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»» Sumário Apresentação

»5

Estado do Piauí

»11

Estado do Ceará

»21

Estado do Rio Grande do Norte Estado da Paraíba

»43

Estado de Pernambuco Estado de Alagoas Estado de Sergipe Estado da Bahia

»33

»49

»61 »65

»69

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Chesf - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco DE - Diretoria de Engenharia e Construção SPE - Superintendência de Planejamento da Expansão da Transmissão DES - Departamento de Estudos de Sistemas de Transmissão DEET - Divisão de Estudos de Sistemas de Transmissão

Projeto gráfico e diagramação: Tríade Design e Comunicação Ltda. Recife, Pernambuco 2011 Fotos: Arquivo Chesf

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»» Apresentação A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf – é uma sociedade de economia mista de capital aberto, regida pela Lei no 6.404/1976, e concessionária de serviços públicos de energia elétrica, subsidiária das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras. A Chesf foi criada pelo Decreto-Lei nº. 8.031, de 3 de outubro de 1945, e constituída na primeira assembléia geral de acionistas, realizada em 15 de março de 1948, com a missão de produzir, transmitir e comercializar energia elétrica para a Região Nordeste do Brasil. Além de atender tradicionalmente aos estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte e Sergipe, com a abertura permitida pelo atual modelo do Setor Elétrico Brasileiro, a Chesf tem contratos de venda de energia em todas as regiões do sistema interligado nacional. O seu sistema de geração é hidrotérmico, com predominância de usinas hidrelétricas, responsáveis por percentual superior a 97% da produção total. Atualmente, seu parque gerador possui 10.615 MW (mega watts) de potência instalada, sendo composto por 14 usinas hidrelétricas, supridas por 9 reservatórios, com capacidade de armazenamento máximo de 52 bilhões de metros cúbicos de água, e uma usina térmica bicombustível com 346,80 MW de potência instalada. O sistema de transmissão da Chesf é constituído, atualmente, por um amplo, variado e complexo Sistema de Transmissão composto por cerca de 18,7 mil quilômetros de linhas - nas tensões de 500, 230, 138 e 69 kV (mil volts), 100 subestações, com uma capacidade de transformação superior a 43.000 MVA (mega volt-ampère), cobrindo uma área de aproximadamente 1,2

milhão de quilômetros quadrados, equivalente a 14% do território nacional. Até 2013 serão acrescentados ao sistema de transmissão da Chesf 1.854 km em novas linhas de transmissão e mais 15 novas subestações, com adição de 11.460 MVA na capacidade de transformação. Além disso, serão recapacitados 1.246 km de linhas de transmissão em 230 kV. Consciente da sua responsabilidade social, a Chesf busca o fortalecimento da cidadania, através de ações nas áreas de pesquisa científica e tecnológica, educação, saúde e meio ambiente, bem como a promoção do desenvolvimento sustentável do Nordeste. Para isso, tem buscado também aprofundar estudos na área de fontes alternativas de energia elétrica, cujos resultados indicam como mais promissores o uso da energia dos ventos (eólica), do sol (fotovoltaica e térmica) e da biomassa florestal como fontes ecologicamente viáveis. Em relação à energia eólica, os leilões de energia-reserva e de fontes alternativas realizados em 2009 e 2010, demonstraram a competitividade e o potencial desta fonte na região Nordeste. Atuando há mais de 60 anos sintonizada com as diretrizes sociais e econômicas do Governo Federal, a Chesf está consolidada como um vetor de desenvolvimento sócio-econômico e cultural do Nordeste, buscando o aumento da participação da Região no desempenho da economia nacional e a conseqüente redução das diferenças regionais. Com isso, a Chesf contribui para a melhoria da qualidade de vida da população nordestina e se destaca como agente de desenvolvimento econômico e social da Região, buscando permanentemente viabilizar o atendimento ao mercado de energia elétrica do Nordeste.

»» A figura a seguir, apresenta um diagrama eletrogeográfico com a configuração atual e a prevista no horizonte 2018 para o sistema interligado Norte/ Nordeste. 5


»» MAPA DO SISTEMA ELÉTRICO Configuração 2011/2020

Atualização: jul/2011

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Apresentação

»» Investimentos da Chesf em geração e transmissão de energia elétrica no Nordeste no período de 2003 a 2011

Empenhado em alavancar o desenvolvimento sócio-econômico da região Nordeste, com a consequente melhoria da qualidade de vida de 51,8 milhões de pessoas, o Governo Federal tem investido maciçamente na expansão do sistema de geração e transmissão de energia elétrica do Nordeste. A ampliação da oferta de energia ao Nordeste só pôde ser concretizada com o fortalecimento da infraestrutura de transmissão de energia elétrica, que permitiu o escoamento da geração disponível nas usinas da Chesf, bem como a elevação dos limites de intercâmbio entre as regiões Norte e Nordeste e entre as regiões Sudeste e Nordeste. Assim, o Governo Federal investiu, por intermédio da Chesf, no período de 2003 a 2010, R$ 2.629 milhões na expansão dos sistemas de transmissão de energia elétrica, com o objetivo de alavancar o desenvolvimento socioeconômico da Região, o que tem representado o maior programa de obras de transmissão de toda a sua história. Nos últimos oito anos, foram colocados em operação cerca de 700 km de linhas de transmissão

em 500 e 230 kV, e cerca de 6.700 MVA de transformação, em oito estados da região Nordeste, atendidos pela Chesf. Em acréscimo ao já realizado no período de 2003 a 2010, estão previstos mais R$ 950 milhões para ano de 2011, totalizando R$ 3.579 milhões de investimentos no Sistema de Transmissão. Destaca-se que, pelos procedimentos adotados no atual modelo do Setor Elétrico, a implantação de novos empreendimentos de transmissão são autorizados pela ANEEL, através de Resoluções Autorizativas específicas ou através da realização de Leilões, onde é vencedora a empresa que propuser o menor custo para a construção desses empreendimentos. Assim, mais uma vez demonstrando o seu empenho e compromisso com o desenvolvimento da Região e com a busca da modicidade tarifária, a Chesf sagrou-se vencedora de 13 dos 14 leilões de transmissão dos quais participou de forma corporativa, resultando na implantação de diversos empreendimentos destacados na tabela 1 (pag. 8). »

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»» Tabela 1 – Empreendimentos obtidos pela Chesf em leilões de forma corporativa

Comprimento (Km)

Potência instalada (MW)

Ano do leilão

Empreendimento

2004

2ª LT 230kV Milagres – Coremas LT 230 KV Milagres – Tauá II

208

CE – PB

2006

LT 230 KV Funil - Itapebi e

198

BA

120

LT 230 KV Ibicoara - Brumado

Estado CE

95

BA

LT 230 KV Paraíso - Açu II,

135

RN

LT 230 KV Picos – Tauá II

183

PI – CE

2007

LT 230 KV Jardim - Penedo

110

SE – AL

2008

LT 230 KV Eunápolis – Teixeira de Freitas II

152

BA

2009

SE 230/138kV Teixeira de Freitas II

100

BA

SE 500/230kV Suape II

600

PE

SE 230/69kV Suape III

200

PE

LT 230 KV Pau Ferro – Santa Rita II

97

2 LT 230 KV Paulo Afonso III – Zebu II

6 200

AL

SE 230/69kV Santa Rita II

300

PB

300

2ª LT 230 KV Eunápolis – Teixeira de Freitas II

152

SE 500/230kV Camaçari IV

BA

SE 230/69 kV Arapiraca III

100

AL

SE 230/69kV Polo

100

BA

SE 230/69kV Igaporã

300

BA

-

RN

360

RN

SE 230/69kV João Câmara SE 230/69kV Acaraú

200

LT 230 kV Extremoz II – João Câmara 3ª LT 230 kV Paraíso - Açu II 2ª LT 230 kV Mossoró II – Açu II LT 230 KV Igaporã – Bom Jesus da Lapa II LT 230 KV Sobral III – Acaraú II

RN

135

RN

71

RN

115

BA

94

CE 150

65

SE 230/69 kV Ibiapina SE 230/69 kV Lagoa Nova

300 65 TOTAIS

LT - Linha de transmissão SE - Subestação

8

2.078

BA BA

200

LT 230 kV Paraíso - Lagoa Nova

CE

77

SE 230/69 kV Morro do Chapéu LT 230 kV Morro do Chapéu - Irecê

OBS:

RN BA

2.400

SE 230 kV Extremoz II

2011

BA – AL

SE 230/69kV Zebu II SE 230/69kV Natal III

2010

PE – PB

CE RN RN

5.810


Apresentação

Em adição às obras na região Nordeste, que realiza isoladamente, a Chesf, em associação com outras empresas, através da criação de Sociedades de Propósito Específico – SPEs, saiu-se vencedora de leilões promovidos pela ANEEL relacionados na tabela 2 (abaixo). Durante vários anos, o objetivo governamental de realizar a privatização da área de geração da Chesf e das demais empresas do Sistema Eletrobras, criou um arcabouço legal que impedia que tais áreas dessas empresas viessem a participar de Leilões de Concessão de novas hidrelétricas, bem como desenvolver

estudos de inventário e viabilidade de novas hidrelétricas. Este fato provocou a estagnação da expansão do parque gerador da Chesf naquele período. Em decorrência da retirada da Chesf do programa de desestatização, a expansão do parque gerador da Companhia foi retomada a partir em 2006, por meio de parcerias com a iniciativa privada, via participação em Sociedades de Propósito Específico (SPEs), o que resultará em um acréscimo de 2.408,9 MW de potência instalada, equivalentes à participação da Chesf nessas sociedades conforme tabela 3 (pag 10). »

»» Tabela 2 – Empreendimentos obtidos pela Chesf em leilões através de SPEs

Ano do leilão

Empreendimento

Estado

Participação Chesf (%)

2003

LT 500 kV Teresina II - Sobral III - Fortaleza II

PI - CE

49

2005

LT 500 kV Interligação Norte - Sul III - trecho 2

TO - GO

12

LT 500 kV Oriximiná - Itacoatiara - Cariri (Manaus)

PA - AM

SE 500/1380kV Itacoatiara

AM

SE 500/230 kV Caririri

PA

LT +- 600 kV DC Coletora Porto Velho - Araraquara 2 nº 1

RO

Estação retificadora nº 2 de corrente alternada em 500 kV para corrente contínua em +- 600 kV

RO

Estação inversora nº 2 de corrente contínua em +- 600 kV para corrente alternada em 500 kV

SP

LT 230 kV São Luis II - São Luis III - C2

MA

SE 500/230 kV Pecém II

CE

SE 230/69 kV Aquiraz II

CE

LT 500 kV João Câmara II - Ceará Mirim

RN

LT 500 kV Ceará Mirim - Campina Grande III

RN - PB

SE 500/138 kV João Câmara II

RN

SE 500/230 kV Ceará Mirim

RN

SE 500/230 kV Campina Grande III

PB

2008

2009

2011

19,5

49

49

OBS: LT - Linha de transmissão SE - Subestação

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»» Tabela 3 – Expansão do parque gerador da Chesf

Potência

Participação

Acréscimo

(MW)

Chesf (%)

(MW)

MT

261

24,5

63,95

RO

3.300

20,0

660,00

PA

11.233

15,0

1.684,95

Ano

SPE

UHE

Estado

2006

EAPSA

Dardanelos

2008

ESBR

Jirau

2010

NESA

Belo Monte

Total

Em agosto de 2010, por meio de leilão específico de fontes alternativas promovido pela ANEEL, a Chesf deu um grande passo na área de geração eólica ao vencer, de forma isolada, pelo menor custo de geração ofertado, a concessão para implantar o seu primeiro parque eólico próprio denominado EOL Casa Nova, com capacidade de 180 MW, a ser construído no município de mesmo nome, na Bahia, às margens do reservatório da UHE Sobradinho. Ressalte-se que, isoladamente, hoje, este é o maior parque eólico a ser implantado no país. Também neste mesmo leilão, porém agora em parceria, com 49% de participação acionária, a Chesf

2.408,9

foi vencedora de três outros leilões de parques eólicos, denominados EOL São Pedro do Lago, EOL Sete Gameleiras e EOL Pedra Branca, de 28,8 MW cada, totalizando 86,4 MW, a serem construídos no município de Sento Sé, na Bahia, também próximo ao reservatório da UHE Sobradinho. Encontram-se concluídos pela Companhia, em parceria com empresas privadas, os estudos de viabilidade de cinco Aproveitamentos Hidrelétricos situados no rio Parnaíba: Ribeiro Gonçalves (113 MW), Uruçuí (134 MW), Cachoeira (63 MW), Estreito (56 MW) e Castelhano (64 MW), bem como do Aproveitamento de Riacho Seco (276 MW), no submédio São Francisco. Com vistas a manter o sistema de geração hidrelétrica com níveis de continuidade e disponibilidade satisfatórios ao atendimento à demanda, de modo a cumprir os contratos de venda de energia firmados, a Chesf investiu no período 2003 a 2010 na manutenção e modernização das usinas em operação, um montante superior a R$ 650 milhões.

»» A figura apresenta os investimentos realizados pela Chesf, de forma isolada, em geração e transmissão na região Nordeste, sem considerar sua participação nos empreendimentos de geração e transmissão em sociedade com outras empresas.

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»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Piauí O sistema de transmissão que atende ao estado do Piauí é suprido a partir das subestações (SE) 500/230kV Teresina II, Boa Esperança e São João do Piauí, alimentadas na tensão de 500kV através de dois circuitos das linhas de transmissão (LT) Presidente Dutra (MA) - Teresina II 500/230kV (600MVA), dois circuitos no trecho Teresina II - Sobral III 500/230kV (600MVA) - Fortaleza II 500/230kV (1.800MVA), as linhas de transmissão Presidente Dutra (MA) - Boa Esperança 500/230kV (300MVA) e 230/69/13,8kV (105MVA) - São João do Piauí 500/230kV (300MVA) e dois circuitos Colinas (TO) - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí - Sobradinho 500/230kV (600MVA). Esse sistema de 500kV conecta-se com o sistema de 230kV por meio dos autotransformadores instalados nas subestações de Boa Esperança, São João do Piauí e Teresina II, além de um circuito duplo em 230kV, existente entre as subestações Teresina II e Teresina. Além disso, o atendimento a Teresina é complementado por duas linhas de transmissão,

em 230kV, provenientes da SE Boa Esperança. Da SE Teresina parte uma linha, também em 230kV, que supre a região de Piripiri, no norte do Estado, que se interliga com a SE Sobral II 230/69KV (300MVA), localizada no estado do Ceará. A partir da SE São João do Piauí 500/230kV são alimentadas por circuitos simples de 230kV as subestações 230/69kV de Picos e Eliseu Martins, responsáveis pelo suprimento à região dos baixios agrícolas piauienses e do Vale do Gurguéia, respectivamente. A integração da malha de transmissão de 230kV com o sistema de distribuição da Cepisa que atende ao estado do Piauí, é feita atualmente através das subestações de Boa Esperança 230/69/13,8kV (105MVA), Teresina 230/69/13,8kV (473MVA), Picos 230/69kV (116MVA), São João do Piauí 230/69kV (66MVA), Piripiri 230/138kV (110MVA) e 230/69/13,8kV (116MVA) e Eliseu Martins 230/69kV (100MVA).

»» A figura ao lado mostra uma representação esquemática do sistema de suprimento ao estado de Piauí e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado.

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»» Subestações [SEs]

Nível de tensão (kV) 500/230

230/69/13,81

230/691

SE

Capacidade (MVA)

Boa Esperança II

300

Teresina II

600

Boa Esperança

105

Piripiri

116

Teresina

473

Eliseu Martins

100

Picos

116

São João do Piauí 230/138

1

66

Piripiri

110 Total: 1.986

1. integração com o sistema de distribuição da CEPISA Obs.: Todas as subestações são de propriedade da CHESF

»» Linhas de Transmissão (LTs)

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 500kV Presidente Dutra (MA)

Teresina II (PI)

2

416

Teresina II (PI)

Sobral III (CE)

2

668

Sobral III (CE)

Fortaleza II (CE)2

2

422

Presidente Dutra (MA)

Boa Esperança (PI)1

205

Boa Esperança (PI)

São João do Piauí (PI)

234

Colinas (TO)

Ribeiro Gonçalves (PI)1

2

758

Ribeiro Gonçalves (PI)

São João do Piauí (PI)1

2

706

São João do Piauí (PI)

Sobradinho (BA)

2

421

2

396

2

2

LT 230KV Boa Esperança (PI)

Teresina (PI)

Teresina (PI)

Piripiri (PI)

155

Piripiri (PI)

Sobral II (CE)

167

Teresina (PI)

Teresina II (PI)

2

50 Total: 4.182

1. AsLinhas de Transmissão não são de propriedade da CHESF 2. Apenas 1 circuito de cada Linha de Transmissão é de propriedade da Chesf

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Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Piauí

»» Sistema de geração

Com relação à geração de energia elétrica no Estado, o aproveitamento hidrelétrico de Boa Esperança, localizado no município de Guadalupe, no Rio Parnaíba, tem uma capacidade instalada de 237.300kW. Esse empreendimento é conectado ao sistema de transmissão através da SE Boa Esperança - 500/230kV.

Com relação à geração térmica e eólica de energia elétrica, o Piauí conta no presente com usinas autorizadas pela ANEEL a operar como produtores independentes de energia, conforme apresentado a seguir.

»» Usinas Termelétricas (UTEs)

Empreendimento

Potência instalada (MW)

Município

UTE Altos

13,1

Altos

UTE Campo Maior

13,1

Campo Maior

UTE Marambaia

13,1

UTE Nazária

13,1

Conexão na rede básica

Teresina

Teresina

Total: 52,4

»» Usinas Eólicas

Empreendimento Pedra do Sal

Potência instalada (MW) 18,0

Município

Conexão na rede básica

Parnaíba

Piripiri

Total: 18,0

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»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado do Piauí, no Período de 2003 a 2011

Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia do Piauí, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 288,6 milhões e estão previstos mais R$ 54,9 milhões para ano de 2011, totalizando R$ 343,5 milhões, distribuídos conforme apresentado no gráfico ao lado.

»» Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica no Estado do Piauí no Período de 2003 a 2011 »» Implantados pela Chesf Interligação Norte - Nordeste Segundo circuito 500kV Presidente Dutra - Teresina II Implantação: 2003. Benefícios: A implantação do segundo circuito 500kV Presidente Dutra - Teresina II, foi necessário para evitar degradação no suprimento de energia elétrica a todo o estado do Piauí durante contingências na interligação Norte - Nordeste.

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Bancos de capacitores série 500kV em São João do Piauí Implantação: 2004. Benefícios: A implantação dos bancos de capacitores série 500kV em São João do Piauí proporcionou ganhos no desempenho das interligações do Nordeste com o Norte e com o Sudeste, garantindo maiores valores de intercâmbio entre essas regiões.

Região Metropolitana de Teresina Segundo autotransformador 500/230kV - 300MVA na SE Teresina II Implantação: 2003.


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Piauí

Benefícios: A implantação do segundo autotransformador 500/230kV - 300MVA na SE Teresina II evitou que ocorresse sobrecarga, em condição normal de operação, no único autotransformador 500/230kV existente nessa SE, quando da operação do sistema na condição em que o Nordeste importa o fluxo elevado de energia da região Norte, após a entrada em operação das LTs de 500kV Tucuruí (PA) Presidente Dutra (MA) C3 e Presidente Dutra (MA) - Teresina II C2. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Teresina Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Teresina foi necessário para evitar cortes de carga nessa região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço proporcionou um melhor atendimento às cargas de toda a área metropolitana de Teresina, além das cargas de Timon e Caxias, no Maranhão.

Região Norte do Estado Segundo transformador 230/138 kV - 55 MVA na SE Piripiri Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/138 kV - 55 MVA na SE Piripiri foi necessário para evitar cortes de carga nessa região, por ocasião de uma contingência na única unidade transformadora 230/138kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou as cargas da Cepisa atendidas a partir da SE Piripiri, em particular as localizadas no litoral do Estado, polarizadas pelas SEs de Tabuleiros, Parnaíba e Camurupim, entre outras. Primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Piripiri em adição às 2 unidades de 33MVA existentes Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Piripiri foi necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência de uma das unidades transformadoras de 33,3MVA instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Cepisa derivadas da SE Piripiri, em particular as localizadas no norte e noroeste do Estado, polarizadas pelas SEs de Parnaíba,

Esperantina, São Bernardo, Luzilândia e Pedro II, entre outras.

Região Sudeste e Sudoeste do Estado Terceiro transformador 230/69/13,8kV - 39MVA na SE Boa Esperança Implantação: 2004. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69/13,8kV - 39MVA na SE Boa Esperança foi necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência nas unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço proporcionou benefícios no atendimento às cargas dos sistemas de distribuição da Cepisa e da Cemar, derivados da SE Boa Esperança. Implantação da SE Eliseu Martins 230/69kV e adequação para operação em 230kV da LT de 230kV São João do Piauí - Eliseu Martins, que estava operando na tensão de 69kV Implantação: 2005. Benefícios: A implantação da nova subestação Eliseu Martins 230/69kV solucionou o problema de esgotamento do sistema da Cepisa no Vale do Gurguéia. Essa obra beneficiou toda a região Sul do Piauí que apresentava um mercado com demanda reprimida, atingindo uma população em torno de 100.000 habitantes e melhorou o atendimento ao consumidor industrial 69kV BUNGE - Alimentos, então alimentado precariamente, a partir da SE Boa Esperança. Primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Picos, em adição às unidades de 39MVA e 33MVA instaladas nessa SE Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Picos, foi necessário para evitar cortes de carga na região, quando da contingência em um dos transformadores existentes. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Cepisa derivado da SE Picos, em particular as polarizadas pelas SEs de Picos, Jaicós e Paulistana, entre outras. Segundo transformador 230/69kV - 33MVA na SE São João do Piauí Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do Segundo transformador 230/69kV - 33MVA na SE São João do Piauí foi necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência da unidade existente. Esse reforço beneficiou o atendimento

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às cargas da Cepisa derivadas da SE São João do Piauí, em particular as localizadas no sudeste do Estado, polarizadas pelas SEs de São João do Piauí, Simplício Mendes, São Raimundo Nonato, entre outras. Reator trifásico 230 kV - 15 Mvar, não manobrável, em Picos, na linha São João do Piauí - Picos e Reator trifásico 230 kV - 15 Mvar de barra, manobrável, em Picos Implantação: 2010. Benefícios: A implantação do reator trifásico 230 kV - 15 Mvar, não manobrável, em Picos, na linha São João do Piauí - Picos e do reator trifásico 230 kV - 15 Mvar de barra, manobrável, em Picos reduziram a valores compatíveis com a suportabilidade dos equipamentos, as sobretensões previstas para o sistema em condições de energização da LT e rejeição de carga na SE Picos. A área de influência da SE 230/69kV de Picos abrange os municípios de Picos, Oeiras, B. Grande, Mandacaru, Itapessuma, entre outras.

