RelatÃ³rio Completo - Volume I - ONS

PLANO DE AMPLIAÇÕES E 

REFORÇOS NA REDE BÁSICA 

PERÍODO 2004 A 2006 

VOLUME I 

Operador Nacional do Sistema Elétrico 

Presidência 

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ONS 2.1.036/2003 

PLANO DE AMPLIAÇÕES E 

REFORÇOS NA REDE BÁSICA 

PERÍODO 2004 A 2006 

VOLUME I 

Aprovado pelo Conselho de 

Administração em 26 de Maio de 2003 

K:\2004-2006\#Documentos\Relatórios\PAR2004-2006_Vol_I.doc

Sumário 

APRESENTAÇÃO 8 

1 Introdução 12 

2 Relação das Ampliações e Reforços 

Propostos para a Rede Básica Ainda sem 

Concessão – Período 2004 a 2006 15 

2.1 Ampliações e Reforços na Rede Básica 

Necessários até 2006 cuja Concessão ainda não foi 

Equacionada 16 

2.1.1 Interligações Inter-Regionais 17 

2.1.2 Região Sul 18 

2.1.3 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 25 

2.1.4 Regiões Norte/Nordeste 43 

2.2 Resumo da Proposta de Ampliações e Reforços na 

Rede Básica Necessários até 2006 48 

2.2.1 Quantitativos de Linhas de Transmissão e 

Transformadores Previstos no PAR 2004-2006 

(relação completa) 48 

2.2.2 Quantitativos de Linhas de Transmissão e 

Transformadores Propostos no Par 2004-2006 que 

ainda não foram Equacionados junto à Aneel 51 

2.2.3 Estimativa de Investimento Associado às 

Ampliações e aos Reforços Propostos 52 

3 Síntese das Condições de Atendimento do 

Sistema Interligado Nacional – Horizonte 

2006 55 

3.1 Introdução 55 

3.2 Observações de Caráter Geral 56 

3.3 Região Sul 62 

3.3.1 Sistema Regional Sul de 525 kV 62 

3.3.2 Área Rio Grande do Sul 76 

3.3.3 Área Santa Catarina 92 

3.3.4 Área Paraná 108 

3.4 Região Sudeste 123 

ONS PAR 2004-2006 3 / 530

3.4.1 Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 123 

3.4.2 Área Minas Gerais 139 

3.4.3 Área São Paulo 168 

3.5 Região Centro-Oeste 202 

3.5.1 Área Goiás/Distrito Federal 202 

3.5.2 Área Mato Grosso 212 

3.5.3 Área Mato Grosso do Sul 229 

3.6 Região Norte 239 

3.6.1 Área Pará 239 

3.6.2 Área Maranhão/Tocantins 245 

3.7 Região Nordeste 252 

3.7.1 Área Oeste 252 

3.7.2 Área Norte 257 

3.7.3 Área Leste 264 

3.7.4 Área Sul 272 

3.7.5 Área Centro 279 

3.7.6 Área Sudoeste 282 

4 Síntese das Condições de Desempenho das 

Interligações Inter-regionais 286 

4.1 Descrição das Interligações 287 

4.1.1 Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste 287 

4.1.2 Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e 

Sudeste 289 

4.2 Conclusões 292 

4.3 Resumo dos Limites de Intercâmbio entre 

Subsistemas 298 

4.3.1 Limites de Intercâmbio entre as Regiões Sul e 

Sudeste 298 

4.3.2 Limites de Intercâmbio entre as Regiões Norte, 

Nordeste e Sudeste 306 

4.3.3 Evolução dos Limites de Intercâmbio das 

Interligações Inter-regionais 311 

4.4 Desempenho das Interligações Inter-Regionais 313 

4.4.1 Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste 313 

4.4.2 Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e 

Sudeste 322 


5 Síntese da Análise da Confiabilidade da 

Rede Básica 328 

5.1 Aspectos Conceituais 328 

5.2 Resultados Globais: Confiabilidade do Sistema 

Brasileiro 332 

5.2.1 Evolução Temporal do Risco Probabilístico 

Intrínseco da Malha Elétrica 332 

5.2.2 Desempenho Esperado por Nível de Tensão 336 

5.2.3 Impacto de Contingências Múltiplas de 

Transmissão 340 

5.3 Principais Conclusões 344 

6 Condicionantes dos Estudos 347 

6.1 Mercado 347 

6.1.1 Contexto 347 

6.1.2 Dados 347 

6.1.3 Processo 348 

6.1.4 Resultados 349 

6.1.5 Requisitos Máximos Anuais 375 

6.2 Geração 379 

6.3 Programa de Obras na Rede Básica 380 

6.4 Programa de Obras das Distribuidoras 402 

6.4.1 CEEE-D 402 

6.4.2 RGE 402 

6.4.3 AES 403 

6.4.4 CELESC 403 

6.4.5 COPEL-D 404 

6.4.6 ENERSUL 405 

6.4.7 ESCELSA 406 

6.4.8 CELG 407 

6.4.9 CEB 409 

6.4.10 CEMAT 413 

6.4.11 SÃO PAULO 415 

6.4.12 CEMIG 418 

6.4.13 CELPA 418 

6.4.14 CELTINS 419 


6.4.15 COELCE 421 

6.4.16 COSERN 421 

6.4.17 CELPE 422 

6.4.18 ENERGIPE 423 

6.4.19 COELBA 423 

6.5 Critérios 424 

6.5.1 Critérios com Relação aos Níveis de Tensão 425 

6.5.2 Critérios para Fator de Potência 426 

6.5.3 Critérios de Carregamento de Linhas de 

Transmissão 426 

6.5.4 Critérios de Carregamento de Transformadores 426 

6.5.5 Critérios para os Estudos das Interligações 

Regionais 427 

6.5.6 Critérios para os Estudos de Confiabilidade 431 

7 Aspectos Relacionados à Fronteira da Rede 

Básica com a Rede de Distribuição 440 

7.1 Região Sul 443 

7.1.1 CEEE 443 

7.1.2 RGE 445 

7.1.3 AES 447 

7.1.4 CELESC 448 

7.1.5 COPEL 449 

7.2 Região Sudeste 451 

7.2.1 RIO DE JANEIRO / ESPÍRITO SANTO 451 

7.2.2 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 1 (CLFSC, CPFL 

PIRATININGA, CSPE, ELEKTRO E ELETROPAULO) 453 

7.2.3 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 2 

(BANDEIRANTE, CPFL PIRATININGA, EEB, 

ELEKTRO E CESP) 457 

7.2.4 SÃO PAULO – ÁREA DE CONEXÃO 3 (CJE, CLFM, 

CPEE, CPFL PAULISTA, EEB, E ELEKTRO) 459 

7.2.5 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 4 (CAIUÁ, 

CLFSC E EEVP) 462 

7.2.6 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 5 (CAIUÁ, CPFL 

PAULISTA, EEVP,ELEKTRO E ENERSUL) 463 

7.2.7 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL 

PAULISTA, ELEKTRO E ENERSUL) 464 


7.2.8 SÃO PAULO – ELETROPAULO 468 

7.2.9 SÃO PAULO – BANDEIRANTES 471 

7.2.10 SÃO PAULO – CPFL PAULISTA 472 

7.2.11 CEMIG 474 

7.3 Região Centro-Oeste 476 

7.3.1 CELG 476 

7.3.2 CEMAT 479 

7.3.3 ENERSUL 481 

7.4 Região Norte 482 

7.4.1 CELPA 482 

7.4.2 CELTINS 484 

7.4.3 CEMAR 485 

7.5 Região Nordeste 487 

7.5.1 CEPISA 487 

7.5.2 COELCE 489 

7.5.3 COSERN 491 

7.5.4 SAELPA 492 

7.5.5 CELB e SAELPA 493 

7.5.6 CELPE 494 

7.5.7 CEAL 497 

7.5.8 ENERGIPE 498 

7.5.9 SULGIPE 499 

7.5.10 COELBA 500 

8 Integração de Usinas 504 

9 Referências 520 

Lista de figuras, quadros e tabelas 522 


APRESENTAÇÃO 

O Plano de Ampliações e Reforços (PAR) apresenta a visão do ONS sobre as 

ampliações e os reforços da Rede Básica, necessários para preservar o adequado 

desempenho da rede, garantir o funcionamento pleno do mercado de energia 

elétrica e possibilitar o livre acesso aos interessados em atuar no MAE, dentro do 

horizonte 2004-2006. 

Com este Plano, o ONS cumpre as suas responsabilidades legais, elaborando a 

proposta anual de ampliações e reforços das instalações da Rede Básica de 

transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN, da qual resultarão acréscimos 

de linhas de transmissão, totalizando 10.748 km e de 21.331 MVA na capacidade 

de transformação, até o ano de 2006. Desse conjunto, cerca de 46% das linhas e 

43% dos empreendimentos em subestações já tiveram a concessão equacionada 

pela Aneel. 

Para implantação de todas as obras necessárias até 2006, estima-se que será 

necessário executar um investimento da ordem de 4,7 bilhões de reais, tendo por 

base os custos de referência disponíveis no setor 

A magnitude desses números revela a dimensão do esforço requerido de todos que 

atuam no setor elétrico brasileiro. 

Para permitir o tratamento das particularidades do Sistema Interligado Nacional, os 

estudos que resultaram na proposição deste PAR foram realizados de forma 

descentralizada pelos diversos Grupos Especiais, abertos à participação de todos 

os Agentes, abrangendo as Regiões Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste. 

O ONS agradece aos agentes, em especial aos seus representantes nos Grupos 

Especiais - Ampliações e Reforços, legítimos co-autores deste PAR, por tornarem 

possível a sua realização. 

Mário Fernando de Melo Santos 

Diretor Presidente 

Roberto Gomes 

Diretor de Administração dos Serviços 

da Transmissão 


Para facilitar o entendimento do texto e das tabelas, as siglas usadas, com seus 

significados, estão listadas a seguir: 

Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas 

SIGLA 

DESCRIÇÃO 

AT 

BC 

autotransformador 

banco de capacitores 

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

CAET 

CAEX 

CCPE 

CD 

CE 

CLP 

CPST 

CS 

CT 

Comitê de Acompanhamento dos Empreendimentos Termelétricos 

Comitê de Acompanhamento da Expansão (MME) 

Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas 

Elétricos 

circuito duplo 

compensador estático 

controlador lógico programável 

contrato de prestação do serviço de transmissão 

circuito simples 

conexão de transformador/autotransformador 

CTST Comitê Técnico de Sistemas de Transmissão (extinto) 

CUST 

EAT 

ECE 

ECG 

EL 

ERAC 

FMG 

FO 

FRJ 

FSE 

FSM 

FSUL 

contrato de uso do sistema de transmissão 

extra alta tensão 

esquema de controle de emergência 

esquema de corte de geração 

entrada de linha 

esquema regional de alívio de carga 

fluxo área Minas Gerais 

filtro de onda 

fluxo área Rio de Janeiro 

fluxo região Sudeste 

fluxo Serra da Mesa 

exportação do Sul 


SIGLA 

DESCRIÇÃO 

GCOI Grupo Coordenador da Operação Interligada (extinto) 

GCPS Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico (“) 

GTCP GT para Estabelecimento de Critérios de Planejamento (“) 

GTP Grupo de Trabalho de Proteção (“) 

LT 

MAE 

PAR 

PDET 

PPS 

PPT 

RAP 

RSE 

RSUL 

SE 

SIL 

SIN 

TC 

TP 

TR 

UEO 

UF 

UHE 

UNE 

UTE 

linha de transmissão 

Mercado Atacadista de Energia 

Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica 

Programa Determinativo de Expansão da Transmissão 

proteção contra perda de sincronismo 

programa prioritário de termeletricidade 

relatório de análise de perturbação 

recebimento pelo Sudeste 

recebimento pelo Sul 

subestação 

potência característica da linha (“surge impedance load”) 

sistema interligado nacional 

transformador de corrente 

transformador de potencial 

transformador 

usina eólica 

unidade da federação 

usina hidrelétrica 

usina nuclear 

usina termelétrica 

Neste documento, as Regiões se compõem dos seguintes Estados, cujos sistemas 

elétricos estão interligados: 


Tabela 1.2 - Regiões Geoelétricas 

Sul (S) 

REGIÃO 

Sudeste (SE) 

ESTADOS 

Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná 

Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo 

Centro-Oeste (CO) Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul 

Norte (N) 

Nordeste (NE) 

Pará, Tocantins e Maranhão 

Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, 

Alagoas, Sergipe e Bahia 


1 Introdução 

Este documento relaciona as ampliações e os reforços identificados para a Rede 

Básica, no período 2004 a 2006. 

Também integra este documento, um panorama do desempenho elétrico do SIN no 

período, no qual são destacados os problemas antevistos e as ações necessárias 

para evitar que esses venham a ocorrer. Ressalta-se que as condições esperadas 

para a operação no primeiro semestre de 2004 estão detalhadas no Planejamento 

da Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional - Período janeiro/2003 a 

abril/2004 [2]. 

No processo de elaboração do PAR, conforme estabelecido no módulo 4 dos 

Procedimentos de Rede [1], foram realizados estudos de avaliação elétrica do 

sistema. Essas análises, conduzidas pelo ONS com a contribuição dos Agentes 

setoriais, tiveram por base os estudos de planejamento elaborados pelo 

CCPE/MME, as solicitações de acesso e conexão, bem como as ampliações e 

reforços propostos pelos Agentes. Buscou-se, além disso, eliminar restrições de 

transmissão observadas no planejamento e na programação da operação, 

particularmente aquelas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica do 

Sistema Interligado Nacional - Período janeiro/2003 a abril/2004 [2]. 

No item 2 deste documento é apresentada a proposta de ampliações e reforços da 

Rede Básica, relacionando as obras, identificadas como necessárias, de acordo 

com os critérios adotados nos estudos desenvolvidos, relacionados no item 6. 

No item 3 são descritas sucintamente as condições gerais de desempenho da Rede 

Básica observadas nas análises realizadas por região geoelétrica, a partir das 

premissas e critérios adotados. Destacam-se também determinados pontos do 

sistema que carecem de realização de estudos específicos a serem desenvolvidos, 

alguns deles em conjunto com o CCPE, com o objetivo de identificar soluções 

estruturais para os problemas apontados. 

A avaliação do desempenho das interligações regionais é apresentada no item 4. 

Neste item, para a configuração prevista, estão indicados os limites de transmissão, 

bem como os fatores que restringem a capacidade de intercâmbio entre Regiões, 

sendo também apontadas medidas referentes à implantação de obras que se 

destinam a minimizar as restrições existentes e futuras. 

No item 5 são apresentados os resultados obtidos na avaliação da confiabilidade da 

Rede Básica. São descritos o estado do desenvolvimento dos trabalhos conduzidos 

para constituir uma base de dados e os procedimentos e critérios para a avaliação 

preditiva da confiabilidade da Rede Básica. 

O item 6 resume os condicionantes que dão suporte à proposta contida neste Plano 

de Ampliações e Reforços. Apresenta uma descrição sucinta das análises efetuadas 

no processo de consolidação das previsões de carga adotadas nos estudos, o 

programa de geração considerado, o programa de obras de referência na Rede 


Básica, o programa de obras na distribuição informado pelos Agentes até o 

presente momento, além dos critérios utilizados. 

Os aspectos das redes de distribuição que podem afetar o desempenho da Rede 

Básica estão destacados no item 7. São relacionadas, para as subestações 

localizadas na fronteira entre a Rede Básica e as redes de distribuição, as situações 

nas quais os critérios adotados nas análises desenvolvidas não são atendidos, bem 

como são indicadas as soluções já propostas pelas distribuidoras. 

A conexão de novos agentes é objeto do item 8, no qual é feito um sumário da 

situação dos estudos de integração em curso no ONS, no momento da emissão 

deste PAR. No item 8 também é apresentado, para o horizonte analisado, um 

sumário das restrições visualizadas ao pleno despacho de usinas. 

No Volume II deste documento estão apresentados os pareceres técnicos para as 

instalações sem a concessão equacionada pela Aneel e que ainda não foram 

encaminhados àquela Agência pelo ONS, bem como o programa de geração 

utilizado. 

O conjunto de propostas contidas na presente versão do documento será submetido 

a um permanente acompanhamento e atualização, visando incorporar mudanças 

dos condicionantes adotados nos estudos, tais como: contexto de oferta (geração e 

importação) e demanda (mercado e exportação) sinalizado pelos Agentes, novas 

solicitações de acesso, proposições de expansão por parte dos Agentes, restrições 

operativas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica e Energética, 

informações do Mercado Atacadista de Energia - MAE, instrumentos contratuais 

estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao uso e à conexão ao 

sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção, à autorização 

para importação e exportação de energia e aos padrões de desempenho 

estabelecidos no Módulo 2 dos Procedimentos de Rede. 

O desenvolvimento dos estudos que resultaram no Plano de Ampliações e Reforços 

proposto teve como condicionantes os valores de previsão de carga estabelecidos 

pelos Agentes no quarto trimestre do ano 2002. De maneira geral, os valores de 

carga previstos no período deste PAR estão abaixo daqueles considerados na 

elaboração do PAR 2003-2005, representando, com a exceção da Região Norte, um 

deslocamento de cerca de um ano. 

A data de necessidade de cada obra, bem como as conclusões concernentes às 

condições de atendimento do Sistema Interligado Nacional, estão condicionadas a 

esses valores de previsão do crescimento da carga. Caso a evolução da demanda 

ocorra em patamares acima daqueles considerados neste PAR, os problemas 

identificados serão antecipados, reforçando a importância de que todas as 

providências relacionadas neste documento sejam desenvolvidas com a maior 

brevidade possível. 


Ressalta-se que o adequado desempenho do sistema, como preconizado nos 

Procedimentos de Rede, só será alcançado com o equacionamento do conjunto de 

obras aqui proposto, além da finalização daquelas já autorizadas ou licitadas. O 

eventual atraso na implantação dos empreendimentos previstos implica em risco de 

corte de carga e elevação do custo de operação, decorrente de restrições ao 

despacho de usinas ou de limitações de intercâmbio entre Regiões. 

As obras propostas pela primeira vez neste documento são, em sua maior parte, 

decorrentes de estudos complementares, em especial os de planejamento de longo 

prazo, da conexão de novos Agentes geradores ou distribuidores, da avaliação do 

benefício da expansão de interligações inter-regionais e também da análise das 

condições de atendimento ao mercado, todos eventos posteriores ao ciclo anterior 

2003-2005 do PAR. 

As obras necessárias à adequação das instalações existentes da Rede Básica aos 

requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede serão tratadas no 

Projeto “Definição dos Requisitos Mínimos para as Instalações da Rede Básica”. 

Esse Projeto, que está sendo conduzido pelo ONS dentro do Plano de Ação 

2003/2005 aprovado pelo Conselho de Administração, deverá estabelecer os 

marcos para adequar as instalações existentes aos requisitos mínimos 

estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Os resultados deste trabalho serão 

incorporados às próximas edições do PAR. 


2 Relação das Ampliações e Reforços Propostos para a Rede Básica 

Ainda sem Concessão – Período 2004 a 2006 

Neste item são relacionados as ampliações e os reforços ainda sem concessão 

necessários para garantir condições adequadas de operação até 2006, visualizados 

por região geoelétrica, dentro das premissas e de acordo com os critérios adotados 

ao longo dos estudos desenvolvidos. É também apresentado um resumo do 

acréscimo de linhas de transmissão, em km, e de transformadores, em MVA, 

previsto até 2006. 

Para efeito de apresentação, este item foi organizado em duas partes. 

O item 2.1 é composto pelo elenco completo das ampliações e reforços necessários 

para o período 2004/2006, cuja concessão ainda não foi equacionada. 

Por sua vez, no item 2.2 é apresentado um resumo, em termos de acréscimo de 

extensão (km) de linhas e capacidade (MVA) de transformação, das ampliações e 

reforços contidos neste PAR 2004/2006. 

Cumpre destacar que no item 6.3 deste documento, que trata dos 

condicionantes para os estudos, são relacionadas as obras, já autorizadas ou 

licitadas, que se encontram em construção. A entrada em operação das 

instalações incluídas no item 6.3 foi considerada uma premissa do estudo. É 

importante que sejam desenvolvidas todas as ações necessárias para garantir o 

cumprimento dos prazos mostrados no item 6.3, se possível antecipando-os. 

Dentre os reforços relacionados neste item, incluem-se aquelas instalações de 

transmissão que não introduzem alterações topológicas, mas cuja ausência provoca 

limitações à operação do sistema. 

Ressalta-se que a proposição das ampliações e reforços apresentada neste item 

tem por base o conceito de Rede Básica estabelecido pela Resolução Aneel n° 

433/00. Neste sentido, a necessidade de instalação de transformadores cuja tensão 

secundária é inferior a 230 kV, bem como de equipamentos de compensação 

reativa em tensão até 138 kV, não é abordada, exceto aqueles equipamentos já 

autorizados pela Aneel como integrantes da Rede Básica, até a conclusão deste 

PAR. 

Para as instalações da Rede Básica cuja concessão ainda não foi equacionada pela 

Aneel, através de autorização ou de licitação, estão indicadas nas tabelas as 

DATAS DE NECESSIDADE, ou seja, as datas a partir das quais os critérios 

estabelecidos nos Procedimentos de Rede não são atendidos, tanto para condições 

normais quanto de emergência. As datas físicas serão determinadas nos editais de 

licitação e nos atos autorizativos, conforme processos conduzidos pela Aneel. 

As conexões associadas às instalações propostas nas tabelas deste item, entrada 

de linha, conexão de transformadores, etc, não foram explicitadas por simplicidade 

de apresentação, devendo ser entendidas como parte integrante dos 

empreendimentos. 


As obras indicadas como “Em análise pela Aneel” já foram indicadas no PAR 

anterior (2003-2005). 

2.1 Ampliações e Reforços na Rede Básica Necessários até 2006 cuja 

Concessão ainda não foi Equacionada 

As Tabelas 2.1.1-1, 2.1.2-1, 2.1.3-1 e 2.1.4-1 a seguir resumem a proposta de 

ampliações e reforços na Rede Básica resultante das análises realizadas para o 

período 2003 a 2006, incluindo as instalações da Rede Básica: 

cuja necessidade foi identificada no PAR 2003-2005 e que na presente 

edição (2004-2006) estão sendo ratificadas como necessárias até 2006. 

