Paraíso (CHESF) que tem interligações
com as SE Açu II e Campina Grande II, ambas de propriedade da CHESF. Existe ainda
um sistema em 138 kV derivado da subestação Campina Grande, passando pelas
subestações Santa Cruz II, Currais Novos II e Santana do Matos II, fechando anel com
o secundário do transformador 230/138kV da subestação Açu II, conforme apresentado
na Figura 6.
Figura 6 – Diagrama geo-elétrico do sistema que atende ao estado do Rio Grande do Norte
Diante da oferta das usinas eólicas vencedoras do LER-2009 além da perspectiva futura
nos próximos leilões, observou-se a necessidade de se avaliar o sistema de transmissão
existente de forma a permitir o escoamento da expansão da oferta prevista.
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24 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
6.1 Reforço Trecho Açu - Paraíso
A LT 230 kV Açu - Paraíso apresentam sobrecarga quando da emergência de um dos
circuitos. A situação mais crítica é quando se considera cenário de recebimento elevado
do nordeste, vide Figura 7.
Figura 7 - Cenário Norte Exportador. Recebimento do Nordeste de 5100 MW
Neste cenário, com as centrais eólicas vencedoras do LER-2009 da região, bem como
as eólicas existentes que estão conectadas em Açu e Russas, independente do
despacho da UTE Termoaçu, verifica-se sobrecarga em regime permanente na LT
138 kV Açu-Santana do Matos - Currais Novos, cuja capacidade em regime normal é de
86 MVA, como é apresentado na Figura 8.
Cabe informar que, atualmente, encontra-se em andamento estudo do esgotamento do
trecho 138 kV Açu-Campina Grande.
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25 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) (b)
Figura 8 - Condição Normal, cenário Norte Exportador. (a) Com UTE Termoaçu e (b) sem UTE
Termoaçu
Por outro lado, na condição com despacho pleno da UTE Termoaçu, na perda da LT
230 kV Açu-Paraíso, observa-se sobrecarga no circuito remanescente, mesmo
considerando equacionado as sobrecargas no sistema 138 kV, o que permitiria manter
fechado o anel de 138 kV entre Açu e Paraíso. A Figura 9 apresenta um, diagrama
esquemático desta situação.
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26 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 9 - Perda LT 230 kV Açu-Paraíso, cenário Norte Exportador com a presença da UTE Termoaçu
6.1.1 Alternativas Consideradas
As alternativas analisadas constaram basicamente de três possibilidades, conforme
apresentado a seguir:
Alternativa 1: uma LT em 230 kV Açu – Coremas, de aproximadamente 200
km.
Alternativa 2: terceira LT em 230 kV Açu – Paraíso, de aproximadamente
135 km.
Alternativa 3: uma LT em 230 kV Açu – João Câmara, de aproximadamente
131 km.
A Figura 10 apresenta de modo ilustrativo as alternativas analisadas:
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27 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 10 - Alternativas estudadas para ampliação da rede básica para escoar as centrais eólicas existentes
6.1.2 Análise de Desempenho
A análise de desempenho das alternativas propostas, pode observar pela análise da
Figura 11 que a Alternativa 1, que considera o reforço da LT 230 kV Açu-Coremas, de
aproximadamente 200 kV, mesmo considerando banco de capacitores série, não se
mostra efetivo para aliviar o trecho Açu-Paraíso, nas situações críticas apresentadas no
item 6.1.
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28 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) (b)
Figura 11 - Cenário Norte Exportador, com despacho da UTE Termoaçu. (a) Condição normal e na (b) perda LT 230 kV Açu-Paraíso. Alternativa 1 (reforço LT Açu 230 kV
Coremas)
Da mesma forma, a Alternativa 3 não se mostra efetivo para aliviar o trecho Açu-
Paraíso, nas situações críticas apresentadas no 6.1. e, considerando despacho elevado
nas centrais eólicas conectadas em Extremoz II, novo ponto de atendimento a região
de Natal. A perda da LT 230 kV João Câmara -Extremoz II acarreta fluxo elevado no
eixo João Câmara-Galinhos-Açu-Paraíso, como mostra a Figura 12.
Figura 12- Cenário Norte Exportador, com despacho pleno da UTE Termoaçu e das centrais eólicas do estado do Rio Grande do Norte. Perda LT 230 kV Extremoz II-João Câmara.
Alternativa 3 (reforço LT Açu-Galinhos-João Câmara 230 kV)
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29 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
No caso da Alternativa 2, ou seja, a 3º circuito LT 230 kV Açu-Paraíso, apresenta-se
como a mais adequada para escoar o excedente de geração da região, vide Figura 13.
(a)
(b)
Figura 13 - Cenário Norte Exportador, com despacho pleno da UTE Termoaçu e das centrais eólicas do estado do Rio Grande do Norte. Perda LT 230 kV Extremoz II-João Câmara. Alternativa
2 (Terceira LT Açu-Paraíso 230 kV).
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30 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 14 - Cenário Norte Exportador, com despacho das UTE conectadas em Pecécm e
das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas
Na situação de intercâmbio, vide Figura 14, considerando as eólicas conectadas em
Russas e Mossoró, plenamente despachadas, não se observa sobrecarga LT 230 kV
Açu-Mossoró visto que a capacidade da linha é de 753 A (300 MVA). De modo a elevar
o fluxo nesta linha, considerou-se a UTE Termoaçu fora de operação e as EOL da
região de Natal zeradas, vide Figura 15.
Figura 15 - Cenário Norte Exportador, despacho pleno das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas. Condição normal
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31 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Por outro lado, a perda da LT 500 kV Fortaleza-Quixada acarreta fluxo elevado no
trecho Banabuiu-Russas/Mossoró-Açu, vide Figura 16.
Figura 16 - Cenário Norte Exportador, despacho pleno das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas. Perda LT 500 kV Fortaleza-Quixada.
Considerando o reforço segundo circuito Açu – Mossoró 230 kV a perda LT 500 kV
Fortaleza-Quixada, não acarreta superação, vide Figura 17
(a) (b)
Figura 17 - Cenário Norte Exportador, despacho pleno das centrais eólicas conectadas em Açu, Mossoró e Russas. (a) Condição Normal e (b)Perda LT 230 kV Banabui-
Mossoró. com reforço 2ª LT Açu-Mossoró
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32 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
7 Novo Ponto de Atendimento a Região Metropolitana de Natal
O estudo de planejamento, apresentado em EPE/GET-NE 03.2005 – “Reavaliação da
Data de Necessidade da Entrada em Operação da SE Natal Sul 230/69 kV”, de
setembro de 2005, apontou a necessidade de um novo ponto de suprimento em
230 kV, SE Natal III, com 2 transformadores 230/69 kV - 150 MVA em sua fase inicial
de modo a garantir o suprimento da Região Metropolitana de Natal - RMN, tendo em
vista, o esgotamento da capacidade de transformação existente na subestação Natal II
(4 x 100 MVA) em condições normais de operação. Diante da urgência da obra, foi
adotada como solução provisória e emergencial, a implantação de um 5º transformador
230/69 kV - 100 MVA na SE Natal II até a entrada em operação da SE Natal III, a fim
de evitar cortes de carga na área metropolitana de Natal em condição normal de
operação, a partir de dezembro de 2007, data considerada limite para a implantação da
SE Natal III.
A implantação provisória do 5º transformador na SE Natal II devido à evolução de
carga da região, no caso de contingência de um deles, os transformadores
remanescentes ficarão submetidos a carregamentos superiores aos seus valores
máximos admissíveis.
Com base nas atuais previsões de mercado da COSERN observa-se a necessidade de
aumento da capacidade de transformação dessas subestações e da implantação de
uma nova subestação 230/69 kV na região.
7.1 Suporte de Reativo Existente
A Tabela 15 apresenta o suporte de reativo existente na região.
Tabela 15 - Suporte de reativo existente
SE Equipamento Mvar
230 kV 69 kV
Natal II BC - 4 x 21,3 CE 1 x 0/20
Açu BC 13.4 Mossoró BC 14.4
Campina Grande
BC 1 x50 2 x 21.3 CE -70/200 - CS -10/20
RE 1 x 10 1 x 30
-
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33 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Atualmente, encontra-se em fase final estudo que propõe o novo ponto de atendimento
a RMN – a subestação de Extremoz II. Para um melhor entendimento a seguir são
apresentadas as alternativas utilizadas para definição deste novo ponto de
atendimento.
7.2 Alternativas Consideradas
As alternativas analisadas constaram basicamente de três possibilidades, considerando
uma nova subestação Extremoz II para suprir parte das cargas dos alimentadores
Igapó, Ceará Mirim, Extremoz, São Bento do Norte, Zabelê, Boa Cica, Bom Marcolino,
atendidas pela SE Natal II:
Alternativa 1: Seccionamento de uma LT em 230 kV Paraíso – Natal II, nas
proximidades de Natal II, conforme apresentado de modo ilustrativo na Figura
18:
Figura 18 - Seccionamento de uma LT em 230 kV Paraíso – Natal II. Alternativa 1.
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34 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Alternativa 2: Seccionamento de uma LT em 230 kV Campina Grande – Natal
II, nas proximidades de Natal II,
Figura 19 - Seccionamento de uma LT em 230 kV Campina Grande – Natal II.
Alternativa 2
Com relação à melhor localização da nova subestação, foram consideradas duas
variantes de rota, conforme Figura 20. Considerou-se a rota com as menores distâncias
envolvidas apresentadas na Tabela 16:
Tabela 16 - Distâncias das linhas de transmissão que atendem Natal II e Natal II e existentes e da SE Extremoz II ao seccionamento
De Para Distância (km)
Extremoz II Seccionamento LT 230 kV Paraíso-Natal II 15
Extremoz II Seccionamento LT 230 kV Campina Natal II
15.8
Natal II Natal III 11
Paraíso Natal II 97,1
Campina Grande Natal II 187
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35 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 20 - Localização SE Extremoz II
7.3 Desempenho em Regime Permanente
A seguir é apresentado um resumo da análise de desempenho em regime permanente
da Alternativa 2 recomendada nas análises deste estudo para definição do novo ponto
atendimento para RMN.
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36 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 21 - Condição normal. Alternativa 2.
(a) (b)
Figura 22 - Patamar de carga pesada. (a) Perda LT 230 kV Extremoz II-Natal III. (b) Perda LT 230 kV Campina Grande-Natal. Alternativa 2.
De modo a atender obter níveis de tensão aceitáveis, considerando que o fator de
potência na fronteira da distribuidora é de 0,92, será necessário um Compensador
Estático - CE de -75/150 Mvar em Extremoz II 230 kV, além suporte adicional de
reativo fixo previsto de no mínimo 2 (dois) banco de capacitor (BC) de 21,3 Mvar em
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37 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Natal III e 4 (quatro) BC na SE João Câmara, ambos no 69 kV, como mostra a Figura
23 e Figura 24.
(a) (b)
(c)
Figura 23 - Patamar de carga pesada. Perda LT 230 kV Campina Grande-Natal. Alternativa 2. (a) Ano 2012, (b) ano 2015 e (c) ano 2019
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38 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a)
(b)
Figura 24 - Perda LT 230 kV Extremoz II-Natal III. Alternativa 2 com CE em Natal -75/150. (a) Carga pesada, ano 2019 e (b) carga leve, ano 2012.
7.4 Modulação dos Transformadores 230/69 kV de Extremoz II
Considerando a demanda máxima não coincidente na SE Extremoz II, foi realizada a
análise econômica considerando unidades de transformações trifásicas de 100, 150 e
200 MVA com 0, 10 e 20% de sobrecarga, concluído por a modulação utilizando
unidades de 150 MVA a ser instalada na SE Extremoz II.
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39 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
8 Coletora Acaraú II
As usinas vencedoras do LER-2009 que aportaram garantia nesta região deverão se
utilizar da linha de transmissão de uso exclusivo das usinas eólicas do PROINFA, a LT
230 kV Sobral III - Acaraú II das usinas Praia do Morgado e Volta do Rio, em
construção, prevista para 2010, Figura 25. Recomenda-se que seja criado um
barramento próprio para as usinas vencedoras do LER 2009, ICG, de modo que não
compartilhe com o barramento de 69 kV previsto no PROINFA.
Figura 25 - Sistema de transmissão das usinas do PROINFA que se conectam na SE 230 kV Sobral III.
Por outro lado, em função dos novos montantes de energia eólica previsto, recomenda-
se outra linha de transmissão, em 230 kV, entre as subestações de Sobral III e Acaraú
II com as mesmas características da existente, no que se refere aos parâmetros
longitudinais e transversais, de modo a se ter uma distribuição fluxo semelhantes.
O diagrama esquemático, da Figura 26 apresenta a conexão considerada para as
instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe
ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas
considerando a localização da subestação conforme definida em [1].
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40 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 26 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora
Acaraú II.