»» Obras diversas Entre 2003 e 2011 foram implantadas diversas obras, correspondentes a uma série de ações nas SEs da Chesf localizadas no Estado, tais como, substituição de equipamentos, instalação de conexões, melhorias etc, proporcionando uma maior confiabilidade e flexibilidade operativa para os sistemas de distribuição alimentados a partir dessas instalações.

»» Implantados por outras empresas Segundo circuito da LT 500kV Teresina II - Sobral III - Fortaleza II Implantação: 2005, pela STN (Essa obra foi executada pela Transmissora STN - Sistema de Transmissão do Nordeste S.A., sociedade constituída pelas empresas Chesf e ALUSA, cuja concessão foi obtida através de leilão de

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transmissão do empreendimento realizado pela ANEEL). Benefícios: foi necessário face à expectativa de aumento de intercâmbio entre a região Norte e a região Nordeste, provocada pela entrada em operação da segunda casa de força da usina de Tucuruí. LT 500kV Colinas - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí – Sobradinho Implantação: 2006, pela empresa Abengoa (leilão ANEEL). Benefícios: A implantação da LT 500kV Colinas - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí – Sobradinho proporcionou um aumento na capacidade de intercâmbio das regiões Norte e Sudeste com a região Nordeste em cerca de 1.000MW. Segundo circuito da LT 500kV com 712km de extensão Colinas (TO) - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí, primeiro circuito da LT 500kV com 410 km de extensão São João do Piauí - Milagres (CE) e 02 reatores de 150Mvar- 500kV em São do João do Piauí, um no lado de Ribeiro Gonçalves e o outro no lado de Milagres Implantação: 2010 (Os empreendimentos Colinas - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí, assim como um dos reatores de 150Mvar de São do João do Piauí foram implantados pela empresa IENNE, enquanto que São João do Piauí - Milagres e outro reator de 150Mvar foram implantados pela empresa Iracema Transmissora de Energia S.A, ganhadoras dos leilões realizados pela ANEEL). Benefícios: A implantação do segundo circuito da LT 500kV com 712km de extensão Colinas (TO) - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí, do primeiro circuito da LT 500kV com 410 km de extensão São João do Piauí - Milagres (CE) e dos 02 reatores de 150Mvar- 500kV em São do João do Piauí, um no lado de Ribeiro Gonçalves e o outro no lado de Milagres, possibilitou o aumento da capacidade de intercâmbio das regiões Norte e Sudeste com a região Nordeste em mais 1.000MW.


»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado do Piauí

Região Metropolitana de Teresina Terceiro autotransformador 500/230kV - 300MVA na SE Teresina II Implantação: 2012. Justificativa: Terceiro autotransformador de 300MVA na SE Teresina II, necessário para evitar sobrecarga, em condições de contingência, em um dos dois autotransformadores 500/230kV existentes nessa SE, quando da operação do sistema na condição em que o Nordeste importa o fluxo elevado de energia da Região Norte. Investimento previsto: R$ 24,2 milhões. Implantação nova SE 230/69kV Teresina III Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação Teresina III 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 200MVA e conectada ao sistema através da implantação de um circuito duplo 230kV Teresina II - Teresina III, com 22km de extensão. Esse novo ponto de suprimento é necessário para evitar cortes de carga na Região Metropolitana de Teresina, em função do esgotamento da atual SE Teresina, e beneficiará uma população em torno de 815.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 55,8 milhões.

Região Norte do Estado Terceiro transformador 230/138kV - 55MVA na SE Piripiri Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Terceiro transformador de 55MVA na SE Piripiri, necessário par evitar corte de carga quando da contingência de uma das duas unidades transformadoras de 55MVA instaladas nessa SE. Investimento previsto: R$ 7,3 milhões. Primeiro banco de capacitores de 30Mvar - 230kV na SE Piripiri Implantação: 2013, pela Chesf (Ofício ANEEL 054/11 de 07/04/2011). Justificativa: Primeiro banco de capacitores de 30Mvar – 230kV na SE Pirirpiri, necessário para manter os níveis de tensão adequados na região, quando da contingência da LT 230kV Teresina - Piripiri.Investimento previsto: R$ 1,9 milhões.

Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Piauí

Segundo transformador 230/69/13,8V - 50MVA na SE Piripiri Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Segundo transformador de 50MVA na SE Piripiri, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência da unidade de 50MVA instalada nessa SE. Este transformador deverá substituir uma unidade de 33,34MVA existente e irá beneficiar o atendimento às cargas da Cepisa derivadas da SE Piripiri, em particular as localizadas no norte e noroeste do Estado, polarizadas pelas SEs de Parnaíba, Esperantina, São Bernardo, Luzilândia e Pedro II, entre outras. Investimento previsto: R$ 6,2 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Piripiri Implantação: 2013. Justificativa: Terceiro transformador de 50MVA na SE Piripiri, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência da unidade de 50MVA instalada nessa SE. Estes transformadores deverão substituir as unidades de 33,34MVA existentes e irão beneficiar o atendimento às cargas da Cepisa derivadas da SE Piripiri, em particular as localizadas no norte e noroeste do Estado, polarizadas pelas SEs de Parnaíba, Esperantina, São Bernardo, Luzilândia e Pedro II, entre outras. Investimento previsto: R$ 6,2 milhões.

Região Sudeste e Sudoeste do Estado LT 230kV com 181km de extensão Picos - Tauá II Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 03/2006 / Contrato de Concessão nº. 012/2007). Justificativa: Circuito simples em 230kV Picos – Tauá II, com 181km de extensão, necessário para evitar cortes de carga na área de influência da SE Picos, tendo em vista que atualmente essa região é alimentada por um único circuito 230kV proveniente da SE São João do Piauí. A área de influência da SE 230/69kV de Picos abrange os municípios de Picos, Oeiras, B. Grande, Mandacaru, Itapessuma, entre outras, representando uma população em torno de 130.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 37,6 milhões.

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Segundo transformador 230/69kV - 50MVA na SE Picos em adição às 2 unidades de 33MVA e uma de 50MVA existentes Implantação: 2011, pela Chesf (resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). Justificativa: Segundo transformador de 50MVA na SE Picos, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência da unidade de 50MVA de existente. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas da Cepisa derivadas da SE Picos, em particular as localizadas no sudeste do Estado, polarizadas pelas SEs de Picos, Oeiras, B. Grande, Mandacaru, Itapessuma, entre outras. Investimento previsto: R$ 6,2 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Picos, em substituição da unidade de 33MVA instalada nessa SE Implantação: 2014. Justificativa: Terceiro transformador de 50MVA na SE Picos, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência de uma das unidades de 50 existentes. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas da Cepisa derivadas da SE Picos, em particular as localizadas no sudeste do Estado, polarizadas pelas SEs de Picos, Oeiras, B. Grande, Mandacaru, Itapessuma, entre outras. Investimento previsto: R$ 5,0 milhões. Primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE São João do Piauí em adição às 2 unidades de 33MVA existentes Implantação: 2012, pela Chesf (resolução ANEEL nº 2.460 de 06/07/2010). Justificativa: Primeiro transformador de 50MVA na SE São João do Piauí, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência de uma das unidades existentes. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas da Cepisa derivadas da SE São João do Piauí, em particular as localizadas no sudeste do Estado, polarizadas pelas SEs de São João do Piauí, Simplício Mendes, São Raimundo Nonato, entre outras. Investimento previsto: R$ 6,2 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Eliseu Martins Implantação: 2014. Justificativa: Terceiro transformador de 50MVA na SE Eliseu Martins, necessário evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência

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em uma das duas unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço proporcionará benefícios no atendimento às cargas do Vale do Gurguéia. Investimento previsto: R$ 6,2 milhões. LT 230kV com 158km de extensão Boa Esperança - Eliseu Martins Implantação: 2014. Justificativa: Circuito simples em 230kV Esperança - Eliseu Martins, com 158km de extensão, necessário para evitar cortes de carga na área de influência da SE Eliseu Martins, tendo em vista que atualmente essa região é alimentada por um único circuito 230kV proveniente da SE São João do Piauí. A área de influência da SE 230/69kV de Eliseu Martins abrange os municípios de Eliseu Martins, Bom Jesus, Bom lugar, Redenção do Gurguéia, Gilbués, Corrente, Bertolínea, entre outras, representando uma população em torno de 120.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 45,1 milhões. Compensadores estáticos de (-40,+80)Mvar 230kV na SE de Tauá II e de (-35,+70)Mvar - 230kV na SE de Picos Implantação: 2014. Justificativa: Compensadores estáticos de (-40,+80)Mvar -230kV na subestação de Tauá II no estado do Ceará e de (-35,+70)Mvar – 230kV na subestação de Picos no estado do Piauí, necessários para manter os níveis de tensão adequados nas SEs Tauá II e Picos, na situação de contingência simples das LTs em 230kV São João do Piauí - Picos ou Milagres - Tauá II. Investimento previsto: R$ 29,4 milhões (Tauá II) e de R$ 26,7 milhões (Picos).

Sistema de Transmissão associado à Usina Hidrelétrica de Belo Monte Terceiro circuitos simples em 500kV Presidente Dutra – Teresina II com 210km de extensão, terceiro circuito simples em 500kV Teresina II – Sobral III com 3341km de extensão, e um segundo circuito simples em 500kV São João do Piauí – Milagres com 400km de extensão. Implantação: 2014 Justificativa: A implantação dos circuitos acima descritos, é necessária para possibilitar o escoamento da potência a ser gerada na futura Usina Hidrelétrica de Belo Monte. Investimento previsto: R$ 502,0 milhões.


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Piauí

»» Futuros Empreendimentos de Geração no Estado do Piauí

»» Usinas Hidrelétricas (Aproveitamento)

AHE

Potência instalada (MW)

Cachoeira

63,0

Estreito

56,0

Castelhano

64,0

Castelhano

113,0

Uruçuí

134,0

Localização

Rio Parnaíba

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20


»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Ceará O estado do Ceará é suprido por dois troncos em 500kV, sendo o primeiro oriundo da região norte, constituído por dois circuitos ligando as Subestações (SE) de Presidente Dutra (MA) - Teresina II (PI) - Sobral III (CE) - Fortaleza II (CE) e o segundo formado pela linha de transmissão (LT) ligando as SE Luiz Gonzaga - Milagres - Quixadá - Fortaleza II, além de um tronco de transmissão, em 230kV, composto por três circuitos entre Paulo Afonso e Fortaleza, seccionados ao longo de sua rota para atender as subestações 230/69kV de Milagres, Icó e Banabuiú. A interligação com o estado do Rio Grande do Norte é feita pelas linhas de transmissão, em 230kV, Banabuiú – Russas II – Mossoró II e Banabuiú – Mossoró II, enquanto que os dois circuitos em 230kV Milagres – Coremas são responsáveis pela interligação entre os estados do Ceará e da Paraíba.

»» A figura a seguir, mostra uma representação esquemática do sistema de suprimento ao estado do Ceará e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado.

Da SE Fortaleza II, partem dez linhas de transmissão em 230kV sendo três para a interligação com a SE Fortaleza, duas para a SE Pici II, duas para a SE Delmiro Gouveia e três para a SE Cauípe. A subestação de Cauípe interliga-se, também em 230KV, com a subestação de Piripiri, no estado do Piauí, passando pela SE Sobral II 230/69kV, a qual interliga-se com a SE Sobral III 500/230kV por meio de dois circuitos na tensão de 230kV. Ressalta-se que a SE Cauípe é responsável pelo suprimento de energia elétrica às cargas do complexo industrial e portuário do Pecém, servindo também como ponto de conexão da Rede Básica com as usinas térmicas instaladas na região. O sistema de suprimento ao estado do Ceará conta com as subestações 500/230kV Fortaleza II, Milagres e Sobral III. A integração da malha de transmissão com o sistema de distribuição da Coelce, que atende ao estado do Ceará, é feita através das subestações 230/69kV de Banabuiú, Cauípe, Delmiro Gouveia, Fortaleza, Icó, Milagres, Pici II, Russas II, Sobral II e Tauá II.

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»» Subestações [SEs]

Nível de tensão (kV)

SE Fortaleza II

500/230

230/691

230/69/13,81

230/692

Capacidade (MVA) 1.800

Milagres

600

Sobral III

600

Delmiro Gouveia

400

Pici II

300

Cauípe

200

Russas II

200

Banabuiú

116

Tauá II

100

Fortaleza

400

Sobral II

300

Milagres

200

Icó

200 Total: 7.416

1. integração com o sistema de distribuição da Coelce 2. integração com o sistema de distribuição da Coelce e da Cosern Obs.: Todas as subestações são de propriedade da CHESF

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Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Ceará

»» Linhas de Transmissão (LTs)

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 500 kV Pres. Dutra (MA)

Teresina II (PI)1

2

416

Teresina II (PI)

Sobral III (CE)1

2

668

Sobral III (CE)

Fortaleza II (CE)

2

422

Luiz Gonzaga (PE)

Milagres (CE

231

Milagres (CE)

Quixadá (CE)

269

Quixadá (CE)

Fortaleza II (CE)

138

LT 230 kV Sobral II (CE)

Sobral III (CE)

2

28

Paulo Afonso III (BA)

Bom Nome (PE)

3

512

Bom Nome (PE)

Milagres (CE)

3

232

Milagres (CE)

Banabuiú (CE)

2

676

Milagres (CE)

Icó (CE)

102

Icó (CE)

Banabuiú (CE)

123

Banabuiú (CE)

Fortaleza (CE)

Banabuiú (CE)

Russas II (CE)

Russas II (CE)

Mossoró II (RN)

75

Banabuiú (CE)

Mossoró II (RN)

177

Milagres (CE)

Coremas (PB)

2

239

Fortaleza II (CE)

Fortaleza (CE)

3

1

Fortaleza II (CE)

Pici II (CE)

2

55

Fortaleza II (CE)

Delmiro Gouveia (CE)

2

14

Fortaleza II (CE)

Cauípe (CE)

3

174

Cauípe (CE)

Sobral II (CE)

178

Sobral II (CE)

Piripiri (PI)

167

Milagres (CE)

Tauá (CE)

208

3

529 110

Total: 5.744 1. Apenas 1 dos circuitos é de propriedade da CHESF . Todas as demais Linhas de transmissão são de propriedade da CHESF.

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»» Sistema de geração

Com relação à geração de energia elétrica, o Ceará conta as usinas térmicas e eólicas, autorizadas pela ANEEL a operar como produtores independentes, listadas a seguir.

»» Usinas Térmicas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

Município

UTE Aracati

11,5

Aracati

UTE Baturité

11,5

Baturité

UTE Caucaia

14,8

Caucaia

UTE Crato

13,1

Crato

UTE Enguia Pecém

14,8

Pecém

UTE Iguatu

14,8

Iguatu

UTE Juazeiro do Norte

14,8

Juazeiro do Norte

UTE Maracanaú I

168,0

Maracanaú

UTE TermoCeará (Ceará_L)

220,0

Caucaia

UTE TermoFortaleza

346,6

Conexão na rede básica

Rede de distribuição da Coelce

SE Cauípe

Total: 829,9

»» Usinas Eólicas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

Praia do Morgado

28,8

Volta do Rio

42,0

Eólica Icaraizinho

54,6

Amontada

Eólica de Prainha

10,0

Aquiraz

SE Fortaleza

Canoa Quebrada

57,0 Aracati

SE Russas II

Lagoa do Mato

31,5

Bons Ventos

50,0

Eólica Canoa Quebrada

10,5

Eólica Praias de Parajuru

28,8

Foz do Rio Choró

25,2

Parque Eólico de Beberibe

25,6

SE Sobral III

SE Russas II Beberibe

SE Fortaleza

104,4

Camocim

SE Sobral III

2,4

Fortaleza

SE Fortaleza

Eólica Paracuru

23,4

Paracuru

Eólica de Taíba

5,0

Taíba Albatroz

16,5

Mucuripe

Total: 518,9

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Acaraú

Conexão na rede básica

3,2

Parque Eólico Enacel

Praia Formosa

Município

S. Gonçalo do Amarante

SE Cauípe


»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado do Ceará, no Período de 2003 a 2011

Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Ceará

Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia do Ceará, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 526,7 milhões e estão previstos mais R$ 155,1 milhões para o ano de 2011, totalizando R$ 681,8 milhões, distribuídos conforme apresentado no gráfico ao lado.

»» Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica no Estado do Ceará no Período de 2003 a 2011

»» Implantados pela Chesf Região Metropolitana de Fortaleza e Noroeste do Estado LT 230kV Fortaleza II - Cauípe (circuito duplo) com 59km de extensão Implantação: 2003 Benefícios: A implantação da LT 230kV Fortaleza II - Cauípe (circuito duplo) com 59km de extensão possibilitou o escoamento da potência das usinas térmicas Termoceará e Termofortaleza, proporcionando uma redução do risco de corte de carga na região metropolitana de Fortaleza, me-

lhoranda a regulação de tensão no eixo de 230kV que interliga essas subestações, beneficiando uma população em torno de 3.650.000 havbitantes. LT 230kV Fortaleza II - Pici II (circuito duplo) com 25km de extensão e SE Pici II 230/69kV - 200MVA Implantação: 2005. Benefícios: A implantação da LT 230kV Fortaleza II - Pici II (circuito duplo) com 25km de extensão e SE Pici II 230/69kV - 200MVA solucionaram o problema de esgotamento do sistema da Coelce, na cidade de Fortaleza, e o esgotamento da capacidade de transformação instalada nas SEs 230/69kV de Fortaleza e Delmiro Gouveia, beneficiando toda a região 25


metropolitana de Fortaleza, notadamente os bairros de Parangaba, Presidente Kennedy e Barra do Ceará, na zona oeste da cidade, onde se localiza um grande pólo industrial nos setores de metalurgia, fiação e tecelagem, beneficiando uma população em torno de 3.650.000 havbitantes.

por ocasião de contingência da única unidade transformadora instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do Complexo de Pecém e do sistema da Coelce, em particular as polarizadas pelas SEs de São Luís do Curu, Umarituba e Canindé, entre outras.

LT 230kV Sobral II - Sobral III (circuito duplo) e Autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Sobral III 500/230kV Implantação: 2005. Benefícios: A implantação LT 230kV Sobral II - Sobral III (circuito duplo) e Autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Sobral III 500/230kV evitaram colapso de tensão no sistema de transmissão que atende aos estados do Ceará e Piauí, em situações de contingência na rede de 500kV Teresina II - Sobral III - Fortaleza II.

Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pici II Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pici II foi necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou toda a região metropolitana de Fortaleza, notadamente aos bairros de Parangaba, Presidente Kennedy e Barra do Ceará, na zona oeste da cidade, onde se localiza um grande pólo industrial nos setores de metalurgia, fiação e tecelagem.

Adequação para dois circuitos simples 230kV do link Fortaleza II - Fortaleza (circuito duplo) e implantação de um 3º link de 230kV Fortaleza II – Fortaleza Implantação: 2005. Benefícios: A adequação para dois circuitos simples 230kV do link Fortaleza II - Fortaleza (circuito duplo) e implantação de um 3º link de 230kV Fortaleza II – Fortaleza permitiram o atendimento à região metropolitana de Fortaleza considerando as diversas condições de intercâmbio possíveis entre as regiões Norte e Nordeste. Remanejamento dos dois circuitos da LT 230kV Fortaleza - Delmiro Gouveia para a SE Fortaleza II Implantação: 2006. Benefícios: O remanejamento dos dois circuitos da LT 230kV Fortaleza - Delmiro Gouveia para a SE Fortaleza II foi necessário para evitar sobrecarga no barramento de 230kV da SE Fortaleza, em condições de contingência de um dos links 230kV entre as SEs de Fortaleza II e Fortaleza. Terceiro Autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Fortaleza II Implantação: 2006. Benefícios: A implantação do terceiro Autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Fortaleza II evitou sobrecarga no autotransformador remanescente quando da perda de um dos autotransformadores existentes. Segundo transformador 230/69kV - 100 MVA na SE Cauípe Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/69kV - 100 MVA na SE Cauípe foi necessário para evitar cortes de carga na região, 26

Banco de reatores monofásicos 500 kV - 150 Mvar, manobrável, no barramento de Fortaleza II Implantação: 2010. Benefícios: A implantação banco de reatores monofásicos 500 kV - 150 Mvar, manobrável, no barramento de Fortaleza II reduziu as sobretensões previstas para o sistema, em condições de carga mínima, a valores compatíveis com a suportabilidade dos equipamentos.

Região Sul e Centro-Sul do Estado Conversão para 500kV da LT Milagres - Quixadá - Fortaleza e Implantação da Seccionadora de Quixadá 500kV Implantação: 2003. Benefícios: A conversão para 500kV da LT Milagres - Quixadá - Fortaleza e Implantação da Seccionadora de Quixadá 500kV possibilitaram um suprimento adequado às cargas de todo estado do Ceará, em condições de contingência. Além disso, estes reforços, em conjunto com os circuitos existentes em 500kV no trecho Presidente Dutra - Teresina II - Sobral III - Fortaleza II e Luís Gonzaga - Milagres, proporcionaram um significativo benefício energético, permitindo a otimização da operação dos reservatórios das usinas do Nordeste com as do Norte. Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Icó Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Iço foi necessário para evitar cortes de carga na


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Ceará

região, por ocasião de uma contingência na única unidade transformadora instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelce derivadas da SE Icó, em particular as polarizadas pelas SEs de Iguatu, Cedro e Orós, entre outras, além de cargas no Rio Grande do Norte.

Sertão do Estado LT 230kV Banabuiú - Mossoró II C1 Implantação: 2003. Benefícios: A implantação da LT 230kV Banabuiú - Mossoró II C1 melhorou substancialmente o atendimento aos estados do Ceará e Rio Grande do Norte, tanto em condições normais de operação como em situações de contingência, beneficiando em particular as cargas atendidas pelas SEs de Banabuiú, Russas II, Mossoró II e Açu II atingindo uma população em torno de 450.000 habitantes. Terceiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Banabuiú Implantação: 2006. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Banabuiú foi necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelce derivado da SE Banabuiú, em particular as polarizadas pelas SEs de Juatama, Morada Nova, Quixadá e Senador Pompeu, entre outras. Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Russas II Implantação: 2006. Benefícios: A implantação segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Russas II foi necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelce derivadas da SE Russas II, em particular as polarizadas pelas SEs de Russas, Aracati e Limoeiro do Norte, entre outras. LT 230kV Milagres - Tauá II e SE Tauá II 230/69kV - 100MVA Implantação: 2007. Benefícios: A implantação LT 230kV Milagres - Tauá II e SE Tauá II 230/69kV - 100MVA solucionaram o problema de esgotamento do sistema da Coelce, na região centro-oeste do estado do Ceará, antes suprida precariamente pelas SEs de Banabuiú e Sobral II. A SE beneficiou as cargas

da Coelce polarizadas pelas SEs de Mombaça, Crateús, Tauá e Antonina do Norte, entre outras, atingindo uma população em torno de 200.000 habitantes . Reator trifásico 230 kV - 15 Mvar de barra, manobrável, em Tauá II e reator trifásico 230 kV - 15 Mvar, não manobrável, em Tauá II, na LT Milagres – Tauá Implantação: 2010. Benefícios: A implantação do reator trifásico 230 kV - 15 Mvar de barra, manobrável, em Tauá II e reator trifásico 230 kV - 15 Mvar, não manobrável, em Tauá II, na LT Milagres – Tauá reduziram as sobretensões previstas para o sistema em condições de energização da LT Milagres - Tauá II e rejeição de carga na SE Tauá II, a valores compatíveis com a suportabilidade dos equipamentos.