Nesta situação se incluem aquelas já contempladas no Programa de 

Licitação de Concessão de Linhas Transmissão da Aneel, bem como as 

que se encontram em análise pela Agência; 

que não introduzem alterações na topologia da rede, mas cuja ausência 

impõe restrições à operação do sistema; e 

indicadas pela primeira vez neste PAR 2004-2006. 

Nas tabelas, as obras estão apresentadas para as Interligações Inter-regionais e 

por Região, sendo indicadas as “Novas Instalações” e a transmissora proprietária, 

no caso de reforços em instalações existentes. Para cada transmissora proprietária, 

as instalações estão ordenadas alfabeticamente. 


2.1.1 Interligações Inter-Regionais 

Tabela 2.1.1-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Interligações Inter-regionais sem a concessão equacionada 

LINHAS DE TRANSMISSÃO ou SUBESTAÇÃO 

kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 

DA INSTALAÇÃO 

LONDRINA – ASSIS – ARARAQUARA 

500 367 PR/SP Em licitação DEZ/2004 Nova instalação 

circuito simples, incluindo reatores fixos em 

Araraquara (3x26,6 Mvar) e manobráveis em 

Assis (3x31,7 Mvar) 

ASSIS (NOVA) 

1 banco de autotransformadores e unidade 

reserva (obra associada à LT 500 kV Londrina – 

Assis – Araraquara) 

500/ 

440 

1.500 SP Em licitação DEZ/2004 Nova instalação 

IVAIPORÃ 

750/ 

--- PR Em análise 

Necessária 

FURNAS 

instalação de sistema de transferência para 

substituição da fase reserva dos bancos de 

525/ 

69 

pela Aneel 

atualmente 

autotransformadores AT 01 e AT 02 – 1650 MVA 

ASSIS 

440/ 

336 SP Em análise 

Necessária 

CTEEP 

2º banco de autotransformadores 

230 

pela Aneel 

atualmente 


2.1.2 Região Sul 

Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada 


kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


CAMPOS NOVOS – BLUMENAU C2 

525 375 SC Proposta 

DEZ/2004 

Nova instalação 

circuito simples, com reator de linha 525 kV – 

neste PAR 

150 Mvar na SE Blumenau 

CASCAVEL OESTE – IVAIPORÃ 


525 209 PR Em licitação Necessária 

atualmente 


CASCAVEL OESTE-FOZ DO IGUAÇU NORTE 

230 120 PR Proposta 

DEZ/2005 


circuito simples (associada à nova conexão da 

neste PAR 

Copel na SE Foz do Iguaçu Norte) 

CAXIAS 5 

230 --- RS Proposta 

JUL/2004 


setor de 230 kV (nova conexão da RGE) 

neste PAR 

CAXIAS-CAXIAS 5 

230 25 RS Proposta 

JUL/2004 



neste PAR 

D.I. SÃO JOSÉ DOS PINHAIS-SANTA MÔNICA 


JUN/2005 


circuito duplo, lançamento do 1 o circuito 

neste PAR 

FOZ DO IGUAÇU NORTE (NOVA) 

230 --- PR Proposta 

DEZ/2005 


setor de 230 kV 

neste PAR 


Tabela 2.1.2-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do Sul sem a concessão equacionada (continuação) 


kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


GRALHA AZUL-D.I. SÃO JOSÉ DOS PINHAIS 


JUN/2004 



neste PAR 

IVAIPORÃ – LONDRINA C2 

525 120 PR Em análise 

DEZ/2004 



pela Aneel 

MACHADINHO – CAMPOS NOVOS C2 


SALTO SANTIAGO – IVAIPORÃ C2 


525 50,6 SC Em licitação Necessária 

atualmente 

525 167 PR Em licitação Necessária 

atualmente 



CAMPOS NOVOS 

525/ 

672 SC Proposta 

JUN2005 

ELETROSUL 

substituição do 1 o banco de autotransformadores 

230 

neste PAR 

de 336 MVA por outro de 672 MVA 

CASCAVEL OESTE-GUAÍRA 

230 0,1 PR Em análise 

JUN/2004 

ELETROSUL 

recapacitação de trechos em 636 MCM 

pela Aneel 

CAXIAS 

525/ 

672 RS Proposta 

FEV/2005 

ELETROSUL 

3o banco de autotransformadores 

230 

neste PAR 

CURITIBA 

525/ 

672 PR Proposta 

JUN/2004 

ELETROSUL 

3 o banco de autotransformadores 

230 

neste PAR 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


CURITIBA 

525 --- PR Em análise 

Necessária 

ELETROSUL 

conexões para o reator 1 – 150 Mvar (na barra) e 

pela Aneel 

atualmente 

o reator 2 – 150 Mvar (na linha para Bateias) 

GRAVATAÍ 

525/ 

672 RS Proposta 

FEV/2005 

ELETROSUL 


230 

neste PAR 

GUAÍRA-DOURADOS 

230 17,1 MS Em análise 

JUN/2004 

ELETROSUL 

recapacitação de trechos em 636 MCM 

pela Aneel 

JORGE LACERDA B 

230 0,8 SC Em análise 

Necessária 

ELETROSUL 

relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça – 

pela Aneel 

atualmente 

Jorge Lacerda A e implantação de trecho de linha 

de 230 kV circuito simples, 0,8 km 

LONDRINA 

525/ 

672 PR Proposta 

JUN/2005 

ELETROSUL 


230 

neste PAR 

LONDRINA (E) 


Jun/2004 

ELETROSUL 

substituição de equipamentos terminais na linha 

neste PAR 

para Londrina (Copel) (Bobinas de bloqueio) 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


MARINGÁ – ASSIS 

230 2x23 PR/SP Em análise 

Necessária 

ELETROSUL 

circuito duplo, seccionamento na SE Londrina 

pela Aneel 

atualmente 

(Eletrosul) 

PALHOÇA 

230 --- SC Em análise 

JUN/2004 

ELETROSUL 

substituição de equipamento terminal (TC) da 

pela Aneel 

linha para Jorge Lacerda B 

SALTO SANTIAGO – IVAIPORÃ 


Necessária 

ELETROSUL 

substituição de equipamento terminal 

pela Aneel 

atualmente 

(seccionadora e disjuntores) em Ivaiporã e Salto 

Santiago 

SALTO SEGREDO – AREIA 


Necessária 

ELETROSUL 

substituição de equipamento terminal 

pela Aneel 

atualmente 

(seccionadora e disjuntores) em Areia 

BATEIAS 

525/ 

600 PR Em análise 

Necessária 

COPEL 


230 

pela Aneel 

atualmente 

BATEIAS 


Necessária 

COPEL 

entrada de linha (para Campo Comprido) 

pela Aneel 

atualmente 

BATEIAS – CAMPO COMPRIDO 


Necessária 

COPEL 

circuito simples, recapacitação 

pela Aneel 

atualmente 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


CAMPO COMPRIDO 


Necessária 

COPEL 

entrada de linha (para Bateias) 

pela Aneel 

atualmente 

CASCAVEL OESTE 

525/ 

600 PR Em análise 

Necessária 

COPEL 


230 

pela Aneel 

atualmente 

CASCAVEL–CASCAVEL OESTE C3 

230 11,3 PR Proposta 

JUN/2004 

COPEL 


neste PAR 

LONDRINA – IBIPORÃ C2 


Necessária 

COPEL 


pela Aneel 

atualmente 

LONDRINA (C) 


Jun/2004 

COPEL 

substituição de equipamentos terminais na linha 

neste PAR 

para Londrina (Eletrosul) (Bobinas de bloqueio) 

MARINGÁ – APUCARANA 

230 2x0,8 PR Proposta 

FEV/2005 

COPEL 

seccionamento na SE Sarandi (associada à nova 

neste PAR 

conexão da Copel na SE Sarandi) 

PILARZINHO –GOV PARIGOT DE SOUZA 

230 2x9 PR Proposta 

MAI/2005 

COPEL 

seccionamento na SE Santa Mônica (associada à 

neste PAR 

nova conexão da Copel na SE Santa Mônica) 

PILARZINHO-CAMPO COMPRIDO 

230 17,7 PR Proposta 

JUN/2004 

COPEL 

recondutoramento 

neste PAR 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


SANTA MÔNICA (NOVA) 


MAR/2005 

COPEL 

setor de 230 kV (nova conexão da Copel) 

neste PAR 

SARANDI (NOVA) 


FEV/2005 

COPEL 

setor de 230 kV (nova conexão da Copel) 

neste PAR 

UMBARÁ 


Necessária 

COPEL 

entrada de linha (para Gralha Azul) 

pela Aneel 

atualmente 

ALEGRETE 2 


JUN/2004 

CEEE 

entrada de linha (para UTE Uruguaiana) 

neste PAR 

GRAVATAÍ 2 – PORTO ALEGRE 6 

230 30 RS Em análise 

Necessária 

CEEE 

circuito duplo, lançamento do 2 o circuito (C4) 

pela Aneel 

atualmente 

PASSO REAL – SANTA MARTA 

230 2x0,2 RS Proposta 

JUL/2004 

CEEE 

seccionamento na SE Tapera 2 (associada à nova 

neste PAR 

conexão da RGE na SE Tapera 2) 

SÃO VICENTE 


JUN/2004 

CEEE 

setor de 230 kV (adequação) 

neste PAR 

TAPERA 2 (NOVA) 

230 2x83 RS Proposta 

JUL/2004 

CEEE 

Setor de 230 kV (nova conexão da RGE) 

neste PAR 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


UTE URUGUAIANA 

Entrada de linha (para Alegrete 2) 


neste PAR 

JUN/2004 (*) 

(*) Em andamento tratativas para cessão de uso ou doação desta subestação da AES Uruguaiana para a CEEE Transmissão conforme Ofício Aneel SRT n° 006/2002. 


2.1.3 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 

Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada 


kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


AIMORÉS – MASCARENHAS C2 

230 20 MG Em análise 

FEV/2004 


circuito simples (associada à conexão da UHE 

pela Aneel 

Aimorés) 

CACHOEIRA PAULISTA – SANTA CABEÇA 

230 7 SP Proposta 

DEZ/2005 


circuito simples (associada à transformação 

neste PAR 

500/230 kV na SE Cachoeira Paulista) 

COXIPÓ – CUIABÁ C1/C2 


CUIABÁ – RONDONÓPOLIS 

circuito simples, com compensação série de 60% 

em Rondonópolis (91 Mvar) 

230 2x25 MT Em licitação Necessária 

atualmente 

230 168 MT Em licitação Necessária 

atualmente 



CUIABÁ (NOVA) 

500/ 

750 MT Em análise 

JAN/2005 


Instalação de SE com 1º banco de 

230 

pela Aneel 

autotransformadores 


Tabela 2.1.3-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste sem a concessão equacionada (continuação) 


kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


CUIABÁ – RIBEIRÃOZINHO 

500 364 MT Em análise 

JAN/2005 


circuito simples (3x954 kcmil), com reator fixo 

pela Aneel 

500 kV – 136 Mvar nas SEs Cuiabá e 

Ribeirãozinho 

FURNAS – PIMENTA C2 

345 66 MG Proposta 

JUN/2004 



neste PAR 

IMBIRUSSÚ (NOVA) 

230 --- MS Proposta 

DEZ/2005 


setor de 230 kV (nova conexão da Enersul) 

neste PAR 

INTERMEDIÁRIA – ITUMBIARA 

500 202 GO Em análise 

JAN/2005 



pela Aneel 

500 kV – 95 Mvar nas SEs Intermediária e 

Itumbiara 

INTERMEDIÁRIA (NOVA) 

500 --- GO Em análise 

JAN/2005 


SE nova, para seccionamento da LT 500 kV 

pela Aneel 

Cuiabá - Itumbiara 

IRAPÉ – MONTES CLAROS 


AGO/2005 


circuito simples (associada à conexão da UHE 

neste PAR 

Irapé) 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


ITAPETI – NORDESTE C1 

345 30 SP Proposta 

DEZ/2004 


circuito duplo, lançamento de um circuito 

neste PAR 

ITUTINGA – JUIZ DE FORA 


JUN/2004 



neste PAR 

MACAÉ – CAMPOS C3 

345 90 RJ Proposta 

JUN/2004 



neste PAR 

PORTO PRIMAVERA 

440/ 

450 SP Proposta 

JUN/2004 


1º banco de autotransformadores e unidade 

230 

neste PAR 

reserva (associada à LT 230 kV Porto Primavera – 

Dourados) 

PORTO PRIMAVERA – DOURADOS 

230 190 SP/MS Proposta 

JUN/2004 



neste PAR 

PORTO PRIMAVERA 

440/ 


DEZ/2005 


2º banco de autotransformadores (associada à LT 

230 

neste PAR 

230 kV Porto Primavera – Imbirussú) 

PORTO PRIMAVERA – IMBIRUSSÚ 

230 300 SP/MS Proposta 

DEZ/2005 



neste PAR 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


RIBEIRÃOZINHO (NOVA) 

500/ 

400 MT/ 

Em análise 

JAN/2005 


SE nova com 1º banco de autotransformadores 

230 

GO 

pela Aneel 

(associada à LT 500 kV Cuiabá – Ribeirãozinho – 

Intermediária - Itumbiara) 

RIBEIRÃOZINHO – BARRA DO PEIXE C1/C2 

230 2x3 MT Em análise 

JAN/2005 



pela Aneel 

RIBEIRÃOZINHO – INTERMEDIÁRIA 

500 242 MT/ 

Em análise 

JAN/2005 



GO 

pela Aneel 

500 kV – 95 Mvar nas SEs Ribeirãozinho e 

Intermediária 

TIJUCO PRETO – ITAPETI C3/C4 

345 2x23 SP Proposta 

DEZ/2004 



neste PAR 

ADRIANÓPOLIS 

500 --- RJ Em análise 

Necessária 

FURNAS 

Instalação de disjuntores no barramento de 

pela Aneel 

atualmente 

500 kV para aumentar a confiabilidade do arranjo 

em anel 

ADRIANÓPOLIS 


Necessária 

FURNAS 

seccionar a barra A e instalar um novo vão de 

pela Aneel 

atualmente 

disjuntor completo 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


ADRIANÓPOLIS 


Necessária 

FURNAS 

seccionar a barra B através de instalação de 

pela Aneel 

atualmente 

chave seccionadora e proteção de barras 

adaptativas 

ADRIANÓPOLIS 


Necessária 

FURNAS 

“bypass” em Adrianópolis de um dos circuitos da 

pela Aneel 

atualmente 

LT Cachoeira Paulista – Adrianópolis para engate 

na LT Adrianópolis – Grajaú, formando a LT 

Cachoeira Paulista – Grajaú 

ADRIANÓPOLIS 


Necessária 

FURNAS 

reator manobrável na LT Cachoeira Paulista – 

pela Aneel 

atualmente 

Grajaú – 136 Mvar (associada ao by-pass em 

Adrianópolis para formar a LT Cachoeira Paulista 

– Grajaú) 

ADRIANÓPOLIS – CAMPOS 


Necessária 

FURNAS 

troca de TC, filtro de ondas e chaves 

pela Aneel 

atualmente 

seccionadoras na SE Adrianópolis e filtro de 

ondas na SE Campos 

ANGRA 


Necessária 

FURNAS 

reator manobrável de barra de 136 Mvar 

pela Aneel 

atualmente 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


CACHOEIRA PAULISTA 

500 --- SP Em análise 

Necessária 

FURNAS 

reator manobrável na linha para Adrianópolis 

pela Aneel 

atualmente 

(Grajaú) e chaveável na linha para Angra – 

136 Mvar (associada ao by-pass em Adrianópolis 

para formar a LT Cachoeira Paulista – Grajaú) 

CACHOEIRA PAULISTA 

500/ 


DEZ/2005 

FURNAS 

banco de autotransformadores (associada à LT 

230 

neste PAR 

230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça) 

CAMPINAS 

500/ 

560 SP Em análise 

DEZ/2004 

FURNAS 

2º banco de autotransformadores (associada à LT 

345 

pela Aneel 

Londrina – Assis – Araraquara) 

GUARULHOS 

345 --- SP Proposta 

Necessária 

FURNAS 

substituição de um disjuntor – na saída para 

neste PAR 

atualmente 

Nordeste (para 50 kA) 

IBIÚNA 


Necessária 

FURNAS 

instalação de disjuntor e mais uma chave 

pela Aneel 

atualmente 

seccionadora de 345 kV nos vãos dos 

transformadores ZA900, ZA901 e ZA902 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


IBIÚNA 


Necessária 

FURNAS 

instalação de dois filtros (3º/5º harmônicos) para o 

pela Aneel 

atualmente 

elo de corrente contínua 

ITUMBIARA 

230 --- GO/ 

Proposta 

Necessária 

FURNAS 

substituição de três disjuntores – nas saídas para 

MG 

neste PAR 

atualmente 

Rio Verde, C1 e C2, e de interligação (para 40 kA) 

ITUMBIARA 

230 --- GO/ 

Em análise 

Necessária 

FURNAS 

bancos de compensação série na LT 230 kV Rio 

MG 

pela Aneel 

atualmente 

Verde - Itumbiara: 

• 30% no C1 (33,9 Mvar) 

• 70% no C2 (183 Mvar) 

ITUMBIARA 

345 --- GO/ 

Em análise 

Necessária 

FURNAS 

seccionamento do barramento de 345 kV e 

MG 

pela Aneel 

atualmente 

instalação de vão de disjuntor completo 

L. C. BARRETO 

345 --- MG Em análise 

Necessária 

FURNAS 

Instalação de chave seccionadora no vão do 

pela Aneel 

atualmente 

disjuntor de interligação de barras 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


L. C. BARRETO 


Necessária 

FURNAS 

substituição de equipamentos terminais (TCs, 

pela Aneel 

atualmente 

filtros de onda, chaves seccionadoras e 

disjuntores) na saída para Volta Grande e vão de 

interligação 

MARIMBONDO 


Necessária 

FURNAS 

reator manobrável de barra – 100 Mvar 

pela Aneel 

atualmente 

MOGI – ITAPETI 


Necessária 

FURNAS 

adequação de equipamento terminal na SE Mogi 

neste PAR 

atualmente 

OURO PRETO 2 


AGO/2004 

FURNAS 

reator manobrável na LT 345 kV Ouro Preto 2 – 

pela Aneel 

Vitória - 60 Mvar 

PORTO COLÔMBIA 


Necessária 

FURNAS 

substituição de equipamentos terminais (TCs, 

pela Aneel 

atualmente 

filtros de onda, chaves seccionadoras e 

disjuntores) nas saídas para Itumbiara e Volta 

Grande e vão de interligação 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


RIO VERDE 

230 --- MT Em análise 

Necessária 

FURNAS 

bancos de compensação série na LT 230 kV Barra 

pela Aneel 

atualmente 

do Peixe – Rio Verde: 

• 30% no C1 (37,2 Mvar) 

• 70% no C2 (216,4 Mvar) 

na LT 230 kV Itumbiara – Rio Verde: 

• 30% no C1 (34 Mvar) 

SAMAMBAIA 

500/ 

1.075 DF Em análise 

FEV/2004 

FURNAS 


345 

pela Aneel 

SERRA DA MESA 

500/ 

400 GO Em análise 

Necessária 

FURNAS 


230 

pela Aneel 

atualmente 

TIJUCO PRETO 

750/ 

1.500 SP Em análise 

Necessária 

FURNAS 


345 

pela Aneel 

atualmente 

TIJUCO PRETO 


Necessária 

FURNAS 

substituição de seis disjuntores e sete chaves 

neste PAR 

atualmente 

seccionadoras (para 63 kA) 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


TIJUCO PRETO 

750/ 

--- SP Em análise 

Necessária 

FURNAS 

Inclusão de alimentação para o compensador 

síncrono da SE Tijuco Preto através do terciário 

345/ 

20 

pela Aneel 

atualmente 

dos autotransformadores AT5 e/ou AT6 

TIJUCO PRETO 

750/ 


Necessária 

FURNAS 

Inclusão de alimentação para os bancos de 

reatores shunt de terciário 2x180 Mvar – 69 kV 

500/ 

69 

pela Aneel 

atualmente 

através do terciário do autotransformador AT2 

TIJUCO PRETO 

750/ 


Necessária 

FURNAS 

Instalação de sistema de transferência para 


500/ 

69 

pela Aneel 

atualmente 

transformadores AT2 e AT3 – 1.650 MVA, 

incluindo enrolamento terciário (banco de reatores 

shunt) 

TIJUCO PRETO 

750/ 


Necessária 

FURNAS 

Instalação de sistema de transferência para 


345/ 

20 

pela Aneel 

atualmente 

transformadores AT4, AT5 e AT6 – 1.500 MVA, 

incluindo enrolamento terciário (compensador 

síncrono) 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


VITÓRIA 

345 --- ES Em análise 

AGO/2004 

FURNAS 

reator manobrável na LT 345 kV Ouro Preto 2 - 

pela Aneel 

Vitória – 60 Mvar 

VITÓRIA 

345 --- ES Em análise 

JUN/2005 

FURNAS 

transferência do compensador estático de 

pela Aneel 

Campos para a SE Vitória (associada à instalação 

da LT 345 kV Ouro Preto 2 -Vitória e da UTE 

Norte Fluminense) 

ITUMBIARA 

500 --- GO/ 

Em análise 

Necessária 

EXPANSION 

reator manobrável na LT 500 kV Itumbiara - 

MG 

pela Aneel 

atualmente 

Samambaia – 136 Mvar 

ANASTÁCIO 

230 --- MS Proposta 

Necessária 

ELETROSUL 

setor 230 kV (reforma da SE quando da entrada 

neste PAR 

atualmente 

em operação do 2º transformador 230/138 kV) 

BARRA DO PEIXE 


Necessária 

ELETRONORTE 

ampliação de dois vãos de linha adicionais para a 

pela Aneel 

atualmente 

conexão da LT 230 kV Rondonópolis – Rio Verde 

C1 a ser seccionada em Barra do Peixe 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


BARRA DO PEIXE 


Necessária 

ELETRONORTE 

bancos de compensação série na LT 230 kV 

pela Aneel 

atualmente 

Rondonópolis – Barra do Peixe: 

• 30% no C1 (35,1Mvar) 

• 50% no C2 (119,8 Mvar) 

banco de compensação série de 30% na LT 

230 kV Rio Verde – Barra do Peixe C1 (37,2 Mvar) 

FURNAS 

ANHANGÜERA (NOVA) 