8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal
A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na coletora Acaraú II foi avaliada
com o cenário Nordeste Exportador, carga pesada, patamar de geração 100%. Este
cenário é o mais crítico para região analisada, pois as usinas térmicas localizadas no
estado do Ceará estão despachadas, aumentando o carregamento das linhas na região.
A Figura 27 apresenta o cenário analisado.
UEE Volta do Rio
UEE Praia do Morgado
UEE Coqueiros
Acaraú II 230 KVSobral3 230 KV
94 km
1 x 795 MCM
94 km
1 x 795 MCM
Acaraú II 69 kV
UEE Lagoa Seca
UEE Vento do Oeste
UEE Araras
UEE Buriti
UEE Garças
UEE Cajucoco
Acara2 69 kV
16 km
1 x 954 MCM CD
21 km
1 x 954 MCM CS
4.57 km
1x 795 MCM CS
1 x 954 MCM CD
16 km
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41 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 27 - Carga Pesada Norte Exportador 2012.
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 o
item 3.5. Adicionalmente, foram realizadas análises com as usinas eólicas operando
com fator de potência 0,98 e fator de potência unitário.
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 pu.
Através do diagrama, Figura 28, pode se observar que com as usinas eólicas operando
com fator de potência unitário, o fator de potência na fronteira é 0,977 atendendo o
critério exigido.
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42 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 28 - Conexão das eólicas na ICG Acaraú II com fator de potência
unitário.
A geração eólica, por sua natureza, pode variar bastante em curtos intervalos de
tempo, pois o despacho neste tipo de usina depende diretamente da velocidade do
vento, tendo o operador menor influência do que em outras usinas na determinação do
patamar de despacho.
Foram feitas simulações com diversos patamares de geração para investigar a
necessidade de instalação de suporte adicional de reativo na coletora Acaraú II em
patamares de carga leve. Considerou-se para a análise de cenário com fluxo reduzido
nas principais linhas da região.
Para avaliar possíveis elevação de tensão foi simulado o caso com a tensão no
barramento de 230 kV de Sobral III com tensão de 241 kV (1,05 pu) e despacho zero
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43 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
de todo potencial de eólica da região. Aumentando gradualmente o despacho de 10%
em 10%, monitorando o comportamento da tensão para cada patamar de carga.
Considerou-se também fator de potência unitário nas centrais geradoras eólicas de
modo a agravar os níveis das tensões. Neste caso, não foram observadas tensões
elevadas para patamares de geração superiores a 80%.
Repetiu-se o procedimento descrito acima, com redução gradativa da tensão em Sobral
III, com o objetivo de determinar o nível máximo de tensão com que esta barra pode
operar sem ocasionar problemas de tensão elevadas na região para qualquer patamar
de geração eólica. O resultado obtido foi que a tensão máxima em Sobral III deve ser
de 1,035 pu. Como este valor é relativamente alto, não se observou necessidade de
qualquer tipo de reator em Acaraú II para operação em regime permanente, vide
Tabela 17.
As tensões na rede de distribuição de uso exclusivo das centrais eólicas considerando
que as máquinas estejam operando com fator de potência unitário apresentam perfil de
tensão adequado, como mostra a Figura 29:
Figura 29 - Diagrama esquemático da rede de distribuição das centrais eólicas
considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência unitário nas centrais eólicas.
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44 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Tabela 17 - Tensão nas eólicas em função da tensão de Sobral III e do despacho.
Tensão Sobral III 230 em 241 kV (1.050 pu)
Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Tensão Acarau II 1.058 1.060 1.061 1.061 1.060 1.055 1.053 1.050 1.046 1.042 1.037
Tensão Praia Formosa 1.058 1.060 1.061 1.063 1.064 1.042 1.037 1.032 1.027 1.021 1.014
Icaraizinho 1.060 1.062 1.063 1.063 1.064 1.057 1.056 1.054 1.052 1.049 1.046
Massapê 1.052 1.053 1.053 1.053 1.053 1.051 1.051 1.050 1.050 1.049 1.049
Tensão Sobral III 500 1.069 1.071 1.073 1.073 1.072 1.062 1.058 1.053 1.047 1.041 1.038
Tensão Sobral III 230kV em 240 kV (1.045 pu)
Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Tensão Acarau II 1.053 1.055 1.056 1.056 1.055 1.05 1.048 1.045 1.041 1.037 1.032
Tensão Praia Formosa 1.053 1.055 1.056 1.058 1.059 1.037 1.032 1.027 1.021 1.015 1.008
Icaraizinho 1.055 1.057 1.058 1.058 1.058 1.052 1.051 1.049 1.046 1.044 1.041
Massapê 1.047 1.048 1.048 1.048 1.048 1.046 1.046 1.045 1.045 1.044 1.044
Tensão Sobral III 500 1.069 1.071 1.072 1.073 1.072 1.062 1.058 1.053 1.047 1.04 1.038
Tensão Sobral III 230 kV em 239 kV (1.040 pu)
Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Tensão Acarau II 1.048 1.050 1.051 1.051 1.050 1.045 1.043 1.040 1.036 1.031 1.026
Tensão Praia Formosa 1.047 1.050 1.051 1.053 1.054 1.032 1.027 1.022 1.016 1.010 1.003
Icaraizinho 1.050 1.052 1.053 1.053 1.053 1.047 1.045 1.044 1.041 1.039 1.036
Massapê 1.042 1.043 1.043 1.043 1.043 1.041 1.041 1.040 1.04 1.039 1.039
Tensão Sobral III 500 1.069 1.071 1.072 1.072 1.071 1.062 1.058 1.053 1.047 1.041 1.038
Tensão Sobral III 230 kV em 238 kV (1,035 pu)
Geração eólicas 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Tensão Acarau II 1.043 1.045 1.046 1.046 1.045 1.040 1.038 1.035 1.031 1.026 1.021
Tensão Praia Formosa 1.042 1.045 1.046 1.048 1.049 1.027 1.022 1.017 1.011 1.004 0.997
Icaraizinho 1.045 1.047 1.048 1.048 1.048 1.042 1.040 1.038 1.036 1.033 1.030
Massapê 1.037 1.038 1.038 1.038 1.038 1.036 1.036 1.035 1.035 1.034 1.034
Tensão Sobral III 500 1.069 1.071 1.072 1.072 1.071 1.061 1.057 1.053 1.047 1.041 1.038
Verifica-se que mesmo na condição mais crítica, despacho nas eólicas e patamar de
carga leve, considerando tensão em Sobral III em torno de com tensão de 1,035 pu,
não foi observadas tensões elevadas.
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45 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
A Tabela 18 é um resumo da tabela anterior. Ela relaciona a possibilidade de despacho
do conjunto das eólicas com o nível de tensão em Sobral III, indicando, em vermelho,
situações despacho/tensão a serem evitadas e, em verde, situações sem problemas
operativos.
Tabela 18 - Nível de tensão em Sobral 230 kV x despacho das eólicas
Tensão 230 kV
Sobral III 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1,050
1,045
1,040
1,035
Como se obtém um forte controle sobre a tensão do barramento de 230 kV de Sobral
III, devido a sua ligação a um barramento de 500 kV, por um LTC, não se faz
necessário a presença de um reator em Acaraú II para operação em regime
permanente.
8.2 Análise de Contingências
Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da
região e operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de
conexão da ICG, configurando a situação mais crítica para o sistema, conforme a Figura
30. Neste caso extremo, no instante após a falta, ainda sem a atuação dos LTC, a
tensão cairia para valores inferiores a 0.9 pu, violando o critério estabelecido como
mostra a Figura 31 (a).
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46 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 30 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo.
Considerando a presença um capacitor de 21.3 Mvar no barramento de 69 kV da
coletora Acaraú II, a tensão atingiria níveis aceitáveis quando da perda da LT 230 kV
Sobral III-Acaraú II como mostra a Figura 31 (b).
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47 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) (b)
Figura 31 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kV Sobral III - Acaraú II. (a) Sem
suporte adicional de reativo (b) com 21,3 Mvar em Acaraú II.
Também foi simulada a mesma contingência com fator de potência unitário nas
máquinas e geração das eólicas em 100 %. Observou-se neste caso que não seria
necessário nenhuma compensação reativa.
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48 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 32 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da
região e fp unitário. Perda LT 230 kV Sobral III - Acaraú II, sem suporte adicional de reativo.
Desta forma, como a situação crítica identificada considera fator de potência na
fronteira 0,95, diferente do que se esperam das centrais eólicas que normalmente
operam com fator de potência unitário, e as violações de tensão ocorriam antes da
atuação dos LTC, não está sendo recomendada compensação adicional em Acaraú II.
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49 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
9 Coletora João Câmara
O resultado da chamada pública indicou que praticamente todas as usinas vencedoras
no LER/2009 que se conectariam à coletora João Câmara aportaram garantia. A única
exceção foi a fazenda eólica de Cabeço Preto (do empreendedor Gestamp Eólica Brasil
SA), que se conectará diretamente na distribuidora.
O diagrama esquemático, Figura 33 apresenta a conexão de uso exclusivo das centrais
eólicas nesta ICG considerada na análise. Cabe ressaltar que a configuração leva em
consideração as distâncias envolvidas considerando a localização da subestação
conforme definida em [1].
Figura 33 - Esquema de conexão da Coletora João Câmara
77 km
Coletora
João Câmara
Extremoz
Eurus VI – 7.2MW
Sta Clara 6 – 28.8MW
Morro dos Ventos 9 – 28.8MW
180 MW
144 MW
0,69 kV 34,5 kV 69 kV
230 kV
8 km
7 k
m
Sta Clara 4 – 28.8MW
Sta Clara 1 – 28.8MW
Sta Clara 3 – 28.8MW
Sta Clara 5 – 28.8MW
Sta Clara 2 – 28.8MW
2x100MVA
1x954MCM - CD
34,5 kV
1x95
4M
CM
-C
S
Morro dos Ventos 6 – 28.8MW
Morro dos Ventos 4– 28.8MW
Morro dos Ventos 3 – 28.8MW
Morro dos Ventos 1– 28.8MW
1x150MVA
69 kV
11 km
1x954MCM - CD
2x180MVA
2x954MCM - CS
324 MW
0,69 kV
69 kV
ICG
Ministério de Minas e Energia
50 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
9.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal e Emergência
A subestação João Câmara se conectará na SE Extremoz II 230 kV, que se configurará
um novo ponto de atendimento a região metropolitana de Natal, por meio do
seccionamento de uma das LT 230 kV Campina Grande - Natal III, conforme item 7.
As análises consideraram a presença da terceira LT 230 kV Açu – Paraíso e da segunda
LT 230 kV Açu-Mossoró como reforço necessário na região, apresentada no item 6.1,
além de um CE -75/+150 Mvar conforme item 7.3.
Considerando despacho pleno nas eólicas da região, no patamar de carga pesada,
observa-se fluxo elevado nas linhas de transmissão da região, apresentando-se como a
situação mais crítica para avaliação da necessidade adicional de suporte de reativo.
Considerando no ponto de conexão das usinas fator de potência de no mínimo 0,95,
observa-se a necessidade de suporte de reativo adicional de modo a possibilitar tensões
adequadas em regime permanente. Nesta condição, considerou-se o mesmo suporte
adicional de reativo fixo previsto no item 7.3, ou seja, de 2 (dois) banco de capacitores
de 21,3 Mvar em Natal III e 4 (quatro) banco de capacitores de 21,3 Mvar na SE João
Câmara, ambos no 69 kV.
Figura 34 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das eólicas. Ano 2012.
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51 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Através da análise da curva QxV apresentada na Figura 35, considerando os bancos de
capacitores propostos no 69 kV de João Câmara (4 x 21,3 Mvar) e em Natal III (2 x
21,3 Mvar), observa-se que o sistema apresenta margem de estabilidade mesmo na
situação mais crítica, ou seja, com fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Nesta
avaliação, considerou-se o compensador estático de Extremoz II gerando 70 Mvar,
cerca de 50% da capacidade máxima do estático (150 Mvar).
Figura 35 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de capacitores propostos para 2012 e CE Extremoz II gerando 70 Mvar.
Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009 com fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG.
Espera-se que as centrais eólicas operam com fator de potência unitário, obtendo-se
fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,97. Nesta situação, as tensões na
SE João Câmara apresenta-se mais elevada como mostra a Figura 36a. Numa situação
extrema, onde as máquinas estariam com fator de potência 0,95 capacitivo,
configurando fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,99, capacitivo, não
se observa violação da tensão em João Câmara, visto que o compensador estático de
Extremoz II absorveria esse excedente de reativo como mostra a Figura 36b.
-30
19
69
118
168
0.791 0.843 0.896 0.949 1.001 1.054
Tensao (pu)
246 NATAL2-RN230
346 NATAL3-RN230
99346 EXTREMOZ230
80030 JCAMARA-230
Ministério de Minas e Energia
52 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) (b)
Figura 36 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das eólicas (a) fator de potência unitário nas centrais eólicas
e (b) fator de potência 0,95 capacitivo nas centrais eólicas. Ano 2012.