Obras Diversas No período de 2003 a 2011, foram implantadas diversas obras, correspondentes a uma série de ações nas SEs da Chesf localizadas no Estado, tais como, substituição de equipamentos, instalação de conexões, melhorias etc, proporcionando uma maior confiabilidade e flexibilidade operativa para os sistemas de distribuição alimentados a partir dessas instalações.

»» Implantados por outras empresas Região Metropolitana de Fortaleza e Noroeste do Estado Segundo circuito da LT 500kV Teresina II - Sobral III - Fortaleza II Implantação: 2005, pela Transmissora STN - Sistema de Transmissão do Nordeste S.A.1, (leilão ANEEL - 2003). 1. Sociedade constituída pelas empresas Chesf e ALUSA

Benefícios: A implantação do segundo circuito da LT 500kV Teresina II - Sobral III - Fortaleza II foi necessário para permitir um aumento de intercâmbio da região Norte para a região Nordeste. Interligação Norte - Nordeste Segundo circuito da LT 500kV com 712km de extensão Colinas (TO) - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí, primeiro circuito da LT 500kV com 410 km de extensão São João do Piauí - Milagres (CE) e 2 reatores de 150Mvar-500kV em São do João do Piauí, um no lado de Ribeiro Gonçalves e o outro no lado de Milagres 27


Implantação: 2010, pelas empresas IENNE1 e Iracema Transmissora de Energia S.A.2 (leilões realizados pela ANEEL). 1. Colinas - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí, assim como um dos reatores de 150Mvar de São do João do Piauí. 2. São João do Piauí - Milagres e o outro reator de 150Mvar

Benefícios: A implantação do segundo circuito da LT 500kV com 712km de extensão Colinas (TO) - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí,

do primeiro circuito da LT 500kV com 410 km de extensão São João do Piauí - Milagres (CE) e dos 2 reatores de 150Mvar-500kV em São do João do Piauí, um no lado de Ribeiro Gonçalves e o outro no lado de Milagres possibilitaram o aumento da capacidade de intercâmbio das regiões Norte e Sudeste com a região Nordeste em mais 1.000MW.

»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado do Ceará

Região Metropolitana de Fortaleza e Noroeste do Estado Segundo autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Sobral III 500/230kV Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.181 de 24/11/2009). Justificativa: Segundo autotransformador 500/230kV - 600 MVA na SE Sobral III, necessário para evitar sobrecarga na LT em 230kV Teresina - Piripiri, na condição de contingência do único autotransformador instalado nessa SE. Investimento previsto: $ 30,4 milhões. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Sobral II Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.460 de 06/07/2010). Justificativa: Quarto transformador 230/69kV 100MVA na SE Sobral II, necessário para evitar sobrecarga nas unidades existentes, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE e conseqüente corte de cargas do regional de Sobral. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pici II Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.460 de 06/07/2010). Justificativa: Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pici II, necessário para evitar sobrecarga nas unidades existentes, por ocasião de contingência em uma das unidades transfor28

madoras instaladas nessa SE e consequente corte de cargas na região de Pici. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Implantação da SE Acaraú II 230/69kV - 200MVA Implantação: 2012, pela Chesf (ANEEL - leilão 06/2010 / Contrato de Concessão 021/2010). Justificativa: Nova subestação Acaraú II 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 100MVA e será conectada ao sistema através de um circuito simples em 230kV Sobral III- Acaraú II, com 94km de extensão. Esse novo ponto de suprimento é necessário para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER 2009, no estado do Ceará, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 56,0 milhões. Implantação da SE Aquiraz II 230/69kV 450MVA Implantação: 2012, pela TDG1 (ANEEL, através do leilão 04/2010 / contrato de Concessão 004/2010). 1. Empresa da qual a Chesf tem participação acionária de 49%

Justificativa: Nova subestação Aquiraz II 230/69kV, a ser implantada com três transformadores de 150MVA e conectada ao sistema através de um seccionamento no circuito existente em 230kV Banabuiú – Fortaleza C2 (04F2), devendo ser construído um circuito duplo em 230kV, com extensão de 20km entre o ponto do seccionamento até a nova subestação Aquiraz II. Este novo ponto de suprimento é necessário


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Ceará

para solucionar o problema de esgotamento das SE 230/69kV Fortaleza e Delmiro Gouveia da Chesf, na região metropolitana de Fortaleza e evitar sobrecarga nos transformadores da SE Fortaleza, em condições normais de operação e nos transformadores da SE Delmiro Gouveia por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE , beneficiando uma população em torno de 3.650.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 46,8 milhões. Segundo circuito duplo, em 230kV, com 20km de extensão Derivação Aquiraz II - Aquiraz II C3/C4 Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Segundo seccionamento para a SE Aquiraz II, no circuito existente em 230 kV Banabuiú – Fortaleza C3 (04F3), devendo ser construído um outro circuito duplo em 230kV, com 20km de extensão entre o ponto de seccionamento até a SE Aquiraz. Este segundo seccionamento é necessário para evitar corte de cargas na região metropolitana de Fortaleza, em condições de contingência, beneficiando uma população em torno de 3.650.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 14,6 milhões. LT 500kV quatro circuitos simples com 20km de extensão cada, Derivação Pecém II - Pecém II e SE Pecém II 500/230kV - 3.600MVA Implantação: 2012, pela TDG (ANEEL - leilão 05/2009 / Contrato de Concessão 004/2010). Justificativa: Nova subestação Pecém II 500/230kV a ser implantada com três autotransformadores de 1200MVA e conectada ao sistema através da implantação de dois seccionamentos, um na linha de transmissão 500kV Sobral IIIFortaleza II C1 (05V7) e outro seccionamento na linha de transmissão 500kV Sobral III- Fortaleza II C2 (05V6), com a construção de 04 circuito simples em 500kV com 20km de extensão cada, dos pontos de secionamentos ate´a SE Pecém II. Esta nova subestação é necessária para escoar o potencial de geração térmica previsto para a região do Complexo Industrial e Portuário do Pecém, incluindo as usinas térmicas contratadas nos leilões de energia A-3 e A-5, realizados em 2007 e 2008. Investimento previsto: R$ 168,6 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Cauípe Implantação: 2012.

Justificativa: Terceiro transformador de 100MVA na SE Cauípe 230/69kV, necessário para evitar sobrecarga nas unidades existentes, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE e consequente corte de carga na região polarizada pela SE. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Quarto autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Fortaleza II Implantação: 2014. Justificativa: Quarto autotransformador de 600MVA na SE Fotaleza II 500/230kV, necessário para evitar sobrecarga em um dos três autotransformadores existentes nessa SE, em condições de contingência de qualquer dessas unidades. Investimento previsto: R$ 30,4 milhões. LT 230kV circuito duplo com 9km Derivação Ibiapina II - Ibiapina II C1/C2 e SE Ibiapina II 230/69kV - 200MVA Implantação: 2013, pela CHESF (Leilão Aneel 01/2011). Justificativa: Nova subestação Ibiapina II 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 100MVA e conectada ao sistema através de um seccionamento no circuito existente em 230kV Piripiri – Sobral II C1, devendo ser construído um circuito duplo em 230kV, com extensão de 9km entre o ponto do seccionamento até a nova subestação Ibiapina II. Este novo ponto de suprimento conectar as centrais geradoras eólicas vencedoras do Leilão de Energia Renovável - LER 2010, no estado do Ceará, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 42,0 milhões. Implantação da SE Maracanaú 230/69kV 450MVA Implantação: 2014. Justificativa: Nova subestação Maracanaú 230/69kV, a ser implantada com três transformadores de 150MVA e conectada ao sistema através de um seccionamento no circuito existente em 230kV Cauípe – Fortaleza C1 (04S3), devendo ser construído um circuito duplo em 230kV, com extensão de 1km entre o ponto do seccionamento até a nova subestação Maracanaú. Este novo ponto de suprimento é necessário para solucionar o problema de esgotamento da SE 230/69kV Pici II da Chesf, na região metropolitana de Fortaleza, , beneficiando uma população em torno de 3.650.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 52,7 milhões.

29


Região Sul e Centro-Sul do Estado Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Milagres Implantação: 2011, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). Justificativa: Terceiro transformador de 100 MVA na SE Milagres, necessário para evitar sobrecarga nas unidades existentes, por ocasião de contingência em um dos transformadores instalados nessa SE. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. LT 230kV com 181km de extensão Picos - Tauá II Implantação: 2012, pela Chesf (ANEEL - leilão 03/2006 / Contrato de Concessão nº 012/2007). Justificativa: Circuito simples em 230kV Picos – Tauá II, com 181km de extensão, necessário para evitar cortes de carga na área de influência da SE Tauá II, tendo em vista que atualmente esta região é alimentada por um único circuito 230kV proveniente da SE Milagres. A área de influência da SE 230/69kV de Tauá II abrange os municípios de Tauá, Crateús e Mombaça, entre outros, beneficiando uma população em torno de 200.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 32,3 milhões. Segundo autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Milagres Implantação: 2012. Justificativa: Segundo autotransformador de 600MVA na SE Milagres, necessário para evitar sobrecarga no único autotransformador existente nessa SE, em condições de contingência do circuito 500kV Quixadá - Milagres. Investimento previsto: R$ 30,4 milhões. Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Tauá II Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Segundo transformador de 100MVA na SE Tauá II, necessário para evitar restrição de carga, por ocasião de contingência da única unidade transformadora instalada nessa SE, ou contingências de linhas de subtransmissão do regional de Tauá. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Icó Implantação: 2013, pela Chesf (Ofício ANEEL nº 191/10 de 07/12/2010). Justificativa: Terceiro transformador de 100MVA na SE Icó, necessário para evitar cortes de carga 30

na região por ocasião de contingência em uma das duas unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas da Coelce derivadas da SE Icó, em particular as polarizadas pelas SEs de Iguatu, Cedro e Orós, entre outras, além de cargas no Rio Grande do Norte. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Compensadores estáticos de (-40,+80)Mvar 230kV na SE de Tauá II e de (-35,+70)Mvar - 230kV na SE de Picos Implantação: 2014. Justificativa: Compensadores estáticos de (-40,+80)Mvar -230kV na subestação de Tauá II no estado do Ceará e de (-35,+70)Mvar – 230kV na subestação de Picos no estado do Piauí, necessários para manter os níveis de tensão adequados nas SEs Tauá II e Picos, na situação de contingência simples das LTs em 230kV São João do Piauí - Picos ou Milagres - Tauá II. Investimento previsto: R$ 29,4 milhões (Tauá II) e de R$ 26,7 milhões (Picos). Segundo circuito em 500kV Luiz Gonzaga – Milagres C2 com 231,2km de extensão Implantação: 2014 Justificativa: Segundo circuito em 500kV Luiz Gonzaga – Milagres C2 com 231,2km de extensão, necessário para possibilitar o atendimento adequado ao Projeto de Integração do São Francisco (PISF) e possibilitar o escoamento da potência geradas pelas Usinas Térmicas previstas para o estado do Ceará. Investimento previsto: R$ 123,0 milhões.

Sertão do Estado Segundo circuito da LT 230kV Banabuiú – Mossoró II com 177,4 de extensão Implantação: 2011, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173/2009 de 17/11/2009). Justificativa: Segundo circuito em 230kV Banabuiú – Mossoró II C2 com 177,4 de extensão, necessário para permitir o atendimento aos estados do Ceará e Rio Grande do Norte em situações de contingência. Beneficiará em particular as cargas atendidas pelas SEs de Banabuiú, Russas II, Mossoró II e Açu II. Investimento previsto: R$ 44,8 milhões. Recapacitação para 250MVA do circuito 230kV Banabuiú – Russas II Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173/2009 de 17/11/2009).


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Ceará

Justificativa: A recapacitação dos 110,4km do circuito 230 kV Banabuiú - Russas II é necessária para evitar que o mesmo fique submetido a sobrecarga, em condições normais de operação, no cenário de exportação elevada do Norte para o Nordeste. Investimento previsto: R$ 12,0 milhões. Primeiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Banabuiú, em substituição a uma das unidades de 33 MVA Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Primeiro transformador de 100MVA na SE Banabuiú, em substituição a uma das unidades de 33 MVA existentes, necessário para evitar sobrecarga nas unidades de 33 MVA, por ocasião de contingência da unidade transformadora de 50MVA instalada nessa SE o que provocaria corte de carga na região polarizada pela subestação. Investimento previsto: R$ 3,7 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Russas II Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011).

Justificativa: Terceiro transformador de 100MVA na SE Russas II, necessário para evitar sobrecarga nas unidades existentes, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE e consequente corte de carga na região polarizada pela SE. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões.

Sistema de Transmissão associado à Usina Hidrelétrica de Belo Monte Terceiro circuitos simples em 500kV Presidente Dutra – Teresina II com 210km de extensão, terceiro circuito simples em 500kV Teresina II – Sobral III com 3341km de extensão, e um segundo circuito simples em 500kV São João do Piauí – Milagres com 400km de extensão. Implantação: 2014 Justificativa: A implantação dos circuitos acima descritos, é necessária para possibilitar o escoamento da potência a ser gerada na futura Usina Hidrelétrica de Belo Monte. Investimento previsto: R$ 502,0 milhões.

»» Futuros Empreendimentos de Geração no Estado do Ceará

»» Usinas Térmicas

Empreendimento UTE José de Alencar UTE Maracanaú II

Potência instalada (MW) 300,0 70,0

UTE Pecém 2

350,0

UTE Porto do Pecém I

720,3

UTE Porto do Pecém II

360,0

Município Caucaia S. Gonçalo do Amarante

Conexão na rede básica Cauípe

Caucaia S. Gonçalo do Amarante

Pecém II

Total: 1.800,3

31


»» Usinas Eólicas

Empreendimento Lagoa do Mato

Potência instalada (MW) 3,2

CGE Lagoa Seca

19,5

CGE Vento do Oeste

19,5

CGE Araras

30,0

CGE Coqueiros

27,0

CGE Garças

30,0

CGE Cajucoco

30,0

CGE Buriti

30,0

CGE Icaraí I

27,3

CGE Icaraí II LTDA

37,8

CGE Icaraí

14,4

CGE Quixaba

Conexão na rede básica SE Russas

Acaraú

SE Coletora Acaraú II

Amontada

SE Icaraizinho

25,2

Aracati

SE Jaguarana

CGE Dunas de Paracuru

42,0

Paracuru

CGE Taíba Andorinha LTDA

14,7

CGE Colônia LTDA

18,9

CGE Taíba Águia

23,1

VENTOS do Morro do Chapéu

30,0

VENTOS de Tianguá

30,0

VENTOS de Tianguá Norte

30,0

CGE Embuaca

25,2

CGE FAISA I

25,2

CGE FAISA II

25,2

CGE FAISA III

25,2

CGE FAISA IV

25,2

CGE FAISA V

27,3

Vento Formoso

30,0

Ventos do Parazinho

30,0 Total: 692,7

32

Município

São Gonçalo do Amarante

SE Pecém II

Tianguá

SE Coletora Ibiapina

Trairi

SE Pecém II

Ubajara

SE Coletora Ibiapina


»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Rio Grande do Norte O suprimento de energia elétrica ao estado do Rio Grande do Norte é realizado por seis circuitos na tensão de 230 kV, sendo dois deles interligados com o Ceará (linha de transmissão Russas II - Mossoró II e Banabuiú - Mossoró II) e os demais, responsáveis pela principal interligação com a Paraíba (quatro circuitos Campina Grande II - Natal II, sendo dois desses circuitos seccionados na SE Paraíso). A complementação desse sistema é feita através das linhas de transmissão 230kV Mossoró II/Açu II e Açu II/Paraíso.

»» A figura a seguir, mostra uma representação esquemática do sistema de suprimento ao estado do Rio Grande do Norte e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado.

Além disso, uma outra interligação com o estado da Paraíba se dá por meio de um ramal de transmissão em 138kV, entre as subestações de Campina Grande II (PB) e Açu II, que é seccionado ao longo de sua rota para atender as subestações 138/69kV de Santa Cruz II (80MVA), Currais Novos II (79MVA) e Santana do Matos II (15MVA), que alimentam cargas de distribuição da Cosern e da ENERGISA-PB. A área metropolitana de Natal, atualmente é suprida através da subestação 230/69kV de Natal II, composta de cinco transformadores 230/69kV – 100MVA, um dos quais instalado provisoriamente.

»» Subestações [SEs]

Nível de tensão (kV)

SE

230/691

Natal II

500

Açu II

116

Mossoró II

300

230/1381

Açu II

200

138/69/13,81

Currais Novos II

78

Santana do Matos II

15

Santa Cruz II

80

230/69/13,8

138/69

2

1

Capacidade (MVA)

1. integração com o sistema de distribuição da COSERN 2. integração com o sistema de distribuição da COSERN e ENERGISA PB Obs.: Todas as subestações são de propriedade da CHESF

Total: 1.289

33


»» Linhas de Transmissão (LTs)

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 230kV Russas II (CE)

Mossoró II (RN)

75

Mossoró II (RN)

Açu II (RN)

Banabuiú (CE)

Mossoró II (RN)

Açu II (RN)

Paraíso (RN)1

2

71 177 270

Paraíso (RN)

Natal II (RN)

2

196

Paraíso (RN)

Campina Grande II (PB)

2

238

Campina Grande II (PB)

Natal II (RN)

2

376

Campina Grande II (PB)

Santa Cruz II (RN)

2

234

Santa Cruz II (RN)

Currais Novos II (RN)

55

Currais Novos II (RN)

Santana do Matos II (RN)

39

Santana do Matos II (RN)

Açu II (RN)

50

LT 138KV

Total: 1.901

1. Apenas 1 circuito da LT Açu II-Paraiso é de propriedade da CHESF

»» Sistema de geração

Com relação à geração de energia elétrica, o Rio Grande do Norte conta com usinas termelétricas e eólicas autorizadas pela ANEEL a operar como produtores independentes de energia, conforme apresentado a seguir.

»» Usinas Termelétricas (UTEs)

Empreendimento

Potência instalada (MW)

UTE Baía Formosa

40,2

UTE Potiguar

53,1

UTE Potiguar III

66,4

UTE Vale do Açu (Jesus S. Pereira)

323,0 Total: 482,7

34

Município

Conexão na rede básica

Baía Formosa Macaiba Natal II Alto do Rodrigues

Mussuré


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Rio Grande do Norte

»» Usinas Eólicas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

Município

RN 15 – Rio do Fogo

49,3

Rio do Fogo

Alegria I

51,0

Guamaré Açu II

Macau

1,8

Macau

Conexão na rede básica Natal II Macau

Total: 102,1

»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado do Rio Grande do Norte, no Período de 2003 a 2011

Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia do Rio Grande do Norte, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 209,0 milhões e estão previstos mais R$ 124,5 milhões para ano de 2011, totalizando R$ 333,4 milhões, distribuídos conforme gráfico a seguir.

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»» Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica no Estado do Rio Grande do Norte no Período de 2003 a 2011

»» Implantados pela Chesf

escoamento da geração da Usina Termelétrica de Açu - Termoaçu.

Região Metropolitana de Natal

Seccionamento da segunda LT 230kV C. Grande II - Natal II na SE Paraíso Implantação: 2009. Benefícios: Seccionamento do segundo circuito 230kV C.Grande II – Natal II em Paraíso, evitou restrições de carga na região de Natal, quando da perda do barramento de 230kV da SE 230/138/69kV Campina Grande II (PB), assim como possibilitou o escoamento integral da geração das centrais eólicas do PROINFA no Estado, além da geração plena da UTE Termoaçu.

Quinto Transformador 230/69kV - 100MVA na SE Natal II Implantação: 2007 (Instalação provisória). Benefícios: Quinto transformador de 100MVA na SE Natal II evitou sobrecarga em condições normais de opera-ção nas unidades transformadoras de 100MVA dessa SE, além de cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um desses transformadores.

Região Central do Estado Implantação da Seccionadora 230kV de Paraíso (seccionando a LT 230kV Campina Grande II Natal II 04V2) Implantação: 2004. Benefícios: Seccionadora 230kV de Paraíso proporcionou um atendimento adequado nas interligações do Estado do Rio Grande do Norte com o Ceará e a Paraíba, tanto em condições normais de operação como em situações de contingência, além de ser fundamental para possibilitar o escoamento da geração da futura Usina Termelétrica de Açu - Termoaçu. Segundo transformador 230/138kV - 100MVA na SE Açu II Implantação: 2005. Benefícios: A ampliação da capacidade instalada na SE Açu II 230/138kV, proporcionada pela implantação de um transformador 230/138kV - 100MVA em paralelo com o de 55MVA existente, possibilitou significativas melhorias no atendimento às cargas industriais supridas pela Cosern na região de Guamaré. Recapacitação para 350 MVA da LT 230kV Mossoró II - Açu II Implantação: 2005. Benefícios: A recapacitação da LT 230kV Mossoró II – Açu II para 350MVA, proporcionou melhorias no atendimento às cargas supridas pelas SEs de Mossoró II, Açu II, Banabuiú (CE) e Russas II (CE), tanto em condições normais de operação como em situações de contingência, além de ser fundamental para possibilitar o 36

Segundo circuito da LT 230kV Paraíso - Açu II Implantação: 2010. Benefícios: A implantação do segundo circuito 230kV Paraíso – Açu II evitou sobrecarga no circuito existente nesse trecho, quando de uma contingência na LT 230kV Açu II - Mossoró II, na condição de despacho máximo da Usina Termelétrica Termoaçu e das centrais geradoras do PROINFA Alegria I e Alegria II. Esse empreendimento também evitará restrição de carga na região de Natal, quando da perda do barramento de 230kV da SE 230/138/69kV Campina Grande II (PB), beneficiando uma população em torno de 1.360.000 habitantes. Segundo Transformador 230/138 kV - 100MVA na SE Açu II, em substituição à unidade de 55MVA Implantação: 2010. Benefícios: Segundo transformador de 100MVA na SE Açu II beneficiou o atendimento às cargas industriais supridas pela Cosern na região de Guamaré.