345/ 


Necessária 

CTEEP 

desativação da atual Anhangüera Provisória com 

230 

neste PAR 

atualmente 

instalação de novo transformador 345/230 kV na 

nova SE Anhangüera 345 kV, conexões 345 kV 

para Milton Fornasaro, circuito duplo, e conexões 

em 230 kV para seccionamento da LT 230 kV 

Edgard de Souza – Centro C1/C2 

APARECIDA 


Necessária 

CTEEP 

substituir 3 seccionadoras de 600 A para maior 

neste PAR 

atualmente 

capacidade no bay para Taubaté 

ARARAQUARA 


Necessária 

CTEEP 


pela Aneel 

atualmente 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


ASSIS 


Necessária 

CTEEP 

conexões para o reator RE-2 3x33,33 Mvar 

neste PAR 

atualmente 

ASSIS 


Necessária 

CTEEP 

adequação do arranjo da SE de barra principal e 

neste PAR 

atualmente 

transferência para barra dupla a cinco chaves 

BAURU 


Necessária 

CTEEP 

substituição das seccionadoras (de 2.000 A para 

neste PAR 

atualmente 

3.000 A) dos travessões dos disjuntores 10524-1 

(74, 76, 78, 80, 82 e 84) e 10524-3 (238, 240, 242, 

244, 246 e 248) 

BAURU 


Necessária 

CTEEP 

instalação de medição de corrente nos travessões 

neste PAR 

atualmente 

10524-1 e 10524-3 

BAURU 


Necessária 

CTEEP 

substituição das seccionadoras de barra 10529- 

neste PAR 

atualmente 

66 e 10529-68 (de 2.000 A para 3.000 A) 

CABREÚVA 


Necessária 

CTEEP 

instalação de bay de interligação de barra (Obra 

pela Aneel 

atualmente 

associada à instalação do 2º banco de 

autotransformadores 440/138 kV) 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


EDGARD DE SOUZA 


Necessária 

CTEEP 

substituição de 3 disjuntores (Obra associada à 

pela Aneel 

atualmente 

instalação do 3º banco de autotransformadores 

440/230 kV – 750 MVA da SE Cabreúva) 

EDGARD DE SOUZA 


Necessária 

CTEEP 

instalar by-pass nos bays das linhas e dos trafos 

neste PAR 

atualmente 

EMBU GUAÇU – BAURU C1/C2 

440 2x1,6 SP Em análise 

Necessária 

CTEEP 

(SECCIONAMENTO SE OESTE) 

pela Aneel 

atualmente 

construção de dois trechos (4x636 MCM) para 

efetuar o seccionamento dos dois circuitos da LT 

Bauru - Embu Guaçu na SE Oeste (incluindo dois 

bays em 440 kV na SE Oeste) 

ILHA SOLTEIRA 


Necessária 

CTEEP 

substituição de disjuntores nos circuitos 1 e 2 da 

pela Aneel 

atualmente 

LT para Araraquara 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


ILHA SOLTEIRA 


Necessária 

CTEEP 

implantação de sistema de comunicação óptica 

pela Aneel 

atualmente 

para permitir “transfer trip” direto para alívio de 

carga no transformador 500/440 kV da SE Água 

Vermelha 

ILHA SOLTEIRA 


Necessária 

CTEEP 

Instalação do terceiro disjuntor de interligações de 

neste PAR 

atualmente 

barras 

INTERLAGOS 


Necessária 

CTEEP 

substituição de disjuntores e equipamentos de 2 

pela Aneel 

atualmente 

bays (Obra associada à 2ª fase da UTE 

Piratininga) 

INTERLAGOS 


Necessária 

CTEEP 

adequação do arranjo da SE de barra principal e 

neste PAR 

atualmente 

transferência para barra dupla a cinco chaves 

(coincidente com a implantação do 2º banco de 

transformadores 345/230 kV) 

ITAPETI 


bays (associada às LTs Tijuco Preto – Itapeti 

C3/C4 e Itapeti/Nordeste C1) 


neste PAR 

2004 CTEEP 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


JUPIÁ 


Necessária 

CTEEP 

troca de disjuntores nos bays para Taquaruçu, 

pela Aneel 

atualmente 

Três Irmãos e paralelo 

SANTO ÂNGELO 


bays (associada às LTs Tijuco Preto – Itapeti 

C3/C4 e Itapeti/Nordeste C1) 


neste PAR 

2004 CTEEP 

SUMARÉ 


Necessária 

CTEEP 

reator manobrável de barra de 90 Mvar 

pela Aneel 

atualmente 

XAVANTES 


Necessária 

CTEEP 

Instalação do segundo disjuntor nos bays da LT 

neste PAR 

atualmente 

345 kV Xavantes – Interlagos 

BARBACENA 


Necessária 

CEMIG 

substituição de equipamentos terminais (TCs e 

pela Aneel 

atualmente 

filtros de onda) na saída para Pimenta 

EMBORCAÇÃO 


Necessária 

CEMIG 

conexão para reator da LT 500 kV Emborcação – 

pela Aneel 

atualmente 

São Gotardo 2 – 91 Mvar 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


JAGUARA 


Necessária 

CEMIG 

instalação de três disjuntores para conexão dos 

pela Aneel 

atualmente 

trafos T11 e T12 – 500/345 kV às barras 1 e 2 

(instalação de uma seção – configuração disjuntor 

e meio) 

JAGUARA 


Necessária 

CEMIG 

Instalação de vão de disjuntor de barra 

pela Aneel 

atualmente 

JAGUARA 


Necessária 

CEMIG 

conexões para os reatores das LTs 500 kV 

pela Aneel 

atualmente 

Jaguara – Neves e Jaguara – São Gonçalo do 

Pará – 2x91 Mvar 

JAGUARA 


Necessária 

CEMIG 


pela Aneel 

atualmente 

filtros de ondas) nas saídas para Volta Grande, 

Luiz Carlos Barreto e Pimenta 

NEVES 


Necessária 

CEMIG 

transposição física de vão de linha e de 

pela Aneel 

atualmente 

transformador 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

TRANSMISSORA 

PROPRIETÁRIA 


OURO PRETO 2 


Necessária 

CEMIG 

conexão para reator da LT 500 kV Ouro Preto 2 – 

pela Aneel 

atualmente 

São Gonçalo do Pará – 91 Mvar 

PIMENTA 


Necessária 

CEMIG 

Instalação de vão de disjuntor de barra 

pela Aneel 

atualmente 

PIMENTA 


Necessária 

CEMIG 


pela Aneel 

atualmente 

filtros de onda) nas saídas para Barreiro, 

Barbacena 

SÃO GOTARDO 2 


Necessária 

CEMIG 


pela Aneel 

atualmente 

VOLTA GRANDE 


Necessária 

CEMIG 


pela Aneel 

atualmente 

filtros de onda) nas saídas para Jaguara, Luiz 

Carlos Barreto e Porto Colômbia 


2.1.4 Regiões Norte/Nordeste 

Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a concessão equacionada 


kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 

CONCESSIONÁRIA 

PROPRIETÁRIA 


MILAGRES – COREMAS C2 

230 120 CE/PB Proposta 

DEZ/2005 



neste PAR 

MILAGRES – TAUÁ 

230 200 CE Em análise 

DEZ/2005 


circuito simples (associada à conexão da Coelce 

pela Aneel 

na SE Tauá) 

SAPEAÇU – CAMAÇARI II 


500 102 BA Em licitação Necessária 

atualmente 


TAUÁ (NOVA) 

230 -- CE Em análise 

DEZ/2005 


setor de 230 kV (associado à nova conexão da 

pela Aneel 

Coelce) 

TERESINA II – SOBRAL III – FORTALEZA II C2 

500 581 PI/CE Em licitação JUN/2005 Nova instalação 


TUCURUÍ - VILA DO CONDE C3 

500 329 PA Proposta 

DEZ/2006 


circuito simples, com reator 180 Mvar 

neste PAR 


Tabela 2.1.4-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a concessão equacionada (continuação) 


kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 


PROPRIETÁRIA 


MARABÁ 

500/ 

450 PA Em análise 

Necessária 

ELETRONORTE 


230 

pela Aneel 

atualmente 

TERESINA – PERITORÓ 

230 78 MA Em análise 

Necessária 

ELETRONORTE 

circuito simples seccionamento na SE Coelho 

pela Aneel 

atualmente 

Neto (construção de 78 km de LT 230 kV) 

ANGELIM II 

500 --- PE Em análise 

Necessária 

CHESF 

reator manobrável de barra - 150 Mvar 

pela Aneel 

atualmente 

BOA ESPERANÇA 

500 --- PI Em análise 

Necessária 

CHESF 

Instalação de uma interligação de barra 

pela Aneel 

atualmente 


500 --- PI Em análise 

Necessária 

CHESF 

reencabeçamento da LT Presidente Dutra para o 

pela Aneel 

atualmente 

vão do reator de barra 

CAMPINA GRANDE II 

230 --- PB Em análise 

Necessária 

CHESF 

substituição dos pára-raios das linhas 04V1, 

pela Aneel 

atualmente 

04V2, 04L3, 04F6 e 04F7 

CAMPINA GRANDE II 

230 --- PB Em análise 

Necessária 

CHESF 


pela Aneel 

atualmente 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 


PROPRIETÁRIA 


FORTALEZA I 

230 --- CE Em análise 

Necessária 

CHESF 

substituição de um disjuntor na posição 14H1 de 

pela Aneel 

atualmente 

manobra de banco de capacitores de 50 Mvar 

FORTALEZA II 

500/ 

600 CE Proposta 

JUN/2005 

CHESF 

3 o banco de autotransformadores (associado à LT 

230 

neste PAR 

500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2) 

FORTALEZA II 

500 --- CE Proposta 

JUN/2005 

CHESF 

complementar bay 500 kV – AT 1 

neste PAR 

FORTALEZA II – FORTALEZA C3 

230 0,3 CE Proposta 

JUN/2005 

CHESF 

circuito simples (associada ao 3º banco de 

neste PAR 

autotransformadores 500/230 kV da SE 

Fortaleza II) 

MESSIAS 

500/ 

--- AL Em análise 

Necessária 

CHESF 

fechamento do “delta” do banco de 

autotransformadores 05T3 

230/ 

13,8 

pela Aneel 

atualmente 

MESSIAS 

500 --- AL Proposta 

DEZ/2004 

CHESF 

complementar bays 500 kV ATs 2 e 3 

neste PAR 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 


PROPRIETÁRIA 


MIRUEIRA 

230 --- PE Em análise 

Necessária 

CHESF 

instalação de uma entrada de linha na saída para 

pela Aneel 

atualmente 

Pau Ferro 

MOSSORÓ II – AÇU II 

230 75 RN Em análise 

JUN/2004 

CHESF 

recapacitação (de 235 MVA para 300 MVA) 

pela Aneel 

(associada à UTE Termoaçu) 

NARANDIBA (NOVA) 

230 --- BA Proposta 

NOV/2005 

CHESF 

setor de 230 kV com 2 entradas de linha para 

neste PAR 

Pituaçu (associado à nova conexão da Coelba) 

NATAL II 

230 --- RN Em análise 

Necessária 

CHESF 

substituição dos pára-raios dos transformadores 

pela Aneel 

atualmente 

04T1, 04T2 e 04T3 e das LTs 04V2 e 04V3 

NATAL II 


Necessária 

CHESF 

relocação do reator de barra - 10 Mvar para uma 

pela Aneel 

atualmente 

das linhas para Campina Grande (04V3 ou 04V4) 

NATAL II 


Necessária 

CHESF 


pela Aneel 

atualmente 




kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO 

DATA DE 

NECESSIDADE 


PROPRIETÁRIA 


PAULO AFONSO IV 

500 --- BA Em análise 

Necessária 

CHESF 

reencabeçamento da LT Luiz Gonzaga para o vão 

pela Aneel 

atualmente 

do gerador 2, conectando o autotransformador T8 

à saída do vão do gerador 1 

PITUAÇU 

230 --- BA Proposta 

NOV/2005 

CHESF 

2 entradas de linha em 230 kV para Narandiba 

neste PAR 

(associado à nova conexão da Coelba) 

PITUAÇU – NARANDIBA C2 

230 4 BA Proposta 

NOV/2005 

CHESF 

lançamento do 2 o circuito (o circuito C1 é 

neste PAR 

existente e opera atualmente em 69 kV) 

RECIFE II 

230 --- PE Proposta 

DEZ/2004 

CHESF 

instalar TP, TC, e proteção própria para 

neste PAR 

disjuntores de acoplamento de Barras. 

SOBRAL III 

500 --- CE Proposta 

DEZ/2004 

CHESF 

complementar bay 500 kV da LT Sobral III/ 

neste PAR 

Teresina II 

TERESINA II 

500 --- PI Proposta 

DEZ/2004 

CHESF 

complementar bay 500 kV do AT - 2 

neste PAR 


2.2 Resumo da Proposta de Ampliações e Reforços na Rede Básica Necessários 

até 2006 

As tabelas deste item resumem os acréscimos de linhas de transmissão e de 

capacidade de transformação resultante da proposta de ampliações e reforços 

apresentada neste PAR 2004/2006, conforme descrito no item 2.1. Nesse resumo, 

são contempladas também as instalações cuja concessão já foi equacionada, por 

meio de autorização ou de licitação, e que estão relacionadas no item 6.3 deste 

documento. 

Em função de seu objetivo, as tabelas aqui apresentadas distinguem-se daquelas 

dos itens anteriores por considerarem como referência de data não mais a “data de 

necessidade”, mas a data limite de entrada em operação constante do ato 

autorizativo, do CPST, dos editais de licitação ou, no caso de nenhum destes 

existir, a data considerada como passível da obra ser concluída. Para os 

empreendimentos relacionados no Programa de Licitação da Concessão de Linhas 

de Transmissão da Aneel, o ofício n° 038/2003-SCT/Aneel estima que o prazo para 

implantação de uma linha de transmissão pode variar de 24 a 36 meses, a partir 

da publicação do edital de licitação. Esses prazos são derivados da experiência 

obtida com os processos licitatórios já realizados pela Aneel. 

Para as instalações ainda não contempladas no Programa de Licitação da 

Concessão de Linhas de Transmissão da Aneel, na avaliação da data provável de 

entrada em operação, além desses prazos, foi acrescentado ainda o intervalo 

correspondente à preparação do edital de licitação, aqui estimado em 6 meses. 

No caso de reforços em transformação ainda não autorizados, supôs-se um prazo 

de 24 meses para a entrada em operação após o ato autorizativo. 

2.2.1 Quantitativos de Linhas de Transmissão e Transformadores Previstos no 

PAR 2004-2006 (relação completa) 

As tabelas a seguir resumem as ampliações e os reforços propostos para o período 

2004 a 2006, na forma de acréscimos de quilômetros de linha de transmissão e 

de MVA de transformadores. Os empreendimentos previstos para 2003 foram 

também contabilizados. Os números apresentados refletem o conjunto união das 

ampliações e reforços relacionados nos itens 2.1 - empreendimentos ainda sem 

concessão - e 6.3 - obras em curso, já autorizadas ou licitadas. 


Tabela 2.2.1-1 – Acréscimo em km de Linhas de Transmissão – Relação Completa 

Tensão 

SUL SE/CO N/NE INT 

kV 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 

TOTAL 

500 1 427 495 148 210 180 808 401 200 667 761 517 831 5.646 

440 3 3 

345 26 370 238 342 976 

230 145 699 602 120 720 137 434 284 500 162 320 4.123 

TOTAL 145 700 1.029 615 894 717 852 1.153 685 700 829 320 761 517 831 10.748 

INT. - Interligações inter-regionais 

Tabela 2.2.1-2 – Acréscimo em Número de Linhas de Transmissão – Relação Completa 

Tensão 


kV 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 

TOTAL 

500 1 3 2 1 1 1 1 1 1 3 3 2 4 24 

440 2 2 

345 1 1 4 5 11 

230 3 6 18 1 2 1 7 6 3 6 2 55 

TOTAL 3 7 21 3 4 3 12 8 7 4 9 2 3 2 4 92 



Tabela 2.2.1-3 – Acréscimo em Capacidade de Transformação na Rede Básica (MVA) – Relação Completa 

Tensão 


kV 2003 2005 2003 2004 2005 2003 2004 2005 2006 2004 2005 

TOTAL 

750 1.650 1.500 1.650 4.800 

500 672 4.224 560 400 3.160 1.200 1.050 600 1.500 13.366 

440 750 450 336 1.536 

345 500 500 1.000 

230 300 90 39 200 629 

TOTAL 672 4.224 2.510 1.650 5.610 90 1.239 1.250 600 1.650 1.836 21.331 


Tabela 2.2.1-4 – Acréscimo em Número de Transformadores na Rede Básica – Relação Completa 

Tensão SUL SE/CO N/NE INT 

kV 2003 2005 2003 2004 2005 2003 2004 2005 2006 2004 2005 

TOTAL 

750 1 1 1 3 

500 1 7 1 1 5 2 2 1 1 21 

440 1 1 1 3 

345 1 1 2 

230 1 2 1 2 6 

TOTAL 1 7 3 3 8 2 3 4 1 1 2 35 



2.2.2 Quantitativos de Linhas de Transmissão e Transformadores Propostos no 

Par 2004-2006 que ainda não foram Equacionados junto à Aneel 

As tabelas a seguir resumem as ampliações e os reforços, propostos para o período 

2004 a 2006, ainda sem concessão. 

Tabela 2.2.2-1 – Acréscimo em km de Linhas de Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel 

Acréscimo em km na Rede Básica 

Tensão SUL SE/CO N/NE INT 

kV 2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 

TOTAL 

500 427 495 808 667 367 2.764 

440 3 3 

345 188 342 530 

230 562 120 434 112 320 1548 

TOTAL 989 615 622 1153 779 320 367 4.845 


Tabela 2.2.2-2 – Acréscimo do Número de Linhas de Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel 

Acréscimo em Número de Linhas de Transmissão 

Tensão 


kV 2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 

TOTAL 

500 3 2 1 3 2 11 

440 2 2 

345 2 5 7 

230 16 1 7 4 2 30 

TOTAL 19 3 9 8 7 2 2 50 



Tabela 2.2.2-3 – Aumento da Capacidade de Transformação ainda não Equacionada pela Aneel 

Acréscimo em MVA na Rede Básica 

Tensão 


kV 2005 2005 2005 2006 2005 

TOTAL 

750 1.500 1.500 

500 4.224 3.160 1.050 600 1.500 10.534 

440 450 336 786 

345 500 500 

TOTAL 4.224 5.610 1.050 600 1.836 13.320 

(*) Refere-se à tensão do lado de alta do transformador 

Tabela 2.2.2-4 – Acréscimo do Número de Transformadores ainda não Equacionados pela Aneel 

Acréscimo do número de transformadores na Rede Básica 

Tensão 


kV 2005 2005 2005 2006 2005 

TOTAL 

750 1 1 

500 7 5 2 1 1 16 

440 1 1 2 

345 1 1 

TOTAL 7 8 2 1 2 20 

(*) Refere-se à tensão do lado de alta do transformador 

2.2.3 Estimativa de Investimento Associado às Ampliações e aos Reforços 

Propostos 

As tabelas 2.2.3-1 e 2.2.3-2, apresentadas a seguir, indicam uma estimativa 

preliminar do montante de investimento associado às obras propostas neste PAR. 

Os valores foram calculados tendo por base o documento “Referência de Custos – 

LTs e SEs de AT e EAT”, emitido pela ELETROBRAS, em Junho de 1999. 


Tabela 2.2.3-1 – Estimativa de Investimento Associado ao PAR 2004-2006 – Relação Completa (Valores em Milhões R$) 

Tensão 

kV 

LT/SE 

SUL SE/CO N/NE INTERLIGAÇÃO 

2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006 TOTAL 

750 SE 34,7 39,9 35,0 109,6 

LT 9,3 161,1 173,5 55,5 75,0 65,6 262,8 100,8 71,8 236,4 401,8 273,0 369,3 2.255,9 

500 

SE 27,9 36,4 129,5 74,7 94,4 198,9 45,0 89,1 47,3 19,3 27,3 12,3 802,1 

Total 27,9 45,7 290,6 173,5 130,2 169,4 264,5 262,8 145,8 160,9 283,7 19,3 401,8 273,0 396,6 12,3 3.058,0 

LT 10,1 10,1 

440 

SE 4,1 33,1 40,4 9,0 16,3 102,9 

Total 4,1 33,1 40,4 19,1 16,3 113,0 

LT 2,9 87,8 70,6 98,5 259,8 

345 

SE 17,4 48,0 65,4 

Total 2,9 105,2 118,6 98,5 325,2 

LT 27,3 140,9 112,1 20,1 91,7 22,4 77,0 50,1 81,6 35,7 50,9 709,8 

230 

SE 12,2 46,6 36,6 5,1 27,6 33,8 90,0 10,2 62,1 43,5 10,2 377,9 

Total 39,5 187,5 148,7 25,2 119,3 56,2 167,0 60,3 143,7 79,2 61,1 1.087,7 

LT 27,3 150,2 273,2 193,6 150,1 185,2 213,2 371,4 150,9 153,4 272,1 50,9 401,8 273,0 369,3 3235,6 

TOTAL 

SE 40,1 83,0 166,1 5,1 141,1 178,7 417,2 9,0 55,2 151,2 90,8 29,5 35,0 43,6 12,3 1.457,9 

Global 67,4 233,2 439,3 198,7 291,2 363,9 630,4 380,4 206,1 304,6 362,9 80,4 401,8 308,0 412,9 12,3 4.693,5 

Valores de custo referidos a junho/99 – Taxa de câmbio 1US$=1,76 R$ 


Tabela 2.2.3-2 – Estimativa de Investimento Associado ao PAR 2004-2006 – Obras Cuja Concessão ainda não foi Equacionada (Valores em Milhões R$) 

Tensão 

kV 

LT/SE 


2004 2005 2006 2004 2005 2006 2004 2005 2006 2005 2006 

TOTAL 

750 SE 39,9 39,9 

LT 161,1 173,5 262,7 236,4 124,3 958,0 

500 

SE 8,2 129,5 16,3 198,9 1,9 47,3 19,3 27,4 12,3 461,1 

Total 8,2 290,6 173,5 16,3 198,9 262,7 1,9 283,7 19,3 151,7 12,3 1.419,1 

LT 10,1 10,1 

440 

SE 10,0 40,4 9,1 16,3 75,8 

Total 10,0 40,4 19,2 16,3 85,9 

LT 55,0 98,5 153,5 

345 

SE 27,4 27,4 

Total 82,4 98,5 180,9 

LT 98,8 20,1 77,0 26,1 50,9 272,9 

230 

SE 18,2 24,4 5,1 4,0 90,0 2,0 21,7 10,2 175,6 

Total 18,2 123,2 25,2 4,0 167,0 2,0 47,8 61,1 448,5 

LT 259,9 193,6 132,0 371,3 262,5 50,9 124,3 1.394,5 

TOTAL 

SE 26,4 153,9 5,1 30,3 396,6 9,1 3,9 69,0 29,5 43,7 12,3 779,8 

Global 26,4 413,8 198,7 30,3 528,6 380,4 3,9 331,5 80,4 168,0 12,3 2.174,3 

Valores de custo referidos a junho/99 – Taxa de câmbio 1US$=1,76 R$ 


3 Síntese das Condições de Atendimento do Sistema Interligado 

Nacional – Horizonte 2006 

3.1 Introdução 

Neste item são apresentadas, de maneira sucinta, as condições operativas do 

Sistema Interligado Nacional, em regime normal e de emergência, visualizadas no 

período 2004 a 2006. Compondo o painel sobre o desempenho esperado do 

sistema, são explicitadas as possíveis restrições de transmissão antevistas, o que 

dá fundamentação ao programa de obras proposto no item 2 deste documento. 