As tensões na rede de distribuição de uso exclusivo das centrais eólicas considerando
que as máquinas estejam operando com fator de potência unitário apresentam perfil de
tensão adequado, como mostra a Figura 37:
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53 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 37 - Diagrama esquemático da rede de distribuição das centrais eólicas
considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência unitário nas centrais eólicas.
As contingências mais críticas são a perda da LT 230 kV Extremoz II-Natal III e a perda
da LT 230 kV Campina Grande-Extremoz II. Considerando a condição mais crítica, ou
seja, fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG, Figura 38 apresenta os níveis
de tensão obtidos durantes às emergências.
Ministério de Minas e Energia
54 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) (b)
Figura 38 - Diagrama esquemático na perda da LT 230 kV (a) Campina Grande-Extremoz II e (b) Extremoz II-Natal II, considerando despacho pleno
das eólicas e fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Ano 2012
Considerando a situação mais esperada, ou seja, fator de potência unitário nas
máquinas, que proporcionam fator de potência 0,97 na fronteira da ICG, a Figura 39
apresenta os níveis de tensão obtidos durantes às emergências.
(a) (b)
Figura 39 - Diagrama esquemático na perda da LT 230 kV (a) Campina Grande-Extremoz II e (b) Extremoz II-Natal II, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência unitário nas máquinas das centrais eólicas.
Ano 2012
Ministério de Minas e Energia
55 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Para avaliar a alocação ótima dos bancos de capacitores, considerou-se banco de
capacitor no 69 kV de Extremoz II ao invés de ser na SE João Câmara. Pode-se
observar que tanto em condição normal como em emergência, não é mais efetivo
considerar banco de capacitor em Extremoz II.
(a) (b)
Figura 40 - Diagrama esquemático considerando despacho pleno das eólicas e BC em Extremoz 69 kV ao invés de João Câmara. (a) Condição normal e (b)
emergência da LT 230 kV Extremoz II-Natal III. Ano 2012.
O excurcionamento máximo do compensador estático pode ser observado na perda da
LT 230 kV Campina Grande-Extremoz II no ano 2015.
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56 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) (b)
Figura 41 - Diagrama esquemático considerando despacho pleno das eólicas e BC em Extremoz 69 kV ao invés de João Câmara. (a) Condição normal e (b)
emergência da LT 230 kV Campina Grande-Extremoz II. Ano 2015 considerando vencedoras do LER 2009.
Ao se considerar um montante maior de central eólica, de cerca de 150 MW o que
representa 40% do montante que aportou garantia no LER 2009, observa-se a
necessidade de suporte adicional tanto no 69 kV de Extremoz II e de 50 Mvar no 230
kV de João Câmara, de forma a permitir tensão em condição normal de cerca de 0,97
pu em João Câmara.
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57 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) (b)
Figura 42 - Diagrama esquemático considerando despacho pleno das eólicas e BC em Extremoz 69 kV ao invés de João Câmara. (a) Condição normal e (b)
emergência da LT 230 kV Extremoz II-Natal III. Ano 2015 considerando 40% do montante que aportou garantina no LER 2009 na região.
Considerando o montante previsto de central eólica nesta região não foram observadas
nenhuma contingência que acarretasse fluxos superiores ao limite de carregamento das
linhas de 230 kV que atendem a Natal.
Com os bancos de capacitores previstos nesta condição, ou seja, no 69 kV de João
Câmara (4 x 21,3 Mvar), no 69 kV de Natal III (3 x 21,3 Mvar) e no 69 kV e no 230 kV
de Extremoz II (1 x 30 Mvar no 230 kV e 4 x 21,3 Mvar no 69 kV), o sistema apresenta
margem de estabilidade, como mostra a curva QxV apresentada na Figura 43. Nesta
avaliação, considerou-se o compensador estático de Extremoz gerando 70 Mvar, cerca
de 50% da capacidade máxima do estático (150 Mvar).
Ministério de Minas e Energia
58 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 43 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de
capacitores propostos para 2015 e CE Extremoz gerando 70 Mvar. Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009 e montante a mais de 150 MW.
Variação do Despacho das Centrais Eólicas
Essa avaliação apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores
propostos para o despacho pleno das centrais eólicas, ou seja, 128 Mvar propostos
além de 85 Mvar existente em Natal II.
Foi avaliado o perfil de tensão no patamar de carga pesada em função dos patamares
de geração das centrais eólicas. De modo a proporcionar perfil de tensão reduzido,
considerou-se fator de potência 0.95 na fronteira da ICG.
A Tabela 19 apresenta a manobra dos BC para os diversos despachos dos parques
eólicos na região analisada bem como o carregamento esperado do compensador
estático proposto em Extremoz (-75/150 Mvar) em cada situação de despacho. Foi
considerada em todas as situações compensação fixa em Natal II (4x21,3 Mvar), Natal
III (2x21,3 Mvar) e em João Câmara 69kV (4x21,3 Mvar).
-39
-8
23
55
86
0.913 0.94 0.968 0.995 1.023 1.05
Tensao (pu)
246 NATAL2-RN230
346 NATAL3-RN230
99346 EXTREMOZ230
80030 JCAMARA-230
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Relatório Técnico - Estudo para Dimensdos Estados: Ceará, Rio Grande do Nort
Tabela 19 - Necessidade de suportedas centrais eólicas no patamar de carga pesada
Barras Tensão (pu)
Extremoz 230kV 0.973
Extremoz 69kV 1.0
João Câmara 230kV 0.963
João Câmara 69kV 1.0
Natal II 230kV 0.973
Natal III 230kV 0.973
Campina Grande 230kV
1.018
Com base nos resultados anteriores, foi avaliado também o perfil de tensão no patamar
de carga leve em função dos patamares de geração das centrais eólicas. Essa avaliação
apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores propostos
anteriormente, bem como o carregamento esperado do compensador estático proposto
em Extremoz (-75/150 Mvar) em cada situação de
compensação fixa em Natal II (4x21,3 Mvar), Natal III (2x21,3 Mvar) e em João
Câmara 69kV (4x21,3 Mvar)
Para despacho de 0% considerou
despacho de 40% estariam sendo manobrados 3 BC de 21,3 Mvar.
De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, consid
potência unitário nas centrais eólicas.
Legenda:
Geração em Mvar
Estático Propostoxx
ensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eól Norte e Bahia
Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga pesada – Fluxo elevado na SE
0% 50% 80%
Tensão (pu)
CE (Mvar)
Tensão (pu)
CE (Mvar)
Tensão (pu)
CE (Mvar)
0.973
0.973
0.973
1.0 1.0 1.0
0.963 0.963 0.963
1.0 1.0 1.0
0.973 0.973 0.973
0.973 0.973 0.973
1.018 1.018 1.018
Com base nos resultados anteriores, foi avaliado também o perfil de tensão no patamar
de carga leve em função dos patamares de geração das centrais eólicas. Essa avaliação
apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores propostos
te, bem como o carregamento esperado do compensador estático proposto
75/150 Mvar) em cada situação de despacho. Considerou
compensação fixa em Natal II (4x21,3 Mvar), Natal III (2x21,3 Mvar) e em João
Câmara 69kV (4x21,3 Mvar) para despachos dos parques eólicos superiores a 40%.
Para despacho de 0% considerou-se BC de 2x21,3 Mvar em João Câmara 69 kV e para
despacho de 40% estariam sendo manobrados 3 BC de 21,3 Mvar.
De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, consid
potência unitário nas centrais eólicas.
Geração em Mvar
Estático Proposto
59 s Eólicas do LER 2009,
de reativo considerando despachos distintos Fluxo elevado na SE-NE
100%
Tensão
(pu) CE
(Mvar)
0.973
1.0
0.963
1.0
0.973
0.973
1.018
Com base nos resultados anteriores, foi avaliado também o perfil de tensão no patamar
de carga leve em função dos patamares de geração das centrais eólicas. Essa avaliação
apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores propostos
te, bem como o carregamento esperado do compensador estático proposto
despacho. Considerou-se na análise
compensação fixa em Natal II (4x21,3 Mvar), Natal III (2x21,3 Mvar) e em João
para despachos dos parques eólicos superiores a 40%.
se BC de 2x21,3 Mvar em João Câmara 69 kV e para
De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, considerou-se fator de
Ministério de Minas e Energia
Relatório Técnico - Estudo para Dimensdos Estados: Ceará, Rio Grande do Nort
Tabela 20 - Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga leve
Barras Tensão (pu)
Extremoz 230kV 1.051
Extremoz 69kV 1.019
João Câmara 230kV 1.039
João Câmara 69kV 1.00
Natal II 230kV 1.009
Natal III 230kV 1.012
Campina Grande 230kV
1.014
Desta forma, pode-se concluir pela análise da
Legenda:
Geração em Mvar
Estático Propostoxx
ensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eól Norte e Bahia
Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga leve
0% 40% 80%
Tensão (pu)
CE (Mvar)
Tensão (pu)
CE (Mvar)
Tensão (pu)
CE (Mvar)
1.051
1.018
1.019
1.019 1.00 1.0
1.039 1.039 1.026
1.00 1.00 1.030
1.009 1.009 1.015
1.012 1.012 1.016
1.014 1.014 1.027
se concluir pela análise da Tabela 19 e
Geração em Mvar
Estático Proposto
60 s Eólicas do LER 2009,
Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos
100%
Tensão
(pu) CE
(Mvar)
1.021
1.0
1.046
1.030
1.013
1.016
1.025
Ministério de Minas e Energia
61 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Tabela 20 que a presença do compensador estático em Extremoz II de -75/150 Mvar
absorveria as variações de despacho esperadas das centrais eólicas.
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62 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
9.2 Modulação do Transformador
As análises iniciais consideraram 3 transformadores de 150 MVA, visto que na condição
com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os
transformadores apresentavam 110 MVA.
Figura 44 - Fluxograma esquemático considerando 3 (três) transformadores de 230/69 kV 150 MVA na Coletora João Câmara.
Alternativamente, considerou-se 2 transformadores de 180 MVA, com despacho pleno
das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG, que apresentavam carregamento
166 MVA, como mostra a figura abaixo.
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63 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 45 - Fluxograma esquemático considerando 2 (dois ) transformadores
de 230/69 kV 180 MVA na Coletora João Câmara.
Desta forma, considerou-se como mais atrativo do ponto de vista de custos, considerar
2 (dois) transformadores de 180 MVA, visto que nesta alternativa haverá menos
conexão de transformadores.
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64 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
10 Coletora Igaporã
A solução indicada para conexão das eólicas no estado da Bahia foi a LT 230 kV Bom
Jesus da Lapa III– Igaporã. O diagrama da Figura 46 apresenta a conexão de uso
exclusivo dos parques eólicos considerada na análise.
Figura 46 - Diagrama esquemático da conexão das centrais geradoras eólica a Coletora Igaporã.
10.1 Suporte de Reativo
A análise da necessidade de alocação de banco de capacitores na coletora Igaporã foi
realizada com o cenário Sudeste Exportador carga pesada, com intercâmbio de
3890 MW na Norte Sul. Este cenário é o mais crítico para região analisada já que as
linhas da interligação Sudeste-Nordeste apresentam-se bastante carregadas.
Pode-se observar que, para praticamente o mesmo intercâmbio de recebimento do
Nordeste considerado, o despacho das centrais eólica na região reduz o fluxo na
interligação Sudeste-Nordeste, melhorando desta forma o perfil de tensão em Bom
Jesus da Lapa III. O diagrama abaixo apresenta o cenário analisado.
115 km2X795 MCM CS
Bom Jesus da Lapa 230 KV
EOL Igaporã 30 MW
EOL Porto Seguro 6 MW
EOL Iheus10,5 MW
EOL N.S. da Conceição – 24MW
EOL Planaltina25,5 MW
EOL Pajeu do Vento
24 MW
EOL Serra do Salto
15 MW
EOL Guanambi
16.5
EOLCandiba
9 MW
EOLPindaí
22,5 MW
EOLGuirapá27 MW
EOLLicinio
de Almeida22.5 MW
EOL Alvorada7.5 MW
EOL Rio Verde
30 MW
Grupo 4
63 MW
0,69 kV 34,5 kV
69 kV
Igaporã230 kV
5,7
km
7,5
km7 k
m
18 km1X740 .8 MCM CS
Grupo 2
50 MWGrupo 1
70 MW
Igaporã69 kV
69 kV
34,5 kV
0,69 kV
69 kV
69 kV
Grupo 3
38 MW Grupo 5
50 MW
3 km1X954 MCM CS
17 km1X740 .8 MCM CS
18 km1X740 .8 MCM CS
17 km1X740 .8 MCM CS
Ministério de Minas e Energia
65 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
(a) Sem EOL
(b) Com EOL
Figura 47 - Diagrama esquemático cenário sudeste exportado carga pesada – ano 2012. (a) Sem EOL e (b) com EOL.