Região Oeste do Estado Primeiro circuito da LT 230kV Banabuiú - Mossoró II Implantação: 2003. Benefícios: A implantação do primeiro circuito 230kV Banabuiú - Mossoró proporcionou melhorias substanciais no atendimento aos estados do Rio Grande do Norte e Ceará, particularmente às cargas atendidas pelas SEs Mossoró II, Açu II, Russas II (CE) e Banabuiú (CE), tanto em condições normais de operação como em situações de contingência, atingindo uma população em torno de 450.000 habitantes.


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Rio Grande do Norte

Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Mossoró II Implantação: 2008. Benefícios: Terceiro transformador de 100MVA na SE Mossoró II evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Cosern derivadas da SE Mossoró, em particular as polarizadas pelas SEs de Almino Afonso, Grossos, Apodi e Maísa, entre outras.

Obras Diversas

Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Icó Implantação: 2008. Benefícios: Esta SE apesar de ser localizada no estado do Ceará, supre parte das cargas da região oeste no estado do Rio Grande do Norte. O transformador evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência no único transformador 230/69kV instalado nessa SE. Especificamente, com relação ao sistema da Cosern, destaca-se a melhoria nas condições de atendimento às cargas polarizadas pelas SEs de Marcelino Vieira, Pau dos Ferros e São Miguel do Oeste.

»» Implantados por outras empresas

No período 2003 a 2011 foram implantadas diversas obras, correspondentes a uma série de ações nas SEs da Chesf localizadas no Estado, tais como, substituição de equipamentos, instalação de conexões, melhorias etc, proporcionando uma maior confiabilidade e flexibilidade operativa para os sistemas de distribuição alimentados a partir dessas instalações.

Primeiro circuito da LT 230kV Paraíso - Açu II Implantação: 2004, pela empresa PATESA (leilão ANEEL). Benefícios: A implantação do primeiro circuito 230kV Paraíso – Açu II proporcionou melhorias substanciais nas interligações do estado do Rio Grande do Norte com o Ceará e a Paraíba, tanto em condições normais de operação como em situações de contingência, além de ser fundamental para possibilitar o escoamento da geração da Usina Termelétrica de Açu - Termoaçu.

»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado do Rio Grande do Norte

Região Metropolitana de Natal e Nordeste do Estado

outras, atingindo uma população em torno de 300.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 39,0 milhões.

Implantação da Nova SE Natal III 230/69kV 300MVA Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 01/2009 / Contrato de Concessão nº. 017/2009). Justificativa: Nova subestação Natal III 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 150MVA e conectada ao sistema através de seccionamentos nas LTs Campina Grande II – Natal II C1(04V3) e C2(04V4). Esse novo ponto de suprimento é necessário para solucionar o problema de esgotamento da SE Natal II 230/69kV - 500MVA, situada na capital do Estado. Essa obra irá beneficiar toda a região sul da capital do Estado, em particular as cargas polarizadas pelas SEs de Parnamirim, Macaíba e Brejinho, entre

LT 230kV circuito duplo com 15km de extensão Derivação Extremoz II - Extremoz II C1/C2 e Subestação Extremoz II 230/69kV – 300MA, LT circuito simples com 77km de extensão Extremoz II - João Câmara II C1 e Subestação João Câmara II 230/69kV 360MVA, LT 230kV circuito simples com 71,3km de extensão Mossoró II - Açu II C2 e LT 230kV circuito simples com 135km de extensão Paraíso - Açu II C3 Implantação: 2012, pela Chesf (ANEEL, leilão 06/2010 / Contrato de Concessão nº. 019/2010). Justificativa: Nova subestação Extremoz II 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 150MVA, conectada ao sistema, através de seccionamento nos dois circuitos 230kV Campina 37


Grande II – Natal III. Este novo ponto de suprimento é necessário para solucionar o problema de suprimento na zona norte da região metropolitana de Natal, tendo em vista que a implantação da nova SE de Natal III, não resolverá totalmente os problemas de atendimento àquela região. Ressaltase que até a implantação destes transformadores, a SE de Natal II deverá permanecer com as 5 unidades transformadoras de 100 MVA. Essa obra irá beneficiar toda a região norte da capital do Estado, em particular as cargas polarizadas pelas SEs de Extremoz, Pintangui, Ceará Mirim, entre outras, atingindo uma população em torno de 100.000 habitantes. As LTs 230kV Mossoró II – Açu II (71,3 km de extensão), Paraíso – Açu II (135km de extensão, juntamente com a nova subestação de João Câmara II 230/69kV, que será implantada com dois transformadores de 150MVA, são necessárias para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER 2009 e 2010, no estado do Rio Grande do Norte, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 234,0 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 150MVA na SE Natal III Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Terceiro transformador de 150MVA na SE Natal III, necessário para evitar cortes de carga na região sul da capital do Estado, quando da contingência em um dos transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. LT 500kV circuito simples Campina Grande III – Ceará Mirim II C1 (com 201km de extensão), LT 500kV circuito simples Ceará Mirim III – João Câmara III C1 (com 64km de extensão), LT 230kV circuito simples Ceará Mirim II -Extremoz II C1 (com 26km de extensão); LT 230kV circuito duplo Derivação Ceará Mirim II – Ceará Mirim C1/C2(com 6km de extensão), SE 500/230kV Ceará Mirim II - 900MVA e SE 500/138kV João Câmara II - 900MVA Implantação: 2013, pela Chesf ( Leilão 01/2011). Justificativa: Novas subestações Ceará Mirim II 500/230kV, a ser implantada com dois autotransformadores de 450MVA e João Câmara III 500/138kV, a ser implantada com dois autotransformadores de 450MVA, conectadas ao sistema através das LTs 500kV Campina – Grande III – Ceará Mirim II (201km de extensão) e Ceará Mirim II – João Câmara III (64km de extensão), além do circuito simples 230kV Ceará Mirim - Extemoz II C1 (26km de extensão) e o seccionamento do barramento de 230kV da SE Ceará – Mirim II, no circuito 230kV Ceará Mirim II – João Câmara II, com a construção 38

de um circuito duplo 230kV com 6km de extensão. Essas obras são necessárias para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER de 2010, no estado do Rio Grande do Norte, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 450,0 milhões. LT 230kV circuito simples Paraíso - Lagoa Nova II C1 (com 62km de extensão) e SE 230/69kV Lagoa Nova II - 300MVA Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação Lagoa Nova II, a ser implantada com dois transformadores de 150MVA e conectada ao sistema através do circuito simples 230kV Paraíso – Lagoa Nova II, para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável LER de 2010, no estado do Rio Grande do Norte, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 60,0 milhões.

Região Central do Estado Primeiro autotransformador 230/138V - 100MVA na SE Paraíso Implantação: 2011, pela Chesf ( Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009 ). Justificativa: Primeiro autotransformador de 100MVA na SE Paraíso, necessário para atendimento às cargas dos sistemas de distribuição da Cosern e da Energisa-PB, alimentadas a partir do eixo de 138kV Campina Grande II - Santa Cruz II - Currais Novos II - Santana do Matos II - Açu II. Investimento previsto: R$ 7,3 milhões. Segundo transformador 230/69kV - 50MVA na SE Açu II Implantação: 2011, pela Chesf ( Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009 ). Justificativa: Segundo transformador de 50MVA na SE Açu II, necessário para reforçar o suprimento às cargas da Cosern alimentadas a partir do barramento de 69kV da SE Açu II, em particular as polarizadas pelas SEs de Açu, Macau e Estreito, entre outras. Investimento previsto: R$ 5,1 milhões. Seccionamento da LT 138kV Pilões II – Santa Cruz II na SE Paraíso Implantação: 2012, pela Chesf ( Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009 – OBS- esta resolução aprovava o seccionmento da LT 138kV Santa II – Currais Novos em Paraíso). Justificativa: Seccionamento da LT 138kV Pilões II - Santa Cruz II na SE Paraíso, necessário para reforçar o suprimento das cargas dos sistemas de


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Rio Grande do Norte

distribuição da Cosern e Energisa-PB, supridas através do eixo de 138kV Campina Grande II – Pilões II - Santa Cruz II - Santana do Matos - Açu II. Para implantação dessa obra será necessária a construção de um circuito duplo em 138kV de 6km a partir da SE Paraíso até o seccionamento. Investimento previsto: R$ 6,0 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Açu II Implantação: 2012. Justificativa: Terceiro transformador de 50MVA na SE Açu II deverá substituir uma unidade de 33MVA - 04T4, existente nesta SE. Esse empreendimento beneficiará o suprimento às cargas da Cosern alimentadas a partir do barramento de 69kV da SE Açu II, em particular as polarizadas pelas SEs de Açu, Macau e Estreito, entre outras. Investimento previsto: R$ 3,0 milhões. Segundo autotransformador 230/138V - 100MVA na SE Paraíso Implantação: 2012, pela Chesf ( Ofício ANEEL nº 054/11 de 07/04/2011 ). Justificativa: Segundo autotransformador de 100MVA na SE Paraíso, necessário para evitar restrição de cargas dos sistemas de distribuição da Cosern e da Energisa-PB, alimentadas a partir do eixo de 138kV Campina Grande II - Santa Cruz II - Currais Novos II - Santana do Matos II - Açu II, assim como, possibilitar o pleno escoamento das Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER 2009 e 2010, no estado do Rio Grande do Norte. Investimento previsto: R$ 7,3 milhões. Primeiro autotransformador 138/69/13,8kV 50MVA na SE Santana do Matos II Implantação: 2012. Justificativa: Primeiro transformador de 50MVA na SE Santana do Matos II, o qual deverá operar em paralelo com a unidade 15MVA - 03T1, existente nesta SE. Esse empreendimento beneficiará o suprimento às cargas da Cosern alimentadas a partir do barramento de 69kV da SE Santana do Matos iI, em particular as polarizadas pelas SEs de São Miguel, Angicos Jucurutu, entre outras. Investimento previsto: R$ 5,9 milhões. Terceiro autotransformador 230/138V - 100MVA na SE Paraíso Implantação: 2013. Justificativa: Terceiro autotransformador de 100MVA na SE Paraíso necessário para evitar restrição de cargas dos sistemas de distribuição da Cosern e da Energisa-PB, alimentadas a partir do eixo de 138kV Campina Grande II - Santa

Cruz II - Currais Novos II - Santana do Matos II - Açu II, assim como, possibilitar o pleno escoamento das Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER 2009 e 2010, no estado do Rio Grande do Norte. Investimento previsto: R$ 7,3 milhões. Quarto transformador 230/69kV - 50MVA na SE Açu II Implantação: 2014. Justificativa: Quarto transformador de 50MVA na SE Açu II deverá substituir uma unidade de 33MVA - 04T5, existente nesta SE. Esse empreendimento beneficiará o suprimento às cargas da Cosern alimentadas a partir do barramento de 69kV da SE Açu II, em particular as polarizadas pelas SEs de Açu, Macau e Estreito, entre outras. Investimento previsto: R$ 3,0 milhões. Circuito duplo em 230kV com 25km de extensão Lagoa Nova II – Currais Novos II C1/C2, circuito duplo em 230kV com 5km de extensão Derivação Lagoa Nova II – Lagoa Nova II C1/C2 (seccionamento da LT Paraíso – Açu II (04L4) e nova SE Currais Novos II 230/69kV - 200MVA Implantação: 2014. Justificativa: Nova subestação Currais Novos II 230/69kV , a ser implantada com dois trafos de 100MVA e conectada ao sistema através de um circuito duplo em 230kV com 25km de extensão Lagoa Nova II – Currais Novos II C1/C2 e um seccionamento na LT 230kV Paraíso – Açu II (04L4), necessária para evitar corte de cargas na região, em condições de contingência no eixo de 138kV Santa Cruz II - Currais Novos II – Santana do Matos II – Açu II. Este novo empreendimento beneficiará uma população em torno de 300.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 61,0 milhões. LT 138kV circuito simples (com 50km de extensão) Açu II – Santana do Matos II C2 Implantação: 2014. Justificativa: Duplicação do trecho em 138kV, circuito simples com 50km de extensão, Açu II – Santana do Matos II, necessária para evitar corte de cargas na região, em condições de contingência do circuito existente nesse trecho. Esse empreendimento beneficiará uma população em torno de 30.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 12,0 milhões. Recapacitação da LT 138kV Paraíso – Santa Cruz II, para cabo Flint Implantação: 2014. Justificativa: Recapacitação da LT 138kV Paraíso – Santa Cruz II, para cabo Flint, necessária para evitar corte de cargas na região, em condições de 39


contingência do circuito existente nesse trecho. Investimento previsto: R$ 1,3 milhões. Primeiro e segundo autotransformadores 138/69/13,8kV – 50MVA na SE Santa Cruz II Implantação: 2014. Justificativa: Primeiro e segundo autotransformadores de 50MVA na SE Santa Cruz II, em adição à unidade de 45MVA existente, necessários para evitar restrições de carga na região, na condição de contingência em umas das unidades. Para instalação dessas autotransformadores deverão ser implantados novos quadros de 138, 69 e 13,8kV. Investimento previsto: R$ 30,7 milhões. Primeiro e segundo autotransformadores 138/69/13,8kV – 50MVA na SE Santana do Matos II Implantação: 2014. Justificativa: Primeiro e segundo autotransformadores de 50MVA na SE Santana do Matos II, necessários para evitar restrições de carga na região, na condição de contingência em umas das unidades. Para instalação dessas autotransformadores deverão ser implantados novos quadros de 138, 69 e 13,8kV. O autotransformador de 50MVA que será instalado no quadro atual, deverá ser remanejado par o quadro novo. Investimento previsto: R$ 22,8 milhões.

Região Oeste do Estado Segundo circuito da LT 230kV Banabuiú - Mossoró II Implantação: 2011, pela Chesf (resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009).

Justificativa: A implantação do segundo circuito da LT em 230kV Banabuiú - Mossoró II com 177km de extensão, beneficiará o atendimento às cargas supridas pelas SEs de Mossoró II, Açu II, Banabuiú (CE) e Russas II (CE), em situações de contingência, atingindo uma população em torno de 450.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 44,8 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Icó Implantação: 2013. Justificativa: Esta SE apesar de ser localizada no estado do Ceará, supre parte das cargas da região oeste no estado do Rio Grande do Norte e evitará cortes de carga, por ocasião de contingência em um dos transformadores 230/69kV existentes. Especificamente, com relação ao sistema da Cosern, destaca-se a melhoria nas condições de atendimento às cargas polarizadas pelas SEs de Marcelino Vieira, Pau dos Ferros e São Miguel do Oeste. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Mossoró II Implantação: 2013. Justificativa: Quarto transformador de 100MVA na SE Mossoró II, necessário para evitar cortes de cargas na região, por ocasião de contingência em um dos transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas da Cosern derivadas da SE Mossoró, em particular as polarizadas pelas SEs de Almino Afonso, Grossos, Apodi e Maísa, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões.

»» Futuros Empreendimentos de Geração no Estado do Rio Grande do Norte

»» Usinas Termelétricas (UTEs)

Empreendimento UTE Macaíba

Potência instalada (MW) 400,0 Total: 400,0

40

Município

Conexão na rede básica

Macaiba

Natal III


Sistema de Transmissão e Geração no Estado do Rio Grande do Norte

»» Usinas Eólicas

Empreendimento Alegria II

Potência instalada (MW) 100,8

CGE Areia Branca

27,3

Parque Eolico MEL 02

20,0

CGE Mar eTerra

23,1

Serra de Santana III

28,8

Parque Eólico Calango 1

30,0

Parque Eólico Calango 2

30,0

Parque Eólico Calango 3

30,0

Parque Eólico Calango 4

30,0

Parque Eólico Calango 5

28,8

Aratuá 3

14,4

CGE Aratuá 1

50,4

CGE Miassaba 3

25,2

CGE de Mangue Seco 1

25,2

CGE de Mangue Seco 2

25,2

CGE de Mangue Seco 3

25,2

CGE Rei dos Ventos 1

48,6

CGE Rei dos Ventos 3

48,6

Macacos

20,7

Pedra Preta

20,7

Costa Branca

20,7

Juremas

16,1

Parque Eólico Eurus I

30,0

Parque Eólico Eurus II

30,0

Parque Eólico Campo dos Ventos II

30,0

Parque Eólico Asa Branca VI

30,0

Parque Eólico Cabeço Preto IV

19,8

CGE Morro dos Ventos I S,A,

28,8

CGE Morro dos Ventos III S,A,

28,8

CGE Morro dos Ventos IV S,A,

28,8

CGE Morro dos Ventos VI S,A,

28,8

CGE Eurus VI

7,2

Município

Conexão na rede básica

Guamaré

Açu II Mossoró II 69 kV

Areia Branca

Serra Vermelha 69 kV Mossoró II 69 kV

Bodó

Coletora Lagoa Nova

Caiçara do Norte

João Câmara II Açu II

Guamaré Polo 138 kV

Galinhos

Açu II

João Câmara

Coletora João Câmara II

continua

» 41


»» Usinas Eólicas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

Conexão na rede básica

João Câmara

Natal II 69 kV

Lagoa Nova

Coletora Lagoa Nova

Parazinho

Coletora João Câmara II

Extremoz 69 kV

CGE Cabeço Preto

19,8

Serra de Santana I

19,8

Serra de Santana II

28,8

CGE Morro dos Ventos IX S,A

28,8

CGE Santa Clara I

28,8

CGE Santa Clara II LTDA,

30,0

CGE Santa Clara III

28,8

CGE Santa Clara IV

28,8

CGE Santa Clara V

28,8

CGE Santa Clara VI

28,8

Parque Eólico Renascença I

30,0

Parque Eólico Renascença II

30,0

Parque Eólico Eurus IV

30,0

Parque Eólico Eurus IV

30,0

Parque Eólico Renascença III

30,0

Parque Eólico Renascença IV

30,0

Parque Eólico Renascença V

30,0

Parque Eólico Asa Branca I

30,0

Parque Eólico Asa Branca II

30,0

Parque Eólico Asa Branca III

30,0

Parque Eólico Asa Branca IV

30,0

Parque Eólico Asa Branca V

30,0

Parque Eólico Asa Branca VII

30,0

Parque Eólico Ventos de São Miguel

30,0

Arizona 1

28,0

Rio do Fogo

DREEN Boa Vista

12,6

Pedra Grande

DREEN Olho D’Água

30,0

DREEN São Bento Do Norte

30,0

CGE Farol

19,8 Total: 1.823,6

42

Município

São Bento do Norte

Coletora João Câmara II


»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Paraíba A transmissão de energia elétrica para suprimento ao estado da Paraíba é realizada por linhas na tensão de 230kV. Seis desses circuitos destinam-se a atender a área do agreste paraibano, onde está localizada a cidade de Campina Grande, sendo dois deles, provenientes de Tacaimbó (PE), dois de Pau Ferro (PE), um de Angelim (PE) e um outro vindo de Goianinha (PE). Da subestação (SE) Campina Grande II partem quatro circuitos em 230kV para alimentar a SE Natal II, dos quais dois são seccionados ao longo de sua rota para alimentar a SE Paraíso, localizada no Rio Grande do Norte. A SE Mussuré II – 230/69kV (capacidade de transformação de 400MVA), que atende a cidade de João Pessoa, capital do Estado, além de todo o litoral paraibano é alimentada por três linhas de transmissão de 230kV, provenientes da SE Goianinha (PE) 230/69kV (300MVA), enquanto que a área do alto sertão paraibano, onde se localiza a SE Coremas 230/69kV (300MVA), é atendida através de dois circuitos em 230kV, vindos de Milagres (CE) 500/230kV (600MVA) e 230/69kV (200MVA).

Ressalta-se também a existência de duas linhas de transmissão de 138kV ligando a SE Campina Grande II 230/138kV a SE Santa Cruz II (RN).

»» A figura a seguir, mostra uma representação esquemática do sistema de suprimento ao estado da Paraíba e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado.

A integração dessa malha de transmissão em 230kV com os sistemas de distribuição da Energisa-PB e da Energisa-BO que atendem ao estado da Paraíba é feita através das subestações 230/69kV de Mussuré II (400MVA), Coremas(300MVA), Campina Grande II 230/69kV (300MVA), 230/138kV (110MVA) e 69/13,8kV (30MVA) e Goianinha (PE) (300MVA), além das subestações 138/69kV de Santa Cruz II (RN) (80MVA) e 69/13,8kV Bela Vista (25MVA) e Campina Grande I (35MVA).

»» Subestações [SEs] Nível de tensão (kV)

SE

230/138

Campina Grande II

110

Campina Grande II

300

Mussuré II

400

Coremas

300

230/69

69/13,8

Capacidade (MVA)

Campina Grande II

30

Campina Grande I

35

Bela Vista

25

Obs.: Todas as subestações são de propriedade da CHESF.

Total: 1.200

43


»» Linhas de Transmissão (LTs)

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 230 kV Tacaimbó (PE) Pau Ferro (PE) Angelim (PE)1

2

250 252

Campina Grande II (PB)

186

2

Goianinha (PE)

99 SE Natal II (RN)

2

376

SE Paraíso (RN)

2

237

Goianinha (PE)

Mussuré II (PB)

3

152

Milagres (CE)

Coremas (PB)

2

239

Santa Cruz II (RN)

2

Campina Grande II (PB)

2

LT 138 kV Campina Grande II (PB)

235 Total: 2.026

1. A LT Angelim-Campina Grande II não é de propriedade da CHESF. 2. Apenas 2 circuitos da LT Goianinha-Mussuré são de propriedade da Chesf.

»» Sistema de geração

Com relação à geração de energia, a usina hidrelétrica de Curemas, localizada na cidade de Coremas, é suprida por açudes públicos locais Estevam Marinho (ou Coremas) no rio Piancó e o de Mãe D’água no rio Aguiar, interligados por um canal. A usina possui uma capacidade instalada

de 3.520kW e está conectada ao sistema através da SE Coremas 230/69kV da Chesf. Encontram-se também registradas na ANEEL como produtoras independentes as usinas térmicas e eólicas apresentadas a seguir.

»» Usinas Termelétricas (UTEs)

Empreendimento

Potência instalada (MW)

UTE Campina Grande

169,1

UTE TermoNordeste

170,8

UTE TermoParaíba

170,8 Total: 510,7

44

Município

Conexão na rede básica

Campina Grande

Campina Grande II

João Pessoa

Mussuré II


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Paraíba

»» Usinas Eólicas

Empreendimento Millennium

Potência instalada (MW)

Conexão na rede básica

Mataraca

Mussuré II

Alhandra

Goianinha

10,2

Vitória

4,5

Presidente

4,5

Camurim

4,5

Albatroz

4,5

Coelhos I

4,5

Coelhos III

4,5

Atlântica

4,5

Caravela

4,5

Coelhos II

4,5

Coelhos IV

4,5

Mataraca

4,5

Alhandra

Município

2,1 Total: 61,8

»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado da Paraíba, no Período de 2003 a 2011 Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia da Paraíba, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 84,0 milhões e estão previstos mais R$ 16,8 milhões para o ano de 2011, totalizando R$ 100,8 milhões, distribuídos conforme apresentado no gráfico ao lado.