Além da implementação das ampliações e reforços propostos neste PAR 2004- 

2006, as análises desenvolvidas identificaram a necessidade de que sejam 

empreendidas ações complementares, de modo que as condições desejadas de 

desempenho da Rede Básica sejam alcançadas no período até 2006. Essas ações 

envolvem, principalmente, a definição da outorga de concessão para novas 

instalações da Rede Básica e a execução de estudos complementares para a 

definição de soluções de natureza conjuntural e/ou estrutural, que, na visão do 

ONS, devem ser conduzidas por diversos Agentes. As ações complementares estão 

relacionadas na descrição de cada Área. 

A avaliação do desempenho elétrico do SIN foi realizada com base nos seguintes 

parâmetros de controle: 

• estabilidade; 

• controle de tensão; 

• carregamento de linhas de transmissão, transformadores e outros 

equipamentos; 

• circuitos ou equipamentos singelos; 

• superação da capacidade de interrupção de disjuntores; e 

• geração térmica. 

São destacadas, ainda, as situações visualizadas na fronteira da Rede Básica com 

a Rede de Distribuição, em que não são observados os critérios adotados na 

análise da Rede Básica. Também são incluídos os resultados preliminares da 

avaliação do impacto de contingências duplas no SIN. As observações relativas ao 

comportamento do SIN frente a contingências múltiplas têm por base os estudos 

realizados no âmbito da Atividade I dos Estudos para Melhoria das Condições de 

Segurança do Sistema Interligado Nacional – SIN, desenvolvida após a ocorrência 

de 21 de janeiro de 2002. Informações detalhadas sobre as análises efetuadas 

poderão ser encontradas nos documentos [14], [15], [16], [17], [18] e [19]. 


3.2 Observações de Caráter Geral 

 

Locais Atendidos por Circuitos Singelos Radiais 

Cumprindo determinação do Conselho de Administração do ONS, estabelecida em 

2002 quando da apreciação do PAR 2003-2005, o ONS, o CCPE e os Agentes 

diretamente envolvidos, vêm desenvolvendo uma série de ações visando propor 

alternativas para a evolução do sistema da Rede Básica nos locais atualmente 

atendidos por meio de circuitos radiais singelos. 

Dentre as ações realizadas destacam-se as reuniões realizadas em 11/12/2002 e 

13/03/2003 cujo objetivo foi nivelar entendimento quanto aos procedimentos e 

critérios adotados nos estudos de planejamento da expansão, analisar os 

indicadores de continuidade da Rede Básica - apurados pelo ONS a partir de 

determinação da Aneel - vis a vis os indicadores de continuidade observados na 

Rede de Distribuição, bem como estabelecer a forma de trabalho do grupo. 

Dessas reuniões, que contaram com a presença de representantes da Coelba, 

Ceal, Cepisa, Cemar, Celpa, Coelce, Chesf, Eletronorte, além do CCPE – Núcleos 

de Articulação regional Norte e Nordeste, foi elaborado uma minuta do termo de 

referência das análises, consolidado no documento “Alternativas para Atendimento 

aos Sistemas Radiais” [3]. Deverá ser também dada seqüência a esse trabalho 

contemplando as demais Regiões. O trabalho a ser realizado tem por objetivo 

caracterizar a melhor solução para que o critério (N-1) passe a ser atendido nesses 

locais, levando em consideração também os Padrões de Qualidade definidos no 

Módulo 2 dos Procedimentos de Rede, Padrões de Desempenho da Rede Básica e 

Requisitos Mínimos para suas Instalações, bem como a Resolução da Aneel nº 024 

de 27/01/2000. Serão destacadas as obras de geração com influência sobre o 

atendimento aos locais em questão e avaliadas alternativas de expansão, 

contemplando reforços na Rede de Distribuição e na Rede Básica. A versão final do 

termo de referência deverá ser emitida até junho deste ano, prevendo-se a 

conclusão dos dois primeiros estudos ainda em 2003. 

Na Tabela 3.2-1, a seguir, são relacionados os locais atendidos por meio de 

circuitos radiais singelos que estão sendo tratados nessa atividade conjunta 

ONS/CCPE/Agentes. 


Tabela 3.2-1 – Subestações Atendidas por meio de Circuitos Radiais Singelos 

SUBESTAÇÕES LINHA DE TRANSMISSÃO UF 

Altamira, Transamazônica 

e Rurópolis 

LT 230 kV Tucuruí – Altamira – Transamazônica – 

Rurópolis (Sistema Tramoeste) 

PA 

Porto Franco LT 230 kV Imperatriz – Porto Franco MA 

Coelho Neto (1) 

LT 230 kV Teresina – Peritoró (Derivação Coelho 

Neto). 

MA 

Picos LT 230 kV São João do Piauí – Picos PI 

Tauá (SE nova) (1) LT 230 kV Milagres – Tauá CE 

Coremas (1) LT 230 kV Milagres – Coremas C2 PB 

Penedo LT 230 kV Rio Largo II – Penedo AL 

Brumado II LT 230 kV Funil – Brumado II BA 

Barreiras LT 230 kV Bom Jesus da Lapa – Barreiras BA 

Sinop, Sorriso, Lucas do 

Rio Verde e Nova Mutum. 

LT 230 kV Nobres – Nova Mutum – Lucas do Rio 

Verde – Sorriso – Sinop 

MT 

Itapaci LT 230 kV Barro Alto – Itapaci GO 

Palmeiras e Firminópolis LT 230 kV Anhanguera – Palmeiras – Firminópolis GO 

Parnaíba LT 230 kV Itumbiara – Paranaíba GO 

Montes Claros (1) LT 345 kV Várzea da Palma – Montes Claros MG 

Garibaldi LT 230 kV Farroupilha – Garibaldi RS 

Obs.: (1) Locais para os quais há solução estrutural indicada em estudos de planejamento de longo prazo 

 

Avaliação dos níveis de curto-circuito 

Visando antecipar a necessidade de substituição de disjuntores devido à superação 

da capacidade de interrupção, o ONS desenvolveu estudos de curto-circuito para o 

SIN, abrangendo o período 2002 a 2005. Nesses estudos, consolidados no relatório 

ONS RE 03/343/2002, “Estudos de Curto-Circuito - Período 2002-2005” [4], foram 

avaliados os níveis de curto-circuito e identificadas as barras do Sistema Interligado 

Nacional com possíveis problemas de superação de disjuntores. 

De acordo com as investigações descritas em [4], foi identificado um total de 62 

barramentos do SIN que apresentam potenciais problemas quanto à capacidade de 

interrupção simétrica dos disjuntores. Desse total, 34 correspondem a barramentos 

com tensão igual ou superior a 230 kV e 28 a barramentos com tensão abaixo de 


230 kV. Na obtenção desses resultados, foram observados os seguintes critérios e 

procedimentos: 

• para uma instalação onde existem diversos disjuntores com capacidades de 

interrupção simétrica diferentes, para efeito da primeira verificação, ou seja, 

curto-circuito na barra, considerou-se como capacidade de interrupção da 

instalação aquela capacidade de menor valor; 

• considerou-se a rede simulada com a sua configuração completa, isto é, com 

todos seus componentes em operação; 

• foi analisada apenas a possível superação da capacidade de interrupção de 

disjuntores. Outros equipamentos não foram avaliados; 

• foram monitorados todos os barramentos constantes da Rede Básica. Além 

disso, foram também calculados os valores para os níveis de tensão abaixo 

de 230 kV quando existia um transformador definido como Rede Básica e 

diretamente conectado a esta rede. Não foram monitoradas as barras dos 

geradores e compensadores síncronos e estáticos; e 

• foi analisado o horizonte 2002-2005 com configuração proposta no PAR 

2003-2005. Deste modo, apesar do período não estar compatível com o ciclo 

em estudo, os resultados permitem, com uma certa antecedência, que as 

iniciativas para substituição de disjuntores superados sejam encaminhadas. 

A tabela 3.2-2, a seguir, apresenta esses resultados iniciais, sendo: 

• Alerta: situações em que o nível de curto-circuito calculado foi igual ou 

superior a 90%, e inferior a 100% da capacidade de interrupção simétrica do 

menor disjuntor na subestação. 

• Superação: situações em que o nível de curto-circuito obtido foi igual ou 

superior a 100% da capacidade de interrupção simétrica do menor disjuntor 

na subestação. 

Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores 

Subestação Empresa Tensão 

Alerta 

Ano 

Superação 

Cidade Industrial CEEE 230 kV 2003 2004 

Barbacena 2 CEMIG 138 kV - Já ocorre 

Jaguara CEMIG 345 kV - Já ocorre 

Juiz de Fora 1 CEMIG 138 kV 2004 2005 

Lafaiete CEMIG 138 kV - Já ocorre 


Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores (cont.) 


Alerta 

Ano 

Superação 

Neves CEMIG 138 kV 2004 - 

Angelim CHESF 230 kV 2003 2004 

Gov. Mangabeira CHESF 230 kV 2005 - 

Campo Comprido COPEL 230 kV 2004 - 

Campo Comprido COPEL 69 kV - Já ocorre 

Cascavel COPEL 138 kV 2005 - 

Pilarzinho COPEL 69 kV Já ocorre 2003 

Uberaba COPEL 69 kV - Já ocorre 

Umbará COPEL 69 kV 2003 2004 

Baixada Santista CTEEP 230 kV 2003 - 

Baixada Santista A CTEEP 88 kV Já ocorre 2003 

Botucatu CTEEP 138 kV Já ocorre 2003 

Cabreúva CTEEP 230 kV Já ocorre 2003 

Cabreúva CTEEP 440 kV Já ocorre - 

Edgard de Souza CTEEP 230 kV Já ocorre 2003 

Embu Guaçu CTEEP 345 kV Já ocorre 2004 

Ilha Solteira CTEEP 440 kV Já ocorre - 

Interlagos CTEEP 230 kV Já ocorre 2003 

Jupiá CTEEP 138 kV - Já ocorre 

Jupiá CTEEP 440 kV Já ocorre - 

Milton Fornasaro CTEEP 345 kV 2004 - 

Mogi CTEEP 230 kV Já ocorre - 

Oeste CTEEP 88 kV 2003 - 

Piratininga CTEEP 88 kV - Já ocorre 

Pirituba CTEEP 88 kV Já ocorre - 

S. J. dos Campos CTEEP 230 kV Já ocorre - 

Santa Bárbara CTEEP 138 kV - Já ocorre 

Santo Ângelo CTEEP 345 kV 2003 - 

Xavantes CTEEP 345 kV 2004 - 


Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores (cont.) 


Alerta 

Ano 

Superação 

Blumenau ELETROSUL 138 kV 2003 - 

Joinville ELETROSUL 138 kV Já ocorre - 

Joinville ELETROSUL 69 kV - Já ocorre 

Jorge Lacerda A ELETROSUL 69 kV 2004 - 

Henry Borden EMAE 230 kV 2003 - 

Henry Borden EMAE 88 kV - Já ocorre 

Adrianópolis FURNAS 345 kV 2004 - 

Brasília Sul FURNAS 138 kV - Já ocorre 

Campos FURNAS 138 kV - Já ocorre 

Furnas FURNAS 345 kV - Já ocorre 

Guarulhos FURNAS 345 kV - Já ocorre 

Itumbiara FURNAS 230 kV - Já ocorre 

Itumbiara FURNAS 345 kV 2003 - 

Jacarepaguá FURNAS 138 kV Já ocorre 2003 

Luiz C. Barreto FURNAS 345 kV - Já ocorre 

M. Moraes FURNAS 138 kV Já ocorre - 

Mogi das Cruzes FURNAS 345 kV Já ocorre 2004 

Poços de Calda FURNAS 345 kV Já ocorre 2004 

Tijuco Preto FURNAS 345 kV - Já ocorre 

Pitanga ESCELSA 138 kV - Já ocorre 

Obs: (1) Existe superação atualmente de disjuntores de 40 kA. A avaliação considerou a capacidade informada de 50 kA. 

A partir desse levantamento preliminar, estão sendo iniciados estudos detalhados 

em conjunto com as transmissoras envolvidas, para cada subestação nas quais 

foram visualizados possíveis casos de superação, visando caracterizar os 

disjuntores que deverão ser substituídos no horizonte do PAR. Os primeiros 

resultados dessas análises, apresentados no relatório “Estudos de Curto-Circuito - 

Superação de Disjuntores” [23], já foram incluídos neste PAR e são destacados ao 

longo deste item 3. À medida que novas conclusões forem sendo consolidadas, 

contemplando recomendações de substituição de equipamentos, estas serão 

informadas à Aneel e incorporadas aos próximos ciclos do PAR. 


Campos Novos 

Subestação 

Lagoa dos Patos 

 

Usina Hidroelétrica 

Usina Termelétrica 

Usina Eólica 

Conversora de Frequência 

EXISTENTE 

FUTURO 

LT 765 kV 

Lagoa Mirim 

LT 600 kV CC 

LT 525 kV 


3.3 Região Sul 

3.3.1 Sistema Regional Sul de 525 kV 

 

Descrição do Sistema 

O sistema de 525 kV da Região Sul constitui o meio de conexão entre as usinas 

hidrelétricas do Rio Iguaçu e do Rio Uruguai e os maiores centros de carga dos Estados do 

Sul, que são atendidos por subestações de 525/230 kV, a partir das quais se desenvolve 

extensa rede de 230 kV. Além do atendimento ao mercado regional, esta malha de EAT 

serve também à otimização energética. Das usinas do Iguaçu, essa malha conecta-se na 

subestação de Ivaiporã ao tronco de 750 kV de Itaipu, principal elo de interligação com a 

Região Sudeste, que foi expandida recentemente com a nova linha de 500 kV entre 

Bateias e Ibiúna. Na subestação de Itá conecta-se com as usinas do rio Uruguai e com a 

Interligação Internacional com a Argentina de Garabi. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Região Sul 

A tabela 3.3.1-1 apresenta a evolução da capacidade instalada e da demanda 

máxima anual na Região Sul no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.3.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Região Sul (1) 

Atual 2004 2005 2006 

Capacidade Instalada 

(MW) 

Demanda Máxima Anual 

(MW) 

13.442 13.592 13.942 15.686 

9.575 9.902 10.535 11.102 

(1) não incluídas pequenas gerações, não incluído Mato Grosso do Sul 

 

Sumário das Condições de Atendimento 

Em condições normais de operação, não são visualizados problemas para a 

operação do Sistema Regional Sul de 525 kV. 

a) Problemas relacionados à estabilidade eletromecânica 

Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste 

documento, não são observados problemas de estabilidade eletromecânica 

para contingências simples no horizonte estudado. 

b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão 

• Baixo perfil de tensão na barra de 525 kV da SE Londrina 

A indisponibilidade da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina na carga pesada causa 

afundamento de tensão nas subestações de 230 kV da área de influência da 


SE Londrina 525/230 kV, que chega a níveis inferiores a 90% desde 2004, 

nos dois sentidos de intercâmbio. Esse problema persiste até a duplicação 

da LT 525 kV Ivaiporã – Londrina, cuja concessão está em análise pela 

Aneel. 

• Baixo perfil de tensão nas barras de 525 kV de Blumenau e Curitiba 

Há degradação da tensão nas barras de 525 kV das subestações de 

Blumenau e de Curitiba na indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos - 

Blumenau, na condição de intercâmbio do Sul para o Sudeste. As tensões 

em Blumenau atingem níveis inferiores a 90% em 2005, mesmo 

considerando a operação dos capacitores que serão instalados nesta 

subestação e na SE Palhoça. A instalação de conexão para manobra no 

reator de barra (RE1), na SE Curitiba, já recomendada no PAR 2003-2005, 

permite atenuar esse problema naquela subestação, o mesmo se aplicando 

para conexão do reator para Bateias (RE2), proposta neste PAR. 

A tabela 3.3.1-2 mostra a dependência do controle de tensão no leste de 

Santa Catarina em relação ao despacho da UTE Jorge Lacerda, quando da 

indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau, no patamar de 

carga média de verão. Observam-se tensões abaixo de 90% na maior parte 

dos casos e níveis inferiores a 80% para despachos reduzidos da térmica. 

Tabela 3.3.1-2: Indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau, na carga média de verão 

Ano 

Geração na UTE Jorge 

Lacerda (MW) 

Total 

(MW) 

Intercâmbio 

Sul 

Sudeste (MW) 

Tensões (%) 

2005 (P)=50 (M)=66 

246 1.100 Blumenau 525 kV = 86 

(G)=130 

(GG)=fora 

Curitiba 525 kV = 91 

2005 (P)=50 (M)=66 

426 1.300 Blumenau 525 kV = 95 

(G)=130 

(GG)=180 


2005 (P)=50 (M)=66 

246 2.500 Blumenau 525 kV =75 

(G)=130 

(GG)=fora 


2005 (P)=25 (M)=33 

238 3.100 Blumenau 525 kV = 86 

(G)=fora 

(GG)=180 


2005 (P)=25 (M)=33 

318 3.500 Blumenau 525 kV = 90 

(G)=80 

(GG)=180 



Ano 

Geração na UTE Jorge 

Lacerda (MW) 

Total 

(MW) 

Intercâmbio 

Sul 

Sudeste (MW) 

Tensões (%) 

2006 (P)=50 (M)=66 

246 1.200 Blumenau 525 kV = 82 

(G)=130 

(GG)=fora 


Cabe lembrar que a compensação capacitiva nos barramentos de 230 kV de 

Blumenau e de Palhoça foi dimensionada no ciclo do PAR 2003-2005 para 

intercâmbio Sul-Sudeste de 3.000 MW e despacho de 318 MW em Jorge 

Lacerda. Foi considerado também, para correção do fator de potencia para 

0,95 nos secundários das subestações de fronteira da Rede Básica, a 

instalação de compensação na distribuição de 125 Mvar na área leste de 

Santa Catarina e de 220 Mvar na região metropolitana de Curitiba, dos quais 

150 Mvar já constavam do programa de compensação então informado pela 

Copel - D. O intercâmbio poderá chegar a 3.500 MW quando da entrada das 

obras já definidas para o sistema de 525 kV, das quais destaca-se a 

duplicação das linhas de Machadinho -Campos Novos e Salto Santiago - 

Ivaiporã. A prática de transferências mais elevadas para o Sudeste requer a 

ampliação do sistema de EAT. 

Os resultados dos estudos de planejamento, antecipados pelo CCPE ao ONS 

no fechamento deste ciclo do PAR, recomendam uma segunda linha de 

525 kV, entre Campos Novos e Blumenau. Esta linha não teria o mesmo 

traçado da atual, já que passaria próximo á região metropolitana de 

Florianópolis, onde é prevista pelo planejamento a implantação futura de 

uma nova subestação 525/230 kV. 

Quando incluída esta nova linha de 525 na simulação da perda da LT 525 kV 

Campos Novos – Blumenau a tensão na barra de 525 kV da SE Blumenau 

pode ser sustentada próximo ao valor nominal para as mesmas condições de 

despacho térmico registradas na Tabela 3.3.1.2. 

• Baixo perfil de tensão nas barras de 525 kV das subestações de Gravataí e 

Caxias, no Rio Grande do Sul 

Na tabela 3.3.1-3 são apresentados os déficits capacitivos verificados no 

caso de indisponibilidade das linhas de 525 kV que atendem as subestações 

525/230 kV de Gravataí e Caxias. Nas simulações foi tomada como base a 

condição de carga média de verão e geração de 130 MW na UTE Presidente 

Médici e de 550 MW na UTE Uruguaiana, variando-se o despacho da UTE 

Canoas (160 MW ou parada), e das usinas hidrelétricas do Rio Jacuí e Passo 

Fundo conforme a condição hidrológica, para três níveis de intercâmbio com 

o Sudeste. 


O déficit capacitivo indica o montante de compensação reativa que deveria 

ser instalado, para evitar afundamento de tensão e conseqüente corte de 

carga, na região atendida pelas subestações de Gravataí e de Caxias. 

Ressalte-se que na obtenção desses valores já foi considerado fora de 

operação o reator de Campos Novos de 100 Mvar, bem como a 

compensação adicional na distribuição para a correção do fator de potência 

nos barramentos de fronteira da rede básica nessa região, estimada em 

140 Mvar. Pelos montantes encontrados de déficit capacitivo, fica 

evidenciado que esse problema carece de solução estrutural, ainda não 

definida. 