1.0011.045
300. 342.
16.1.025
-64.1.035
1478 -40.96.
30 1.023 1.021 -148.
365 32 1.010 85 1.030 5 608
-103. 1.031 1.026 0.980240.
1.023750 -96
251 679 205 196-18. -233 61
-59-484 131 -114 292
-347-49
1.046 1589 1.041 250 1.063 -63 1.057 -74 22 1.0351.054
-1
-375-55 1.027 213 156 -218
228 51 -2 7626
1.0411.073 -101
-90. 500. 1.044 57 155 -154
1805-104
434445
-499 1.058 -141 4.
1399 1321 757
1.063-47 1.055 -415 539
3895 743-180
-562 1037 0.992-19
1056 13 163.
283
RE NE= -1916
-289
178
1.037
351PD TSD SBT FZD
QXD
PRO PRI CPE
BEA
MW
MIR
MLGSJP
CORGO
ITA
BJL
REG
IBI SAP
SBDTSA
PICDMG
TermoCeará
Fortaleza
GNL
UTE
CS
CS
PEC
FTZ
BNBMOS
Sudeste
IZ
Usinas São
Francisco
CS AC
EST
MB
CS
0
1.0171.054
300. 342.
7.1.025
-77.1.043
1479 -48.98.
31 1.026 1.029 -151.
345 32 1.008 85 1.028 8 607
1.027 1.029 0.978240.
1.027748 -95
251 688 204 197-24. -265 64
-73-485 128 -113 291
-347-47
1.059 1602 1.055 250 1.076 -52 1.068 -83 33 1.0441.064
9
-398-76 1.028 212 154 -219
227 52 -6 8825
1.0371.082 -111
-90. 500. 1.058 82 153 -154
1783-113
411437
-421 1.072 -132 -4.
1442 1363 850
1.079-38 1.070 -417 645
3890 858-183
266 71 fp=1
-484 908 0.99525
266-16 -4
0.999
922 40 56. -2 50 fp=0.99
223 0.990-7
1.002
38 fp=0.99
RE NE= -1803 -6 1.002
63 fp=0.99
-81.004
49 fp=0.99
-71.003
1.001
-334
178
1.009
1.045
355PD TSD SBT FZD
QXD
PRO PRI CPE
BEA
MW
MIR
MLGSJP
CORGO
ITA
BJL
REG
IBI SAP
SBDTSA
PICDMG
TermoCeará
Fortaleza
GNL
UTE
CS
CS
PEC
FTZ
BNBMOS
Sudeste
IZ
Usinas São
Francisco
CS AC
EST
MB
CS
Igaporã
50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
2X21,3 Mvar
G1
G2G1
G2G1
G2G1
Ministério de Minas e Energia
66 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Como no ponto de conexão a central geradora eólica deve propiciar os recursos
necessários para operar com fator de potência entre 0,95 capacitivo e 0,95 indutivo na
fronteira, para avaliar o suporte de tensão com fluxo elevado na interligação Sudeste-
Nordeste, considera-se a situação mais adversa, ou seja, as usinas operando com fator
de potência 0,95 indutivo.
A Figura 48 apresenta o perfil de tensão em condição normal onde as centrais eólicas
estariam proporcionando fator de potência 0,95 indutivo no ponto de conexão.
Observa-se que nesta situação, foi necessário suporte de tensão adicional na SE
Igaporã, tanto no 69 kV, de modo a não requisitar recurso adicional da rede básica,
bem como cerca de 50 Mvar no 230 kV.
Figura 48 - Diagrama esquemático da conexão em condição normal. Fluxo elevado na SE-NE e despacho reduzido das UHE da região. Fator de potência
0,95 indutivo na fronteira da ICG.
Através da análise da curva QxV, apresentada na Figura 49, percebe-se que é
necessário cerca de 40 Mvar em Igaporã 230 kV e 10 Mvar em Igaporã 69 kV para
obtenção de tensão 1,00 pu em ambas as subestações. Considerou-se o compensador
estático de Bom Jesus da Lapa gerando 130 Mvar, cerca de 50 % da capacidade
máxima do estático (250 Mvar).
fp=
855 642
922 -32 264 70fp=0.95 19 -190
226 0.989 265-76 -22
0.956 0.986 1.045
139.-74
50fp=0.94
1.000 -180.977 0.992 1.021
37fp=0.94
1.0251.019
1.018
-140.966
63FP=0.96
-190.961
50fp=0.94
-180.962
270
-91
-75
228
1.0271.064
0.968
80.
78.
0.980268
fp=0.9476
SAP
CMD
BJL
SM II
GVMFUN
ITAPEBIUHE
P.CAVALOUHE
IBI
BRU
ENP
SAJ
Igaporã
1x50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
2x21,3 Mvar
Ministério de Minas e Energia
67 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 49 - Curva QxV com necessidade de reativo na subestação de Igaporã
230 e 69 kV em condição normal.
10.2 Variação do Despacho das Centrais Eólicas
Essa avaliação apresenta uma expectativa de manobra dos bancos de capacitores
propostos para o despacho pleno das centrais eólicas, ou seja, os BC de 50 Mvar em
Igaporã 230 kV e 2x 21,3 Mvar em Igaporã 69 kV.
Foi avaliado o perfil de tensão no patamar de carga pesada e fluxo elevado na
interligação SE-NE em função dos patamares de geração das centrais eólicas. De modo
a proporcionar perfil de tensão reduzido, considerou-se fator de potência 0.95 na
fronteira da ICG.
A tabela abaixo apresenta a manobra dos BC para os diversos despachos dos parques
eólicos na região analisada bem como o carregamento esperado do compensador
estático existente em cada situação de despacho.
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68 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Tabela 21 - Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga pesada – Fluxo elevado na SE-NE
Com base nos resultados anteriores, foi avaliado também o perfil de tensão no patamar
de carga leve e fluxo reduzido na interligação SE-NE em função dos patamares de
geração das centrais eólicas. Essa avaliação apresenta uma expectativa de manobra
dos bancos de capacitores propostos anteriormente, bem como o carregamento
esperado do compensador estático existente em cada situação de despacho.
De modo a proporcionar perfil de tensões mais elevado, considerou-se fator de
potência unitário nas centrais eólicas.
Tabela 22 - Necessidade de suporte de reativo considerando despachos distintos das centrais eólicas no patamar de carga leve – Fluxo reduzido na SE-NE
10.3 Análise de Contingências
Utilizando o cenário com fluxo elevado na interligação Sudeste-Nordeste, foram
realizadas as contingências no patamar de carga pesada.
Os diagramas abaixo apresentam os fluxos, o perfil de tensão e a geração do estático
de Bom Jesus da Lapa 500 kV nas contingências mais críticas.
A perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara é a contingência que acarreta
maior absorção do CE de Bom Jesus da Lapa 500 kV, cerca de 108 Mvar (43% da
capacidade mínima do estático), mesmo considerando presente o BC de 50 Mvar em
Igaporã e fator de potência unitário nas centrais eólicas.
Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar)
BJL 230kV 1,004 - 1 - 1 - 1 -
BJL 500kV 0,998 0,998 0,993 0,989
Igaporã 230kV 1,016 - 0,995 - 1,006 0,968
Igaporã 69kV 1 - 0,996 - 0,98 - 0,98
Legenda:Barras
0% 40% 60% 100%
2x21,3 Mvar
1x50 Mvar
86 13926
Geração em Mvar Estático Existentexx
21
Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar) Tensão (pu) Banco (Mvar)
BJL 230kV 1 - 1 - 1 - 1,003 -
BJL 500kV 1 0,999 0,996 0,977
Igaporã 230kV 1,012 - 1,009 - 0,998 - 0,988
Igaporã 69kV 1 - 1,003 - 1 - 1 -
Barras0% 40% 60% 100%
Legenda:
1x50 Mvar
29 282 Geração em Mvar Estático Existentexx12
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69 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 50 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III – Rio das Éguas. Ano 2012.
Figura 51 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III – Ibicoara. Ano 2012.
Mesmo considerando a abertura da LT Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas no terminal
de Rio das Éguas, o CE de Bom Jesus da Lapa 500 kV seria capaz de absorver o
excedente de reativo e não haveria violação das tensões em Bom Jesus da Lapa com a
presença de 1 BC de 50 Mvar em Igaporã e fp=1 nas centrais eólicas. O diagrama da
Figura 52 mostra a LT operando em vazio.
-1118 1.012 -136
1590 1502 1170
1.003-54 0.998 -441 -83
4774 70-43
266 70 fp=0.99
-8500 1.009
-32266
-10 -110.998
00
-55. 8 49 fp=0.99
-351.000
-71.001
38 fp=0.99
RE NE= -1367 -6 1.000
63 fp=0.99
-81.002
49 fp=0.99
-71.002
1.000
fp=0.9993
1.026
MW
CORGO
BJL
REG
IBI SAP
Sudeste
Usinas São
Francisco
Igaporã
50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
2x21.3 Mvar
G1
G2G1
G2G1
G2G1
Usinas São
Francisco
-998 1.027 -117
1502 1419 1037
1.025-50 1.018 -426 -149
4613 0-9
266 70 fp=0.99
-815136 1.014
0266
-10 -111.002
136-43
-108. 9 49 fp=0.99
-741.000
-71.005
37 fp=0.99
RE NE= -1465 -6 1.005
63 fp=0.99
-81.007
49 fp=0.99
-71.006
1.004
fp=0.9993
1.027
MW
CORGO
BJL
REG
IBI SAP
Sudeste
Usinas São
Francisco
Igaporã
50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
2x21.3 Mvar
G1
G2G1
G2G1
G2G1
Usinas São
Francisco
Ministério de Minas e Energia
70 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 52 - Diagrama esquemático da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa III– Rio das Éguas operando em Vazio. Ano 2012.
No caso da perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves, o CE necessitaria fornecer
cerca de 154 Mvar (61,6% da capacidade máxima do estático) considerando a presença
do BC de 50 Mvar em Igaporã.
Figura 53 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves. Ano 2012
-1118 1.012 -136
1590 1502 1170
1.003-55 0.998 -442 -83
4774 70-31
266 71 fp=0.99
-8500 1.020
-21266
-16 -110.998
00
-189. 0 50 fp=0.99
-351.000
-71.001
38 fp=0.99
RE NE= -1367 -6 1.000
63 fp=0.99
-81.002
50 fp=0.99
-71.002
1.000
fp=0.9982
1.021
MW
CORGO
BJL
REG
IBI SAP
Sudeste
Usinas São
Francisco
IgaporãG1
G2
G3
G4
G5
G1
G2G1
G2G1
G2G1
50 Mvar 2x43.2 Mvar
Usinas São
Francisco
-5440 1.043 -159
0 1107 789
1.0481197 1.023 -575 682
388192
901-190
266 70 fp=0.99
-411 961 0.98843
266-16 -11
0.998
978 15 154. -2 49 fp=0.99
2390.990
-71.001
37 fp=0.99
RE NE= -210 -6 1.000
63 fp=0.99
-81.002
49 fp=0.99
-71.002
1.000
fp=0.9982
1.009
MW
CORGO
BJL
REG
IBI SAP
Sudeste
Usinas São
Francisco
IgaporãG1
G2
G3
G4
G5
G1
G2G1
G2G1
G2G1
Usinas São
Francisco
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71 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
10.4 Análise de Sensibilidade
Recentemente, a Empresa Bahia Mineração (BAMIN), encaminhou a EPE solicitação de
conexão nesta região, prevista para 2012, no sudoeste baiano, próximo aos Municípios
de Caetité e Lagoa, com consumo previsto de 60,4 MW.
O diagrama a seguir mostra a localização do consumidor e as distâncias até as
subestações de Igaporã e Bom Jesus da Lapa e Brumado.
Figura 54 - Localização do consumidor BAMIN
Frente às distâncias envolvidas, a conexão na SE Igaporã apresenta-se como a mais
atrativa, visto que estaria cerca de aproximadamente 50 km do Consumidor Bamim.
Desta forma, para efeito de sensibilidade no desempenho da rede, avaliou-se a
conexão de BAMIN na SE 230 kV de Igaporã como mostra a 0.
Figura 55 - Conexão do consumidor Bamin na SE Igaporã
Os perfis de tensão em condição normal, considerando o cenário crítico analisado
anteriormente, ou seja, cenário Sudeste Exportador pode-se observar que neste caso o
CE de Bom Jesus da Lapa necessitaria gerar cerca de 120 Mvar com a mesma
quantidade de BC prevista para conexão das eólicas na SE Igaporã.
Itagiba BAMIN
160 km
115 km
50 km
108 km
Igaporã
115 km2X795 MCM CS
BAMIN60,4 MWfp=0.92
Igaporã230 kV
Igaporã69 kV
50 km1X636 MCM CS
Bom Jesus da Lapa 230 KV
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72 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 56 - Diagrama esquemático da conexão do Consumidor BAMIN na SE Igaporã. Ano 2012.