45


»» Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica no Estado da Paraíba no Período de 2003 a 2011

»» Implantados pela Chesf Região Agreste e Sertão do Estado Implantação de bancos de reatores de barra em 230kV na SE de Campina Grande II Implantação: 2005. Benefícios: A implantação de bancos de reatores de barra em 230kV na SE de Campina Grande II proporcionou um melhor controle de tensão no eixo em 230kV Angelim - Tacaimbó - Campina Grande II - Natal II, evitando sobretensões nos barramentos dessas SEs na condição de carga leve. Terceiro transformador 230/69 kV - 100 MVA na SE Coremas Implantação: 2008. Benefícios: A implantação Terceiro transformador 230/69 kV - 100 MVA na SE Coremas foi necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de uma contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Energisa-PB, derivado da SE de Coremas, em particular as polarizadas pelas SEs de São Gonçalo, Pombal, Malta e Itaporanga, entre outras. Segundo circuito da LT 230kV Milagres – Coremas Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do segundo circuito 230kV Milagres – Coremas C2, evitou restrição de carga no sertão paraibano, tendo em vista que anteriormente essa região era alimentada através de um único circuito 230kV proveniente da SE Milagres. Esse reforço beneficiou de modo particular os municípios de São Gonçalo, Itaporanga, Malta , Pombal, Patos, entre outros, atingindo um população em torno de 850.000 habitantes. Ampliação do barramento de 230kV da SE Campina Grande II Implantação: 2010. Benefícios: A ampliação do barramento de 230kV da SE Campina Grande II possibilitou a instalação de novas obras nessa SE, em virtude do esgotamento desse barramento.

46

Obras Diversas Entre 2003 e 2011 foram implantadas diversas obras nas SEs da Chesf no Estado (substituição de equipamentos, instalação de conexões, melhorias etc), proporcionando maior confiabilidade e flexibilidade operativa aos sistemas de distribuição alimentados a partir dessas instalações.

»» Implantados por outras empresas Região Metropolitana de João Pessoa Terceiro circuito da LT 230kV Goianinha - Mussuré II Implantação: 2003, pela empresa TSN (leilão ANEEL). Benefícios: A implantação do terceiro circuito da LT 230kV Goianinha – Mussuré C3, com 51km de extensão, proporcionou um atendimento adequado à área metropolitana de João Pessoa, beneficiando uma população em torno de 950.000 habitantes.

Região Agreste e Sertão do Estado LT 230kV Angelim - Campina Grande II Implantação: 2003, pela empresa NTE (leilão ANEEL). Benefícios: A implantação da LT 230kV Angelim - Campina Grande II foi de grande importância para o atendimento a todo o sistema leste da região Nordeste, que alimenta, além do estado da Paraíba, cargas nos estados de Alagoas, Pernambuco e Rio Grande do Norte.


»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado da Paraíba

Região Metropolitana de João Pessoa SE Santa Rita II 230/69kV Implantação: 2011, pela Chesf (leilão ANEEL 001/2009 / Contrato de Concessão nº 017/2009). Justificativa: Nova subestação Santa Rita II 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 150MVA e conectada ao sistema através do circuito 230kV Pau Ferro - Santa Rita II com extensão de 96,7km, necessária devido ao esgotamento da capacidade instalada na subestação de Musssuré II. Além do circuito expresso a partir da subestação de Pau Ferro (PE), o suprimento à SE Santa Rita II demandará o seccionamento de um circuito de 230kV existente entre as subestações de Goianinha e Mussuré, com a construção de um circuito duplo 230kV com 12,6km de extensão. A área de influência deste novo ponto de suprimento abrangerá os municípios de Santa Rita, Bayeux e Sapé, entre outros, além de beneficiar diretamente toda a região metropolitana de João Pessoa e regiões circunvizinhas, necessária devido ao esgotamento da capacidade instalada na SE de Musssuré II. A área de influência deste novo ponto de suprimento abrangerá os municípios de Santa Rita, Bayeux e Sapé, entre outros, além de beneficiar diretamente toda a região metropolitana de João Pessoa e regiões circunvizinhas, atingindo uma população em torno de 1.000.000 de habitantes. Investimento previsto: R$ 63,0 milhões. Região do Brejo do Estado SE Pilões II 138/69kV Implantação: 2012, pela Chesf (resolução ANEEL nº 1.094 de 06/11/2007). Justificativa: Nova subestação Pilões 138/69kV, a ser implantada com uma unidade transformadora de 75MVA, e conectada ao sistema através de um seccionamento no segundo circuito na LT 138kV existente entre as subestações de Campina Grande II e Santa Cruz II, sendo necessária a construção de um circuito duplo 138kV Derivação Pilões - Pilões, com 35km de extensão, para possibilitar esse seccionamento. Este novo ponto de suprimento será necessário para permitir o atendimento adequado às cargas do Brejo da Paraíba, incluindo os municípios de Areia, Guarabira, Dona Inês e Araruna, entre

Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Paraíba

outros, beneficiando uma população em torno de 150.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 23,5 milhões. SE 500/230kV Campina Grande III - 600MVA Implantação: 2013, pela Chesf ( Leilão ANEEL 01/2011). Justificativa: Nova subestação Campina Grande III 500/230kV, a ser implantada com um autotransformador de 600MVA e conectada ao sistema através da construção de uma LT 500kV Campina Grande III – Ceará Mirim II C1 (circuito simples com 201km de extensão). Será implantada também uma LT 230kV Campina Grande II – Campina Grande III, com 8,5km de extensão, interligando os barramentos de 230kV das SEs Campina Grande II e Campina Grande III. A SE Campina Grande III deverá seccionar os dois circuitos 230kV Campina Grande II – Natal III C1 e C2 (04N1 e 04N2) com a construção de dois circuitos duplos 230kV, com 6,5km de extensão cada, conectando o barramento de 230kV da SE Campina Grande III, ao ponto desses seccionamentos. Estas obras são necessárias para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER de 2010, no estado do Rio Grande do Norte, ao sistema de transmissão existente e suprir também cargas da Região Metropolitana de Campina Grande, beneficiando uma população em torno de 700.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 210,0 milhões. LT 500kV Garanhuns - Campina Grande III C1 (circuito simples com 199km de extensão) Implantação: 2013. Justificativa: Circuito simples em 500kV Garanhuns – Campina Grande III, com 181km de extensão, necessário para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER de 2010, no estado do Rio Grande do Norte, ao sistema de transmissão existente e suprir também cargas da Região Metropolitana de Campina Grande, beneficiando uma população em torno de 700.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 105,8 milhões.

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Região Agreste do Estado Terceiro transformador 69/13,8kV - 10MVA na SE Bela Vista Implantação: 2012, pela Chesf (resolução ANEEL nº 2.460 de 18/08/2010). Justificativa: Terceiro transformador de 10MVA a ser implantado na SE Bela Vista, necessário para evitar corte de carga na área de Campina Grande, em condições de contingência de qualquer transformador existente nesta SE. Investimento previsto: R$ 1,9 milhão. Quarto transformador 69/13,8kV - 10MVA na SE Bela Vista em substituição a unidade de 5MVA existente Implantação: 2012, pela Chesf (resolução ANE-

EL nº 2.460 de 18/08/2010). Justificativa: Quarto transformador de 10MVA a ser implantado na SE Bela Vista, necessário para evitar corte de carga na área de Campina Grande, em condições de contingência de qualquer transformador existente nesta SE. Investimento previsto: R$ 1,0 milhão. Quarto transformador 69/13,8kV - 10MVA na SE Campina Grande II Implantação: 2012, pela Chesf (resolução ANEEL nº 2.460 de 18/08/2010). Justificativa: Quarto transformador de 10MVA a ser implantado na SE Bela Vista, necessário para evitar corte de carga na área de Campina Grande, em condições normais de operação. Investimento previsto: R$ 1,9 milhão.

»» Futuros Empreendimentos de Geração no Estado da Paraíba »» Usinas Termelétricas (UTEs)

Empreendimento UTE Santa Rita de Cássia

Potência instalada (MW) 174,6 Total: 174,6

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Município

Conexão na rede básica

Santa Rita

Santa Rita II


»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado de Pernambuco O estado de Pernambuco é atendido por meio de um sistema de transmissão composto por três linhas de transmissão (LT) em 500kV e quatro LT em 230kV, que partem do Complexo de Paulo Afonso, Luiz Gonzaga e Xingó e suprem as subestações (SE) de Angelim 500/230kV e 230/69kV e Messias 500/230kV. A SE Recife II 500/230kV, principal subestação do Estado, é atendida por três circuitos em 500kV, sendo dois originados na SE Angelim II e um na SE Messias. Ao nível de 230kV estão em operação entre as subestações de Angelim e Recife II, três circuitos, sendo um deles seccionado ao longo de sua rota para atender à SE Ribeirão 230/69kV. A partir da SE Recife II, o atendimento à área metropolitana da capital do Estado é realizado através de circuitos em 230kV que alimentam as subestações 230/69kV de Pirapama II (dois circuitos), Mirueira (três circuitos), Joairam (três circuitos), Goianinha (dois circuitos) e Pau Ferro (dois circuitos). Da SE Joairam partem três circuitos para a SE Bongi, enquanto que, a partir da SE Mirueira derivam dois circuitos, sendo um para a SE Pau Ferro e o outro para a SE Goianinha. O agreste do Estado é atendido através de três circuitos em 230kV partindo da SE Angelim até a SE Tacaimbó 230/69kV, enquanto que o suprimento à região do sertão pernambucano é

efetuado a partir das subestações de Juazeiro II 230/69kV (BA), alimentada a partir da SE Sobradinho 500/230kV por dois circuitos de 230kV, e Bom Nome 230/138/69kV, que é suprida através do seccionamento das três linhas de transmissão em 230kV que interligam a SE Paulo Afonso III a SE Milagres, localizada no estado do Ceará. A interligação com o estado da Paraíba é feita por três circuitos em 230kV entre as subestações de Goianinha e Mussuré II, além de seis circuitos que convergem para a SE Campina Grande II, a partir das subestações de Tacaimbó (2), Angelim (1), Pau Ferro (2) e Goianinha (1), enquanto que a interligação com o estado de Alagoas é efetuada por três circuitos em 230kV que operam entre as subestações de Angelim e Messias.

»» A figura a seguir, mostra uma representação esquemática do sistema de suprimento ao estado de Pernambuco e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado

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»» Subestações [SEs]

Nível de tensão (kV) 500/230 230/69/13,81

SE

Capacidade (MVA)

Angelim II3

1200

Recife II

2400

Goianinha

300

Angelim

300

Bom Nome

66

Bongi

400

Joiaram

300

Mirueira

400

Pau Ferro

300

Pirapama II

400

Ribeirão

300

Tacaimbó

300

230/1382

Bom Nome

300

230/13,8

Bongi

230/692

2

80 Total: 8.346

1. integração com o sistema de distribuição da CELPE e ENERGISA-PB 2. integração com o sistema de distribuição da CELPE 3. A SE Angelim II não é de propriedade da CHESF

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Sistema de Transmissão e Geração no Estado de Pernambuco

»» Linhas de Transmissão (LTs)

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 500kV Paulo Afonso IV (BA)

Angelim II (PE)

222

Luiz Gonzaga (PE)

Angelim II (PE)

245

Angelim II (PE)

Recife II (PE)

Messias (AL)

Recife II (PE)

2

340 176

LT 230KV Paulo Afonso III (BA)

Bom Nome (PE)

3

542

Bom Nome (PE)

Milagres (CE)

3

232

Paulo Afonso III (BA)

Angelim (PE)

4

883

Angelim (PE)

Tacaimbó (PE)

3

194

Tacaimbó (PE)

Campina Grande II (PB)

2

250

Messias (AL)

Angelim (PE)

3

237

Angelim (PE)

Ribeirão (PE)

116

Ribeirão (PE)

Recife II (PE)

57

Angelim (PE)

Recife II (PE)

2

343

Recife II (PE)

Pau Ferro (PE)

2

64

Angelim (PE)

Campina Grande II (PB)1

Pau Ferro (PE)

Campina Grande II (PB)

Pau Ferro (PE)

Mirueira (PE)

Recife II (PE)

Mirueira (PE)

3

94

Recife II (PE)

Goianinha (PE)

2

143

Recife II (PE)

Joairam (PE)

3

22

Recife II (PE)

Pirapama II (PE)

2

55

Mirueira (PE)

Goianinha (PE)

50

Goianinha (PE)

Campina Grande II (PB)

99

Goianinha (PE)

Mussuré II (PE)2

3

151

Joairam (PE)

Bongi (PE)

3

19

186 2

252 23

Total: 4.995

1. A LT Angelim-Campina Grande II não é de propriedade da CHESF 2. Apenas 2 circuitos da LT Goianinha-MussuréII são de propriedade da Chesf

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»» Sistema de geração

Com relação à geração de energia no Estado, a usina hidrelétrica de Luiz Gonzaga, localizada no Rio São Francisco, possui uma capacidade instalada de 1.500.000kW, estando conectada ao sistema de transmissão através da SE Luiz Gonzaga 500kV. A formação do lago da usina inundou áreas em Pernambuco e na Bahia, antes habitadas por cerca de 10.500 famílias que foram reassentadas em três cidades e um povoado e

beneficiadas com a implantação de projetos de irrigação que hoje abrangem uma área de mais de 15.000 hectares. Com relação à geração térmica e eólica de energia elétrica, Pernambuco conta no presente com usinas autorizadas pela ANEEL a operar como produtores independentes de energia, conforme apresentado a seguir.

»» Usinas Termelétricas (UTEs) Empreendimento

Potência instalada (MW)

Município

Conexão na rede básica

UTE Pau Ferro I

102,6

Igarassu

Pau Ferro

UTE Petrolina

136,0

Petrolina

Juazeiro da Bahia II

Cabo de S. Agostinho

Pirapama II

UTE Termocabo

49,7

UTE TermoManaus

156,2

Igarassu

Pau Ferro

UTE TermoPernambuco

532,8

Ipojuca

Pirapama II

Município

Conexão na rede básica

Total: 977,3

»» Usinas Eólicas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

Eólica de Fernando de Noronha

0,2

Fernando de Noronha

Pirauá

5,0

Macaparana

Eólica Olinda

0,2

Olinda

Xavante

5,0

Pombos

Mandacaru

5,0

Santa Maria

5,0

Gravatá Fruitrade

5,0 Total: 25,2

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Goianinha

Pirapama II Ribeirão

Gravatá

Pirapama II Ribeirão


»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado de Pernambuco, no período de 2003 a 2011

Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Paraíba

Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia de Pernambuco, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 458,6 milhões e estão previstos mais R$ 149,8 milhões para ano de 2011, totalizando R$ 608,3 milhões, distribuídos conforme apresentado no gráfico a seguir.

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»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado de Pernambuco, no período de 2003 a 2011

»» Implantados pela Chesf Região Metropolitana do Recife e Zona da Mata do Estado Dois bancos de capacitores de 50MVAr - 230kV na SE Recife II Implantação: 2003. Benefícios: A implantação de dois bancos de capacitores de 50Mvar – 230kV na SE Recife II, proporcionou uma significativa melhora na qualidade da tensão de todo o sistema de transmissão de 230kV associado a essa SE. Recapacitação dos circuitos da LT 230kV Recife II - Pirapama II C1 e C2 Implantação: 2004. Benefícios: A recapacitação dos circuitos da LT 230kV Recife II - Pirapama II C1 e C2 evitou sobrecargas no sistema após a entrada em operação da usina térmica Termopernambuco.

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Recapacitação para 350MVA dos três circuitos 230kV Recife II – Joairam Implantação: 2008. Benefícios: A recapacitação para 350MVA dos três circuitos 230kV Recife II – Joairam evitou que os dois circuitos remanescentes ficassem submetidos a sobrecargas, quando da contingência de um dos três circuitos existentes nesse trecho. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Ribeirão Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do terceiro transformador de 100MVA na SE Ribeirão evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos dois transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Celpe derivadas da SE Ribeirão, em particular as localizadas na Zona da Mata sul do Estado e polarizadas pelas SEs de Palmares, Rio Formoso e Juçaral, entre outras. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pau Ferro Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do terceiro transformador de 100MVA na SE Pau Ferro evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos dois transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Celpe derivadas da SE Pau Ferro, em particular as localizadas na Zona da Mata norte do Estado, polarizadas pelas seccionadoras 69kV de Monjope e Pau Ferro.

Seccionamento dos três circuitos 230kV Recife II Bongi na SE Joairam e implantação da SE Joairam 230/69 kV Implantação: 2006. Benefícios: A implantação da SE Joairam 230/69kV solucionou o problema de esgotamento da transformação da SE Bongi 230/69kV, beneficiando as cargas derivadas da seccionadora da Várzea (Celpe) e de grande parte das áreas sul e oeste da região metropolitana do Recife, principalmente as polarizadas pelas SEs de Várzea, Jaboatão e Prazeres, entre outras, atingindo uma população em torno de 790.000 habitantes.

Região: Agreste e Sertão do Estado

Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pirapama II Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do quarto transformador de 100MVA na SE Pirapama II evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos três transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Celpe derivadas da SE Pirapama II, particularmente aquelas polarizadas pelas SEs de Cabo, Prazeres, Pontezinha e Piedade, entre outras.

Segundo transformador 230/138kV - 100MVA na SE Bom Nome Implantação: 2004. Benefícios: A implantação do segundo transformador de 100MVA na SE Bom Nome evitou cortes de carga na região, por ocasião de uma contingência na única unidade transformadora instalada nessa SE. Esse reforço proporcionou benefícios no atendimento às cargas do sistema da Celpe derivado da SE Bom Nome, em particular as polarizadas pelas SEs de Serra Talhada, Cabrobó, Ouricuri e Parnamirim, entre outras.


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Paraíba

Banco de reatores 150Mvar - 500kV no barramento da SE Angelim II Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do banco de reatores 150Mvar - 500kV no barramento da SE Angelim II proporcionou um melhor controle de tensão no sistema, particularmente no eixo 230kV Angelim - Tacaimbó - Campina Grande II - Natal II. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Angelim Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do terceiro transformador de 100MVA na SE Angelim evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos transformadores 230/69kV existentes nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Celpe e da Ceal derivadas da SE Angelim, em particular as atendidas pelas SEs de Garanhuns, Quipapá e Lajedo, entre outras, no estado de Pernambuco, além da região de Palmeira dos Índios em Alagoas. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA da SE Tacaimbó Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do terceiro transformador de 100MVA na SE Tacaimbó evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Celpe derivado da SE Tacaimbó, em particular as localizadas na região agreste do Estado e polarizadas pelas SEs de Caruaru, Belo Jardim e Santa Cruz do Capibaribe, entre outras.

Obras Diversas Entre 2003 e 2011 foram implantadas diversas obras nas SEs da Chesf no Estado (substituição de equipamentos, instalação de conexões, melhorias etc), que proporcionaram maior confiabilidade e flexibilidade operativa aos sistemas de distribuição alimentados a partir dessas instalações.

»» Implantados por outras empresas Segundo circuito da LT 500kV Xingó - Angelim II, dois autotransformadores 500/230kV - 600MVA na SE Angelim II e LT 230kV Angelim - Campina Grande II Implantação: 2003, pela NTE (leilão ANEEL). Benefícios: Com a implantação do segundo circuito da LT 500kV Xingó - Angelim II, de dois autotransformadores 500/230kV - 600MVA na SE Angelim II e da LT 230kV Angelim - Campina Grande II, melhorou o atendimento a todo o sistema leste da região Nordeste, que alimenta, além do estado de Pernambuco, cargas nos estados de Alagoas, Paraíba e Rio Grande do Norte.

Ampliação da SE Bom Nome (barramento de 230kV, implantação do terceiro transformador 230/138kV - 100MVA, instalação de conexões exclusivas em 230kV e em 138 kV para os três transformadores 230/138kV - 100MVA e também um quadro de 138kV) Implantação: 2010. Benefícios: A ampliação da SE Bom Nome (barramento de 230kV, implantação do terceiro transformador 230/138kV - 100MVA, instalação de conexões exclusivas em 230kV e em 138 kV para os três transformadores 230/138kV - 100MVA e também um quadro de 138kV) beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Celpe derivado da SE Bom Nome, em particular as localizadas no sertão do Estado e polarizadas pelas SEs de Cabrobó, Serra Talhada e Salgueiro, entre outras, atingindo uma população em torno de 1.150.000 habitantes. 55


»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado de Pernambuco

Atendimento às Cargas do Complexo Industrial e Portuário de Suape Implantação da SE Suape II 500/230kV com um autotransformador de 600MVA, 01 banco de reatores monofásicos, manobrável, 500 kV 100Mvar, e da SE Suape III 230/69kV com dois transformadores de 100MVA Implantação: 2011, pela Chesf (leilão ANEEL 006/2008 / Contrato de Concessão nº 06/2009). Justificativa: Nova subestação Suape II 500/230kV, a ser implantada com um autotransformador 500/230kV - 600MVA, que se conecta ao sistema de 500kV, seccionando a LT 500KV Messias - Recife II, com a construção de dois circuitos simples com 24km de extensão cada, e ao sistema de 230kV, seccionando as duas linhas de transmissão Pirapama II – Termopernambuco, com a construção de dois circuitos duplos com 2km de extensão cada. Estas obras serão necessárias devido à perspectiva de um substancial acréscimo na demanda prevista para a área do Complexo Industrial e Portuário de Suape em função dos empreendimentos eletrointensivos que serão instalados na região a curto e médio prazos, com destaque para a implantação de uma refinaria de petróleo e de estaleiros. Além disso, em função do esgotamento da SE Pirapama II, será implantada também a SE Suape III 230/69kV, com dois transformadores de 100MVA, que também irá seccionar os dois circuitos da LT 230kV Pirapama II – Termopernambuco. Em função da importância estruturadora dessas obras, a localização dessas subestações foi definida considerando o plano de desenvolvimento da região devido à perspectiva de um substancial acréscimo na demanda prevista para a área do Complexo Industrial e Portuário de Suape em função dos empreendimentos eletrointensivos que serão instalados na região a curto e médio prazos, com destaque para a implantação de uma refinaria de petróleo e de estaleiros. Este empreendimento beneficiará todo o estado de Pernambuco, atingindo uma população em torno de 8.800.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 200 milhões. Segundo autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Suape II 500/230kV Implantação: 2013, pela Chesf (Ofício ANEEL nº 054/11 de 07/04/2011). 56

Justificativa: Segundo autotransformador de 600MVA na SE Suape II, necessário para evitar corte de carga na região por ocasião de contingência na única unidade existente. Investimento previsto: R$ 30,4 milhões. Terceiro autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Suape II 500/230kV Implantação: 2013. Justificativa: Terceiro autotransformador de 600MVA na SE Suape II, necessário para evitar corte de carga na região por ocasião de contingência de um dos dois autotransformadores existentes. Investimento previsto: R$ 30,4 milhões. Implantação da LT, em 500 kV, Recife II - Suape II C2 Implantação: 2013. Justificativa: Segundo circuito em 500kV Recife II – Suape II C2, com 41km de extensão, necessário para possibilitar o escoamento das gerações termelétricas instaladas em Suape. Investimento previsto: R$ 40,0 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Suape III Implantação: 2013, pela Chesf (Ofício ANEEL nº 191/10 de 07/12/2010). Justificativa: Terceiro transformador de 100MVA na SE Suape III, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos dois transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas da área de Suape. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões.