Tabela 3.3.1-3: Déficit capacitivo em contingência – SE Caxias 

Carga média de verão 

Déficit capacitivo (Mvar) 

Indisponibilidade Intercâmbio Ano Correção c/ UTE Canoas s/ UTE Canoas 

FP Caxias Total Caxias Total 

Sul/Sudeste:1300 MW 2005 123 90 213 160 283 

2006 144 210 354 415 559 

LT 525 kV Itá - Gravataí Sudeste/Sul:4000 MW 2005 123 300 423 540 663 

2006 144 385 529 410 554 

Sul/Sudeste:3500 MW 2005 123 308 431 400 523 

2006 144 280 424 530 674 

Sul/Sudeste:1300 MW 2005 123 0 123 130 253 

2006 144 0 144 280 424 

LT 525 kV Gravataí - Caxias Sudeste/Sul:4000 MW 2005 123 45 168 410 533 

2006 144 230 374 480 624 

Sul/Sudeste:3500 MW 2005 123 0 123 270 393 

2006 144 30 174 360 504 

Sul/Sudeste:1300 MW 2005 123 0 123 110 233 

2006 144 0 144 165 309 

LT 525 kV Itá - Caxias Sudeste/Sul:4000 MW 2005 123 70 193 325 448 

2006 144 160 304 380 524 

Sul/Sudeste:3500 MW 2005 123 125 248 370 493 

2006 144 44 188 310 454 

Cumpre ressaltar que a deterioração do perfil de tensão que se constata em 

indisponibilidades na rede de 525 kV é agravada pelo baixo fator de potência 

verificado na fronteira da Rede Básica com a distribuição, nos principais 

centros de carga da Região Sul atendidos por subestações de 525/230 kV, 

conforme é discriminado no item 7 deste relatório. Numa primeira 

aproximação estima-se que deveriam ser instalados, para atingir fator de 

potência de 0,95 na fronteira da Rede Básica, montantes de compensação 


capacitiva da ordem de 400 Mvar na carga média de verão de 2005 e de 

560 Mvar em 2006. 

• Tensões elevadas na rede de 525 kV 

Após a implantação da interligação em 525 kV Londrina – Assis – 

Araraquara, da duplicação da LT 525 Ivaiporã – Londrina e da operação das 

demais linhas de 525 kV previstas para o Paraná, constatam-se tensões 

elevadas em condição normal de operação na carga leve e mínima, 

indicando carência de compensação indutiva em Londrina, para controle de 

tensão. Há necessidade de estudos complementares visando a definição de 

compensação reativa adicional. 

Também são necessários estudos específicos para confirmar o 

dimensionamento da compensação indutiva associada à nova linha de 

525 kV entre Campos Novos e Blumenau, tendo em vista sua extensão 

(375 km), para atender a transitórios de manobra e/ou para controle de 

tensão em regime permanente, nos patamares de carga fora da ponta. 

c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e equipamentos 

• Sobrecarga na LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã 

As sobrecargas nesta linha são detectadas na perda da LT 525 kV Areia- 

Segredo, nos patamares de carga pesada e média, para intercâmbio Sul- 

Sudeste acima de 2.000 MW, requerendo a atuação de esquemas de 

emergência, até a duplicação da LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã, que se 

encontra em processo de licitação da concessão pela Aneel. 

• Sobrecarga na LT 525 kV Machadinho – Campos Novos 

As sobrecargas nesta linha são provocadas por contingências em outras 

linhas de 525 kV (Areia – Segredo, Salto Santiago – Ivaiporã, Itá – Caxias ou 

Itá – Gravataí) nos patamares de carga pesada e média, para intercâmbio 

Sul – Sudeste acima de 3.000 MW. Reavaliações dos esquemas de 

emergência podem ser necessários até a duplicação da LT 525 kV 

Machadinho – Campos Novos, que se encontra em processo de licitação da 

concessão pela Aneel. 

• Sobrecarga no autotransformador da SE Cascavel Oeste 525/230 kV 

Tanto a perda da LT 525 kV Areia - Segredo, como a perda da LT 525 kV 

Salto Santiago – Ivaiporã provocam sobrecargas nesse autotransformador, 

que podem atingir níveis acima de 50% em 2005, para intercâmbio Sul- 

Sudeste superior a 3.000 MW, requerendo a atuação de esquemas de 

emergência até a duplicação dessa transformação. 

A indisponibilidade da LT 230 kV Salto Osório – Foz do Chopim na carga 

pesada de inverno de 2004, num cenário de intercâmbio Sul – Sudeste de 

3.500 MW, também provoca sobrecarga de 6% no único transformador da 


SE Cascavel Oeste. Nessas condições, a indisponibilidade da LT 525 kV 

Machadinho – Campos Novos provoca sobrecarga de 10% nesse 

transformador. 

A solução para esses problemas é a implantação do 2 o banco de 

autotransformadores 525/230 kV na SE Cascavel Oeste, cuja concessão se 

encontra em análise pela Aneel. 

Considerando que a segunda unidade esteja em operação no inverno de 

2005, a indisponibilidade de um desses transformadores provoca sobrecarga 

de 8% no remanescente, no cenário de intercâmbio Sul – Sudeste de 

3.500 MW. A implantação da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã, em fase 

de licitação da concessão pela Aneel, elimina os problemas decorrentes 

desta emergência. 

• Sobrecarga num dos autotransformadores da SE Londrina 525/230 kV 

A SE Londrina conta com dois transformadores 525/230kV – 672MVA. Na 

indisponibilidade de um transformador, são ultrapassados os valores 

nominais de carregamento na carga pesada de inverno. A tabela 3.3.1-4 

mostra os carregamentos observados na unidade remanescente quando da 

perda de um transformador e as condições de intercâmbio consideradas. Há 

ultrapassagem residual em 2004 e a partir de 2005 são observados valores 

em torno de 10% de sobrecarga, para elevado intercâmbio Sul – Sudeste. 

Não se verificam sobrecargas nos casos de verão. 

Nas configurações de junho de 2006, além do reforço da Interligação Sul- 

Sudeste e das novas linhas de 525 kV, a rede de simulação incorporou 

mudanças importantes na expansão da rede de 230 kV no norte do Paraná e 

no Mato Grosso do Sul, bem como diversas obras fora da Rede Básica 

propostas pela Copel, modificações que influenciam os resultados obtidos 

para esta transformação. Considerando estes aspectos e o montante de 

sobrecarga observado, é recomendada a implantação do terceiro 

autotransformador da SE Londrina. 

Tabela 3.3.1-4 Carregamento no transformador 525/230 kV Londrina, após perda da outra unidade 

ANO INTERCÂMBIO CARREGAMENTO (%) 

2005 3600 MW SUL - SUDESTE 109,2 

2006 1300 MW SUL - SUDESTE 109,4 

2006 3500 MW SUL - SUDESTE 111,4 

2006 4000 MW SUDESTE - SUL 116,4 


• Sobrecarga no autotransformador da SE Bateias 525/230 kV 

Os carregamentos nos transformadores 525/230 kV das subestações de 

Curitiba e Bateias são influenciados diretamente pelos despachos das usinas 

integradas na rede de 230 kV da Região Metropolitana de Curitiba, UHE Gov. 

Parigot de Souza e UTE Araucária, e pelas condições de intercâmbio com o 

Sudeste. 

Verifica-se sobrecarga de 8% em 2004, em condição normal de operação, no 

transformador da SE Bateias, para intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW e 

no patamar de carga pesada de inverno, considerando que ainda não esteja 

em operação a segunda unidade. Nas mesmas condições, a perda da LT 

525 kV Bateias – Curitiba provoca sobrecarga de 73% nesse transformador, 

considerando geração de 469 MW na UTE Araucária, e sobrecarga de 98% 

para geração nula nessa térmica. Este nível de sobrecarga implica no 

desligamento automático do transformador por sobrecorrente, 

caracterizando-se portanto como uma restrição à operação nesse montante 

de intercâmbio com o Sudeste. 

A perda da LT 230 kV Figueira – Jaguariaíva na carga média de verão de 

2005 com intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW provoca sobrecarga de 

9% nesse transformador. Nessas condições, a perda da LT 230 kV Figueira – 

Chavante provoca sobrecarga de 3%. 

A duplicação do transformador da SE Bateias, cuja concessão está em 

análise pela Aneel, elimina os problemas acima mencionados. 

Depois da duplicação, é esperado carregamento superior à capacidade 

nominal nas duas unidades para a indisponibilidade da LT 525 kV Bateias – 

Curitiba, intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW, na carga pesada de 

inverno. O carregamento é de 115% em 2005 e de 105% em 2006. Ressaltase 

que os problemas decorrentes da perda da LT 525 kV Bateias – Curitiba 

carecem de solução estrutural, a ser estabelecida a partir de estudos de 

planejamento de longo prazo desenvolvidos pelo CCPE. 

• Sobrecarga na transformação da SE Curitiba 525/230 kV 

Na perda de um dos transformadores da SE Curitiba, nas cargas pesada e 

média, observam-se sobrecargas de 13% a 19% na unidade remanescente, 

ao longo do período analisado, considerando despacho de 470 MW na UTE 

Araucária e a UHE Gov. Parigot de Souza despachada abaixo de 50 MW, 

para intercâmbios Sudeste-Sul da ordem de 4.000 MW. Na mesma condição 

de intercâmbio e com a UTE Araucária zerada, ocorrem sobrecargas de até 

30% na unidade remanescente da SE Curitiba, para despachos na UHE Gov. 

Parigot de Souza abaixo de 30 MW. Também são verificadas sobrecargas 

entre 30% a 40% nessa subestação, para a mesma contingência, 

considerando-se o intercâmbio Sul-Sudeste acima de 700 MW, a UTE 


Araucária zerada e a UHE Gov. Parigot de Souza gerando abaixo de 30 MW. 

Como a UHE Gov. Parigot de Souza acompanha o regime hidrológico do 

Sudeste, a combinação de baixa geração nesta usina e intercâmbio do Sul 

para o Sudeste mostra-se uma hipótese plausível. Esta condição de 

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

operação. Para garantir essas condições de despacho é necessária uma 

terceira unidade transformadora na SE Curitiba, proposta pela primeira vez 

neste PAR. 

• Sobrecarga na transformação da SE Campos Novos 

Além do primeiro banco de autotransformadores de 336 MVA, esta 

subestação contará com outro banco de 672 MVA a partir de maio/2003. Em 

2005 são verificadas sobrecargas no transformador de 336 MVA, quando da 

indisponibilidade da unidade de maior porte, causada por solicitação da 

carga local, associada a despachos reduzidos nas hidrelétricas de Salto 

Osório e Passo Fundo. A partir de 2006, há inversão do sentido de fluxo 

nessa transformação, que passa a atuar como elevadora, do 230 kV para o 

525 kV, para escoar a geração da UHE Campos Novos (880MW) e da UHE 

Barra Grande (690 MW). Quando estiverem operando três unidades na UHE 

Barra Grande e duas unidades na UHE Campos Novos, a perda do 

transformador de 672 MVA pode resultar em sobrecarga da ordem de 80% 

na unidade de 336 MVA, no caso de carga média de junho/2006, o que 

significaria a atuação instantânea da proteção para desligamento do 

remanescente. Observe-se que nessa simulação foi considerada implantada 

a SE Lages 230/138 kV, para a qual até o momento não houve formalização 

da solicitação de acesso pela Celesc. Simulando-se a hipótese de sua 

reprogramação ou cancelamento, a sobrecarga na unidade de menor porte 

de Campos Novos, na contingência citada, pode atingir 98%. Confirma-se, 

portanto a necessidade de substituição da unidade de 336 MVA por outra de 

672 MVA, como fora previsto quando da definição da modulação da 

expansão da transformação 525/230 kV da SE Campos Novos. A 

substituição do transformador de 336 MVA de Campos Novos está sendo 

proposta pela primeira vez neste PAR. 

• Sobrecarga na transformação da SE Gravataí 

Na Tabela 3.3.1-5 são apresentados os carregamentos nos transformadores 

TR2 e TR3 da SE Gravataí 525/230 kV, resultantes da indisponibilidade do 

TR1. Foram simulados intercâmbios Sul-Sudeste de 1.300 MW e 3.500 MW e 

Sudeste-Sul de 4.000 MW, na carga média de verão, considerando-se 

também o despacho de 160 MW na UTE Canoas, ou esta térmica parada. Os 

resultados mostram que a perda de um dos transformadores de Gravataí 

provoca sobrecargas de 2% a 25% nos remanescentes. Para eliminar essas 


sobrecargas é indicada a instalação de um quarto transformador de 672 MVA 

nesta subestação, proposta pela primeira vez neste PAR. 

Tabela 3.3.1-5 – SE Gravataí 525/230 kV-carregamentos na perda do TR-1 da - carga média de verão 

Ano Intercâmbio UTE Canoas TR-2 TR-3 

MW MW MVA % MVA % 

2005 691 103% 646 96% 

2006 S-SE 1300 

738 110% 690 103% 

2005 766 114% 716 107% 

2006 SE-S 4000 160 812 121% 760 113% 

2005 639 95% 597 89% 

2006 S-SE 3500 

698 104% 652 97% 

2005 736 110% 688 102% 

2006 S-SE 1300 

782 116% 732 109% 

2005 803 119% 751 112% 

2006 SE-S 4000 0 MW 841 125% 786 117% 

2005 686 102% 641 95% 

2006 S-SE 3500 

747 111% 698 104% 

• Sobrecarga na transformação da SE Caxias 

Na Tabela 3.3.1-6 são apresentados os carregamentos no TR1 525/230 kV, 

672 MVA da SE Caxias, resultante da indisponibilidade do TR2. Foram 

simulados intercâmbios Sul – Sudeste de 1.300 MW e 3.500 MW e 

intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW, na carga média de verão, 

considerando-se também a variação no despacho da UTE Canoas, de 0 e 

160 MW. Os resultados mostram que a perda de um dos transformadores 

provoca sobrecargas de 3% a 24% no transformador remanescente. É 

mostrado também que a perda da LT 525 kV Caxias – Gravataí causa 

sobrecarga nos dois transformadores desta subestação, variando de 3% a 

16%. Para eliminar essas sobrecargas é indicada a instalação de um terceiro 

transformador de 672 MVA na SE Caxias, proposta pela primeira vez neste 

PAR. 


Tabela 3.3.1-6 – SE Caxias 525/230 kV - Carregamentos em contingência - carga média de verão 

Contingência 

Perda TR-2 Perda LT Caxias-Gravataí 

Ano Intercâmbio UTE Canoas TR-1 TR-1 TR-2 

MW MW MVA % MVA % MVA % 

2005 738 110% 647 96% 636 95% 

2006 S-SE 1300 

776 115% 703 105% 691 103% 

2005 761 113% 718 107% 705 105% 

2006 SE-S 4000 160 811 121% 779 116% 765 114% 

2005 692 103% 600 89% 589 88% 

2006 S-SE 3500 

757 113% 672 100% 660 98% 

2005 756 113% 636 95% 624 93% 

2006 S-SE 1300 

795 118% 703 105% 691 103% 

2005 782 116% 715 106% 702 104% 

2006 SE-S 4000 0 MW 834 124% 779 116% 765 114% 

2005 711 106% 586 87% 576 86% 

2006 S-SE 3500 

776 115% 649 97% 638 95% 

d) Problemas relacionados perda do único circuito ou do único transformador 

Nada a registrar. 

e) Problemas relacionados à Capacidade de Interrupção de Disjuntores - CID 

Nada a registrar 

f) Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN 

Conforme citado no item 3.1, foi realizada uma avaliação do impacto de 

contingências duplas na Rede Básica do SIN, no que se incluem as linhas de 

525 kV do sistema Sul, enfocando violações de limites de capacidade de linhas 

e transformadores, violação de níveis de tensão, estabilidade dinâmica, cortes 

de carga e desligamentos em cascata, em condições de fornecimento para o 

Sudeste pelo Sul de 3.500 MW, no ano de 2005. 

As contingências foram selecionadas considerando a possibilidade de falha do 

disjuntor central do módulo de disjuntor e meio, com saída dos terminais 

correspondentes. Na Região Sul, as linhas de 525 kV em circuito duplo ou que 

estão na mesma faixa de passagem são os dois circuitos da SE Areia - UHE 

GBM, com 11 km de extensão, os dois circuitos SE Itá - UHE Itá, com 2 km e os 

dois circuitos SE Ivaiporã (Eletrosul) - SE Ivaiporã (Furnas), com 800 m. 

Também foram considerados cruzamentos de linhas nas proximidades das 

subestações de 525 kV, como Campos Novos e Itá. 

Para efeito de comparação as contingências foram simuladas tanto sem a nova 

LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara, como já considerando a nova 

interligação com o Sudeste. 


• Sem a LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara 

As contingências mais graves foram a perda dupla das interligações Ivaiporã 

(Eletrosul) – Ivaiporã (Furnas) C1 e C2, 525 kV, e das ligações entre Areia – 

Bateias e Areia – Curitiba 525 kV. 

A perda das interligações Ivaiporã (Eletrosul) – Ivaiporã (Furnas) C1 e C2, 

provoca desligamento das linhas Bateias – Ibiúna C1 e C2 e das 

interligações em 230 kV entre o Sul e o Sudeste, separando os dois 

sistemas, com elevação da freqüência na Região Sul e subfreqüência na 

Região Sudeste. 

A perda das linhas de 525 kV Areia – Bateias e Areia – Curitiba, causa o 

desligamento do tronco de 750 kV entre Itaberá e Tijuco Preto (3 circuitos), 

da linha Blumenau – Curitiba 525 kV e das interligações em 230 kV com o 

Sudeste. Nessa ocorrência, após a perda das linhas Areia – Bateias e Areia 

– Curitiba 525 kV, o sistema Sul fica interligado à Região Sudeste através 

das linhas de 525 kV do eixo Campos Novos – Blumenau – Curitiba, daí 

resultando em acentuado afundamento de tensão nas regiões de Curitiba e 

no Leste de Santa Catarina, com desligamento da linha de transmissão 

Blumenau – Curitiba 525 kV. 

• Com a LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara 

A entrada em operação da interligação Londrina – Assis – Araraquara 500 kV 

e da transformação 500/440 kV – 1.500 MVA da subestação de Assis, 

associada à implantação de compensação capacitiva de 300 Mvar nas 

subestações de Palhoça e Blumenau, possibilita o sistema a suportar as 

contingências citadas que não eram suportadas sem a consideração desses 

reforços, ressaltando a importância dessas obras. 

A perda das interligações Ivaiporã (Eletrosul) – Ivaiporã (Furnas) C1 e C2 de 

525 kV, mesmo sem a transformação de Assis 500/440 kV, não levou à 

separação entre os sistemas Sul e Sudeste, como ocorria antes do reforço 

da interligação. 

A contingência mais severa ainda é a perda simultânea das linhas Areia – 

Bateias 525 kV e Areia – Curitiba 525 kV. Com o reforço na interligação, a 

duplicação das linhas de transmissão Salto Santiago – Ivaiporã 525 kV e 

Machadinho – Campos Novos 525 kV e a compensação capacitiva adicional, 

essa contingência não acarretou desligamentos em cascata no sistema Sul. 

Entretanto, observa-se superação da ampacidade de 875 A (emergência, 

verão, diurna) das linhas de 230 kV Areia - Ponta Grossa e Areia – São 

Mateus, que chegam a 979 A e 929 A, respectivamente, após a contingência. 

O carregamento do transformador de 525/230 kV, 672 MVA de Areia passa 

de 47% para 107% do nominal. Pelo exposto, para a prática de elevados 

intercâmbios no sentido Sul – Sudeste (superiores a 3.000 MW), antes e 


mesmo após a implementação do reforço da interligação Sul – Sudeste, 

justifica-se a avaliação da aplicação de esquemas de controle de emergência 

para fazer face às contingências duplas mais severas. 

g) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico 

Este aspecto acha-se abordado em detalhe no item 3.3.3 adiante. 

 

Providências Necessárias 

a) Equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel) 

Tabela 3.3.1-5 – Principais Obras propostas para o Sistema Regional Sul ainda sem concessão 

DESCRIÇÃO DAS PRINCIPAIS OBRAS 

LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã, circuito simples, 209 km 

SE Cascavel Oeste: 2º banco de autotransformadores 

525/230 kV, 600 MVA 

LT 525 kV Machadinho – Campos Novos C2, circuito simples, 

50,6 km 

LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã C2, circuito simples, 167 km 

SE Bateias: 2º Autotransformador 525/230 kV, 600 MVA 

SE Curitiba: conexões para os reatores 1 (de barra) e 2 (na linha 

para Bateias), 2x150 Mvar, 525 kV 

SE Curitiba: 3º Autotransformador 525/230 kV, 672 MVA 

LT 525 kV Campos Novos - Blumenau C2, circuito simples, 

375 km com reator de linha, 525 kV,150 Mvar em Blumenau 

LT 525 kV Ivaiporã -Londrina C2, circuito simples, 120 km 

SE Caxias: 3° banco de autotransformadores, 525/230 kV, 

672 MVA 

SE Gravataí: 4° banco de autotransformadores, 525/230 kV, 

672 MVA 

SE Campos Novos: 3° banco de autotransformadores, 

525/230 kV, 672 MVA (substituição do banco de 336 MVA) 

SE Londrina: 3º Autotransformador 525/230 kV, 672 MVA 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

JUN/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

FEV/2005 

FEV/2005 

JUN2005 

JUN/2005 


) Desenvolver Ações Complementares 

• Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar os 

problemas de desempenho operativo decorrentes de contingências nas 

linhas de 525 kV que partem da SE Itá para as subestações de Gravataí e 

Caxias (CCPE/ONS). 

• Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar problemas 

operativos decorrentes da contingência da LT 525 kV Bateias - Curitiba 

(CCPE/ONS). 

• Realizar detalhamento da compensação reativa capacitiva na SE Caxias 

(ONS/CCPE). 

• Realizar estudo de detalhamento da compensação reativa indutiva na SE 

Londrina (ONS/CCPE). 

• Realizar estudo de detalhamento da compensação reativa indutiva associada 

á LT 525 kV Campos Novos - Blumenau C2 (ONS/CCPE). 

c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, 

indicadas no item 6.3 


Campos Novos 

(2004) 

(2004) 

Uruguaiana 

50MW 

(2004) 

(2004) 

Santo Ângelo 

(CEEE) 

Cruz Alta 

(2004) 

Tapera 2 

(2004) 

Passo 

Real 

L. Vermelha 

(2004) 

Cachoeirinha 

Vacaria 

Parobé 

Lageado Grande 

(2003) 

Passo do Meio 

São Francisco 

de Paula 

Santo 

Antônio 

Três Coroas 

Taquara 

Canastra 

Ver detalhe 

Rivera 

70MW 

Lagoa dos Patos 

(2004) 

Basílio 

Jaguarão 

Lagoa Mirim 

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL 

REGIÃO METROPOLITANA DE PORTO ALEGRE 

Siderúrgica 

Pólo 

Petroquímico 

Pepsi 

Maxprint 

Lansul 

UTE 

Canoas 

São Luís 

Cidade 

Industrial 

Zoológico 

(2004) 

Canoas 1 

(2004) 

Cachoeirinha 

Gravataí 

G Motor 

LEGENDA: 

Usina Hidrelétrica 

 

Usina Eólica 


Subestação 

Conversora 

LT 525 kV 

LT 230 kV 

LT 138 kV 

LT 69 kV 

P/ Eldorado 

P/ Pelotas 3 


3.3.2 Área Rio Grande do Sul 

 


A rede de 525 kV que atende ao Rio Grande do Sul é composta por três linhas, 

das quais duas chegam às subestações de 525/230 kV de Gravataí (3x672 MVA) 

e Caxias (2x672 MVA), provenientes da SE Itá, e uma terceira que, partindo da 

SE Campos Novos, é seccionada na SE Caxias, terminando na SE Gravataí. 