As contingências da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara, com a presença do
consumidor, acarreta absorção de cerca de 76 Mvar do CE de Bom Jesus da Lapa III.
Observa-se que a presença do consumidor acarreta menor absorção do CE de Bom
Jesus da Lapa que na situação sem a sua presença.
-467 1.064 -139
1463 1382 868
1.065-56 1.059 -435 625
3927 837-187
266 71 fp=0.99
-525945 0.991
13266
-16 -110.998
96124
115. -2 50 fp=0.99
234 -71.001
38 fp=0.99
RE NE= -1853 61 -6 1.000
0.99019
0.973 63 fp=0.99
-81.002
50 fp=0.99
-71.002
1.000
fp=0.998
1.009
MW
MLGSJP
CORGO
BJL
REG
IBI SAP
Sudeste
Usinas São
Francisco
Igaporã
50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
2X21.6Mvar
G1
G2G1
G2G1
G2G1
64.4 MW(fp=0.92)
BAMIN
Usinas São
Francisco
Ministério de Minas e Energia
73 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 57 - Perda da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara, com a presença do consumidor Bamin. Ano 2012
A perda da LT 500 kV Colinas -Ribeiro Gonçalves, com a presença do consumidor,
acarreta fornecimento de cerca 209 Mvar do CE de Bom Jesus da Lapa (83,6% da
capacidade máxima do estático). Deste modo, a presença do consumidor acarreta
maior fornecimento do CE de Bom Jesus da Lapa que na situação sem a sua presença.
Figura 58 - Perda da LT 500 kV Ribeiro Gonçalves – Colinas com Consumidor
Bamin – 2012
-875 1.029 -125
1389 1309 914
1.019-105 1.018 -462 -149
4549 0-9
266 71 fp=0.99
-745186 1.011
0266
-16 -110.998
187-45
-75. 0 49 fp=0.99
-72 -71.001
38 fp=0.99
RE NE= -1511 61 -6 1.000
1.00019
0.983 63 fp=0.99
-81.002
50 fp=0.99
-71.002
1.000
fp=0.9982
1.021
MW
CORGO
BJL
REG
IBI SAP
Sudeste
Usinas São
Francisco
Igaporã
50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
2X21.6Mvar
G1
G2G1
G2G1
G2G1
64.4 MW(fp=0.92)
BAMIN
Usinas São
Francisco
-5970 1.038
-163
0 1121 807
1.0391213 1.016 -583 661
392087
878-194
266 70 fp=0.99
-456997 0.983
29266
-16 -110.998
10165
209. -2 49 fp=0.99
258 -71.001
38 fp=0.99
RE NE= -1445 61 -6 1.000
0.99019
0.973 63 fp=0.99
-81.002
49 fp=0.99
-71.002
1.000
fp=0.9982
1.009
MW
CORGO
BJL
REG
IBI SAP
Sudeste
Usinas São
Francisco
Igaporã
50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
2X21.6Mvar
G1
G2G1
G2G1
G2G1
64.4 MW(fp=0.92)
BAMIN
Usinas São
Francisco
Ministério de Minas e Energia
74 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
11 Análise do Desempenho Dinâmico
As análises de desempenho dinâmico têm por objetivo apresentar o comportamento
dos 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 das Coletoras João Câmara e
Igaporã.
Nas análises de dinâmica foram considerados os seguintes tempos de duração do
curto-circuito:
Curto Circuito 230 kV: Duração de 150 ms Curto Circuito 500 kV: Duração de 100 ms
Na análise dinâmica, referente às coletoras Igaporã e João Câmara, 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. O modelo dupla
alimentação é constituído por conversores CA – CA, localizada no circuito do rotor,
como mostra a Figura 59. Este modelo é indicado quando a faixa de controle de
velocidade é limitada, como acontece nas turbinas eólicas, onde a velocidade varia em
um intervalo entre a velocidade de partida “cut-in” até a velocidade nominal.
Figura 59 - Gerador eólico duplamente alimentado.
Ministério de Minas e Energia
75 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Foram considerados para modelagem dessas máquinas os modelos típicos do Gerador
de Indução de Dupla Alimentação - GIDA disponibilizados pelo CEPEL.
11.1 Coletora Igaporã
Com o intuito de verificar o comportamento da rede elétrica no entorno de Igaporã e
das respectivas máquinas eólicas foram simulados alguns casos abaixo apresentados.
11.1.1 Perda do Transformador Igaporã 230/69 kV
A Figura 60 apresenta o comportamento da tensão devido a um curto-circuito
monofásico em Igaporã 230 kV seguido da perda do transformador 230/69 kV
considerando todas as centrais eólicas previstas e fator de potência unitário. No
momento do defeito, as tensões da região sofrem uma queda brusca, porém retornam
ao seu valor inicial, após a eliminação da falta.
Figura 60 - Comportamento da tensão em Bom Jesus da Lapa III 230 kV, Igaporã 230 kV, 69 kV e no terminal de umas das centrais eólicas (EOL
Pindaí). Perda do transformador 230/69 kV
Observa-se, na Figura 60, que após a eliminação da falta e perda do transformador a
tensão da máquina sobe e em seguida ocorre uma queda da tensão, acarretando uma
injeção do fluxo de potência reativa, acarretando uma sobretensão de 1.30 pu,
contudo, abaixo do critério máximo estabelecido (1,40pu). Apenas apões 50 ms há o
Ministério de Minas e Energia
76 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
reestabelecimento da tensão ao valor inicial. Quanto maior a queda, maior o reativo
injetado, levando a uma maior sobretensão. Esses valores dependem da modelagem
utilizada das máquinas e da atuação dos reguladores associados.
Desta forma, foi simulada a perda do transformador 230/69 kV Igaporã, sem a
presença dos bancos de capacitores propostos. Neste caso, a queda de tensão é ainda
maior, acarretando uma maior sobretensão. Porém, pela Figura 62, observa-se que
mesmo sem a presença da compensação proposta a tensão em Igaporã 69 kV não
ultrapassa o limite de 1,40 pu.
Figura 61 - Comparação do comportamento da tensão de Pindaí x fluxo de
reativo na máquina
Ministério de Minas e Energia
77 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 62 - Comportamento da tensão de Pindaí sem a presença dos bancos
de capacitores propostos.
A atuação da malha de controle de velocidade dos aerogeradores atende ao balanço de
potência, mantendo a estabilidade e propiciando a recuperação após 0,7 segundos
aproximadamente, retornando ao seu valor inicial de aproximadamente 1,00 pu.
11.1.2 Perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves
Como apresentado anteriormente, a perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves é a
contingência que leva o compensador estático de Bom Jesus da Lapa III a fornecer o
mais reativo, próximo a sua capacidade nominal.
Assim foi simulado um curto-circuito 1φ em Colinas 500 kV seguido da perda desta
linha. A Figura 63 apresenta o comportamento do compensador estático de Bom Jesus
da Lapa 500 kV III nesta contingência.
Ministério de Minas e Energia
78 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 63 - Potência reativa do CE de Bom Jesus da Lapa III (-250/250
Mvar). Perda da LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves
Na Figura 63 observa-se que o estático estabiliza no valor de 117 Mvar,
aproximadamente 50 % do valor máximo do estático.
A Figura 64 apresenta o comportamento das tensões da região para esta contingência.
Pode-se observar que as tensões se estabilizam após 5 segundos aproximadamente,
retornando aos seus valores iniciais.
Figura 64 - Comportamento da tensão em Bom Jesus da Lapa III, Ribeiro Gonçalves, Colinas 500 kV e Igaporã 230 kV. Perda do da LT 500 kV Bom
Jesus da Lapa III– Ibicoara.
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79 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
11.1.3 Perda da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara
Na análise do curto-circuito em Bom Jesus da Lapa 230 kV foi analisada a perda da LT
230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara . A Figura 65 apresenta o comportamento das
tensões da região analisada para esta perturbação.
Figura 65 - Comportamento da tensão em Ibicoara, Bom Jesus da Lapa III e
Igaporã 230 kV. Perda do da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara.
Pode-se observar que após um segundo o sistema retorna aos valores iniciais de
tensão.
A Figura 66 apresenta o comportamento do CE de Bom Jesus da Lapa III. Pode-se
observar que CE não atinge seus limites e se estabiliza em 13 segundos no valor final
de 90 Mvar, 36% do seu valor máximo.
Ministério de Minas e Energia
80 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 66 - Potência reativa do CE de Bom Jesus da Lapa III (-250/250 Mvar)
– Perda da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Ibicoara.
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81 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
11.2 Coletora João Câmara
Com o intuito de verificar o comportamento da rede elétrica no entorno de João
Câmara e das respectivas máquinas para geração eólica foram simulados alguns casos
abaixo apresentados.
11.2.1 Perda de um dos Transformadores João Câmara 230/69 kV
A Figura 67 apresenta o comportamento da tensão devido a um curto-circuito
monofásico em João Câmara 230 kV seguido da perda do Transformador 230/69 kV
considerando todas as centrais eólicas previstas e fator de potência unitário. No
momento do defeito, as tensões da região sofrem uma queda brusca, porém retornam
ao seu valor inicial, após a eliminação da falta.
Figura 67 - Comportamento da tensão em Extremoz 230 kV, João Câmara 230 kV, 69 kV e no terminal de umas das centrais eólicas (EOL Santa Clara II).
Perda do Transformador 230/69 kV
Observa-se que após a eliminação da falta e perda do transformador a tensão da
máquina sobe e em seguida ocorre uma queda da tensão, acarretando uma injeção do
fluxo de potência reativa, acarretando numa sobretensão ainda maior e apenas em
seguida há o reestabelecimento da tensão ao valor inicial. Quanto maior a queda, maior
o reativo injetado, levando a uma maior sobretensão. Esses valores dependem da
modelagem utilizada das máquinas das centrais eólicas e da atuação dos reguladores
associados.
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82 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
A figura a seguir apresenta o comportamento do compensador estático de Extremoz
230 kV, do CE de Campina Grande (existente) e de uma das centrais eólicas nesta
contingência.
Figura 68 - Potência reativa do CE de Extremoz (-75/150 Mvar), CE Campina Grande e de uma das centrais eólicas. Perda da LT 230 kV Campina Grande -
Extremoz
Na figura anterior observa-se que o estático após a eliminação da falta fornece cerca de
170 Mvar, porém no momento que as eólicas fornecem reativo, o CE absorve -52 Mvar,
garantido controle da sobretensão provocadas pelas centrais eólicas.
11.2.2 Perda da LT 230 kV Campina Grande - Extremoz
Foi simulada a perda da linha 230 kV Campina Grande – Extremoz para um curto-
circuito 1φ em Extremoz considerando todas as centrais eólicas previstas e fator de
potência unitário. A figura a seguir apresenta o comportamento das tensões da região
para esta contingência. Observa-se um segundo pico de tensão, em torno de 20 ms
após a eliminação da falta, devido o reativo injetado pelas centrais eólicas utilizando os
modelos típicos GIDA. Essas sobretensões no segundo pico atingem cerca de 1,142 pu,
não violando o critério estabelecido (1,40 pu).
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83 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 69 - Comportamento da tensão em Extremoz, João Câmara, Natal II e
Natal III 230 kV. Perda da LT 230 kV Campina Grande - Extremoz.
As máquinas injetam reativo pois as tensões no 69 kV não se estabilizaram, chegando a
cerca de 0.96 pu cerca 17 ms após a eliminação da falta, devido ao reativo injetado
pelas centrais eólicas, como mostra a figura a seguir.
Figura 70 – Comportamento da tensão em João Câmara, e Santa Clara 69 kV. Perda da LT 230 kV Campina Grande-Extremoz.
A figura a seguir apresenta o comportamento do compensador estático de Extremoz
230 kV, do CE de Campina Grande (existente) e de uma das centrais eólicas nesta
contingência.
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84 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 71 - Potência reativa do CE de Extremoz (-75/150 Mvar), CE Campina Grande e de uma das centrais eólicas. Perda da LT 230 kV Campina Grande -
Extremoz
Na figura anterior observa-se que o estático após a eliminação da falta fornece cerca de
150 Mvar, porém no momento que as eólicas fornecem reativo, o CE absorve -30 Mvar,
garantido controle da sobretensão provocadas pelas centrais eólicas.
11.2.3 Perda da LT 230 kV Extremoz – Natal III
Na perda da linha 230 kV Campina Grande – Natal III considerando curto-circuito 1φ
em Extremoz, com todas as centrais eólicas previstas e fator de potência unitário,
apresenta desempenho semelhante a contingência anterior, atingindo no segundo pico
de sobretensão de cerca de 1.147 pu em 20 ms após eliminação da falta.