Região Metropolitana do Recife e Agreste do Estado Terceiro transformador 230/69kV - 150MVA da SE Joairam Implantação: 2011, pela Chesf (resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). Justificativa: Terceiro transformador de 150MVA na SE Joairam, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas do sistema da Celpe derivadas da seccionadora da Várzea (Celpe) e de grande parte das áreas sul e oeste da região metropolitana do Recife, principalmente as polarizadas pelas SEs


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Paraíba

de Várzea, Jaboatão e Prazeres, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões.

atual subestação Recife II 500/230kV. Investimento previsto: R$ 440,0 milhões.

Implantação da SE Garanhuns 500/230kV com um autotransformador de 600MVA , 01 banco de reatores monofásicos 500kV 150Mvar, não manobrável, na linha Luiz Gonzaga - Garanhuns C1 e 01 banco de reatores monofásicos 500kV 150Mvar, manobrável (ambos na SE de 500kV de Garanhuns) Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação Garanhuns 500/230kV, a ser implantada com um autotransformador de 600MVA, conectando-se a rede básica por meio do seccionamento da LT 500 kV Luis Gonzaga – Angelim II, com a construção de dois circuitos simples 500kV com 1km de extensão cada, e dos seccionamentos de três LT 230 kV Paulo Afonso – Angelim, com a construção de dois circuitos duplos 230kV, um circuito simples 230kV, com 1km de extensão cada , um circuito simples 230kV (para permitir o seccionamento em Garanhuns das LTs 230kV Paulo Afonso III - Angelim C2 - 04L2 e C3- 04L3, que deverão operar geminadas, e o seccionamento da LT 230kV Paulo Afonso III – Angelim C4- 04L4), além da construção de uma LT 230kV Angelim – Garanhuns, com 13 km de extensão. Este novo ponto de suprimento é necessário para evitar sobrecarga na unidade remanescente na SE Angelim II, por ocasião de contingência em um dos dois autotransformadores 500/230kV - 600 MVA instalados nessa subestação. Investimento previsto: R$ 80,0 milhões.

LT 500kV Garanhuns - Campina Grande II C1 (circuito simples com 199km de extensão) Implantação: 2013. Justificativa: LT 500kV circuito simples Garanhuns – Campina Grande II C1 (com 199km de extensão), na Subestação Garanhuns 500/230kV (01 banco de reatores monofásicos 500kV 100Mvar, não manobrável, na linha Garanhuns – Campina Grande II C1 e 01 banco de reatores monofásicos 500kV 150Mvar, manobrável, no barramento de 500kV de Garanhuns). Estas obras são necessárias para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER de 2010, no estado do Rio Grande do Norte, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 185,4 milhões.

Implantação das LTs 500 kV, Luis Gonzaga Garanhuns C2 e Garanhuns - Pau Ferro C1, 01 banco de reatores monofásicos 500kV 150Mvar (SE Garanhuns), manobrável, na linha Luiz Gonzaga Garanhuns C2, da SE Pau Ferro 500/230kV com dois autotransformadores de 750MVA, 02 bancos de reatores monofásicos 500kV 100Mvar (SE Pau Ferro), não manobráveis, nas linhas Pau Ferro - Angelim II e Pau Ferro - Garanhuns, e o seccionamento da SE Pau Ferro na LT 500 kV Angelim II - Recife II C1(05L8) Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação Pau Ferro 500/230kV, a ser implantada com dois autotransformadores de 750MVA, conectada ao sistema através de seccionamento na LT 500kV Angelim II – Recife II C1 (05L8), com a construção de dois circuitos simples 500kV com 90km de extensão cada. Serão também implantadas as LTs 500kV Luis Gonzaga – Garanhuns C2 e Garanhuns - Pau Ferro C1, com 223 km e 235km de extensão, respectivamente. Estas obras são necessárias em função do esgotamento da

Implantação da SE Mirueira II 230/69kV com dois transformadores de 150MVA Implantação: 2014. Justificativa: Nova subestação Mirueira II 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 150MVA. A SE Mirueira II será suprida a partir da SE Pau Ferro, sendo necessária a construção de trechos de linhas de transmissão em 230kV, conforme descritos a seguir: Construção do trecho Pau Ferro – Der. Mirueira C1 (8km), conectando ao circuito existente Der. Mirueira – Goianinha C1, formando a LT 230 kV Pau Ferro – Goianinha C1; Construção do trecho Pau Ferro – Der. Mirueira C2 (8km) conectando ao circuito existente 230 kV Der. Mirueira – Mirueira C2, formando o trecho Pau Ferro – Mirueira C2 (o trecho Pau Ferro – Mirueira C1 é existente) e construção de dois trechos Mirueira – Mirueira II (2x0,25km em cabo subterrâneo) conectando ao circuitos Pau Ferro – Mirueira C1 e C2 , formando os dois circuitos 230 kV Pau Ferro – Mirueira II C1 e C2. Esse novo ponto de suprimento é necessário para evitar corte

Implantação da SE Jaboatão II 230/69kV com dois transformadores de 150MVA Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação Jaboatão II 230/69kV , a ser implantada com dois transformadores de 150MVA, e será suprida através do seccionamento da LT 230kV Recife II – Pirapama II C1 (03C1). Essa SE é necessária para evitar o esgotamento da SE Bongi e irá beneficiar o atendimento às cargas da Celpe, particularmente aquelas localizadas na zona sul da capital do Estado, atingindo uma população em torno de 200.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 38,4 milhões.

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de carga em função do esgotamento da atual SE Mirueira e irá beneficiar o atendimento às cargas da Celpe, particularmente aquelas polarizadas pelas SEs de Olinda, Rio Doce, Pau Amarelo, Santo Amaro e São Benedito, entre outras, localizadas na área metropolitana do Recife, atingindo uma população em torno de 450.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 43,4 milhões.

Zona da Mata do Estado Recapacitação para 250MVA do circuito 230kV Angelim - Ribeirão C1 Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: A recapacitação para 250MVA do circuito 230kV Angelim – Ribeirão C1, será necessária para evitar que este circuito entre em sobrecarga, quando da contingência do circuito 230kV Ribeirão - Recife II C1 ou de um dos dois circuitos 500kV Angelim - Recife II. Investimento previsto: R$ 12,0 milhões. Recapacitação para 250MVA do circuito 230kV Ribeirão - Recife II Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: A recapacitação para 250MVA do circuito 230kV Ribeirão – Recife II C1, será necessária para evitar que este circuito entre em sobrecarga, quando da contingência do circuito 230kV Angelim - Ribeirão C1. Investimento previsto: R$ 6,0 milhões. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Ribeirão Implantação: 2013. Justificativa: Quarto transformador de 100MVA na SE Ribeirão, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos três transformadores 230/69kV instalados nessa SE, beneficiando o atendimento às cargas do sistema da Celpe derivadas da SE Ribeirão, em particular as localizadas na Zona da Mata Sul do Estado e polarizadas pelas SEs de Palmares, Rio Formoso e Juçaral, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Implantação da SE Limoeiro II 230/69kV com dois transformadores de 100MVA Implantação: 2014. Justificativa: Nova subestação Limoeiro II 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 100MVA, e será suprida através do sec-

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cionamento da LT 230kV Pau Ferro - Campina Grande II C1. Essa SE é necessária para evitar o esgotamento da SE Goianinha e irá beneficiar o atendimento às cargas da Celpe, particularmente aquelas polarizadas pelas SEs de Bom Jardim, Carpina e Limoeiro, entre outras, localizadas na Zona da Mata norte de Pernambuco, atingindo uma população em torno de 180.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 40,0 milhões.

Sertão do Estado Implantação da SE Floresta II 230kV Implantação: 2011 (Esse empreendimento está sendo implantado pelo Ministério da Integração Nacional). Justificativa: Nova subestação Floresta II, que será suprida através de seccionamento no do circuito 230kV Paulo Afonso III - Bom Nome C3, necessária para alimentação de SEs que compreendem o Projeto de Integração do São Francisco (PISF). Quarto transformador 230/69kV - 100MVA da SE Juazeiro II Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Implantação do quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Juazeiro II, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esta SE apesar de ser localizada no estado da Bahia, supre parte das cargas da sertão do estado de Pernambuco. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas do sistema da Celpe derivado da SE Juazeiro II, em particular as localizadas na região sertão do Estado e polarizadas pelas SEs de Petrolina, Barra do Bebedouro, Massangano III, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Recapacitação para 350MVA dos dois circuitos 230kV Sobradinho - Juazeiro II Implantação: 2013. Justificativa: A recapacitação para 350 MVA, dos 42,5km dos dois circuitos 230kV Sobradinho - Juazeiro da Bahia II é necessária para evitar que o circuito remanescente entre em sobrecarga, quando da contingência do outro circuito existente nesse trecho. Estes circuitos apesar de ser localizados no estado da Bahia, suprem parte das cargas da sertão do estado de Pernambuco. Investimento previsto: R$ 10,0 milhões.


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Paraíba

»» Empreendimentos de Geração Futuros

»» Usinas térmicas

Potência instalada (MW)

Empreendimento UTE Pernambuco III UTE Pernambuco IV

200,8

200,8

Município

Conexão na rede básica

Igarassu

Pau Ferro

UTE Suape II

381,3

Cabo de S. Agostinho

UTE Suape II B

350,0

Ipojuca

UTE Termopower V

200,8

UTE Termopower VI

200,8

Suape II

Cabo de S. Agostinho

Total: 1.534,5

»» Usinas hidrelétricas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

UHE Riacho Seco1

276,0

UHE Pedra Branca2

320,0

Localização Rio São Francisco

1. A UHE Riacho Seco é uma obra relacionada no Plano de Aceleração do Crescimento - PAC e ocupará uma área de 63.950 ha, correspondendo a apenas 3,5% da área total dos 4 municípios atingidos, sendo 2 pernambucanos - Santa Maria da Boa Vista e Lagoa Grande, e 2 baianos - Curaçá e Juazeiro. Sua implantação implicará no investimento de mais de 2 bilhões de reais, com reflexos no comércio e serviços locais que deverão se expandir para dar suporte à população atraída pelas vagas de empregos que surgirão em função das várias oportunidades criadas pelo empreendimento. Durante a fase de construção, haverá um aumento populacional, em função da dinâmica econômica da obra, estimada em cerca de 9.400 pessoas na fase de pico da construção, ampliando a demanda por serviços de educação, saúde, moradia e segurança pública, e, consequentemente, alterando a dinâmica das cidades. A geração de empregos será de 1.900 novos postos de trabalho diretos e mais 3.500 indiretos. O empreendimento está em processo de licenciamento ambiental pelo Ibama. 2. A UHE Pedra Branca é uma obra relacionada no Plano de Aceleração do Crescimento - PAC e estará localizada nos municípios de Orocó em Pernambuco e Curaçá na Bahia, com um investimento estimado em 2 bilhões de reais. Atualmente o empreendimento encontra-se com o processo de licenciamento paralizado no Ibama.

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60


»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado de Alagoas O estado de Alagoas é suprido a partir das usinas do Complexo de Paulo Afonso, que alimentam as subestações (SE) Abaixadora 230/69kV (100MVA) e Zebu 138/69kV (33,4MVA), e também pela UHE Xingó, através de uma linha de transmissão (LT) em 500kV, que interliga essa usina com a subestação de Messias 500/230kV (1.200MVA), de onde partem cinco circuitos em 230kV, sendo dois para suprir a SE Maceió 230/69kV (400MVA) e três para suprir a SE Rio Largo II 230/69kV (200MVA).

»» A figura a seguir, mostra o sistema de suprimento ao estado de Alagoas e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado.

O atendimento ao sul do Estado é feito pela LT 230kV Rio Largo II – Penedo, fonte de alimentação da SE Penedo 230/69kV (300MVA), enquanto que a interligação com o estado de Pernambuco é efetuada por três circuitos em 230kV, existentes entre a SE Messias e a SE Angelim 500/230kV (1.200MVA) e 230/69kV (300MVA).

»» Subestações [SEs]

Nível de tensão (kV)

SE

500/230

Messias

230/69

138/69

Capacidade (MVA) 1.200

Abaixadora

100

Maceió

400

Rio Largo II

200

Penedo

300

Zebu

Obs.: Todas as subestações são de propriedade da CHESF

33,4 Total: 2.233,4

61


»» Linhas de Transmissão (LTs)

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 500 kV Xingó (SE)

Messias (AL)

219

LT 230 kV Messias (AL)

Maceió (AL)

2 3

53

Messias (AL)

Rio Largo II (AL)

Rio Largo II (AL)

Penedo (AL)

35

Messias (AL)

Angelim (PE)

Paulo Afonso (BA)

Abaixadora (AL)

1

Zebu (AL)

6

123 3

237

LT 138 Paulo Afonso (BA)

Total: 674 Obs.: Todas as linhas de transmissão são de propriedade da CHESF

»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado de Alagoas, no Período de 2003 a 2011

Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia de Alagoas, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 84,0 milhões e estão previstos mais R$ 16,8 milhões para o ano de 2011, totalizando R$ 100,8 milhões, distribuídos conforme apresentado no gráfico ao lado.

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»» Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica no Estado de Alagoas no Período de 2003 a 2011

»» Implantados pela Chesf Região Metropolitana de Maceió Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Maceió Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do quarto transformador 230/69kV – 100MVA na SE Maceió, foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião da contingência de uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Este reforço beneficiou o atendimento às cargas de toda a região metropolitana da capital, polarizadas pelas SEs Tabuleiro dos Martins, Pajuçara e Pinheiro, entre outras.

Região Sul do Estado Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Penedo Implantação: 2010. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69kV – 100MVA na SE Penedo, foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião da contingência de uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Este reforço assegurou o fornecimento de energia elétrica às

Sistema de Transmissão e Geração no Estado de Alagoas

cargas da Ceal e da Energisa- SE derivadas da SE Penedo, em particular as atendidas pelas SEs Arapiraca, Periperi, Boacica, Marituba, entre outras (AL), além da SE Carrapicho (SE).

Região Agreste e Sertão do Estado Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Angelim (PE) Implantação: 2009. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69kV – 100MVA na SE Angelim (PE), evitou cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos transformadores 230/69kV existentes nessa SE. Beneficiou o atendimento às cargas da Celpe e da Ceal derivadas da SE Angelim, em particular as atendidas pelas SEs Garanhuns, Quipapá e Lajedo, entre outras (PE), além da região de Palmeira dos Índios (AL).

Obras Diversas Entre 2003 e 2011 foram implantadas diversas obras nas SEs da Chesf no Estado (substituição de equipamentos, instalação de co­nexões, melhorias etc), que proporcionaram maior confiabilidade e flexibilidade operativa aos sistemas de distribuição alimentados a partir dessas instalações.

»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado de Alagoas

Região Metropolitana de Maceió Implantação da SE Maceió II 230/69/13,8kV 400MVA Implantação: 2014. Justificativa: Nova subestação Maceió II 230/69/13,8kV a ser implantada com duas unidades transformadoras de 200MVA e alimentada através de um circuito duplo 230kV Messias – Maceió II. Esse novo ponto de suprimento é necessário em função do esgotamento da atual SE

230/69kV de Maceió, o qual permitirá uma maior confiabilidade no suprimento à região metropolitana da capital do estado de Alagoas, beneficiando uma população em torno de 1.160.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 47,9 milhões.

Região Sul do Estado Circuito 230kV com 110km de extensão Jardim – Penedo Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 2007 / Contrato de Concessão nº 05/2008). 63


Justificativa: Novo circuito 230kV com 110km de extensão entre as subestações Jardim e Penedo necessário para evitar restrição de carga na área sul do estado de Alagoas, atualmente alimentada por um circuito de 230kV que interliga as SEs de Rio Largo II e Penedo. Esse empreendimen­to irá beneficiar os municípios de Penedo, Porto Real do Colégio, Piaçabuçu, Feliz Deserto, São Brás, Junqueiro, entre outros, atingindo uma população em torno de 130.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 29,5 milhões. Reator trifásico 230 kV - 10 Mvar, manobrável, em Penedo, na linha Jardim – Penedo Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 2007 / Contrato de Concessão nº 05/2008). Justificativa: Reator trifásico 230kV de 10Mvar, manobrável, a ser implantado na SE Penedo, na linha de transmissão 230kV Jardim – Penedo, necessário para reduzir as sobretensões previstas para o sistema em condições de energização da LT e rejeição de carga na SE Penedo, a valores compatíveis com a suportabilidade dos equipamentos. Investimento previsto: R$ 3,5 milhões.

Região Sudeste e Nordeste do Estado Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Rio Largo II Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Terceiro transformador 230/69kV, a ser implantado na SE Rio Largo II, necessário para evitar restrição ao atendimento às cargas da região, quando da contingência em uma de suas duas unidades transformado­ras. Esse reforço irá assegurar a alimentação às cargas do litoral e zona da mata do estado de Alagoas, polarizadas pelas SEs de Ma­rechal Deodoro, São Luís do Quitunde e Petrobrás, entre outras, além de várias usinas de açúcar da região. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões.

Região Agreste e Sertão do Estado Implantação da SE Zebu II 230/69/13,8kV 200MVA Implantação: 2011, pela Chesf (leilão ANEEL 2009 / Contrato de Concessão nº 017/2009). Justificativa: Nova subestação Zebu II 230/69/13,8kV, a ser implantada com duas unidades transformadoras de 100MVA, e alimentada através de um circuito duplo 230kV com 6km de extensão, proveniente da SE Paulo Afonso III. Este novo ponto de suprimento será necessário para evitar cortes de carga em todo o sertão do estado de Alagoas, incluindo de Delmiro Gouveia, Santana do Ipanema, Olho d’Águas das Flores, Piranhas, Batalha, Pão de Açúcar, entre outros, na condição de contingência do único transformador da SE Abaixadora 230/69kV ou de um dos transformadores de 16,7MVA da SE Zebu 138/69kV, beneficiando uma população em torno de 450.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 44,1 milhões. Implantação da SE Arapiraca III 230/69/13,8kV - 100MVA Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 2010 / Contrato de Concessão nº 013/2010). Justificativa: Nova subestação Arapiraca III 230/69/13,8kV, a ser implantada inicialmente com um transformador de 100MVA, e será alimentada através de um seccionamento na linha de transmissão 230kV Rio Largo II – Penedo C1. Este novo ponto de suprimento é necessário devido ao crescimento elevado do mercado da região, decorrente da instalação de um novo consumidor industrial naquela área. Essa subestação também beneficiará a região agreste de Alagoas, centralizada no município de Arapiraca, entre outros, atingindo uma população em torno de 400.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 61,0 milhões.

»» Futuros Empreendimentos de Geração no Estado de Alagoas »» Usinas térmicas

64

Empreendimento

Potência instalada (MW)

UTE MC2 Messias

176,0

UTE MC2 Rio Largo

176,0

Total

352,0

A UTE MC2 Messias e a UTE MC2 Rio Largo ficam localizadas no município de Messias. Subestação de conexão na rede básica: SE Messias


»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado de Sergipe O sistema de transmissão que atende ao estado de Sergipe é alimentado a partir da subestação (SE) de Jardim 500/230 (600MVA) e 230/69kV (400MVA) e das subestações 230/69kV de Itabaiana (200MVA), Itabaianinha (72MVA) e Penedo (300MVA). A SE Jardim 500/230/69kV é alimentada na tensão de 500kV por meio das linhas de transmissão (LT) Xingó - Jardim e Jardim – Camaçari, estando conectada ao sistema de 230kV por um autotransformador 500/230kV de 600MVA. A partir do 69kV da SE Jardim são alimentadas as cargas da área metropolitana de Aracaju e parte da região sul do Estado.

»» A figura a seguir, mostra uma representação esquemática do sistema de suprimento ao estado de Sergipe e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado.

A SE Itabaiana atende ao norte e ao sudoeste do Estado, estando interligada ao sistema de 230kV por meio de cinco linhas de transmissão, sendo duas com a SE Paulo Afonso (BA), uma com a SE Catu (BA) 230/69kV (240MVA) e duas com a SE Jardim. Cabe ainda destacar, que parte do suprimento à região norte do estado de Sergipe é efetuado a partir da SE Penedo, localizada em Alagoas. A SE Itabaianinha, que atende cargas da Sulgipe, localizadas ao sul do Estado, é alimentada a partir do seccionamento na LT 230kV Itabaiana - Catu.

»» Subestações [SEs]

Nível de tensão (kV)

SE

500/230

Jardim

600

Itabaiana

200

230/69

Itabaianinha Jardim

Capacidade (MVA)

Obs.: Todas as subestações são de propriedade da CHESF

72 400 Total: 1.272

65


»» Linhas de Transmissão (LTs)

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 500 kV Xingó (SE)

Jardim (SE)

160

Jardim (SE)

Camaçari II (BA)

249

LT 230 kV Paulo Afonso III (BA)

Itabaiana (SE)

2

326

2

88

Itabaiana (SE)

Jardim (SE)

Itabaiana (SE)

Itabaianinha (SE)

Itabaianinha (SE)

Catu (BA)

77 144 Total: 1.044

Obs.: Todas as linhas de transmissão são de propriedade da CHESF

»» Sistema de geração

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Com relação à geração de energia, a usina hidrelétrica de Xingó, localizada no Rio São Francisco, a 6 km do município de Canindé do São Francisco, possui uma capacidade instalada de 3.162.000kW, estando conectada ao sistema de transmissão através da SE Xingó 500kV.


»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado de Sergipe, no Período de 2003 a 2011

Sistema de Transmissão e Geração no Estado de Sergipe

Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia de Sergipe, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 37,8 milhões e estão previstos mais R$ 61,4 milhões para o ano de 2011, totalizando R$ 99,2 milhões, distribuídos conforme apresentado no gráfico a seguir.

»» Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica no Estado de Sergipe no Período de 2003 a 2011

»» Implantados pela Chesf

SEs de Atalaia, Riachuelo e São Cristóvão, entre outras.