Completa este sistema a subestação de Santo Ângelo (672 MVA, 525/230 kV), 

atendida pelo seccionamento da linha de 525 kV que serve à conexão do primeiro 

módulo da conversora de Garabi com a SE Itá. 

O sistema de 230 kV estadual interliga-se com a Rede Básica por duas linhas de 

230 kV oriundas da SE Xanxerê, em Santa Catarina, que se conectam à UHE 

Passo Fundo e por uma linha de 230 kV, que partindo da SE Siderópolis, em 

Santa Catarina, chega à SE Farroupilha, passando pela SE Caxias 5. 

Das hidrelétricas do Rio Jacuí parte um feixe de cinco linhas de 230 kV, 

interligando estas usinas e a UTE Charqueadas com as subestações de Cidade 

Industrial e Gravataí 2. Estas duas subestações concentram o atendimento ao 

principal centro de carga, na área leste, em que se situa a região metropolitana 

de Porto Alegre e cidades próximas, incluindo a região de Caxias, que sediam a 

maior parte do consumo industrial do Rio Grande do Sul. As demais áreas do 

Estado são constituídas de centros de carga de menor porte, atendidas por 

subestações de 230 kV. 

As usinas do Rio Jacuí interligam-se com a área oeste do Rio Grande do Sul, por 

meio de uma linha de 230 kV que chega à subestação de Alegrete 2. Desta subestação 

saem duas linhas de 230 kV, para a SE Uruguaiana 5 e para a UTE 

Uruguaiana, respectivamente, que constituem o atual esquema de integração 

desta termelétrica. Da SE Alegrete 2 partem ainda mais duas linhas de 230 kV, 

uma para Maçambará e São Borja e outra para Livramento e Bagé, ao sul. 

A Rede Básica da área norte do Rio Grande do Sul é constituída por linhas de 

transmissão de 230 kV que derivam da SE Santo Ângelo 525/230 kV, para as 

subestações distribuidoras de Santo Ângelo 2, Santa Rosa e Guarita, e para a 

usina de Passo Real. O mais importante ponto da Rede Básica com 

transformação para a distribuição na área norte é a subestação de Santa Marta, 

atendida pelo seccionamento de uma linha de 230 kV entre as usinas de Passo 

Fundo e Passo Real. As subestações distribuidoras de 138 kV da área norte do 

Rio Grande do Sul são atendidas a partir da SE Santa Marta e da subestação da 

UHE Passo Fundo. 

A área sul do Estado é atendida por três subestações de 230 kV: a SE Presidente 

Médici 230/138 kV, a SE Quinta 230/69 kV e a SE Pelotas 3 230/138 kV, 


interligadas à área de Porto Alegre por meio de duas linhas de 230 kV, que 

também servem ao escoamento da geração da UTE Presidente Médici. 

 

Evolução da Geração e do Mercado No Estado 


máxima anual na área Rio Grande do Sul no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.3.2-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Rio Grande do Sul 

Atual 2004 2005 2006 

Capacidade 

Instalada (MW) 

(1) 

2.581 (3) 2.611 2.841 (4) 3.585 (5) 

Demanda Máxima 

Anual (MW) (2) 3.899 4.056 4.307 4.556 

Obs: (1) não incluídas pequenas gerações, incluída UHE Barra Grande (na divisa com Santa Catarina); 

(2) Carga intermediária de verão; (3) PCH Passo do Meio (30 MW); (4) UHE Barra Grande (230 MW); 

(5) UHE Monjolinho (67 MW), UHE Montes Claros (130 MW), UHE Castro Alves (87 MW) e UHE Barra Grande (460 MW) 

 



• Problemas de estabilidade associados ao escoamento da UTE Uruguaiana 

A capacidade instalada da UTE Uruguaiana é superior à carga da região 

oeste do Rio Grande do Sul, do que resulta o escoamento do seu excedente 

pela rede de 230 kV. As condições de desempenho operativo do sistema 

dependem diretamente do nível deste excedente, bem como das próprias 

características do sistema de controle da termelétrica. Há problemas de 

estabilidade transitória em contingências e baixo amortecimento de 

oscilações locais, tanto em condição normal como em contingências. Para 

corrigi-los houve necessidade de adequação do sistema de excitação dos 

geradores da UTE Uruguaiana, de ajustes da estabilização suplementar da 

usina e de um esquema de controle de emergência (ECE) para garantir a 

estabilidade quando de falhas no sistema de transmissão. Esse esquema 

requer o desligamento automático do gerador a vapor, que é a máquina de 

maior porte, no caso de abertura da LT 230 kV UTE Uruguaiana - Alegrete2, 

que representa a contingência mais crítica. Foi recomendada ainda a 

implantação de dois ECEs adicionais, um para desligamento de geradores na 

UHE Dona Francisca, associado à perda da LT 230 kV Itaúba - Dona 


Francisca e outro para desligamento de máquinas da UTE Presidente Médici, 

associado à abertura da LT 230 kV Presidente Médici - Camaquã. 

Com estas providências será possível despachar a UTE Uruguaiana até 

580 MW na carga pesada e 550 MW em carga leve, não estando em 

operação a UTE Alegrete, nem a importação pelas conversoras de Rivera e 

de Uruguaiana. Essa limitação perdurará até entrada das novas linhas de 

230 kV previstas para o oeste do Rio Grande do Sul, das quais a maior parte 

foi licitada, tendo conclusão prevista para o segundo semestre de 2004 (LT 

230 kV UTE Uruguaiana – Maçambará, LT 230 kV Maçambará – Santo 

Ângelo e LT 230 kV Santo Ângelo – Santa Rosa C2), além da LT 230 kV 

Dona Francisca – Itaúba C2, autorizada pela Aneel para a CEEE-T, com data 

de entrada em operação de fevereiro/2005. 


• Baixo perfil de tensão nas barras de 230 kV de Pelotas 3 e Quinta 230 kV 

Até a entrada da LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3, prevista para 

julho de 2004, a indisponibilidade da LT 230 kV Pres. Médici – Quinta na 

carga pesada de inverno de 2004, provoca tensões abaixo de 80% nas 

subestações da região de Pelotas e Rio Grande, com déficit reativo na SE 

Quinta estimado em 60 Mvar. 

• Baixo perfil de tensão na região de Santa Maria 

Na condição da UTE Uruguaiana fora de operação, a perda da LT 230 kV 

Santa Maria 2 – Dona Francisca resulta em afundamento de tensão em 

Santa Maria 2, com déficit capacitivo da ordem de 15 Mvar em 2005 e 

30 Mvar em 2006, estimados para a carga média de verão. A operação de 

uma máquina em Uruguaiana substitui esta compensação. Para eliminar 

essa restrição de despacho é necessária uma avaliação específica, visando 

o atendimento desta carga em contingência, envolvendo tanto a Rede Básica 

como a rede complementar. 

c) Problemas relacionados a sobrecargas em linhas de transmissão e 

equipamentos 

• Sobrecarga no circuito 1 da linha 230 kV Gravataí – Porto Alegre 6 

Na Tabela 3.3.2-2 são apresentados os carregamentos nos circuitos C-1 e C- 

2 da linha de circuito duplo 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6. Em condição 

normal de operação o carregamento na linha de circuito duplo existente entre 

a SE Gravataí 2 e a SE Porto Alegre 6 não passa de 185 MVA por circuito, 

até 2006. Na perda de um desses circuitos ocorre ultrapassagem da 

capacidade operativa do remanescente, que cresce de 26% em 2004 a 47% 

em 2006. Este problema é sanado com o lançamento do segundo circuito da 

nova linha de circuito duplo entre essas subestações, que anteriormente se 

mostrava necessário a partir de 2004, conforme o parecer técnico do ONS 


que recomendou a implantação desta nova linha. A autorização para 

implementação do lançamento da LT 230 kV Gravataí – Porto Alegre 6 C4 

está em análise pela Aneel. 

Tabela 3.3.2-2 Carregamento na linha de circuito duplo, 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 

Ano Patamar Carga Caso Base Emergência C2 

C1 C2 C1 

MVA % MVA % MVA % 

Pesada 160 76% 160 76% 265 126% 

2004 Junho Média 129 61% 129 61% 211 100% 

Leve 58 27% 58 27% 78 37% 

Fevereiro Pesada 151 72% 151 72% 249 119% 

Média 177 84% 177 84% 294 140% 

2005 Pesada 154 72% 154 72% 254 119% 

Junho Média 119 57% 119 57% 196 93% 

Leve 56 26% 56 26% 91 43% 

Fevereiro Pesada 158 75% 158 75% 262 125% 

Média 185 88% 185 88% 308 147% 

2006 Pesada 162 76% 162 76% 267 125% 

Junho Média 124 59% 124 59% 202 96% 

Leve 56 26% 56 26% 91 43% 

• Sobrecarga nas linhas de 230 kV Caxias – Farroupilha e Caxias – Campo 

Bom 

Na Tabela 3.3.2-3 são apresentados os carregamentos nas linhas em circuito 

duplo 230 Farroupilha – Caxias, C-1 e C-2, e Caxias - Campo Bom, C-1 e C- 

2, resultantes da indisponibilidade da LT 525 kV Caxias - Gravataí. 

Tabela 3.3.2-3 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV de Caxias – Farroupilha e Caxias – Campo Bom 

Despacho Ano LT Farroupilha - Caxias LT Caxias - Campo Bom 

UTE C-1 C-2 C-1 C-2 

Canoas MVA % MVA % MVA % MVA % 

160 MW 2005 209,2 100% 209,2 100% 262,3 125% 262,3 125% 

2006 220,8 105% 220,8 105% 306,8 146% 307 146% 

0 MW 2005 217,1 103% 217,1 103% 302,7 144% 302,7 144% 

2006 224,4 107% 224,4 107% 362,4 173% 362,4 173% 

Obs: Intercâmbio Sudeste-Sul de 4000 MW, carga média de verão 

Esta indisponibilidade provoca sobrecargas de 3% a 7% no trecho 

Farroupilha – Caxias e 25% a 73% no trecho Caxias – Campo Bom, na carga 

média de verão de 2005 e 2006, num cenário de intercâmbio Sudeste - Sul 


de 4.000 MW. Este problema já tinha sido constatado no PAR 2003-2005, 

estando ainda pendente a definição de uma solução estrutural. 

• Sobrecarga na linha Farroupilha – Caxias 5 – Lageado Grande – Siderópolis 

Esta linha apresenta carregamentos elevados em condição normal de 

operação, principalmente para situações de despacho alto nas usinas do Rio 

Grande do Sul, conforme indicado na tabela 3.3.2-4. 

Tabela 3.3.2-4 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV Farroupilha – Caxias 5 – Lageado Grande – Siderópolis 

Ano Condição Farroupilha - Caxias 5 Caxias 5 - Lageado Grande Lageado Grande-Siderópolis 

Jun/Pes Fev/Med Jun/Pes Fev/Med Jun/Pes Fev/Med 

MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % MVA % 

2004 normal 175 82% 140 75% 166 78% 71% 

2004 conting 280 131% 241 113% 263,4 124% 

2005 normal 165 78% 125 59% 151 71% 

2005 conting 271 127% 227,4 107% 250,8 118% 

Obs: Intercâmbio Sul-Sudeste de 3500 MW 

A indisponibilidade da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau provoca 

sobrecargas nessas linhas na carga pesada de inverno de 2004 e na carga 

média de verão de 2005, num cenário de intercâmbio Sul - Sudeste de 

3.500 MW. O trecho mais sobrecarregado é entre as subestações de 

Farroupilha e Caxias 5. Para esse problema foi apontada como solução de 

planejamento uma nova linha de 230 kV conectando à SE Caxias 525/230 kV 

à SE Caxias 5. Esta obra está sendo analisada no contexto do parecer de 

acesso referente à expansão da SE Caxias 5, conforme solicitação 

formalizada ao ONS pela RGE. Para os trechos restantes dessa linha não há 

solução estrutural indicada pelo planejamento da expansão de longo prazo. 

d) Problemas relacionados ao despacho das usinas termelétricas 

São abordadas a seguir as condições de desempenho do sistema de 

transmissão da área diretamente relacionadas à operação das usinas 

térmicas. Neste aspecto cabe distinguir eventuais limitações da rede de 

transmissão que imponham condicionantes ao despacho pleno das usinas 

(tratados sob o titulo de Despacho Máximo) daquelas restrições elétricas que 

impeçam a minimização do despacho térmico e, por conseqüência, a 

otimização energética do sistema (Despacho Mínimo). 

• UTE Presidente Médici (carvão) 

A UTE Presidente Médici é composta de duas unidades, A e B, cada uma 

com dois geradores. A capacidade nominal da unidade A é de 126 MW e de 

320 MW da unidade B. O controle de tensão no sistema elétrico da região sul 

do Rio Grande do Sul é muito dependente das condições de despacho desta 


usina, conforme se verifica nos resultados das simulações para condição 

normal e contingências apresentados na tabela seguinte. Foram avaliadas as 

gerações mínima e máxima na UTE Presidente Médici nos casos de carga 

pesada e leve de inverno, de 2004 a 2006, para condição de intercâmbio Sul 

- Sudeste de 1.300 MW. Nessas simulações foi considerada a LT 230 kV 

Presidente Médici - Pelotas, obra já licitada e em construção, com operação 

prevista para julho de 2004. Foi considerada também a correção para 95% 

do fator de potência no secundário das subestações de fronteira da Rede 

Básica, que resultou numa compensação adicional de 10 Mvar na SE Quinta. 

Os resultados são resumidos na tabela 3.3.2-5 a seguir. 

Tabela 3.3.2-5 – Restrições de despacho na UTE Presidente Médici 

Intercâmbio sul - sudeste = 1300 MW 

Ano Caso Condição Despacho Fator Limitante 

Nº Total 

Maq. (MW) 

Normal de operação Mínimo 2 70 Subtensão em Quinta 69 kV e Pelotas 3 138 kV 

Déficit Reativo = 20 Mvar em Quinta 69 kV 

UTE P.Médici = 35 MW (1 máquinas) 

Junho - Pesada 

Normal de operação Máximo 4 330 Subtensão em Quinta 69 kV e Pelotas 3 138 kV 

2004 Déficit Reativo = 10 Mvar em Quinta 69 kV 


Contingência na LT 230 kV Máximo 4 330 Sobrecarga de 9% na LT 230 kV P.Médici - Quint 

PMedici-Camaquã 


Mínimo 1 35 

Junho - Leve 

Máximo 3 210 Sobrecarga = 7% na LT P.Médici - Quinta 


2005 


Contingência na LT 230 kV Mínimo 2 70 Déficit Reativo = 10 Mvar em Quinta/Pelotas 3 

PMedici-Pelotas 3 

UTE P.Médici = 35 MW (1 máquina) 

Máximo 4 440 

Junho - Leve 

Mínimo 1 35 

Máximo 4 440 

2006 


Contingência na LT 230 kV Mínimo 2 70 Subtensão em Quinta 69 kV e Pelotas 3 138 kV 

PMedici-Pelotas 3 

Déficit Reativo = 12 Mvar em Quinta 69 kV 

UTE P.Médici = 35 MW (1 máquina) 

Máximo 4 440 

Junho - Leve 

Mínimo 1 35 

Máximo 4 440 


Despacho Mínimo 

Em condição normal de operação, na carga pesada de 2004, antes da 

entrada em operação da LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3, 

despachos na UTE Presidente Médici abaixo de 70 MW (duas máquinas com 

35 MW) resultam em níveis de tensão inferiores a 92% nos barramentos 

230 kV das subestações de Quinta e Pelotas 3. Mesmo considerando a 

correção do fator de potência para 95%, persiste déficit capacitivo no 

secundário da SE Quinta da ordem de 20 Mvar. 

Em 2005, considerando já em operação a LT 230 kV Presidente Médici - 

Pelotas 3, a perda da LT 230 kV Pres. Médici – Quinta na carga pesada 

provoca tensões abaixo de 90% nos barramentos de 230 kV de Quinta e 

Pelotas 3. O déficit capacitivo na SE Quinta é de 10 Mvar em 2005, 

passando para 12 Mvar em 2006. Para eliminar essa violação é necessário 

manter a UTE Presidente Médici gerando 70 MW, com duas máquinas. 

No patamar de carga leve, não é necessário despachar nenhuma máquina 

na UTE Presidente Médici durante todo o período de 2004 a 2006. 

Despacho Máximo 

Em condição normal de operação, a geração de 440 MW em quatro 

máquinas da UTE Presidente Médici na carga pesada de 2004, causa 

subtensão nas barras de 230 kV das subestações de Quinta e Pelotas 3. A 

perda da LT 230 kV Presidente Médici - Camaquã, provoca sobrecarga de 

9% na LT 230 kV Presidente Médici – Quinta, cuja capacidade operativa é de 

239 MVA. Para eliminar essa violação é preciso reduzir o despacho para 

330 MW, com quatro máquinas. Essa restrição deixa de existir com a entrada 

em operação da LT 230 kV Presidente Médici – Pelotas 3. 

A partir de 2005 a geração máxima da UTE Presidente Médici, de 440 MW (4 

máquinas), ocorre sem violações, tanto para a condição normal de operação 

como em contingências, na carga pesada e na leve. 

• UTE Uruguaiana (gás) 

A UTE Uruguaiana é composta de dois geradores a combustão de 

187,65 MW e de um gerador a vapor de 264,60 MW, totalizando 639,9 MW. 

Nesta análise foram consideradas as expansões da Rede Básica previstas 

para a região oeste do Rio Grande do Sul. Das obras indicadas pelos 

estudos do CCPE e do ONS, já foram licitadas as linhas de 230 kV UTE 

Uruguaiana – Maçambará e Maçambará – Santo Ângelo, bem como o reator 

da SE Maçambará, tendo entrada em operação prevista para agosto de 

2004, e a LT 230 kV Dona Francisca – Itaúba, autorizada no fechamento 

deste PAR, com entrada em operação para fevereiro de 2005. Já a 

adequação da SE São Vicente ainda não teve concessão definida pela 


Aneel. Foi assumido nas simulações que tanto esta adequação como a LT 

230 kV Dona Francisca – Itaúba estarão disponíveis no inverno de 2005. 

Recentemente a CEEE informou que foram eliminadas as restrições de 

transformador de corrente das linhas que derivam de Alegrete 2 (exceto a 

linha para a UTE Uruguaiana, que não tem esta limitação). Portanto a partir 

de agora as limitações de capacidade das linhas citadas são determinadas 

pelo condutor. As linhas para Uruguaiana 5, Maçambará e Livramento 

passam a ter capacidade de 270 MVA, no patamar de carga média, e a linha 

para Santa Maria de 290 MVA. A CEEE também informou que formalizará a 

atualização destes limites junto às áreas de operação e de contratos do 

ONS. 

Os resultados da avaliação são descritos a seguir com base nas tabelas 

3.3.2-6 e 3.3.2-7. 

Tabela 3.3.2-6 – Restrições de despacho na UTE Uruguaiana com geração máxima das usinas hidráulicas no 

Rio Grande do Sul (1123 MW) 

ANO PATAMAR GERAÇÃO (MW) 

FATOR LIMITANTE 

2005 

2006 

Fev Med 

Jun Pes 

Fev Med 

Jun Pes 

Mínima 50 MW 

Máxima 615 MW 

Sobrecarga de 3% no TR 525/230 kV de S. Ângelo na perda de uma unidade e despacho 

nulo da térmica 

Sobrecarga de 3% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 e de 3% na Urug - Urug 5 na perda da LT 

230 kV Urug - Aleg 2 e despacho de 639 MW na térmica 

Mínima 0 - 


Mínima 30 MW 


Sobrecarga de 13% na LT 230 kV Urug 5 - Aleg 2 na perda da LT 230 kV Urug - Aleg 2 e 

despacho de 639 MW na térmica 


nulo na térmica 



Mínima 0 - 





Tabela 3.3.2-7 – Restrições de despacho na UTE Uruguaiana com geração mínima das usinas hidráulicas no 

Rio Grande do Sul (235 MW) 

ANO PATAMAR GERAÇÃO (MW) 


2005 

2006 

Fev Med 

Jun Pes 

Fev Med 

Jun Pes 

Mínima 410 MW 

























A condição mais desfavorável para escoamento da energia produzida na 

região oeste do Estado ocorre com a importação de 2.000 MW da Argentina, 

pelas conversoras de Garabi, quando o sistema de 525 kV fica mais 

carregado. Nessa condição, a potência disponibilizada na região oeste tende 

a escoar pelo sistema de 230 kV em direção aos centros de carga do leste 

do Estado, notadamente para a região metropolitana de Porto Alegre. Com 

isso elevam-se os fluxos nas linhas UTE Uruguaiana – Alegrete 2 e Alegrete 

2 – Santa Maria, bem como no sistema de distribuição que opera em paralelo 

com as linhas da Rede Básica. Dependendo do nível de despacho da usina e 

da situação operativa considerada, podem ocorrer sobrecargas na LT 69 kV 

Alegrete 2 – Alegrete 1, cuja capacidade é de 48/73 MVA (em condição 

normal e emergências, respectivamente), no transformador 230/69 kV, da SE 

Alegrete 2, de 83 MVA, e na transformação 138/69 kV, 2 x 25 MVA, da SE 

Alegrete. Para suprimir essas sobrecargas, tem sido praticada na operação a 

abertura do anel de 138 kV entre a UTE Alegrete e a UHE Jacuí. Embora 

permita contornar o problema, essa medida pode colocar em risco o 

atendimento à carga da SE Santa Maria 1. Esse problema persiste mesmo 

depois da implantação das novas linhas de 230 kV no oeste do Rio Grande 

do Sul. Sem a abertura da rede de 138 kV, são constatadas sobrecargas 

para despachos da UTE Uruguaiana acima de 350 MW. 