-73
7
88
168
248
0, 0,39 0,77 1,16 1,55 1,93
QCES 444 10 CGD---CER013
QCES 99346 10 EXTREMOZ230
FLXR 80030 JCAMARA-230 99346 EXTREMOZ230 1
Ministério de Minas e Energia
85 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 72 - Comportamento da tensão em Extremoz, João Câmara, Natal II e Natal III 230 kV. Perda da LT 230 kV Extremoz-Natal III.
A Figura 73 apresenta o comportamento do compensador estático de Extremoz 230 kV,
do CE de Campina Grande (existente) e de uma das centrais eólicas nesta contingência.
Figura 73 - Potência reativa do CE de Extremoz (-75/150 Mvar). Perda da LT
230 kV Extremoz-Natal III
Pode-se observar na figura anterior que o estático após a eliminação da falta fornece
cerca de 185 Mvar, porém no momento que as eólicas fornecem reativo, o CE absorve -
85 Mvar, garantido controle da sobretensão provocadas pelas centrais eólicas.
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86 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
12 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.
As análises contemplam os seguintes estudos:
12.1 Energização de Linha
Esta análise tem o objetivo de verificar o desempenho de regime permanente se na
energização da linha de transmissão se há a necessidade de reatores na linha para
permitir a energização.
Nas análises de energização de linha foram considerados os seguintes limites de tensão
em nível de 230 kV:
Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;
Tensão no terminal de linha aberto de 1,10 pu.
Tensão máxima permitida nos barramentos com transformação: 1,05 pu.
Nas análises considerou-se o cenário pessimista, ou seja, condição de carga leve e
patamar de geração de 40%.
A Figura 74, Figura 75 e Figura 76 contem os fluxos de potência e perfis de tensão nas
barras para as configurações de referência utilizada para cada coletora.
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87 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 74 - Fluxo de potência e tensões para o caso de energização para a
coletora Acaraú II. Carga leve
Figura 75 - Fluxo de potência e tensões para o caso considerado no estudo de
rejeição de carga em João Câmara. Carga leve.
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88 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 76 - Fluxo de potência e tensões para o caso considerado no estudo de
rejeição de carga em Igaporã. Carga leve.
1.0461.017
0. 342.
0.1.023
-26.1.022
1261 -86.-6.
70 1.022 1.017 -39.
7 54 1.030 100 0.998 11 41
-111. 1.032 1.032 0.998240.
1.023446 104
65 137 -193 124 47329. -70 48 2200.
478 -31033 -1134 344 -98
152230
1.068 -292 1.048 -293 1.026 163 1.015 -30 -16 1.0141.049
-24 1360
-46840 1.043 -330 -277 -98
210 -262 -35 2390 3000.
1.0351.040 -149
287 -90. 300. 1.014 -821 -279 -41
9237
-38-521
-85
-23 1.044 -71 -0.
-1637 -1707 -2105682
1.082512 1.063 288 -450
-1306 -397201
0 0
36 -224 0.995246
00 0
0.998
-223 16 57. 0 0
96 1.0500
1.001
0
RE NE= -13 0 1.000
0
01.002
0
01.002
1.000
-289.
248
0.988
1.024
93
1221.
612
PD TSD SBT FZD
ULG
QXD
PRO PRI CPE
PAQ
UX
GBEA
Demais UTE
MW
MIR
MLGSJP
CORGO
ITA
BJL
REG
IBI SAP
SBDTSA
PICDMG
TermoCeará
Fortaleza
GNL
UTETUC II
Swing
CS
CS
PEC
FTZ
BNBMOS
Sudeste
IZ
Usinas São
Francisco
CS
TUC I
AC
EST
MB
CS
Igaporã
50 Mvar
G1
G2
G3
G4
G5
G1
G2G1
G2G1
G2G1
2X21,3 Mvar
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89 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
12.1.1 Energização Trecho 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Sobral III
Considerou-se a energização de uma das duas LT a partir de qualquer um de seus
terminais. Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão
superior a 5% em nenhuma das barras.
A Figura 77 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 Sobral III
de 1,050 pu.
Considerando que a SE Acaraú II não tem recurso de controle de tensão, ao contrário
de Sobral III, e que não se recomenda a operação de Sobral III com um nível de
tensão acima de 1,035 para um despacho de eólica de 40% em carga leve, conforme
apurado nas análises para determinação da necessidade de suporte reativo em regime
permanente, pode-se concluir, pela observação da Figura 77, que não é indicada a
energização da linha por Acaraú II com tensão em Sobral III de 1,050 pu.
Figura 77 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por sobral, com despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1050 pu.
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90 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Diminuindo a tensão em Sobral III para 1,035 pu e repetindo o procedimento de
energização da linha, obtemos os resultados que constam da Figura 78.
Figura 78 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por sobral, com despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1,035 pu.
Desta forma, é possível energizar esse trecho partindo de um nível de tensão inicial em
Sobral III de 1,035 pu. Isto não é problemático, pois para a própria operação em
regime permanente, e recomendável a tensão máxima em Sobral III fica limitada a
1,035 pu.
12.1.2 Energização da LT 230 kV Sobral III – Acaraú II a partir de Acarau II
A Figura 79 ilustra as tensões nas subestações no momento antes da 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 Sobral III de
1,050 pu.
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91 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 79 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por Acaraú, com
despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1,050 pu.
Considerando que a SE Acaraú II não tem recurso de controle de tensão, ao contrário
de Sobral III, e que não se recomenda a operação de Sobral III com um nível de
tensão acima de 1,035 para um despacho de eólica de 40%, em carga leve, conforme
apurado, no estudo para determinação da necessidade de suporte reativo em regime
permanente, pode-se concluir, pela observação da Figura 79, que não é indicada a
energização da linha de transmissão por Acaraú II com tensão em Sobral III de 1,050
pu.
Diminuindo-se a tensão em Sobral III para 1,035 pu o resultado obtido pode ser
verificado pela observação da Figura 80.
Figura 80 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por sobral, com despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1,035 pu.
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92 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Para a energização por Acaraú II, não foi possível energizar esse trecho partindo de um
nível inicial de tensão em Sobral III 230 de 1,035 pu. Isto não é surpreendente, pois
esta barra tem muito menos de recursos de controle de tensão do que Sobral III.
Mais uma vez, diminuiu-se a tensão em Sobral III, agora para 1,020 pu e o resultado
obtido pode ser visto na Figura 81.
Figura 81 - Energização da LT 230 kV Sobral III- Acaraú II por sobral, com despacho de eólicas em 40% e tensão em Sobral III igual a 1,035 pu.
Pode-se observar na figura acima que foi necessário partir de uma tensão mais
reduzida 1,020 pu, em Sobral III, para evitar tensões acima do critério em Acaraú II.
Isso não é problemático, tanto por 1,020 não ser uma tensão tão baixa, como também
pela alternativa de conexão ser feita por Sobral III com um nível de tensão maior, não
caracterizando, portanto, a necessidade de reatores em Acaraú II.
12.1.3 Energização da LT 230 kV Extremoz II-João Câmara
A energização da LT 230 kV Extremoz II - João Câmara foi simulada partindo-se com
uma tensão de 1,05 pu na SE Extremoz II, no patamar de carga leve. O diagrama da
Figura 82 apresenta as tensões com a energização partindo-se de Extremoz II.
Ministério de Minas e Energia
93 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 82 - Diagrama esquemático da energização da SE João Câmara via Extremoz II
Nesta situação, foram obtidas tensões de 1,06 pu, abaixo do critério estabelecido (1,10
pu). Portanto, não é necessária a instalação de reator de linha em nenhuma das duas
extremidades da LT.
12.1.4 Energização da LT 230 kV B. Jesus da Lapa III-Igaporã
A energização da LT 230 kV Bom Jesus da Lapa III-Igaporã foi simulada partindo-se
com uma tensão de 1,05 pu na SE Bom Jesus da Lapa 230 kV, no patamar de carga
leve. O diagrama da Figura 83 apresenta as tensões com a energização partindo-se de
Bom Jesus da Lapa III.
Figura 83 - Diagrama esquemático da energização da SE Igaporã via Bom Jesus da Lapa III
Nesta situação, foram obtidas tensões de 1,069 pu, abaixo do critério estabelecido
(1,10 pu). Portanto, não é necessária a instalação de reator de linha em nenhuma das
duas extremidades da LT.
57.
29.
29.
1.050
1.058
1.050
0
1.069
1.061
Igaporã
LER- 2009
Pré-
Pós-
Lib.
Pré-
Pós-
Lib.
BJL
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94 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
12.2 Rejeição de Carga
Este estudo tem o objetivo de analisar os reflexos no sistema interligado da abertura
das linhas de transmissão previstas para escoamento das centrais eólicas.
Foi realizada uma análise do comportamento do sistema frente à perda das LT nos
cenários em que as eólicas estivessem com despacho pleno.
Desta forma, os estudos de rejeição de carga visam verificar a existência de
sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos associados quando de
aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas em questão. A situação mais
crítica é a abertura apenas de um destes terminais, devido a uma atuação intempestiva
da proteção ou falha humana.
12.2.1 Rejeição Simples no trecho Sobral III - Acaraú II
Foi considerado patamar de carga leve com despacho de cerca de 40%, dado que foi a
condição mais adversa observada, sob o ponto de vista de sobretensão, vide Figura 84.
Figura 84 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência em 2012, carga
leve. Coletora Acaraú II.
A parte de imagem com identificação de relação rId137 não foi encontrada no arquivo.
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A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,060 pu
nos terminais da linha quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.
Foi utilizada a modelagem para utilização no ANATEM da turbina e controlador PITCH
disponibilizado pelo agente.
A Figura 85 e Figura 86 ilustra, respectivamente, as sobretensões obtidas nas
extremidades da linha quando da abertura em Acaraú II, e quando da abertura em
Sobral III, respectivamente, para o ano 2012.
Figura 85 - Tensões nas SEs Sobral III, Acaraú II e terminal da linha quando
da abertura em Sobral III. Ano 2012.
Figura 86 - Tensões nas SE Sobral III, Acaraú II e terminal da linha quando
da abertura em Acaraú II. Ano 2012.
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12.2.2 Rejeição Simples no trecho Extremoz II - Natal III
Foi considerado patamar de carga leve com despacho de cerca de 40%, dado que foi a
condição mais adversa observada sob o ponto de vista de sobretensão.
Figura 87 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência em 2012, carga leve. Coletora João Câmara.
Considerando esse despacho, é necessário manobrar pelo menos 1 BC de 21,3 Mvar,
no 69 kV, de João Câmara, de modo a não haver sobretensão sustentada em João
Câmara, quando da abertura no terminal de Natal III.
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(a) (b)
Figura 88 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência, em 2012, da LT 230 kV Extremoz II - Natal III quando da abertura do terminal de Natal III,
carga leve, com despacho de cerca de 40% das eólicas. Coletora João Câmara, BC em João Câmara 69 kV, (a) 3 x 21,3 Mvar kV e (b) 4 x 21,3 Mvar.
A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,040 pu
nos terminais da linha quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.
As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando
da abertura em Natal III, e quando da abertura em Campina Grande, respectivamente,
para o ano 2012.
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98 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 89 - Tensões nas SE Extremoz II, João Câmara II e terminal da linha quando da abertura em Natal III. Ano 2012.
Observa-se que nesta rejeição, a presença do compensador estático de (-75/150 Mvar)
em Extremoz II garante suporte de reativo necessário para não acarretar sobretensão
em João Câmara. As centrais eólicas devem também responder de modo a não
acarretarem sobretensão quando da ocorrência de rejeição no sistema.
Figura 90 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) quando da abertura em Natal III. Ano 2012.
1.012
1.032
1.053
1.073
1.093
0. 1. 2. 3. 4. 5.
VOLT 80030 JCAMARA-230
VOLT 99346 EXTREMOZ230
VOLT 9999 FIC_EXT
-55.6
-41.7
-27.8
-14.
-0.1
0. 1. 2. 3.1 4.1 5.1
QCES 99346 10 EXTREMOZ230
FLXR 80062 MORRVENT-69 80020 JCAMARA--69 1
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99 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
No caso em que não haja despacho das eólicas, será necessário manobrar 2 x BC de
21,3 Mvar de modo a não haver sobretensão sustentada.
(a) (b)
Figura 91 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência, em 2012, da LT 230 kV Extremoz-Natal III quando da abertura do terminal de Natal III, carga leve sem despacho das eólicas. Coletora João Câmara, BC em João
Câmara 69kV, (a) 2 x 21,3 Mvar kV e (b) 3 x 21,3 Mvar.
Deste modo, é importante para o desempenho adequado do sistema, que a manobra
seja realizada pelo compensador estático de Extremoz II, de modo a não haver
sobretensão sustentada no sistema na ocorrência de rejeição dependendo do despacho
das eólicas.
12.2.3 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II – Extremoz II
A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,050 pu,
nos terminais da linha, quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.