Região Metropolitana de Sergipe e Norte do Estado Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Jardim Implantação: 2009. Benefícios: Implantação do quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Jardim foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos três transformadores 230/69kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Energipe derivado da SE Jardim, em particular as localizadas na região metropolitana do Estado e polarizadas pelas

Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Penedo Implantação: 2010. Benefícios: Implantação do terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Jardim foi necessária para evitar sobrecarga nessa instalação, na ocorrência de contingência em uma das duas unidades transformadoras existentes. Embora localizada ao sul do estado de Alagoas, essa obra garantiu o atendimento a parte das cargas da região norte do estado de Sergipe. 67


Obras Diversas No período de 2003 a 2011, foram implantadas diversas obras, correspondentes a uma série de ações nas SEs da Chesf localizadas no Estado, tais como, substituição de equipamentos, instalação de conexões, melhorias etc, proporcionando uma maior confiabilidade e flexibilidade operativa para os sistemas de distribuição alimentados a partir dessas instalações.

»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado de Sergipe

Região Metropolitana de Sergipe e Norte do Estado Segundo autotransformador 500/230kV - 600MVA na SE Jardim Implantação: 2012, pela Chesf (resolução ANEEL nº 2.181 de 24/11/2009). Justificativa: Segundo autotransformador de 600MVA na SE Jardim, necessário para evitar sobrecarga no sistema 230 kV da região, quando da perda do autotransformador existente nessa SE. Essa obra irá assegurar o suprimento às cargas da região metropolitana de Aracaju, bem como a significativa parcela das cargas de todo o estado de Sergipe. Investimento previsto: R$ 31,4 milhões. LT 230kV com 110km de extensão Jardim – Penedo Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 2007 / Contrato de Concessão nº 05/2008). Justificativa: Circuito simples em 230kV Jardim – Penedo, com 110km de extensão, necessário para evitar restrição de carga na região norte do Estado, área de influência da SE Penedo, uma vez que essa SE é alimentada através de um único circuito 230kV proveniente da SE Rio Largo (AL). Esse empreendimento irá beneficiar os municípios de Neópolis, Pacatuba, Propriá, entre outros, atingindo uma população em torno de 70.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 30,5 milhões.

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Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Itabaiana Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Terceiro transformador de 100MVA na SE Itabaiana, necessário para evitar restrição no atendimento às cargas do norte e do sudoeste do Estado, na ocorrência de contingência em uma das unidades transformadoras existentes. Investimento previsto: R$ 6,7 milhões. Circuito duplo em 230kV com 1,3km de extensão Jardim - N. Sra. do Socorro C1/C2, circuito simples em 230kV com 0,3km de extensão Derivação N. Sra. do Socorro - N. Sra. do Socorro C1 (seccionamento Jardim - FAFEN), circuito simples em 230kV com 5km de extensão Derivação N. Sra. do Socorro - N. Sra. do Socorro C1 (seccionamento Jardim- Penedo) e nova SE N. Sra. do Socorro 230/69kV - 300MVA Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação N. Sra. do Socorro 230/69kV , a ser implantada com dois trafos de 150MVA e conectada ao sistema através de um seccionamento na LT 230kV Jardim – FAFEN e outro na LT Jardim – Pendo, necessária em função do esgotamento da atual SE 230/69kV de Jardim, em condições de contingência de uma das quatro unidades existentes, dando uma maior confiabilidade no suprimento a região metropolitana da capital do estado de Sergipe, atingindo uma população em torno de 840.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 47,0 milhões.


»» Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia O sistema de transmissão que atende ao estado da Bahia é suprido a partir das subestações (SE) 500/230kV Camaçari II, Bom Jesus da Lapa II, Sapeaçu e Sobradinho, alimentadas na tensão de 500kV por meio das linhas de transmissão (LT) Presidente Dutra - Boa Esperança - São João do Piauí, Colinas - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí, São João do Piauí - Sobradinho - Luiz Gonzaga (dois circuitos), Serra da Mesa - Correntina - Bom Jesus da Lapa II - Ibicoara - Sapeaçu, Paulo Afonso - Olindina - Camaçari, Luiz Gonzaga Olindina - Camaçari e Xingó - Jardim - Camaçari.

ligada por outros três circuitos em 230kV com a SE Sapeaçu, de onde deriva o suprimento ao sul do Estado. A região sul da Bahia é alimentada em 230kV por três circuitos existentes entre as subestações de Sapeaçu e Funil, sendo dois deles derivados em suas rotas para alimentar a SE 230/69kV de Santo Antônio de Jesus. Além disso, o sistema de atendimento a essa região conta com dois circuitos de 230kV que interligam as subestações de Funil e Eunápolis, com seccionamento ao longo de suas rotas para interligação com a UHE Itapebi.

O eixo que parte de Sobradinho, em 230kV, supre as regiões centro e oeste do Estado, com dois circuitos no trecho Sobradinho – Juazeiro da Bahia II - Senhor do Bonfim II e um circuito no trecho Senhor do Bonfim II - Irecê - Bom Jesus da Lapa – Barreiras. Ressalta-se que este eixo possui uma segunda fonte de alimentação, proveniente da interligação dos autotransformadores instalados na SE Bom Jesus da Lapa II 500/230kV com o barramento de 230kV da SE Bom Jesus da Lapa. O nordeste da Bahia é suprido por três circuitos em 230 kV, que convergem para a SE Catu, sendo dois provenientes de Paulo Afonso, que são seccionados em suas rotas para alimentar a SE Cícero Dantas e o terceiro oriundo da SE Itabaianinha (SE). A SE Catu interliga-se com o 230kV da SE Camaçari II, por meio de duas linhas de transmissão e com a subestação de Governador Mangabeira por um circuito de 230kV. A SE 500/230/69kV de Camaçari II é responsável pelo suprimento a toda região metropolitana de Salvador atendendo as subestações 230/69kV de Pituaçu, Cotegipe, Jacaracanga e Matatu, além das cargas do Pólo Petroquímico e do Centro Industrial de Aratu. A SE 500/230kV/138kV de Ibicoara, possibilitou o atendimento às cargas da área de influência da SE Brumado II, que abrange as subestações de Rio do Antônio, Licínio de Almeida, Paramirim e Mucugê, entre outras. A SE Governador Mangabeira é alimentada por três circuitos em 230kV, sendo dois oriundos de Camaçari e um de Catu, estando também inter69


» » A figura a seguir, mostra o sistema de suprimento ao estado da Bahia e as tabelas sumarizam as linhas de transmissão e a potência instalada nas subestações que atendem a esse Estado.

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Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

»» Subestações [SEs]

Nível de tensão (kV)

SE Bom Jesus da Lapa II1 Camaçari II

500/230

Ibicoara Sapeaçu1

230/138

600 2.400 300 1.200

Sobradinho

600

Barreiras

200

Eunápolis

300

Funil

400

Ibicoara

110

Irecê

110

Barreiras

200

Bom Jesus da Lapa

122

Camaçari II

200

Catu

240

Cícero Dantas

230/69

Capacidade (MVA)

33

Cotegipe

300

Governador Mangabeira

100

Irecê

106

Jacaracanga

300

Juazeiro da Bahia II

300

Matatu

300

Pituaçu

400

Santo Antonio de Jesus

200

Senhor do Bonfim II

233

230/13,8

Olindina

40

230/11,9

Matatu

80 Total: 9340

1. Linhas de transmissão de propriedade da CHESF 2. Apenas 1 dos circuitos é de propriedade da CHESF

71


»» Linhas de Transmissão (LTs) 1. As SE’s 500/230 kV Bom Jesus da Lapa II e Sapeaçu não são de propriedade da CHESF. Todas as demais são da CHESF

Da SE

Para SE

Nº circuitos

Extensão

LT 500 kV São João do Piauí (PI)

Sobradinho (BA)2

2

421

Sobradinho (BA)

Luiz Gonzaga (PE)1

2

607

Serra da Mesa (GO)

Rio das Éguas (BA)

251

Rio das Éguas (BA)

B. Jesus da Lapa II (BA)

322

B. Jesus da Lapa II (BA)

Ibicoara (BA)

232

Ibicoara (BA)

Sapeaçu (BA)

251

Paulo Afonso IV (BA)

Olindina (BA)

Olindina (BA)

Camaçari II (BA)

Luiz Gonzaga (PE)

Olindina (BA)

Xingó (SE)

Jardim (SE)

Jardim (SE)

Camaçari II (BA)

Paulo Afonso IV (BA)

Luiz Gonzaga (PE)

Sapeaçu (BA)

Camaçari II (BA)

213 2

1

294 249

1

160

1

249

1

37

1

110

LT 230 kV Sobradinho (BA)

Juazeiro da Bahia II (BA)1

2

86

Juazeiro da Bahia II (BA)

Sr. do Bonfim II (BA)1

2

298

Sr. do Bonfim II (BA)

Irecê (BA)1

214

Irecê (BA)

Bom Jesus da Lapa (BA)1

286

B. Jesus da Lapa (BA)

Barreiras (BA)1

234

Paulo Afonso III (BA)

Cícero Dantas (BA)1

2

268

Cícero Dantas (BA)

Catu (BA)

2

402

Itabaianinha (SE)

Catu (BA)

Catu (BA)

Camaçari II (BA)

Catu (BA)

Gov. Mangabeira (BA)

Camaçari II (BA)

Pituaçu (BA)

Camaçari II (BA)

Cotegipe (BA)

Camaçari II (BA)

Jacaracanga (BA)

Camaçari II (BA)

Matatu (BA)

Camaçari II (BA)

Gov. Mangabeira (BA)

Camaçari II (BA)

Tomba (BA)

Gov. Mangabeira (BA)

Sapeaçu (BA)1

Sapeaçu (BA)

Sto Antônio de Jesus (BA)1

Sto Antônio de Jesus (BA)

Funil (BA)1

Sapeaçu (BA)

Funil (BA)1

Funil (BA)

Itapebi (BA)

Itapebi (BA)

Eunápolis (BA)

B. Jesus da Lapa (BA)

B. Jesus da Lapa II (BA)

Camaçari (BA)

Polo (BA)

Cotegipe (BA)

Matatu (BA)

Cotegipe (BA)

Jacaracanga

1

144

1

50

1

77

1

1

1

2

78

2

46

2

38 47

1 1

2

168 121

3

50 31 162

1 1

2

386

2

396

2

94

2

2 24 30

1 1

15 Total: 7.168

72


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

»» Sistema de geração

Com relação à geração de energia, os aproveitamentos hidrelétricos de Paulo Afonso I, II, III e Apolônio Sales, localizam-se no Rio São Francisco, na região de Paulo Afonso, com uma capacidade instalada de 1.817.200kW. Essas Usinas são conectadas ao sistema de transmissão na barra de 230kV da SE Paulo Afonso III. A UHE Paulo Afonso IV, também integrante do complexo de Paulo Afonso, tem uma capacidade instalada de 2.462.400kW, e é conectada ao sistema de transmissão na SE Paulo Afonso IV 500kV. O aproveitamento hidrelétrico de Sobradinho, também no Rio São Francisco, distando cerca de 40km a montante das cidades de Juazeiro/BA e Petrolina/PE, tem uma capacidade instalada de 1.050.000kW, e é conectado ao sistema de transmissão na barra de 500kV da SE Sobradinho.

Os aproveitamentos hidrelétricos de Pedra e Funil, no Rio de Contas, ficam localizados próximos às cidades de Jequié e Ubaitaba, respectivamente. A usina de Pedra tem uma capacidade instalada de 20.000kW e é conectada no sistema da Coelba na SE Jequié 138kV, enquanto que a usina de Funil tem uma capacidade instalada de 30.000kW e é conectada ao sistema na barra de 138kV da SE Funil (Chesf). O aproveitamento hidrelétrico de Pedra do Cavalo, instalada no Rio Paraguaçu, tem uma capacidade instalada de 162000kW, estando conectado ao sistema de transmissão na barra de 230kV da SE Governador Mangabeira. O estado da Bahia possui instaladas também as usinas termoelétricas apresentadas a seguir.

»» Usinas Hidrelétricas

UHE

Potência instalada (MW)

Município

Conexão com sistema de transmissão

Paulo Afonso I, II, III e Apolônio Sales

1.817,2

Paulo Afonso

SE Paulo Afonso III 230kV

Paulo Afonso IV

2.462,4

Paulo Afonso

SE Paulo Afonso IV 500kV

Sobradinho

1.050,0

Juazeiro e Petrolina (PE)

SE Sobradinho 500kV

Pedra

20,0

Jequié

SE Jequié 138kV (Coelba)

Funil

30,0

Ubaitaba

SE Funil 138kV

Gov. Mangabeira

SE Gov. Mangabeira 230kV

Pedra do Cavalo

162,0 Total: 5.541,6

73


»» Usinas Termelétricas (UTEs)

Empreendimento UTE Bahia I

Potência instalada (MW) 31,6

Conexão na rede básica SE Camaçari II

UTE Camaçari Muriçy I

151,7

UTE Camaçari Polo de Apoio I

150,0

UTE Rômulo Almeida

138,0

UTE Global I

148,8

UTE Global II

148,8

UTE Jaguarari

101,5

Jaguarari

SE Jaguarari

UTE Petrolina

136,0

Petrolina

SE Juazeiro da Bahia II

UTE TermoBahia (Celso Furtado)

185,9

S. Francisco do Conde

Jacaracanga

UTE Termocamaçari

360,0

Dias d’Ávila

Camaçari II

Total: 1.552,3

Atendendo a determinação do Ministério de Minas e Energia - MME, através do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, a Chesf concluiu, em 2005, os serviços de adaptação para bicombustível (uso de diesel ou gás natural) da Usina Termelétrica de Camaçari que, além de ampliar sua capacidade de geração de 290MW para 350MW, possibilitaram o aumento da eficiência energética e da confiabilidade dessa usina, tendo sido investidos cerca de R$ 486 milhões nesse empreendimento.

74

Município

Polo Camaçari

SE Camaçari II SE Jacaracanga


»» Investimentos da Chesf em Transmissão de Energia Elétrica no Estado da Bahia, no Período de 2003 a 2011

Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

Para atender ao crescimento do mercado de energia e viabilizar mais investimentos nos diversos setores da economia da Bahia, a Chesf investiu no Estado, no período de 2003 a 2010, um total de R$ 599,6 milhões e estão previstos mais R$ 328,0 milhões para o ano de 2011, totalizando R$ 927,5 milhões, distribuídos conforme apresentado no gráfico a seguir.

»» Empreendimentos de Transmissão de Energia Elétrica no Estado da Bahia no Período de 2003 a 2011 »» Implantados pela Chesf

para um melhor atendimento às cargas da região metropolitana de Salvador.

Região Metropolitana de Salvador e Nordeste do Estado

Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Cotegipe Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Cotegipe foi necessária para evitar cortes de carga na região, na condição de contingência em uma das unidades transformadoras dessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da região metropolitana de Salvador, garantindo maior confiabilidade e controle de tensão, tanto em condição normal de operação como em contingências.

Primeiro transformador 230/69/13,8kV - 100MVA na SE Catu em substituição a um transformador de 39MVA Implantação: 2004. Benefícios: A implantação do primeiro transformador 230/69/13,8kV - 100MVA na SE Catu em substituição a um transformador de 39MVA evitou sobrecarga nesse transformador em condições normais de operação, contribuindo

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Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Jacaracanga Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Jacaracanga foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de uma contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelba, em particular as polarizadas pelas SEs de Mataripe e Madre de Deus, entre outras.

tônio de Jesus foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência na única unidade transformadora 230/69kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivado da SE Santo Antônio de Jesus, em particular as polarizadas pelas SEs de Amargosa, Mutuípe e Santo Antônio de Jesus (Coelba), entre outras.

Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Catu Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Catu foi necessária para evitar sobrecargas na unidade de 60MVA existente, na condição de contingência na unidade transformadora de 100MVA instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da região metropolitana de Salvador.

Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Juazeiro da Bahia II Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Juazeiro da Bahia II foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Coelba, derivado da SE Juazeiro da Bahia II, em particular as polarizadas pelas SEs Juazeiro, Tourão, Maniçoba e Curaçá, entre outras, além de cargas da Celpe localizadas na região de Petrolina (PE).

Recapacitação para 350MVA dos dois circuitos 230kV Camaçari II - Jacaracanga C1 e C2 Implantação: 2009. Benefícios: A recapacitação para 350MVA dos dois circuitos 230kV Camaçari II - Jacaracanga C1 e C2 foi necessária para evitar que o circuito remanescente ficasse submetido a sobrecarga, quando da contingência do outro circuito existente nesse trecho. Primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Cícero Dantas Implantação: 2010. Benefícios: A implantação do primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Cícero Dantas foi necessária para evitar cortes de carga na região, quando de uma contingência das unidades de 16,7MVA instaladas nessa subestação. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Coelba, em particular as polarizadas pelas SEs de Ribeira do Pombal e Euclides da Cunha, entre outras.

Recôncavo Baiano Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Santo Antônio de Jesus Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Santo An76

Região Norte do Estado

Primeiro transformador 230/138kV - 100MVA na SE Senhor do Bonfim II Implantação: 2010. Benefícios: A implantação do primeiro transformador 230/138kV - 100MVA na SE Senhor do Bonfim II foi necessária para evitar cortes de carga na região, em função do esgotamento do setor de 69 kV dessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelba derivadas da SE Senhor do Bonfim II, em particular as polarizadas pela SE Jacobina, entre outras.

Região Oeste do Estado Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Barreiras Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Barreiras foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência na única unidade transformadora 230/69kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivado da SE Barreiras, em particular as polarizadas pelas SEs Angical, Riachão das Neves e Rio das Pedras, entre outras.


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

Segundo transformador 230/138kV - 55MVA na SE Irecê Implantação: 2007. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/138kV - 55MVA na SE Irecê foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de uma contingência na única unidade transformadora 230/138kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivado da SE Irecê, em particular as polarizadas pelas SEs de Águas Belas, Lençóis e São Miguel, entre outras. Segundo transformador 230/138kV - 100MVA na SE Barreiras Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/138kV - 100MVA na SE Barreiras foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência na única unidade transformadora 230/138kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelba derivadas da SE Barreiras, em particular as polarizadas pelas SEs de Rio Branco e Rio Grande, entre outras. Primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Bom Jesus da Lapa em substituição a um transformador de 33MVA Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do primeiro transformador 230/69kV - 50MVA na SE Bom Jesus da Lapa em substituição a um transformador de 33MVA foi necessária para evitar sobrecargas nas unidades de 39MVA e 33MVA existentes, por ocasião de contingência na unidade transformadora de 50MVA instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelba derivadas da SE Bom Jesus da Lapa, em particular as polarizadas pelas SEs de Rio Branco e Rio Grande, entre outras. Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Senhor do Bonfim II em substituição a um transformador de 33MVA Implantação: 2008. Benefícios: A implantação do segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Senhor do Bonfim II em substituição a um transformador de 33MVA foi necessária para evitar sobrecargas na unidade de 33MVA existente, por ocasião de contingência na unidade transformadora de 100MVA instalada nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas do sistema da Coelba, derivado da SE Senhor do Bonfim II, em particular as polarizadas pelas SEs Bonfim, Jacobina, Itiúba, Pedrinhas, entre outras.

Região Sul do Estado Quarto transformador 230/138kV - 100MVA na SE Funil Implantação: 2011 Benefícios: A implantação do quarto transformador 230/138kV – 100 MVA na SE Funil, em substituição a unidade de 67 MVA existente, foi necessária para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em umas das três unidades transformadoras de 100 MVA instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiou o atendimento às cargas da Coelba derivadas da SE Funil, em particular as polarizadas pelas SEs de Itabuna, Ilhéus, Camacã, entre outras.

Obras Diversas No período de 2003 a 2011, foram implantadas diversas obras, correspondentes a uma série de ações nas subestações da Chesf localizadas no Estado, tais como substituição de equipamentos, instalação de conexões, melhorias etc, proporcionando uma maior confiabilidade e flexibilidade operativa para os sistemas de distribui-ção alimentados a partir dessas instalações.

»» Implantados por outras empresas Interligação Sudeste - Nordeste LT 500 kV Serra da Mesa - Rio das Éguas - Bom Jesus da Lapa - Ibicoara – Sapeaçu Implantação: 2003, pela TSN (leilão ANEEL). Benefícios: A implantação da LT 500 kV Serra da Mesa - Rio das Éguas - Bom Jesus da Lapa - Ibicoara – Sapeaçu proporcionou uma maior integração eletroenergética entre as regiões Norte, Sudeste e Nordeste, além de representar duas novas alternativas de suprimento ao sistema da Coelba, com a implantação de autotransformadores 500/230kV nas SEs de Bom Jesus da Lapa II (2 x 300MVA) e Sapeaçu (2 x 600MVA), beneficiando o suprimento às regiões oeste e sul da Bahia, atingindo uma população em torno de 2.800.000 habitantes. LT 500kV Camaçari II – Sapeaçu Implantação: 2005, pelas empresas Cymi e Fluxo Engenharia (leilão ANEEL). Benefícios: A implantação da LT 500kV Camaçari II – Sapeaçu foi necessária para para asse77


gurar o escoamento da energia gerada na UHE Itapebi, bem como aumentar a confiabilidade do atendimento à região metropolitana de Salvador e à área Sul da Bahia, beneficiando uma população em torno de 5.800.000 habitantes. Obs.: A SE Camaçari II pertence à Chesf e a SE Sapeaçú pertence à transmissora TSN. A linha de transmissão é de propriedade das empresas citadas, ganhadoras do leilão de transmissão.

Interligação Norte - Nordeste LT 500kV Colinas - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí – Sobradinho Implantação: 2006, pela empresa Abengoa (leilão ANEEL). Benefícios: A implantação da LT 500kV Colinas - Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí – Sobradinho propiciou um aumento da capacidade de intercâmbio entre as regiões Norte/Sudeste com a região Nordeste da ordem de 1.000MW.