Não são esperadas violações na Rede Básica em condição normal de 

operação após a expansão da transmissão, para despacho pleno da UTE 

Uruguaiana (639 MW). Mesmo depois desta expansão, a contingência mais 

grave continuará sendo a perda da LT 230 kV Uruguaiana – Alegrete 2, que 


sobrecarrega a LT 230 kV UTE Uruguaiana – Uruguaiana 5 e a LT 230 kV 

Uruguaiana 5 – Alegrete 2. O fator limitante é a capacidade declarada no 

CPST para a LT 230 kV Uruguaiana 5 – Alegrete 2 (270 MVA), determinada 

pelo condutor para a condição de verão/dia. A situação mais restritiva resulta 

da coincidência da importação de 2.000 MW da Argentina por Garabi com o 

despacho mínimo das usinas hidrelétricas do Rio Jacuí e Passo Fundo 

(geração total de 235 MW), no patamar de carga pesada de inverno. Se 

nesta situação ocorrer a contingência citada, haverá ultrapassagem da 

capacidade operativa dessa linha para despachos na UTE Uruguaiana acima 

de 540 MW em 2005 e de 550 MW em 2006. No mesmo patamar de carga, 

com geração total das usinas hidrelétricas (geração hidráulica total de 

1.123 MW), haveria um acréscimo nesses números de cerca de 20 MW. 

Acréscimo similar é obtido quando não se considera a importação da 

Argentina pelas conversoras de Garabi. 

Tendo em vista o problema constatado na perda da LT 230 kV UTE 

Uruguaiana - Alegrete 2, mesmo após a entrada em operação das obras de 

230 kV já licitadas ou autorizadas pela Aneel, previstas para a fronteira 

oeste, é recomendada a instalação de disjuntores na SE Alegrete 2 e na 

subestação da UTE Uruguaiana, o que permitirá a individualização dos 

circuitos da linha de circuito duplo, existente entre as duas subestações, 

atualmente conectados a um mesmo disjuntor em cada extremidade. 

Considerando a perda de um único circuito desta linha, não haveria violações 

de capacidade na Rede Básica para despacho pleno da UTE Uruguaiana. 

Entretanto, persistiria ultrapassagem residual da capacidade operativa na 

LT 230 kV Santo Ângelo - Passo Real, quando da perda da LT 230 kV 

Alegrete 2 - São Vicente e na LT 230 kV Alegrete 2 - São Vicente na perda 

da LT 230 kV Alegrete 2 - Livramento. Na pior condição, para evitar essas 

ultrapassagens seria necessário restringir o despacho da UTE Uruguaiana a 

610 MW. 

Cabe observar que estão em andamento tratativas para cessão de uso ou 

doação para a CEEE-T da LT 230 kV UTE Uruguaiana - Alegrete 2, da LT 

230 kV UTE Uruguaiana-Uruguaiana 5 e do setor de 230 kV da subestação 

da UTE Uruguaiana. Dessa maneira essas instalações, que foram 

construídas pela AES Uruguaiana, passam a compor a Rede Básica, 

conforme os termos do Ofício Aneel SRT N°006/2002. 

Não foi simulada a simultaneidade da geração máxima da UTE Uruguaiana 

com geração na UTE Alegrete ou com a importação de energia via 

conversoras de Uruguaiana e de Rivera, já que estas fontes concorrem pela 

utilização do mesmo sistema de 230 kV. 



Após a entrada em operação das obras previstas para a região oeste, será 

possível o desligamento da UTE Uruguaiana, em carga pesada e média, sem 

violações na Rede Básica em condição normal de operação, não tendo se 

constatado a necessidade de desligamento de linhas para controle de 

tensão. 

A perda de um dos transformadores 525/230 kV da SE Santo Ângelo poderá 

resultar em sobrecargas no remanescente, quando a parada total de 

Uruguaiana ocorrer juntamente com a importação de 2.000 MW por Garabi. 

A condição mais severa é esperada se essa situação coincidir com despacho 

hidrelétrico mínimo no Rio Grande do Sul, quando a sobrecarga neste 

transformador atinge 31%. Neste caso, é necessária geração mínima na UTE 

Uruguaiana de 410 MW em 2005 e 2006, no patamar de carga média, para 

evitar essa sobrecarga. Para geração total das usinas hidráulicas, a geração 

mínima necessária seria de 50 MW. Quando não se está importando energia 

por Garabi, a perda de um desses transformadores não resulta em 

sobrecarga no remanescente, mesmo sem geração em Uruguaiana. 

Considerando a simultaneidade dos fatores que levam a essa sobrecarga e a 

conseqüente baixa probabilidade de ocorrência, a solução indicada para o 

problema de sobrecarga no transformador remanescente de Santo Ângelo é 

a utilização do recurso da conversora de Garabi de redução da potência. 

Com a UTE Uruguaiana fora de operação, a perda da LT 230 kV Santa Maria 

2 – Dona Francisca resulta em afundamento de tensão em Santa Maria 2, 

com déficit capacitivo da ordem de 15 Mvar em 2005 e 30 Mvar em 2006, 

estimados para a carga média de verão. A operação de uma máquina em 

Uruguaiana substitui esta compensação. Para eliminar esta restrição é 

necessária uma avaliação específica, visando o atendimento desta carga em 

contingência, envolvendo tanto a Rede Básica como a rede complementar, 

tendo em vista os problemas na distribuição, anteriormente mencionados. 

• UTE Canoas (gás) 

A UTE Canoas é uma usina termelétrica a gás natural composta de uma 

unidade a gás com capacidade nominal de 160 MW, conectada à Rede 

Básica mediante o seccionamento de uma das duas linhas de circuito duplo 

de 230 kV existentes entre as subestações de Cidade Industrial e Gravataí 2. 

Os níveis de tensão na área de influência das subestações de Gravataí e 

Caxias são diretamente influenciados pelo despacho da UTE Canoas, bem 

como o carregamento nas transformações 525/230 kV destas subestações. 

Nas tabelas a seguir são apresentados os efeitos da variação de geração 

nesta térmica nas emergências mais severas na região, no patamar de carga 

média de verão considerando apenas a unidade ora em operação. 


Na indisponibilidade da LT 525 kV Itá – Gravataí, o despacho pleno da UTE 

Canoas contribui para uma redução do déficit capacitivo na SE Caxias da 

ordem de 240 Mvar. Na perda de um transformador 525/230 kV da SE 

Gravataí, a geração de Canoas diminui a sobrecarga nos transformadores 

remanescentes em cerca de 5% em 2005 e 4% em 2006. Para a 

transformação 525/230 kV da SE Caxias, a redução da sobrecarga no 

transformador remanescente para perda de uma unidade é de 3% em 2005 e 

2006. 

No Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) estava prevista a 

implantação da segunda e terceira unidade dessa térmica no segundo 

semestre de 2004, totalizando 500 MW de potência instalada. Essa 

ampliação foi cancelada pelo agente de geração. Nas análises do ciclo 

anterior do PAR, considerando essa expansão, os problemas identificados 

até 2005 restringiam-se a um déficit de compensação de 50 Mvar na SE 

Caxias para suportar a perda da LT 525 kV Itá – Gravataí. 

Tabela 3.3.2-8 – Efeito da variação do despacho da UTE Canoas na indisponibilidade da LT 525 Itá - Gravataí 

Situação 

Violação 

Intercâmbio Ano UTE Canoas 

2005 Sem Déficit Reativo = 540 Mvar em Caxias 230 kV 

SE-S = 4000 MW Com Déficit Reativo = 300 Mvar em Caxias 230 kV 


Com Déficit Reativo = 385 Mvar em Caxias 230 kV 


S-SE = 3600 MW Com Déficit Reativo = 308 Mvar em Caxias 230 kV 




S-SE = 1300 MW Com Déficit Reativo = 90 Mvar em Caxias 230 kV 




Tabela 3.3.2-9 – Efeito da variação do despacho da UTE Canoas na indisponibilidade do TR 01 525/230 kV da 

SE Gravataí 

Situação 

Violação 


2005 Sem Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 19% / TR-3 = 12% 

SE-S = 4000 MW Com Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 14% / TR-3 = 7% 


Com Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 21% / TR-3 = 13% 

2005 Sem Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 2%/ TR-3 = 0% 

S-SE = 3600 MW Com Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 0%/ TR-3 = 0% 


Com Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 4%/TR-3 = 0% 

2005 Sem Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 10%/ TR-3 = 2% 

S-SE = 1300 MW Com Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 3%/ TR-3 = 0% 


Com Sobrecarga Gravataí: TR-2 = 10% / TR-3 = 3% 

Tabela 3.3.2-10 – Efeito da variação do despacho da UTE Canoas na indisponibilidade do TR 02 525/230 kV da 

SE Caxias 

Situação 

Violação 


2005 Sem Sobrecarga Caxias: TR-1 = 16% 

SE-S = 4000 MW Com Sobrecarga Caxias: TR-1 = 13% 


Com Sobrecarga Caxias: TR-1 = 21% 


S-SE = 3600 MW Com Sobrecarga Caxias: TR-1 = 3% 




S-SE = 1300 MW Com Sobrecarga Caxias: TR-1 = 10% 



e) Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN 

São relacionadas na tabela 3.3.2-11 seguinte, contingências duplas, 

simuladas no verão de 2005, que levaram a violações de limites de 

capacidade de linhas e transformadores, violações de tensão ou corte de 

carga, no atendimento à Região Metropolitana de Porto Alegre. 


Tabela 3.3.2-11 - Contingências duplas mais severas na região metropolitana de Porto Alegre 

CONTINGÊNCIAS 

LT 230 kV Gravataí – Porto Alegre 6, c1 e c2 

VIOLAÇÕES 

Corte de carga estimado em 79 MW na SE Porto 

Alegre 6 

LT 230 kV Gravataí – Cidade Industrial, c1 e c2 

Corte estimado de 20 MW de carga nas SEs Cidade 

Industrial e adjacências 

LT 230 kV Canoas – Cidade Industrial, c1 e c2 

Corte de aproximadamente 106 MW de carga na SE 

Porto Alegre 9 

LT 230 kV Pólo Petroquímico – Cidade 

Industrial, c1 e c2 

LTs 230 kV Eldorado – Porto Alegre 9 e Pelotas 

3 – Cidade Industrial 

LTs 230 kV Itaúba – Pólo Petroquímico e Itaúba 

– Cidade Industrial 

Afundamento de tensão em toda a região da SE Pólo 

Petroquímico 

Corte de carga nas SEs Eldorado e Guaíba 2 estimado 

em 62 MW 

Sobrecarga de 19% na LT 230 kV Itaúba – Passo 

Real, e de 11% na LT 230 kV Itaúba – Santa Cruz do 

Sul 

LT 230 kV P. Alegre 6 – P. Alegre 13 (radial com 

2 TRs 230/13,8) 

LT 230 kV Porto Alegre 6 – Porto Alegre 10 – 

Porto Alegre 4, c1 e c2 

Perda de toda a carga da SE Porto Alegre 13, da 

ordem de 52 MW 

Perda total da carga ligada na SE Porto Alegre 4, 

estimada em 162 MW 

 


a) equacionar a concessão das seguintes instalações (Aneel, CEEE) 

Tabela 3.3.2-12 – Principais Obras propostas para o Rio Grande do Sul ainda sem concessão 


LT 230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 C4, circuito duplo, 

30 km, lançamento do segundo circuito 

SE Alegrete 2: módulo de linha para UTE Uruguaiana 

SE UTE Uruguaiana: módulo de linha para Alegrete 2 

SE São Vicente: setor de 230 kV 

LT Caxias – Caxias 5, 230 kV, circuito simples, 25 km 

SE Caxias 5: setor de 230 kV 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUL/2004 

JUL/2004 



LT Passo Real – Santa Marta, 230 kV, seccionamento para 

SE Tapera 2, 2x 0,2 km 

SE Tapera 2: setor de 230 kV 

DATA DE 

NECESSIDADE 

JUL/2004 

JUL/2004 

b) Desenvolver Ações Complementares 

• Definir um programa de compensação reativa na distribuição, para correção 

do fator de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira 

com a Rede Básica, no Leste (Porto Alegre e Caxias), no Sul e no Oeste do 

Rio Grande do Sul (CEEE, AES-Sul,RGE). 

• Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar 

sobrecargas observadas nas linhas de 230 kV Caxias - Farroupilha, Caxias - 

Campo Bom e Caxias 5 - Lageado Grande -Siderópolis (CCPE/ONS). 

• Realizar estudos de planejamento visando a melhoria das condições de 

atendimento da carga da região de Santa Maria, em face de contingências 

tanto na Rede Básica como na rede de distribuição (CCPE/ONS). 

c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas no 

item 6.3 


Salto Osório 

Rigesa 

Pirabeiraba 

Compartilhada 

Comfio/Dohler 

São Lorenço 

d’Oeste 

Quebra 

Queixo 

Tigre 

WEG 

Fund. 

WEG 

Joinville SC 

Quilombo 

Pinhalzinho 

Palmitos 

Catanduvas 

Ibirama 2 

Sadia 

Trombudo 

Central 

Brusque 

Brusque RB 

Porto Belo 

Cer. Porto Belo 


LEGENDA: 


 

Usina Eólica 


Subestação 

Conversora 

LT 525 kV 

LT 230 kV 

LT 138 kV 

LT 69 kV 


3.3.3 Área Santa Catarina 

 


O mercado de Santa Catarina é atendido por geração local de pequeno porte 

conectada ao sistema de distribuição, pela UTE Jorge Lacerda, térmica a carvão 

com capacidade instalada de 857 MW, e por instalações da Rede Básica nas 

tensões de 525 kV e 230 kV. O Estado conta com duas subestações de 525/230 kV: 

a SE Blumenau, 3x672 MVA, atendida por duas linhas de 525 kV, provenientes de 

Campos Novos e Curitiba, e a SE Campos Novos, 336 MVA. Nesta subestação, que 

é ponto de confluência das usinas do Rio Uruguai e da importação de energia da 

Argentina, incidem quatro linhas de 525 kV. 

A SE Blumenau serve ao atendimento da área leste de Santa Catarina, na qual se 

concentra a maior parte do consumo industrial, representativo de 60% do mercado 

de energia elétrica estadual. Esta área é atendida por seis subestações de 230 kV: 

Canoinhas, Joinville, Blumenau, Itajaí, Palhoça e Jorge Lacerda, interligadas por 

duas linhas de 230 kV que correm próximas ao litoral do Estado em quase toda sua 

extensão. 

A SE Palhoça é um dos principais pontos de atendimento à área leste de Santa 

Catarina, responsável pelo atendimento da região metropolitana de Florianópolis, e 

está interligada em 230 kV e em 138 kV à subestação de Blumenau e à UTE Jorge 

Lacerda. 

A região sul do Estado é atendida por duas linhas de 230 kV que partem da UTE 

Jorge Lacerda e pela linha Caxias 5 – Siderópolis também em 230 kV. Das 

subestações de 230 kV de Siderópolis e Jorge Lacerda derivam linhas de 138 kV e 

69 kV para atendimento das subestações distribuidoras da Celesc naquela região. 

O oeste do Estado é atendido pela rede de 525 kV por meio da SE Campos Novos 

525/230/138 kV, pela SE Xanxerê 230/138 kV e parte pela UTE Jorge Lacerda, 

através de uma linha de circuito duplo de 138 kV, que interliga esta térmica com as 

subestações de Campos Novos e Xanxerê. A SE Xanxerê está conectada às usinas 

hidrelétricas de Salto Osório e Passo Fundo, por meio de quatro linhas de 

transmissão em 230 kV. 

 

Evolução da Geração e do Mercado 


máxima anual na área Santa Catarina no horizonte deste PAR. 


Tabela 3.3.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Santa Catarina 

Atual 2004 2005 2006 


(1) 

(MW) 

3.447 (3) 3.567 3.567 4.447 (4) 


(2) 

(MW) 

2.398 2.468 2.605 2.741 

Obs: (1) não incluidas pequenas gerações, incluída UHE Campos Novos (na divisa com o Rio Grande do Sul) 

(2) carga pesada de inverno; (3) UHE Quebra Queixo (120 MW); (4) UHE Campos Novos (880 MW) 

 


a) Problemas relacionados ao Controle de Tensão 

• Baixo perfil de tensão nas barras de 230 kV do leste de Santa Catarina 

Na tabela 3.3.3-2 estão apresentadas as tensões observadas no caso de 

indisponibilidade de linhas de transmissão 230 kV na área leste de Santa 

Catarina, para a condição de carga média de verão e para vários despachos 

na UTE Jorge Lacerda e intercâmbios entre o Sul e o Sudeste. Esses 

resultados foram obtidos considerando a retirada do reator de Campos 

Novos, de 100 Mvar, na linha para Areia, e do reator de Curitiba, de 

150 Mvar, na linha para Bateias. 

A instalação dos bancos de capacitores nas barras de 230 kV da SE Palhoça 

e da SE Blumenau em 2004, totalizando 300 Mvar, proporciona um resultado 

satisfatório para as contingências da linha 525 kV Campos Novos – 

Blumenau e das linhas 230 kV Blumenau – Palhoça e Jorge Lacerda – 

Palhoça, desde que esteja presente pelo menos uma unidade de cada setor 

da UTE Jorge Lacerda. 

Os valores de tensão mostrados na Tabela 3.3.3-2, de até 70% no 

barramento de 230 kV da SE Palhoça, indicam que haveria um corte de 

carga natural, na capital e no Sul do estado de Santa Catarina, em uma 

situação de emergência nas unidades geradoras da UTE Jorge Lacerda. 


Tabela 3.3.3-2 – Tensões no Leste de Santa Catarina 

Intercâmbio 

Despacho da UTE 

Ano 

Indisponibilidade 

Sul-Sudeste 

(MW) 

Jorge Lacerda (MW) 

(P) (M) (G) (GG) 

Tensões (%) 

2006 LT 230 kV 

3.500 

25 33 fora 180 

Palhoça 230 kV = 82 

Blumenau – 

Palhoça 

Total=238 MW 

Siderópolis 230 kV = 92 

2006 LT 230 kV 

1.300 

50 66 130 fora 


Blumenau – 

Palhoça 

Total=246 MW 

J.Lac. A 230 kV = 80 


2005 LT 230 kV Jorge 

1.300 

25 33 80 180 


Lacerda A – Jorge 

Lacerda B 

Total=318 MW 


J.Lac. A 230 kV = 82 

J.Lac. A 138 kV = 88 


3.300 

25 33 80 180 



Lacerda B 

Total=318 MW 


J.Lac. A 230 kV = 76 

J.Lac. A 138 kV = 81 

2005 Máquina de Jorge 

1.300 

25 33 fora 180 


Lacerda C (GG) 


Total=238 MW 

J.Lac. A 230 kV = 87 



1.300 

for 

33 80 180 

J.Lac. A 230 kV = 88 


Lacerda B 

a 

Total=293 MW 

J.Lac. A 138 kV = 93 


1.300 

25 fora 80 180 

J.Lac. A 230 kV = 84 


Lacerda B 

Total=285 MW 

J.Lac. A 138 kV = 91 

2006 LT 230 kV 

1.300 

25 33 fora 180 


Blumenau – 

Palhoça 

Total=238 MW 



Intercâmbio 

Despacho da UTE 

Ano 

Indisponibilidade 

Sul-Sudeste 

(MW) 

Jorge Lacerda (MW) 

(P) (M) (G) (GG) 

Tensões (%) 

2006 Máquina de Jorge 

1.300 

25 33 fora 180 


Lacerda C (GG) 


Total=238 MW 

J.Lac. A 230 kV = 86 


No PAR/PDET 2002-2005 foi apontada a necessidade de relocação do 

terminal da LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A, para Jorge Lacerda B, 

que requer a construção de um trecho de linha de 230 kV de 800m em 

circuito simples. Esta relocação presume que também seja trocado o TC em 

Palhoça, na linha para Jorge Lacerda, e efetuada troca de relação no TC de 

Jorge Lacerda B. A concessão dessas obras está em definição pela Aneel. 

Até que sejam implantadas essas obras, são verificados problemas de 

tensão caso haja abertura do trecho Jorge Lacerda A – Jorge Lacerda B. Nas 

simulações deste ciclo do PAR essa obra está sendo considerada a partir de 

junho/2005, ficando a configuração do sistema elétrico de integração das 

diversas unidades da UTE Jorge Lacerda conforme representado na Figura 

3.3.3-1, a seguir. 

Essa obra foi proposta para equacionar problemas de sobrecarga na ligação 

de 230 kV entre Jorge Lacerda A e Jorge Lacerda B, quando da contingência 

na LT 525 kV Campos Novos – Blumenau, e também para eliminar restrições 

flexibilidade de despacho no Complexo de Jorge Lacerda (nas unidades 5, 6 

e 7). 


Figura 3.3.3-1 – Sistema elétrico de integração da UTE Jorge Lacerda, após relocação da linha para Palhoça 

Curitiba 

Tijucas 

Biguaçu 

Blumenau 

Garcia Coqueiros 

Florianópolis 

Vidal Ramos Jr. 

Cebrasc 

Joinville 

Roçado 

São Joaquim 

Orleans 

Itajaí 

Ilha Centro 

Campos Novos 

Caxias 5 

Forquilinhas 

Criciúma 

Criciúma Flor 

Siderópolis 

Siderópolis 

Palhoça 

Trindade 

Ilha Norte 

Ilha Sul 

J.Lacerda A 

unidades 1 e 2 

(P) 

Gravatal 

J.Lacerda A 


(M) 

J.Lacerda B 


(G) 

J.Lacerda C 

unidade 7 

(GG) 

Laguna 

Imbituba 

Palhoça 

Legenda 

525 kV 

230 kV 

138 kV 

69 kV 

Tubarão 

Os resultados dos estudos de planejamento, antecipados pelo CCPE ao ONS 

no fechamento deste ciclo do PAR, recomendam uma segunda linha de 

230 kV, entre Jorge Lacerda e Palhoça, com 95 km de extensão. Simulando 

as contingências listadas na tabela 3.3.3-2, com a inclusão dessa linha, 

verifica-se que, na perda da LT 230 kV Blumenau – Palhoça, o ganho no 

perfil de tensão em Palhoça só se mostra expressivo quando disponível a 

maior unidade da UTE Jorge Lacerda (máquina GG). Conclui-se que a 

inclusão isolada da nova linha não se mostra suficiente para o controle de 

tensão na rede de 230 kV, que permanece dependente da condição de 

despacho da UTE Jorge Lacerda. Como essa linha faz parte de um conjunto 

integrado de obras de transmissão e distribuição, recomendado para o 

estado de Santa Catarina, essa avaliação deverá ser retomada quando das 

solicitações de acesso da Celesc relativas às subestações de 230 kV de seu 

interesse, componentes da solução de planejamento proposta pelo CCPE. 