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Figura 92 - Tensões nas SE Extremoz II, João Câmara II e terminal da linha
quando da abertura em Campina Grande. Ano 2012.
12.2.4 Rejeição Múltipla, abertura em “Guarda-Chuva” sobre a SE Extremoz II 230 kV
A rejeição múltipla que deve ser observada, para efeito de dimensionamento, para de
obter possíveis sobretensões indesejadas, considera uma abertura simultânea no
terminal de Campina Grande II e de Natal III, ou seja, numa abertura em “guarda-
chuva” sobre a Extremoz II.
1.014
1.026
1.038
1.049
1.061
0. 1. 2. 3. 4. 5.
VOLT 80030 JCAMARA-230
VOLT 99346 EXTREMOZ230
VOLT 9998 FIC_CGD
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101 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 93 - Diagrama esquemático da abertura em “guarda-chuva” em Extremoz II.
A abertura em guarda-chuva resulta em sobretensões instantânea da ordem de 1.404
pu, em Extremoz II, quando da rejeição em guarda-chuva na SE Extremoz II.
Figura 94 - Tensões na SE Extremoz II quando da abertura em guarda-chuva em Extremoz II. Carga leve. Ano 2012.
0.904
1.029
1.154
1.279
1.404
0. 0.24 0.48 0.72 0.96 1.2
VOLT 99346 EXTREMOZ230
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102 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 95 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) quando da abertura em guarda-chuva em Extremoz II. Carga leve. Ano 2012.
12.2.5 Rejeição Total das Centrais Eólicas da ICG de João Câmara
No caso da perda dos dois transformadores, na ICG João Câmara, observam-se
sobretensões da ordem de 1,66 pu, no 69 kV, violando os critérios estabelecidos de
sobretensão máxima (1,4 pu).
7.7
32.6
57.6
82.6
107.5
0. 0.6 1.2 1.8 2.4 3.
QCES 444 10 CGD---CER013
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103 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 96 - Tensões na SE João Câmara 230 kV e 69 kV quando perda dos dois transformadores da ICG João Câmara. Carga pesada, despacho pleno.
Ano 2012.
Desta forma, será necessário que as máquinas sejam desligadas num tempo de cerca
120 ms, de modo a manter as sobretensões dentro dos valores admissíveis .
Outra alternativa, seria a desconexão do BC no 69 kV. Observa-se que deverá ser
avaliado o momento ideal desta abertura devido à resposta das máquinas. Na Figura 97
apresenta a tensão em 69 kV considerando um tempo de abertura de 50 ms e de 120
ms.
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104 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
− abertura em 50 ms − abertura em 120 ms
Figura 97 - Tensões na SE João Câmara 69 kV quando perda dos dois transformadores da ICG João Câmara. Carga pesada, despacho pleno. Ano 2012. Desligamento dos BC 69 kV de João Câmara em 50 ms e 120 ms .
Pode-se observar, na Figura 98, que as máquinas absorvem parte do excedente de
reativo, após a rejeição. Contudo, se o banco for manobrado muito rápido (50 ms), as
máquinas param de absorver reativo, não contribuindo para absorção do reativo,
acarretando sobretensões ainda maiores (Figura 97).
0,04
0,39
0,73
1,08
1,43
0, 0,16 0,32 0,48 0,63 0,79
VOLT 80020 JCAMARA--69
VOLT 80020 JCAMARA--69
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105 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
− abertura em 50 ms − abertura em 120 ms
Figura 98 – Reativo das centrais eólicas quando perda dos dois transformadores da ICG João Câmara. Carga pesada, despacho pleno. Ano 2012. Desligamento dos BC 69 kV de João Câmara em 50 ms e 120 ms .
-19
-3
13
29
45
0, 0,09 0,17 0,26 0,34 0,43
FLXR 80060 STACLARA-69 80020 JCAMARA--69 1
FLXR 80060 STACLARA-69 80020 JCAMARA--69 1
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13 Análise Socioambiental
A análise socioambiental considerada até o presente momento está indicada em [1].
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14 Análise de Curto-Circuito
Os níveis de curto-circuito, trifásico e monofásico, em MVA, devido à implantação das
obras 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
2012, mostrados na Tabela 23.
Tabela 23 - Nível de curto-circuito para avaliação da superação de equipamentos
Identificação das Barras 2012 Curto Máximo
Nome Tensão Trifásico Monofásico
Mod (MVA) Ang(º) X/R Mod (MVA) Ang(º) X/R
PCM 230KV 230 7010 -86.83 18.07 8036 -85.93 14.07 PCM 500KV 500 7929 -86.24 15.22 8937 -85.02 11.47
CGD 04BP 230 230 6206 -83.54 8.84 6683 -85.23 11.98 NATAL III230 230 2598 -83.02 8.17 3332 -83.49 8.77 EXTREM-RN230 230 2265 -82.92 8.05 2843 -83.28 8.49 JCAMAR-RN230 230 1215 -83.14 8.31 1564 -83.67 9.02 JCAMAR-RN069 69 958 -84.60 10.57 - - - ACD 230 230 3773 -83.53 8.82 4024 -82.01 7.13 SBD 230KV 230 4603 -85.71 13.32 5084 -85.75 13.45
SBT 04B1 230 230 5468 -86.31 15.50 6012 -85.79 13.59 SBT 500KV 500 7095 -86.09 14.63 7772 -85.43 12.50
MASSAPE 230 230 3655 -82.15 7.26 3167 -79.91 5.62 ICARAIZ 230 230 899 -81.33 6.55 810 -82.22 7.32 ICARAIZ 34.5 34.5 497 -88.00 28.69 80 -89.79 268.52 ACARAU2 230 230 1618 -82.21 7.31 1454 -82.62 7.72 ACARAU2 69 69 452 -87.83 26.41 234 -89.25 76.56 BJS LAPA 230 230 2612 -86.46 16.15 3280 -86.53 16.48 BJD 230KV 230 2662 -86.63 16.96 3355 -86.75 17.60
IGAPOR-BA230 230 943 -83.65 8.99 1236 -84.32 10.05 IGAPOR-BA069 69 719 -85.17 11.83 - - -
RSD 230KV 230 1722 -80.71 6.11 2067 -81.74 6.89
No sentido, de avaliar os niveis de curto-circuito, em outra condição operativa,
considerou-se que as térmicas do Nordeste não estariam despachada. Vide Tabela 24.
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Tabela 24 - Nível de curto-circuito da Alternativa sem a presença das UTE no Nordeste para avaliação do nível de curto-circuito reduzido.
Foi elaborada configuração para final do Plano Decenal 2008-2017. Neste sentido,
foram acrescentados os novos empreendimentos previstos para o escoamento desta
energia eólica, motrado na Tabela 25.
Mod(MVA) Ang(º) X/R Mod(MVA) Ang(º) X/R
PCM 230KV 230 4601 -85.96 14.14 5353 -84.95 11.31PCM 500KV 500 5269 -85.37 12.34 6140 -84.05 9.60
TRAIRI-CE230 230 1280 -82.95 8.09 1622 -83.73 9.11TRAIRI-CE069 69 899 -85.06 11.57 - - -CGD 04BP 230 230 5683 -83.42 8.66 6268 -85.04 11.52NATAL III230 230 2008 -81.68 6.83 2663 -82.21 7.31
EXTREM-RN230 230 1839 -81.85 6.98 2381 -82.30 7.40JCAMAR-RN230 230 1081 -82.49 7.58 1413 -83.05 8.21JCAMAR-RN069 69 873 -83.94 9.42 - - -
ACD 230 230 2416 -81.15 6.42 2722 -80.53 5.99GALINH-RN069 69 850 -84.06 9.62 - - -GALINH-RN230 230 1181 -81.73 6.88 1509 -82.72 7.83
SBD 230KV 230 3924 -85.43 12.52 4508 -85.54 12.83SBT 04B1 230 230 4545 -85.89 13.91 5227 -85.56 12.87
SBT 500KV 500 5586 -85.59 12.97 6480 -85.18 11.87MASSAPE 230 230 3245 -82.46 7.55 2951 -80.26 5.83
ICARAIZ 230 230 878 -81.47 6.67 799 -82.30 7.40ICARAIZ 34.5 34.5 495 -88.00 28.67 80 -89.79 267.07
ACARAU2 230 230 1526 -82.30 7.40 1404 -82.67 7.77ACARAU2 69 69 444 -87.77 25.63 233 -89.22 73.49BJS LAPA 230 230 2564 -86.41 15.94 3230 -86.49 16.29
BJD 230KV 230 2611 -86.57 16.71 3302 -86.70 17.36IGAPOR-BA230 230 937 -83.65 8.99 1229 -84.31 10.04IGAPOR-BA069 69 715 -85.16 11.81 - - -
RSD 230KV 230 1609 -80.71 6.11 1958 -81.69 6.84
Monofásico
Identifacão das Barras
Nome
2012 Curto sem Térmicas (ONS)
TensãoTrifásico
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Tabela 25 - Nível de curto-circuito da com a presença das UTE no Nordeste para avaliação do nível de curto-circuito, ano 2017.
Número Nome Mod(MVA) Ang(º) X/R Mod(MVA) Ang(º) X/R Corrente (kA) Ang(º) X/R Corrente (kA) Ang(º) X/R
8313 PCM 230KV 230 9802 -88,67 43,09 11029 -87,83 26,34 24,6 -88,67 43,09 27,69 -87,83 26,348312 PCM 500KV 500 10575 -87,46 22,58 12765 -86,86 18,22 12,21 -87,46 22,58 14,74 -86,86 18,2213201 TRAIRI-CE230 230 1502 -82,85 7,97 1855 -83,75 9,12 3,77 -82,85 7,97 4,66 -83,75 9,1213602 TRAIRI-CE069 69 1003 -85,23 11,99 - - - 2,52 -85,23 11,99 - - -7450 CGD 04BP 230 230 5749 -83,50 8,77 5748 -84,71 10,80 14,43 -83,5 8,77 14,43 -84,71 10,87516 NATAL III230 230 2552 -83,08 8,23 3186 -83,21 8,40 6,41 -83,08 8,23 8 -83,21 8,499346 EXTREM-RN230 230 2235 -82,95 8,08 2403 -81,88 7,01 5,61 -82,95 8,08 6,03 -81,88 7,0180030 JCAMAR-RN230 230 1206 -83,16 8,33 1617 -83,69 9,04 3,03 -83,16 8,33 4,06 -83,69 9,0480020 JCAMAR-RN069 69 952 -84,60 10,58 - - - 2,39 -84,6 10,58 - - -7520 ACD 230 230 2861 -81,56 6,74 3437 -82,25 7,34 7,18 -81,56 6,74 8,63 -82,25 7,3470001 GALINH-RN069 69 899 -84,36 10,13 - - - 2,26 -84,36 10,13 - - -70010 GALINH-RN230 230 1279 -81,96 7,08 1614 -82,97 8,11 3,21 -81,96 7,08 4,05 -82,97 8,117980 SBD 230KV 230 5221 -86,45 16,11 4757 -86,83 18,03 13,1 -86,45 16,11 11,94 -86,83 18,038173 SBT 04B1 230 230 6197 -87,23 20,68 4213 -84,37 10,14 15,56 -87,23 20,68 10,58 -84,37 10,148170 SBT 500KV 500 8433 -86,69 17,32 10395 -86,74 17,57 9,74 -86,69 17,32 12 -86,74 17,578179 MASSAPE 230 230 3948 -82,38 7,48 2710 -80,34 5,88 9,91 -82,38 7,48 6,8 -80,34 5,888177 ICARAIZ 230 230 911 -81,31 6,54 809 -82,41 7,51 2,29 -81,31 6,54 2,03 -82,41 7,518178 ICARAIZ 34.5 34,5 499 -88,02 28,96 358 -89,05 60,62 8,35 -88,02 28,96 5,98 -89,05 60,628085 ACARAU2 230 230 1676 -82,31 7,41 1438 -83,09 8,25 4,21 -82,31 7,41 3,61 -83,09 8,258086 ACARAU2 69 69 456 -87,91 27,46 236 -89,25 76,56 3,82 -87,91 27,46 2 -89,25 76,567230 BJS LAPA 230 230 2500 -86,85 18,18 2308 -68,80 2,58 6,27 -86,85 18,18 5,79 -68,8 2,588285 BJD 230KV 230 2485 -86,86 18,23 2496 -87,05 19,41 6,24 -86,86 18,23 6,27 -87,05 19,411294 IGAPOR-BA230 230 920 -83,81 9,22 1209 -84,46 10,31 2,31 -83,81 9,22 3,03 -84,46 10,311696 IGAPOR-BA069 69 705 -85,26 12,06 - - - 1,77 -85,26 12,06 - - -7990 RSD 230KV 230 1756 -81,14 6,42 2080 -82,20 7,30 4,41 -81,14 6,42 5,22 -82,2 7,3
Identifacão das BarrasTensão
Trifásico Monofásico Trifásico Monofásico
Cálculo dos Valores de Curto-circuito
2017 Curto Máximo (EPE) 2017 Curto Máximo (EPE)
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15 Características Básicas dos Equipamentos
15.1 Subestação
As novas subestações João Câmara, Extremoz II e Igaporã e seus principais
equipamentos devem ter as características descritas a seguir:
• O arranjo do setor de 230 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 previstos inicialmente e futuros;
• A subestação deverá ser projetada para comportar quatro bancos de
transformadores 230/69 kV.