»» Futuros Empreendimentos de Transmissão no Estado da Bahia

Região Metropolitana de Salvador e Nordeste do Estado Implantação da SE Narandiba 230/69kV 200MVA Implantação: 2011, pela Neoenergia (leilão ANEEL - 2006). Justificativa: Nova subestação Narandiba 230/69kV, a ser implantada com duas unidades transformadoras de 100MVA, e conectada ao sistema através da energização em 230kV dos circuitos existentes entre as subestações de Pituaçu e Narandiba, que atualmente operam na tensão de 69kV, é necessária para evitar problemas de sobrecarga em contingências de transformadores 230/69kV nas SEs da área metropolitana de Salvador, além do esgotamento físico da SE Matatu, no que diz respeito à expansão do barramento de 69kV desta SE. Este novo ponto de suprimento beneficiou a área metropolitana de Salvador, atingindo um população em torno de 3.600.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 63,5 milhões. Recapacitação para 350MVA do circuito 230kV Camaçari II - Cotegipe C1 Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 939 de 05/06/2007). Justificativa: A recapacitação para 350 MVA, dos 23,5km do circuito 230kV Camaçari II – Cotegipe C1 é necessária para evitar que este circuito entre em sobrecarga, quando da contingência do outro circuito existente nesse trecho. Investimento previsto: R$ 2,0 milhões. 78

Recapacitação para 250MVA do circuito 230kV Paulo Afonso III - Cícero Dantas C1 Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). Justificativa: A recapacitação para 250 MVA, dos 133,8km do circuito 230kV Paulo Afonso III – Cícero Dantas C1 é necessária evitar que este circuito entre em sobrecarga, quando da contingência em circuitos 500kV e 230kV provenientes do complexo das usinas da Chesf em Luiz Gonzaga, Paulo Afonso e Xingó até o centro de carga em Salvador. Investimento previsto: R$ 12,0 milhões. Segundo transformador 230/69kV - 50MVA na SE Cícero Dantas em substituição a 2 transformadores de 16,7MVA Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Segundo transformador 230/69kV 50MVA na SE Cícero Dantas, o qual substituirá as duas unidades de 16,7MVA, necessário para evitar cortes de carga na região, quando de uma contingência da unidade de 50MVA instalada nessa subestação. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas do sistema da Coelba, em particular as polarizadas pelas SEs de Ribeira do Pombal e Euclides da Cunha, entre outras. Investimento previsto: R$ 2,5 milhões. Terceiro transformador 230/69/13,8kV - 100MVA na SE Catu em substituição a um transformador de 62MVA


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). Justificativa: Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Catu o qual substituirá a unidade de 62 MVA existente, necessário para evitar cortes de carga na região, quando da contingência de uma das duas unidades de 100MVA instaladas nessa SE. Esses reforços irão beneficiar o atendimento às cargas do sistema da Coelba, em particular as polarizadas pelas SEs de Ribeira do Pombal e Euclides da Cunha, entre outras. Investimento previsto: R$ 3,8 milhões. Implantação da SE Camaçari IV 500/230kV 2400MVA Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL – 2009 / Contrato de Concessão nº 007/2010). Justificativa: Nova subestação Camaçari IV 500/230kV, mais um terminal 500/230kV na região de Camaçari, a ser implantada com dois autotransformadores de 1200MVA, é necessária para evitar o esgotamento da transformação 500/230kV da atual SE Camaçari II. Essa nova SE irá propiciar um melhor atendimento às cargas de toda a região metropolitana de Salvador, beneficiando uma população em torno de 3.600.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 82,3 milhões. Implantação da SE Pólo 230/69kV - 100MVA Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 01/2010 / Contrato de Concessão nº 014/2010). Justificativa: Nova subestação Pólo 230/69kV, a ser implantada inicialmente com uma unidade transformadora de 100MVA, localizada na região do Pólo Industrial de Camaçari e interligada ao sistema por um seccionamento na LT 230kV Camaçari II – FORD é necessária devido ao esgotamento da capacidade de transformação 230/69kV da SE Camaçari II e à impossibilidade de se expandir o atual quadro de 69kV dessa subestação, visando possibilitar a conexão de mais um transformador de 100MVA e a implantação de novas entradas de linhas de 69kV para atender o sistema da Coelba. Esta nova subestação beneficiará mais de 90 empresas químicas, petroquímicas e de outros ramos de atividade como indústria automotiva, de celulose, metalurgia do cobre, têxtil, bebidas e serviços, além da atração de novos empreendimentos para a Bahia, no Pólo Industrial de Camaçari. Investimento previsto: R$ 26,7 milhões. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Catu Implantação: 2013. Justificativa: Quarto transformador 230/69kV

- 100MVA na SE Catu o qual substituirá a unidade de 62 MVA existente, necessário para evitar cortes de carga na região, quando da contingência de uma das três unidades de 100MVA instaladas nessa SE. Esses reforços irão beneficiar o atendimento às cargas do sistema da Coelba, em particular as polarizadas pelas SEs de Ribeira do Pombal e Euclides da Cunha, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pólo Implantação: 2013 Justificativa: Segundo transformador 230/69kV na SE Pólo, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião da contingência na única unidade transformadora 230/69kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivado da SE Pólo. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Recapacitação para 317MVA do circuito 230kV Cotegipe – Jacaracanga Implantação: 2013. Justificativa: A recapacitação para 317MVA, dos 15,2 km do circuito de 230kV Cotegipe - Jacaracanga, é necessária para evitar que este circuito entre em sobrecarga, quando da contingência da linha em 500kV Camaçari II – Camaçari IV, considerando geração térmica em Salvador. Investimento previsto: R$ 1,5 milhões. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Cotegipe Implantação: 2013. Justificativa: Quarto transformador 230/69kV na SE Cotegipe, necessário para evitar cortes de carga na região, quando de uma contingência em uma das três unidades de 100MVA instaladas nessa SE. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas da região metropolitana de Salvador. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Implantação da SE Pirajá 230/69kV - 100MVA Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação Pirajá 230/69kV, a ser implantada inicialmente com um transformador 230/69kV - 100MVA, interligada ao sistema por meio do seccionamento de um dos circuitos da LT 230kV Pituaçu – Narandiba, é necessária em função do esgotamento da capacidade de transformação 230/69kV da SE Narandiba, beneficiar o atendimento às cargas da região metropolitana de Salvador, atingindo um população em torno de 3.600.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 23,0 milhões. 79


LT 500kV circuito simples com 106km de extensão Camaçari IV - Sapeaçu C1 Implantação: 2013. Justificativa: Linha de transmissão, circuito simples em 500kV Camaçari IV – Sapeaçu com 106km de extensão, necessária para permitir o escoamento da energia das usinas termelétricas vencedoras dos Leilões A-3 e A-5, de 2009 e 2010, na região metropolitana de Salvador. Investimento previsto: R$ 68,0 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Pólo Implantação: 2015 Justificativa: Terceiro transformador 230/69kV na SE Pólo, necessário para evitar sobrecarga em um das duas unidades, na condição de contingência da outra unidade transformadora 230/69kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivado da SE Pólo. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões.

Recôncavo Baiano Recapacitação para 350MVA dos 2 circuitos 230kV Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus Implantação: 2011, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 975 de 31/07/2007). Justificativa: A recapacitação para 350 MVA, dos 32km dos 2 circuitos 230kV Sapeaçu – Santo Antônio de Jesus C1 e C2 é necessária para evitar que um dos circuitos entre em sobrecarga, quando da contingência do outro circuito existente nesse trecho. Investimento previsto: R$ 3,0 milhões. Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Governador Mangabeira Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Segundo transformador 230/69kV - 100MVA na SE Governador Mangabeira, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência na única unidade transformadora 230/69kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivado da SE Governador Mangabeira, em particular as polarizadas pelas SEs de Amargosa, Muritiba, Paraguaçu, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Recapacitação para 250MVA do circuito 230kV Catu - Governador Mangabeira Implantação: 2012, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). 80

Justificativa: A recapacitação para 250 MVA, dos 77,2km do circuito 230kV Catu – Governador Mangabeira é necessária para evitar que este circuito entre em sobrecarga, quando da contingência do circuito 500kV Sapeaçu - Camaçari II, considerando geração térmica em Salvador. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. LT 230kV circuito simples com 31km de extensão Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus C3 Implantação: 2013. Justificativa: Terceiro circuito em 230kV Sapeaçu – Santo Antônio de Jesus, com 32km, necessário para evitar sobrecarga no circuito remanescente, em condições de contingência do outro circuito, proporcionando um atendimento adequando às cargas da região de Santo Antônio de Jesus, atingindo uma população em torno de 95.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 31,0 milhões. Compensador estático de (-150,+250)Mvar 230kV na SE Sapeaçu Implantação: 2013. Justificativa: Compensador estático de (-150,+250)Mvar -230kV na subestação de Sapeaçu, necessário para permitir o escoamento pleno da geração das usinas termelétricas instaladas na área metropolitana de Salvador. Investimento previsto: R$ 60 milhões. Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Santo Antônio de Jesus Implantação: 2013. Justificativa: Terceiro transformador 230/69kV - 100MVA na SE Santo Antônio de Jesus, necessário para evitar evitar cortes de carga na região, por ocasião da contingência em uma das unidades transformadoras 230/69kV instalada nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivado da SE Santo Antônio de Jesus, em particular as polarizadas pelas SEs de Amargosa, Mutuípe e Santo Antônio de Jesus (Coelba), entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões.

Região Norte do Estado Seccionamento de uma das LTs 230kV Juazeiro da Bahia II - Senhor do Bonfim II na SE Jaguarari Implantação: 2011, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). Justificativa: Seccionamento de uma das linhas de transmissão Juazeiro da Bahia II - Senhor do Bonfim II na SE Jaguarari, necessário para evitar


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

sobrecarga no circuito remanescente, em condições de contingência do outro circuito, tendo em vista que a SE Jaguarari é suprida através de derivação dos circuitos Juazeiro da Bahia II – Senhor do Bonfim II C1/C2, beneficiando a mineradora Caraíba Metais (hoje, Paranapanema). Investimento previsto: R$ 1,0 milhão. Quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Juazeiro da Bahia II Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Implantação do quarto transformador 230/69kV - 100MVA na SE Juazeiro II, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras instaladas nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas do sistema da Coelba derivadas da SE Juazeiro da Bahia II, em particular as polarizadas pelas SEs Juazeiro, Tourão, Maniçoba e Curaçá, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,0 milhões. Recapacitação para 350MVA dos dois circuitos 230kV Sobradinho - Juazeiro da Bahia II Implantação: 2013. Justificativa: A recapacitação para 350 MVA, dos 42,5km dos dois circuitos 230kV Sobradinho - Juazeiro da Bahia II é necessária para evitar que o circuito remanescente entre em sobrecarga, quando da contingência do outro circuito existente nesse trecho. Investimento previsto: R$ 10,0 milhões. Segundo transformador 230/138kV - 100MVA na SE Senhor do Bonfim II Implantação: 2013, pela Chesf (Ofício ANEEL nº 054 de 07/04/2011). Justificativa: Segundo transformador 230/138kV – 100MVA na SE Senhor do Bonfim II, necessário para evitar cortes de carga na região, em condições de contingência da única unidade de 100MVA existente nessa SE. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas da Coelba derivadas da SE Senhor do Bonfim II, em particular as polarizadas pela SE de Jacobina, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,3 milhões. Terceiro autotransformador 500/230kV - 300MVA na SE Sobradinho Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Terceiro autotransformador 500/230kV - 300MVA na SE Sobradinho, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em um dos dois auto-

transformadores 500/230kV instalados nessa SE. Esse reforço beneficiará o atendimento às cargas dos sistemas da Coelba e da CELPE derivados da SE Sobradinho. Investimento previsto: R$ 24,2 milhões.

Região Oeste do Estado Quarto transformador 230/69kV - 33MVA na SE Bom Jesus da Lapa Implantação: 2011, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.173 de 17/11/2009). Justificativa: O retorno a operação quarto transformador 230/69kV – 33 MVA da SE Bom Jesus da Lapa é necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência na unidade transformadora de 50MVA instalada nessa SE. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas da Coelba derivadas da SE Bom Jesus da Lapa, em particular as polarizadas pelas SEs de Rio Branco e Rio Grande, entre outras. Investimento previsto: R$ 2,9 milhões. LT 230kV circuito simples com 115km de extensão Bom Jesus da Lapa II - Igaporã II C1 e SE Igaporã II 230/69kV - 300MVA Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL 01/2010 / Contrato de Concessão nº 020/2010). Justificativa: Nova subestação Igaporã II 230/69kV, a ser implantada com dois transformadores de 150 MVA, alimentada através de um circuito simples em 230kV Bom Jesus da Lapa II – Igaporã II C1, com 115km de extensão. Essa subestação será necessária para conectar as Centrais Geradoras Eólicas vencedoras dos Leilões de Energia Renovável - LER 2009, no estado da Bahia, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 81,0 milhões. LT 230kV circuito simples com 67km de extensão Irecê - Morro do Chapéu C1 e SE Morro do Chapéu 230/69kV - 150MVA Implantação: 2013, pela Chesf (leilão ANEEL - 01/2011). Justificativa: Nova subestação Morro do Chapéu 230/69kV, a ser implantada com um transformador de 150 MVA, alimentada através de um circuito simples em 230kV Irecê – Morro do Chapéu C1, com 67km de extensão. Essa subestação será necessária para conectar as centrais geradoras eólicas vencedoras do Leilão de Energia Renovável - LER 2010, no estado da Bahia, ao sistema de transmissão existente. Investimento previsto: R$ 42,0 milhões. 81


Terceiro transformador 230/138kV - 100MVA na SE Barreiras Implantação: 2013. Justificativa: Terceiro transformador 230/138kV - 100 MVA na SE Barreiras, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência em uma das unidades transformadoras 230/138kV instaladas nessa SE. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas da Coelba derivadas da SE Barreiras, em particular as polarizadas pelas SEs de Rio Branco e Rio Grande, entre outras. Investimento previsto: R$ 7,3 milhões.

Região Sul do Estado LT 230kV com 95km de extensão Ibicoara - Brumado e implantação da transformação 500/230kV - 300MVA e 230/138kV - 110MVA na SE Ibicoara Implantação: 2011, pela Chesf (leilão ANEEL - 2006 / Contrato de Concessão nº 010/2007). Justificativa: LT 230kV com 95km de extensão Ibicoara - Brumado, juntamente com um autotransformador 500/230kV - 300MVA e dois transformadores 230/138kV – 55MVA na SE Ibicoara necessários para possibilitar o atendimento às cargas da área de influência da SE Brumado, que abrange as SEs de Rio do Antônio, Licínio de Almeida, Paramirim e Mucugê, entre outras, além da Indústria de Cimentos Itaguarana, no município de Ituaçu, atingindo uma população em torno de 65.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 63,5 milhões. SE Poções II 230/138kV - 200MVA Implantação: 2013. Justificativa: Nova subestação Poções II 230/138kV a ser implantada com dois transformadores de 100MVA, é necessária em função do esgotamento da atual SE Funil 230/138kV, proporcionando um atendimento adequado às cargas do ramal de Poções , atingindo uma população em torno de 45.000 habitantes. Essa nova SE será alimentada através de seccionamento da LT 230kV Brumado - Itagibá e da operação em 230kV da LT Poções - Funil, operando atualmente em 138kV, ambas pertencentes à Coelba. Investimento previsto: R$ 43,0 milhões.

Região Extremo Sul do Estado Terceiro circuito com 198,7km de extensão da LT 230kV Funil – Itabepi Implantação: 2012, pela Chesf (leilão ANEEL – 2006 / Contrato de Concessão nº.005/2007). 82

Justificativa: Terceiro circuito em 230kV Funil – Itapebi, com 198,8km de extensão, necessário para possibilitar o atendimento às cargas do extremo sul da Bahia, evitando que o circuito remanescente entre em sobrecarga, quando da contingência em um dos circuitos existentes nesse trecho. Investimento previsto: R$ 34,5 milhões. LT 230kV com um circuitos simples com 152km de extensão Eunápolis - Teixeira de Freitas II C1 e SE Teixeira de Freitas II 230/138 kV - 100MVA Implantação: 2013, pela Chesf (leilão ANEEL / Contrato de Concessão nº.014/2008). Justificativa: Nova subestação Teixeira de Freitas II 230/138kV a ser implantada inicialmente com um transformador de 100MVA e conectada ao sistema através de um circuitos simples em 230kV Eunápolis – Teixeira de Freitas II C1 , com 152km de extensão, necessária para possibilitar o adequado atendimento às cargas do extremo Sul da Bahia, supridas pelo sistema da Coelba derivado das SEs de Teixeira de Freitas, Posto da Mata, Medeiros Neto, Prado e Alcobaça, além dos consumidores Bahia Sul Celulose e Tecflor, atingindo uma população em torno de 148.000 habitantes. Investimento previsto: R$ 52,7 milhões. Segundo circuito simples em 230kV com 152km de extensão Eunápolis - Teixeira de Freitas II C2 Implantação: 2013, pela Chesf (leilão ANEEL / Contrato de Concessão nº.018/2009). Justificativa: Segundo circuito simples em 230 kV Eunápolis – Teixeira de Freitas II C2, com 152 km de extensão, necessário para possibilitar o adequado atendimento às cargas do extremo Sul da Bahia, evitando-se restrição de carga na região, em condições de contingência do outro circuito. Investimento previsto: R$ 44,2 milhões. Segundo transformador 230/138kV - 100MVA na SE Teixeira de Freitas II Implantação: 2013, pela Chesf (Resolução ANEEL nº 2.823 de 22/03/2011). Justificativa: Segundo transformador 230/138kV – 100MVA na SE Teixeira de Freitas II, necessário para evitar cortes de carga na região, por ocasião de contingência na única unidade transformadora 230/138kV instalada nessa SE. Esse reforço irá beneficiar o atendimento às cargas do extremo Sul da Bahia, supridas pelo sistema da Coelba derivado das SEs de Teixeira de Freitas, Posto da Mata, Medeiros Neto, Prado e Alcobaça, além dos consumidores Bahia Sul Celulose e Tecflor. Investimento previsto: R$ 7,3 milhões.


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

Sistema de Transmissão associado à Usina Hidrelétrica de Belo Monte Dois circuitos simples em 500kV Miracema - Gilbués com 387km de extensão cada, um circuito simples em 500kV Gilbués – Barreiras com 281km de extensão, um circuito simples em 500kV Barreiras – Bom Jesus da Lapa II com 219km de extensão, um circuito simples em 500kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara C2 com 232km de extensão e um circuito simples em 500kV Ibicoara – Sapeaçu C2 com 257km de extensão Implantação: 2014 Justificativa: A implantação dos circuitos acima descritos, é necessária para possibilitar o escoamento da potência a ser gerada na futura Usina Hidrelétrica de Belo Monte, beneficiando todo a Região Nordeste. Investimento previsto: R$ 1,0 bilhão.

83


»» Futuros Empreendimentos de Geração no Estado da Bahia

»» Usinas Hidrelétricas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

UHE Riacho Seco1

276,0

UHE Pedra Branca2

320,0

Localização

Rio São Francisco

1. A UHE Riacho Seco é uma obra relacionada no Plano de Aceleração do Crescimento - PAC e ocupará uma área de 63.950 ha, correspondendo a apenas 3,5% da área total dos 4 municípios atingidos, sendo 2 pernambucanos - Santa Maria da Boa Vista e Lagoa Grande, e 2 baianos - Curaçá e Juazeiro. Sua implantação implicará no investimento de mais de 2 bilhões de reais, com reflexos no comércio e serviços locais que deverão se expandir para dar suporte à população atraída pelas vagas de empregos que surgirão em função das várias oportunidades criadas pelo empreendimento. Durante a fase de construção, haverá um aumento populacional, em função da dinâmica econômica da obra, estimada em cerca de 9.400 pessoas na fase de pico da construção, ampliando a demanda por serviços de educação, saúde, moradia e segurança pública, e, consequentemente, alterando a dinâmica das cidades. A geração de empregos será de 1.900 novos postos de trabalho diretos e mais 3.500 indiretos. O empreendimento está em processo de licenciamento ambiental pelo Ibama. 2. A UHE Pedra Branca é uma obra relacionada no Plano de Aceleração do Crescimento - PAC e estará localizada nos municípios de Orocó em Pernambuco e Curaçá na Bahia, com um investimento estimado em 2 bilhões de reais. Atualmente o empreendimento encontra-se com o processo de licenciamento paralizado no Ibama.

»» Usinas Térmicas

Potência instalada (MW)

Município

UTE Camaçari 1

176,0

Candeias

UTE Camaçari 2

176,0

UTE Camaçari 3

176,0

UTE Catu

176,0

UTE Dias d’Ávila 1

176,0

UTE Dias d’Ávila 2

176,0

UTE Feira de Santana

176,0

UTE G. Mangabeira

176,0

Governador Mangabeira

UTE N. S. do Socorro

176,0

-

UTE Sapeaçu

176,0

Sapeaçu

UTE Senhor do Bonfim

176,0

Candeias

UTE Sto Antonio de Jesus

176,0

Simões Filho

Empreendimento

Total: 2.112,0

84

Camaçari

Conexão na rede básica

SE Camaçari IV

SE Catu Candeias

SE Camaçari IV SE Catu SE Camaçari IV

SE Camaçari IV


Sistema de Transmissão e Geração no Estado da Bahia

»» Usinas Eólicas

Empreendimento

Potência instalada (MW)

CGE Igaporã

30,0

CGE Ilheus

10,5

CGE Nossa Senhora Conceição

24,0

CGE Porto Seguro

Conexão na rede básica

Igaporã

Coletora Igaporã

6,0

Parque Eólico da Prata

19,5

CGE Pajeu do Vento

24,0

CGE Planaltina

25,5

CGE Serra do Salto

15,0

CGE Guanambi

16,5

CGE Candiba

Município

Bom Jesus da Lapa II Caetité

Coletora Igaporã

Guanambi

Coletora Igaporã

9,0

CGE Pindai

22,5

CGE Guirapá

27,0

CGE Licinio De Almeida

22,5

Parque Eólico Tanque

24,0

Parque Eólico Morrão

30,0

CGE Alvorada

7,5

CGE Rio Verde

30,0

Caetité 2

30,0

Caetité 3

30,0

Parque Eólico Seraíma

30,0

Parque Eólico Arapuã

30,0

CGE Pedra do Reino

30,0

Pedra do Reino III

18,0

CGE Macaúbas

30,0

CGE Novo Horizonte

30,0

CGE Seabra

30,0

Parque Eólico Cristal

Bom Jesus da Lapa II

Caetité

Coletora Igaporã

Bom Jesus da Lapa II

Sobradinho

Sobradinho I Salitre I

Brotas de Macaúbas

Secc BJL - Irecê

30,0

Bonito

Coletora Morro do Chapéu

Parque Eólico Primavera

30,0

Morro do Chapéu

Parque Eólico São Judas

30,0

Casa Nova1

180,0

Parque Eólico Ventos do Nordeste

19,5

Parque Eólico dos Araças

30,0

Eolica São Pedro do Lago

28,8

Pedra Branca

28,8

Sete Gameleiras

28,8

1. A Central Geradora Eólica - CGE CASA NOVA ocupará uma área de 4.000 ha na área rural do município de Casa Nova na Bahia e terá cento e vinte unidades geradoras, agrupadas em dez ramais com aerogeradores de 1500kW, totalizando a capacidade instalada de 180MW. Estes conjuntos serão ligados em paralelo por meio de alimentadores em 34,5kV que se conectam a subestação elevadora através de um transformador 230/34.5kV - 180.000kVA. O valor do investimento será de R$ 800 milhões e o empreendimento além de contribuir para melhoria da renda de uma parcela da população, mediante a remuneração pelo direito de uso dos terrenos, sem interferir com as atividades neles anteriormente desenvolvidas, irá gerar empregos locais durante a sua implantação.

Casa Nova

Sobradinho

Pindaí

Brumado II

Sento Sé

Sobradinho II

Total: 1.007,4

85


86


87


88

Relatório Chesf  

Sistema de Transmissão e Geração NE

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