• Quanto ao número de módulos de manobra e vãos (bays) que deverão compor
cada um dos pátios das SE João Câmara, Extremoz II e Igaporã, são enumeradas a
seguir as premissas consideradas:
a) Para as análises técnicas da SE João Câmara que compõe deverão ser considerados:
I. 18 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);
II. 4 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.
A Figura 99 ilustra o arranjo desta subestação
b) Para as análises técnicas da SE Extremoz deverão ser considerados:
I. 12 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);
II. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros, com previsão de bancos de capacitores em 230 kV.
A Figura 100 ilustra o arranjo desta subestação
c) Para as análises técnicas da SE Igaporã deverão ser considerados:
III. 18 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);
IV. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.
A Figura 101 ilustra o arranjo desta subestação
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111 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Figura 99 – Arranjo da Subestação João Câmera com os eventos previstos para etapa inicial e final.
Santa Clara C1
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
180MVA
180MVA
20 O/fase
Morros dos Ventos C1
Futura
Futura
Extremoz II
Futura
Futura
Santa Clara C2
Morros dos Ventos C2
180MVA
180MVA
Futura
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Figura 100 – Arranjo da Subestação Extremoz II com os eventos previstos para etapa inicial e final.
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
150MVA
150MVA
20 Ω/faseFutura
Futura
Futura
150MVA
150MVA
Campina Grande II
Natal III
CE
Futura
Futura
Futura
Futura
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Figura 101 – Arranjo da Subestação Igaporã com os eventos previstos para etapa inicial e final.
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
EOL Grupo 1
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
150MVA
150MVA
20 Ω/fase
EOL Grupo 3
Futura
Futura
Bom Jesus da Lapa III
Futura
Futura
EOL Grupo 2
150MVA
150MVA
EOL Grupo 4
EOL Grupo 5
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114 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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 (230÷√3)/(69).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as
seguintes: 230÷√3 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 100MVA.
Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de
tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
15.3 Transformador 230/69 kV – 150 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 90 90
ONAN / ONAF 120 120
ONAN / ONAF / ONAF 150 150
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 150 MVA e (230÷√3)/(69).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as
seguintes: 230÷√3 (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 Transformador 230/69 kV – 180 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 108 108
ONAN / ONAF 144 144
ONAN / ONAF / ONAF 180 180
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 180 MVA e (230÷√3)/(69).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as
seguintes: 230÷√3 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 180 MVA.
Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de
tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
15.5 Configuração mínima do CE
Os compensadores estáticos deverão ter, no mínimo, os seguintes componentes:
CE Componentes mínimos
Extremoz II 230 kV
(1 x -75/150 Mvar)
O CE deverá ter no mínimo 2 TCR1s, 2 TSC1s e filtros* onde cada ramo deverá ser provido de equipamento de seccionamento motorizado para isolamento em defeito.
(*) a serem definidos pelos fabricantes (1) TCR – Thyristos Controlled Reactor; TSC – Thyristos Switched Capacitor
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16 Conclusões
Com base nas análises do estudo, as relações de obras de transmissão da Rede Básica
necessárias para escoamento da energia proveniente das Centrais Geradoras Eólicas
Vencedoras do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia, são
apresentadas, no Anexo II, e relacionadas de forma resumidas, a seguir:
LT 230 kV Igaporã – Bom Jesus da Lapa III, incorporando a nova SE Igaporã
com pátio de 230 e 69 kV.
LT 230 kV João Câmara – Extremoz II incorporando a nova SE 230 kV João
Câmara 230/69 kV além da SE Extremoz II 230/69 kV que secciona o circuito
em 230 kV Campina Grande-Natal III;
CE -75/150 Mvar em Extremoz II 230 kV;
LT 230 kV Acaraú II – Sobral III;
3º LT 230 kV Açu-Paraíso;
2a LT 230 kV Açu-Mossoró
Os transformadores que compõe a ICG são:
2 x TR 230/69 kV – 150 MVA em Igaporã com LTC
2 x TR 230/69 kV – 100 MVA em Acaraú II com LTC
2 x TR 230/69 kV – 180 MVA em João Câmara com LTC
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17 Recomendações
Como resultado das análises as seguintes recomendações devem ser observadas:
O estudo, ora em andamento, do esgotamento do trecho 138 kV Açu-Campina
Grande deve estabelecer os reforços necessarios considerando as expansões de
transmissão recomendadas neste documento;
As análises realizadas para definição do suporte de reativo apesar de serem
bastante abrangentes e assumindo-se que os modelos adotados dos
aerogeradores podem não ser os que de fato venham a se concretizar,
recomenda-se que seja assumida como referencial a proposta de suporte de
reativo nas ICGs de João Câmara e Igaporã;
É necessário avaliar o impacto do escoamento desta energia sobre a
transformação das subestaçoes Paraiso e Açu II 230/69 kV e 230/138 kV;
Também, recomenda-se avaliar a necessidade de adequação/ampliação das
subestações de Paraiso e Açu II;
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18 Referências
[1] Análise de Integração das Centrais Geradoras Eólicas - LER 2009. No EPE-DEE-RE-063/2009-r0. 06 de Novembro de 2009
[2] Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão – Volume 2 – CCPE (Nov/2002).
[3] Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica.
[4] Custos Modulares Referenciais da Eletrobrás – junho de 2004, revisão de dezembro.
[5] Análise Preliminar Técnico-Econômica das Alternativas – LER 2009R. No EPE-DEE-RE-009/2010-r0.
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ANEXO I - Características das Instalações
Linha de transmissão (LT)
Características elétricas:
Tabela A.1 – Características Elétricas das Linhas de Transmissão
Linha de transmissão
Tensão (kV)
Estrutura Extensão (km)
Condutor
Número por fase
Nome Bitola (MCM)
Igaporã – Bom Jesus da Lapa 230 kV CS 115 km 2 Drake 795
João Câmara - Extremoz 230 kV CS 77 km 2 Rail 954
Acaraú II – Sobral III (2)
230 kV CS 94 km 1 Tern 795
Paraíso – Açu II C3 230 kV CS 135 km 1 Grosbeak 636 Açu II – Mossoró C2 230 kV CS 71,5 km 1 Grosbeak 636
Parâmetros elétricos:
Tabela A.2 - Parâmetros Elétricos das Linhas de Transmissão e Distribuição
Linha de transmissão
Parâmetros elétricos Longitudinais e transversais por unidade de
comprimento Longitudinais e transversais
equivalentes Seqüência positiva Seqüência zero Seqüência positiva Seqüência zero
R1 (Ω/km)
X1 (Ω/km)
C1 (nF/km)
R0 (Ω/km)
X0 (Ω/km)
C0 (nF/km)
R1 (%)
X1 (%)
B1 (%)
R0 (%)
X0 (%)
B0 (%)
Extremoz II – João Câmara
0,0423 0,3 14,45 0,428 1,63 6,25 0,912 6,50 33,17 9,14 35,26 14,39
Igaporã – Bom Jesus da Lapa III
0,035 0,35 12,58 0,421 1,53 7,7 0,503 4,355 22,47 6,539 13,67 11,78
Acaraú II – Sobral III
0,0846 0,495 8,84 0,4455 1,7151 6,27 1,499 8,628 16,92 8,016 30,119 10,58
Paraíso – Açu II C3
Iguais aos circuitos existentes
Açu II – Mossoró C2
Iguais aos circuitos existentes
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Parâmetros dos Transformadores:
Tabela A.3- Parâmetros dos transformadores novos
Subestação Transformador Unidade
X (%) na base de 100 MVA
∆ TAP
Igaporã 230/69 kV – 150 MVA 1º TR 6,66 0,95/1,05 Igaporã 230/69 kV – 150 MVA 2º TR 6,66 0,95/1,05 João Câmara 230/69 kV – 180 MVA 1º TR 5,55 0,95/1,05 João Câmara 230/69 kV – 180 MVA 2º TR 5,55 0,95/1,05 Acaraú II 230/69 kV – 100 MVA 1º TR 10 0,95/1,05 Acaraú II 230/69 kV – 100 MVA 2º TR 10 0,95/1,05
Ministério de Minas e Energia
121 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Anexo II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV Igaporã – Bom Jesus da Lapa III
ESTADO: BA
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado da Bahia.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
LT 230 kV Igaporã – Bom Jesus da Lapa II – 2x795 MCM – CS, 115 km 43.918,50 SE Igaporã 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Bom Jesus da Lapa III 1 EL 230 kV - BD 3.297,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 50.512,50
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
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122 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
SE Igaporã 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 150 MVA Banco de Capacitores
ESTADO: BA
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado da Bahia.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
SE Igaporã 1 Módulo Geral, 230 kV, Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230 / 69 - 150 MVA, com LTC 10.992,00 2 CT 230 kV - BD 5.496,00 1 IB 230 KV - BD 1.801,00 1 BC 50 Mvar, 230 kV 3.136,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Grande, BPT 1.194,00 2 CT 69 kV - BPT 1.249,50 2 BC 21,3 Mvar, 69 kV 2.555,00 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 38.737,50
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
Ministério de Minas e Energia
123 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV João Câmara – Extremoz II, CS, 67 km
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
LT 230 kV João Câmara – Extremoz II – 2x954 MCM – CS, 67 km 47.202,18 SE Extremoz II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE João Câmara 1 EL 230 kV - BD 3.297,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 53.796,18
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
Ministério de Minas e Energia
124 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
SE João Câmara 1º e 2º Transformador 230/69 kV Banco de Capacitores
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
SE João Câmara 1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230/69 - 180 MVA 12.106,80 2 CT 230 kV – BD 5.496,00 1 IB 230 KV – BD (*) 1.801,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BBT 1.194,00 2 CT 69 kV – BPT 1.249,50 4 BC 21,3 Mvar 5.110,00 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 39.271,30
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
Ministério de Minas e Energia
125 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
SE Extremoz II (Nova subestação seccionadora)
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
SE Extremoz II 1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230/69 - 150 MVA (*) 10.992,00 2 CT 230 kV – BD (*) 5.496,00 1 IB 230 KV – BD (*) 1.801,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BBT (*) 1.194,00 2 CT 69 kV – BPT (*) 1.249,50 4 BC 21,3 Mvar (*) 5.110,00 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV (*) 622,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 38.156,50
SITUAÇÃO ATUAL:
(*) Obras dependentes da solicitação de acesso por parte da COSERN. Relatório R1 que define este novo ponto de atendimento a RMN em fase final de elaboração.
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
Ministério de Minas e Energia
126 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV Sobral III – Acarau II, C2, CS, 94 km
ESTADO: CE
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Ceará.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
LT 230 kV Sobral III – Acarau II – 1x795 MCM – CS, 94 km 26.411,16 SE Sobral III 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Acarau II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 33.005,16
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
Ministério de Minas e Energia
127 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
SE Acarau II 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 100 MVA
ESTADO: CE
DATA DE NECESSIDADE: 2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Ceará
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
SE Acarau II 1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00 2 Transformador 230/69 - 100 MVA 6.053,40 2 CT 230 kV – BD 5.496,00 1 IB 230 KV – BD 1.801,00 1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BPT (*) 1.194,00 2 CT 69 kV – BBT 1.249,50 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 28.107,90
SITUAÇÃO ATUAL:
(*) percentual de 30% do custo total
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
Ministério de Minas e Energia
128 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV Paraíso - Açu II, C3, 135 km
ESTADO: CE
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
LT 230 kV Paraíso - Açu II – 1x636 MCM – CS, 135 km 34.130,70 SE Paraíso 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Açu II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 40.724,70
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Ressalta-se a necessidade de avaliar as devidas adequações para subestação de Açu II
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”
Ministério de Minas e Energia
129 Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Sistema Interligado da Região NORDESTE
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV Açu II - Mossoró, C2, 71,5 km
ESTADO: CE
DATA DE NECESSIDADE: Maio/2012
PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES
JUSTIFICATIVA:
Reforço necessário para o escoamento da energia dos empreendimentos vencedores Eólicos do LER 2009 do estado do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
LT 230 kV Açu II - Mossoró – 1x636 MCM – CS, 71,5 km 18.076,63 SE Açu II 1 EL 230 kV - BD 3.297,00 SE Mossoró 1 EL 230 kV - BD 3.297,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 24.670,63
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Ressalta-se a necessidade de avaliar as devidas adequações para subestação de Açu II
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 “Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009, dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia”, 30 de abril de 2010
[2] “Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004”