Um aspecto que também deverá ser abordado nessa oportunidade diz 

respeito a possíveis soluções para restrições localizadas na rede de conexão 

das diversas unidades do complexo Jorge Lacerda, de forma a possibilitar 

maior flexibilidade de despacho entre as máquinas deste complexo, bem 

como a redução da dependência desta termelétrica no atendimento de Santa 

Catarina. 


) Problemas relacionados a sobrecargas em linhas e equipamentos 

• Sobrecarga nas linhas de 230 kV entre Salto Osório e Xanxerê 

A subestação 230/138 kV de Xanxerê é interligada à UHE Salto Osório por 

duas linhas de 230 kV, um delas seccionada em Pato Branco, e interligada à 

UHE Passo Fundo também por dois circuitos em 230 kV. 

O carregamento nestas linhas é influenciado diretamente pela condição de 

despacho das usinas das bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e as hidrelétricas 

do Rio Grande do Sul, bem como a condição de intercâmbio com a 

Argentina. Historicamente tem ocorrido simultaneidade hidrológica entre as 

usinas das bacias do rio Iguaçu, do rio Uruguai e dos rios Jacuí e Passo 

Fundo, resultando em despachos equilibrados entre as três bacias. A tabela 

3.3.3-3 mostra resultados das simulações da indisponibilidade da LT 230 kV 

Salto Osório – Xanxerê, considerando estas premissas de despacho e a 

condição de intercâmbio nulo com a Argentina. 

Os carregamentos obtidos nas simulações foram cotejados com a 

capacidade declarada pela Eletrosul no CPST para essas linhas, que é de 

240 MVA (602 A), correspondente à condição de verão/dia (carga média). 

Também foram comparados com os limites praticados na operação, 

conforme informados pela Eletrosul no MPO, que são de 278,8 MVA para 

inverno/dia na LT Salto Osório - Pato Branco, e de 319 MVA para condição 

noturna nas duas linhas, sendo este também o valor para sobrecargas de 

curta duração, determinado pelas bobinas de bloqueio, em ambos os casos. 

Os resultados apresentados na tabela apontam carregamentos acima do 

valor do CPST, para a LT 230 kV Salto Osório – Pato Branco, em situações 

de intercâmbios elevados do Sudeste para o Sul, sem intercâmbio com a 

Argentina e com a UTE Uruguaiana em operação. Se adicionalmente a UTE 

Uruguaiana estiver parada, possibilidade explicitada contratualmente para o 

inverno, os valores de carregamento podem se aproximar e até mesmo 

ultrapassar os limites admitidos no MPO. 

Portanto, dependendo da condição operativa, estes circuitos podem se 

constituir em fator limitante para o recebimento pelo Sul (RSUL), ou mesmo 

para a exportação de energia elétrica para a Argentina através dos 

conversores de freqüência de Garabi, embora até o momento esta 

exportação tenha sido autorizada apenas em caráter excepcional e 

temporário e caracterizada como interruptível. Esta questão requer solução 

estrutural a ser definida em estudos de planejamento de longo prazo. 


Tabela 3.3.3-3 Carregamentos na LT 230 kV Salto Osório - Pato Branco 

Contingência na LT 230 kV Salto Osório - Xanxerê 

Ano Caso Intercâmbio Despachos Carregamento 

LT 230 kV 

Sudeste - Sul Rio Grande do Sul Bacia do Iguaçu Bacia do Uruguai S.Osório - P.Branco 

4000 MW 283 MVA 

Junho c/ Uruguaiana 

Pesada 437 MW (37%) 2570 MW (46%) 1280 MW (45%) 

4500 MW 321 MVA 

2004 s/ Uruguaiana 

4000 MW 281 MVA 


Média 340 MW (29%) 2080 MW (37%) 590 MW (35%) 

4500 MW 317 MVA 

s/ Uruguaiana 

4100 MW 310 MVA 

Fevereiro c/ Uruguaiana 

Média 518 MW (44%) 2955 MW (52%) 1233 MW (44%) 

4800 MW 355 MVA 

s/ Uruguaiana 

2005 4000 MW 284 MVA 


Pesada 479 MW (40%) 2870 MW (51%) 1380 MW (49%) 

4600 MW 315 MVA 

s/ Uruguaiana 

4000 MW 282 MVA 


Média 390 MW (33%) 2400 MW (42%) 990 MW (35%) 

4600 MW 314 MVA 

s/ Uruguaiana 

4000 MW 245 MVA 


Média 650 MW (45%) 1630 MW (30%) 1890 MW (43%) 

2006 4800 MW 300 MVA 

s/ Uruguaiana 

c) Problemas relacionados ao despacho das usinas termelétricas 


transmissão da área diretamente relacionadas à operação das usinas 

térmicas. Neste aspecto cabe distinguir eventuais limitações da rede de 

transmissão que imponham condicionantes ao despacho pleno das usinas 

(tratados sob o titulo de Despacho Máximo) daquelas restrições elétricas que 

impeçam a minimização do despacho térmico e, por conseqüência, a 

otimização energética do sistema (Despacho Mínimo). 


• UTE Jorge Lacerda (carvão) 

A UTE Jorge Lacerda é composta de sete unidades, designadas por A1, A2, 

A3, A4, B5, B6 e C7. A geração máxima das unidades A1 e A2, denominadas 

na operação por máquinas P, é de 50 MW cada; das unidades A3 e A4, 

máquinas M, é de 66 MW cada; das unidades B5 e B6, máquinas G, é de 

131 MW cada e da unidade C7, máquina GG, é de 363 MW. 


Na situação atual os níveis de tensão nas regiões leste e sul de Santa 

Catarina são muito dependentes do despacho da UTE Jorge Lacerda. A 

época mais crítica do ano ocorre em geral no período de carga média de 

verão. Simulações na carga média de fevereiro de 2005, com intercâmbio Sul 

para Sudeste de 1.300 MW, iniciando os casos com a geração mínima de 

uma máquina em cada grupo da UTE Jorge Lacerda, apontaram os 

resultados descritos a seguir: 

- a saída da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau provoca violações 

nos carregamentos da linha 230 kV Jorge Lacerda A – Jorge 

Lacerda B e dos transformadores 230/138 kV – 79 MVA de Jorge 

Lacerda. Para eliminar as violações é necessário elevar o despacho 

da unidade do grupo A1-A2 (P) ou da unidade do grupo A3-A4 (M). A 

geração no grupo (P) deve aumentar em 21 MW a partir do mínimo 

ou a do grupo (M) deve aumentar em 19 MW; 

- a indisponibilidade de geração no grupo (P) provoca sobrecarga nos 

transformadores 230/138 kV – 79 MVA de Jorge Lacerda A, pois de 

Jorge Lacerda A saem linhas em 138 kV para o planalto catarinense 

(São Joaquim e Lages), e para o leste do Estado (Imbituba, Laguna 

e Palhoça); 

- a saída da LT 230 kV Jorge Lacerda A – Jorge Lacerda B provoca 

subtensão nas barras 230 kV de Jorge Lacerda A e Palhoça e 

sobrecarga na transformação 138/69 kV-25 MVA de Jorge Lacerda 

A, necessitando de pelo menos duas máquinas M; 

- a geração do grupo B5-B6 (G) é necessária para atender à 

contingência de perda da geração de Jorge Lacerda C (GG), que 

provoca afundamento das tensões, atingindo 89% do nominal na 

barra de 230 kV de Palhoça, 87% em Jorge Lacerda A 85% em 

Siderópolis. 

- a geração de Jorge Lacerda C (GG) é necessária para evitar colapso 

de tensão com conseqüente corte de carga, em face de contingência 

da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau. 

Portanto, a configuração mínima de máquinas sincronizadas em Jorge 

Lacerda no verão de 2005, necessária para suportar a contingência da LT 


525 kV Campos Novos – Blumenau ou da linha 230 kV Jorge Lacerda A – 

Jorge Lacerda B é de: 1P + 2M + 1G + 1GG, totalizando 440 MW. 

Para fevereiro de 2006, carga média, intercâmbio Sul para Sudeste de 

1.300MW, já considerando a relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça – 

Jorge Lacerda A para Jorge Lacerda B, chegou-se aos requisitos mínimos de 

despacho descritos a seguir: 

- a geração de pelo menos uma máquina (P) é necessária para 

atender à emergência da LT 525 kV Campos Novos – Blumenau e 

evitar sobrecarga na transformação 230/138 kV de Jorge Lacerda A; 

- sem a geração de pelo menos uma máquina (M) não é possível 

proporcionar tensões adequadas (95%) no 138 kV de Jorge Lacerda 

A, no caso de indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda A – 

Jorge Lacerda B; 

- a geração de pelo menos uma máquina (G) é necessária para 

suportar a perda da máquina (GG), que provoca afundamento das 

tensões, atingindo 84% no 230 kV de Palhoça, 86% em Jorge 

Lacerda A e 84% em Siderópolis; 

- a ausência de geração na máquina (GG) provoca colapso de tensão 

e corte carga no leste e sul de Santa Catarina, em caso de saída da 

LT 525 kV Campos Novos – Blumenau. 

Portanto para o verão de 2006 persiste a necessidade de despacho mínimo 

da UTE Jorge Lacerda em: 1P + 1M + 1G + 1GG, nos seus mínimos 

operativos, totalizando 318 MW. 

Os resultados das simulações sinalizam que as restrições de despacho 

mínimo sobre as máquinas A1 e A2, que são integradas diretamente à rede 

de 138 kV, poderiam ser resolvidas com reforços localizados e compensação 

reativa. O equacionamento dessa questão torna-se premente, tendo em vista 

que essas unidades encontram-se no limite de vida útil, não havendo 

portanto na sua operação a mesma expectativa de disponibilidade das 

demais unidades do Complexo de Jorge Lacerda. 

Despacho máximo 

Para avaliação de desempenho no período que antecede a relocação do 

terminal da LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A para Jorge Lacerda B, 

foram adotados os valores de capacidade das linhas de transmissão em 

análise expressos na Tabela 3.3.3-4. 


Tabela 3.3.3-4 – Capacidade das linhas de 230 kV do leste de Santa Catarina 

Linha 

Capacidade 

(MVA) 

Elemento 

Limitante 

Limite do condutor 

(MVA) 

Jorge Lacerda A – Palhoça 

191 

TC 

223 

Jorge Lacerda B – Palhoça 

223 

LT 

223 

Jorge Lacerda B – Blumenau 212 TC 223 

Jorge Lacerda B - Jorge Lacerda A 223 LT 223 

Após a relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça – Jorge Lacerda A para 

Jorge Lacerda B, a linha Jorge Lacerda B – Palhoça ficará com capacidade 

operativa de 223 MVA para longa duração, com a troca do TC de Palhoça, e 

troca de relação de TC em Jorge Lacerda B. Para curta duração o limite é de 

319 MVA. 

Foram executadas simulações para o período que antecede esta relocação, 

admitindo-se intercâmbio da Região Sul para o Sudeste de 3.000 MW, UTE 

Jorge Lacerda com despacho de 840 MW, maximização do despacho 

hidráulico na Região Sul, térmicas a gás com despacho pleno e modulação 

da importação por Garabi. A Tabela 3.3.3-5 resume os resultados em 

condição normal, com a rede completa, antes da relocação. 

Tabela 3.3.3-5 – Resultados com rede completa, antes da relocação da linha para Palhoça, em regime 

permanente 

Configuração / Despacho 

Hidráulico 

Carregamento da 

linha J. Lacerda A 

– Palhoça 


linha J. Lacerda B 

- Blumenau 



- J. Lacerda A 

JUNHO/2004 – C.Pesada 

191,8 MVA 

113,2 MVA 

291,7 MVA 

Hidráulicas: 93% 

96,1% 

51,1% 

125,1% 

JUNHO/2004 – C.Média 

182,5 MVA 

121,7 MVA 

271,2 MVA 


91,1% 

54,7% 

116,4% 

JUNHO/2004 – C.Leve 

197,3 MVA 

180,6 MVA 

243,1 MVA 


98,9% 

81,5% 

104,3% 

FEVEREIRO/2005 – C.Pesada 

209,2 MVA 

107,2 MVA 

304,9 MVA 


104,6% 

48,2% 

130,5% 



Hidráulico 



– Palhoça 



- Blumenau 




FEVEREIRO/2005 – C.Média 

190,8 MVA 

101,7 MVA 

281,4 MVA 


95,7% 

45,9% 

120,8% 

Nota: Os carregamentos percentuais são calculados em relação ao valor de longa duração para corrente. 

Após a relocação, a linha Jorge Lacerda B – Palhoça fica com capacidade 

operativa de 223 MVA para longa duração, com troca do TC de Palhoça, e 

troca de relação de TC em Jorge Lacerda B. Para curta duração o limite é 

de 319 MVA. A Tabela 3.3.3-6 resume os resultados, de regime permanente 

com a rede completa, para o período após a relocação. 

Tabela 3.3.3-6- Resultados com rede completa, em regime permanente, após a relocação 


Hidráulico 



– Palhoça 



- Blumenau 





195,6 MVA 

103,2 MVA 

102,7 MVA 


84,0% 

46,6% 

44,1% 


186,2 MVA 

112,7 MVA 

87,6 MVA 


79,8% 

50,8% 

37,6% 


201,0 MVA 

174,9 MVA 

91,5 MVA 


86,2% 

78,9% 

39,2% 


214,7 MVA 

104,9 MVA 

79,6 MVA 


91,6% 

47,1% 

34,0% 


200,8 MVA 

107,8 MVA 

57,8 MVA 


85,8% 

48,5% 

24,7% 


209,2 MVA 

120,2 MVA 

66,3 MVA 


89,8% 

54,2% 

27,1% 



Hidráulico 



– Palhoça 



- Blumenau 





201,6 MVA 

131,9 MVA 

56,0 MVA 


86,9% 

59,8% 

24,1% 


208,2 MVA 

182,9 MVA 

76,8 MVA 


89,3% 

82,5% 

32,9% 


Ao simular a indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, 

antes da relocação observou-se os carregamentos mostrados na Tabela 

3.3.3-7, para as linhas mais afetadas. 

Tabela 3.3.3-7 – Resultados quando da indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, antes da 

relocação 

Configuração 













- Palhoça 

231,0 MVA 

116,2% 

224,9 MVA 

112,7% 

261,0 MVA 

131,4% 

246,7 MVA 

123,8% 

227,0 MVA 

114,3% 




369,3 MVA 

159,0% 

332,7 MVA 

152,4% 

360,8 MVA 

155,6% 

378,8 MVA 

162,7% 

352,0 MVA 

151,7% 


Os carregamentos resultantes da mesma indisponibilidade simulada após a 

relocação são mostrados na Tabela 3.3.3-8. 


Tabela 3.3.3-8 – Resultados quando da indisponibilidade da LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, após a 

relocação 

Configuração 



















- Palhoça 

231,7 MVA 

99,9% 

225,0 MVA 

96,9% 

264,2 MVA 

113,7% 

251,9 MVA 

107,9% 

239,7 MVA 

102,8% 

250,9 MVA 

108,2% 

247,0 MVA 

107,0% 

274,4 MVA 

118,1% 




138,0 MVA 

59,5% 

125,6 MVA 

54,1% 

129,8 MVA 

55,9% 

119,9 MVA 

51,4% 

100,1 MVA 

42,9% 

108,5 MVA 

46,8% 

104,8 MVA 

45,4% 

125,9 MVA 

54,2% 


Portanto a relocação do terminal da LT 230 kV Palhoça - Jorge Lacerda A em 

Jorge Lacerda B, elimina as restrições para escoamento da geração da UTE 

Jorge Lacerda em condições normais de operação, com a rede completa, em 

todo o período do PAR 2004-2006. No entanto, ocorrem violações de até 

18% sobre o limite do CPST, quando da indisponibilidade da LT 230 kV 

Jorge Lacerda B – Blumenau. Quando considerado o valor admissível para 

carregamento de curta duração, de 319 MVA, a relocação do terminal da LT 

230 kV Palhoça - Jorge Lacerda A em Jorge Lacerda B é suficiente para 

escoamento da geração da UTE Jorge Lacerda, em todo o período do PAR 


2004-2006. Fica caracterizado, portanto, a importância do deslocamento 

proposto da linha para Palhoça. 

d) Problemas relacionados a contingências duplas – Diagnóstico do SIN 

São relacionadas, na tabela 3.3.3-9 seguinte, contingências duplas, 

simuladas no verão de 2005, que levaram a violações de limites de 

capacidade de linhas e transformadores, violações de tensão ou corte de 

carga, no atendimento à Região Metropolitana de Florianópolis. Observa-se 

grande dependência do atendimento de Florianópolis à subestação de 

Palhoça e às linhas de 230 kV que chegam a esta subestação. 

Tabela 3.3.3-9 Contingências duplas mais severas no atendimento a Florianópolis 


LTs 230 kV Palhoça – Blumenau e Palhoça – 

Jorge Lacerda A 

VIOLAÇÕES 

Subtensão em Palhoça, exigindo corte estimado de 95 MW 

na carga de atendida pela SE Palhoça, com risco de 

desligamentos em cascata 

LTs 230 kV J. Lacerda A – J. Lacerda B e 

Palhoça – Jorge Lacerda A 

Subtensão em Palhoça, exigindo corte estimado de 90 MW 

na carga de atendida pela SE Palhoça e sobrecarga de 

35% na linha 138 kV Itajaí - Tijucas 

SE Palhoça – Transformadores 2 e 3 (único 

disjuntor na alta) e Transformador 1 

Corte estimado dede 43 MW nas cargas atendidas pela SE 

Palhoça 


A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores 

fora da Rede Básica nas SEs Blumenau, Joinville e Jorge Lacerda A. 

 



Tabela 3.3.3-10 – Principais Obras propostas para Santa Catarina ainda sem concessão 


SE Jorge Lacerda B: relocação do terminal da LT 230 kV 

Palhoça – Jorge Lacerda A e implantação de trecho de linha 

de 230 kV, circuito simples, 0,8 km 

SE Palhoça: Substituição do TC para Jorge Lacerda B 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

JUN/2004 



• Definir um programa de compensação reativa na distribuição, para correção 

do fator de potência nas áreas de influência das subestações de fronteira 

com a Rede Básica, no Leste de Santa Catarina (Celesc). 

• Realizar estudos de planejamento de longo prazo para solucionar problemas 

operativos decorrentes de contingências na rede de 230 kV do oeste de 

Santa Catarina (Salto Osório - Xanxerê) (CCPE/ONS). 

• Realizar avaliação da implementação da solução integrada de longo prazo 

para a rede transmissão de Santa Catarina, quando das solicitações de 

acesso da Celesc (ONS/Celesc/Eletrosul). 

• Na SE Jorge Lacerda B, trocar a relação do TC para Palhoça (Eletrosul). 

• Realizar avaliação da implementação da solução de longo prazo para 

solucionar restrições de despacho sobre as máquinas do Complexo Jorge 

Lacerda (CCPE/ONS). 

c) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, indicadas 

no item 6.3 


Mato Grosso do Sul 

Eldorado 

Dourados 

Guaira 

Altônia 

Loanda 

Umuarama 

Rosana 

Cidade 

Gaúcha 

Paranavaí 

Santos Dumont 

Goio-erê 

Cianorte 

Campo 

Morão 

Colorado 

Mourão 

Barbosa 

Ferraz 

Faxinal 

Assis 

Alto Paraná 

DETALHE DA 

REGIÃO DE LONDRINA 

Astorga 

C. Procópio 

Londrina 

Ibiporã 

(Copel) 

(2005) 

J. Alvorada 

Maringá Sarandi 

Londrina 

Arapongas 

(Eletrosul) 

Horizonte 

(2005) 

Mandaguari 

Florestópolis 

Bela Vista 

do Paraíso 

Apucarana 

(2006) 

(2005) 

Bandeirantes 

(2005) 

Figueira 

Andirá 

Salto Grande 

Siqueira 

Campos 

Inpacel 

Jaguariaíva 

Chavantes 

Pisa 

São Paulo 

Ibiuna 

Itaberá 

Paraguai 

Acaray 

Itaipu 

Foz do 

Iguaçu 

(Furnas) 

Foz do 

Iguaçu 

Mal. Cândido 

Rondon 

Palotina 

Olímpico 

Vila Yolanda 

Argentina 

Assis 

Chateaubriand 

Toledo 

Céu Azul 

Medianeira 

Frigobrás 

Cascavel 

Oeste 

(2006) 

Foz do Iguaçu Oeste 

Portal 

Salto 

Caxias 

Realeza 

Pinheiros 

(2005) 

Ubiratã 

Cascavel 

Foz do 

Chopim 

Francisco 

Beltrão 

Mamborê 

(2005) 

Quedas do 

Salto Iguaçu 

Osório 

Salto 

Dois Santiago 

Vizinhos 

Pato Branco 

(2005) 

Laranjeiras 

do Sul 

Madeireira 

Sta. Maria 

Pitanga 

Coop. Agrária 

Entre Rios 

Gov. Bento 

Munhoz 

Ivaiporã 

Vila Carli 

Faz. Eólica 

de Palmas 

Clevelândia 

Palmas 

Xanxerê 

(2005) 

Canteiro 

Segredo 

Itá 

(2005) 

Guarapuava 

Socorro 

Santa 

Clara 

Fundão 

Areia 

 

Paraná 

União da 

Vitória 

Campos Novos 

Telêmaco 

Borba 

Rio Azul 

Ponta 

Grossa Norte 

Xisto 

Irati 

Sabará 

Canoinhas 

Palmeira 

São Mateus 

do Sul 

Castro 

Batavia 

Belém 

Ponta 

Grossa Sul 

(2003) 

Lapa 

Tafisa 

Santa Catarina 

(2003) 

Bateias 

DETALHE DA 

REGIÃO DE CURITIBA 

CCPRB 

Curitiba 

Ibiuna 

Pilarzinho 

Uberaba 

(2005) 

Joinville 

Blumenau 

Gov. Parigot 

de Souza 

Posto 

Fiscal 

Guaratuba 

Paranaguá 

Praia de 

Leste 

Matinhos 

Oceano 

Atlântico 

Londrina 

(Copel) 

REGIÃO DE LONDRINA 

Palermo 

J. Bandeirante 

Dixie Toga 

R. Davids 

Vera Cruz 

Ibiporã 

(2004) 

Londrina 

(Eletrosul) 

Bateias 

Itambé 

Campo 

Largo 

UEG Araucária 

CSN 

(2003) 

REGIÃO DE CURITIBA 

(2003) 

Sid. 

Guaíra 

Gralha 

Azul 

Campo 

Comprido 

Distr. Ind.C. Largo 

C. Ind. 

(2003) 

Curitiba 

Pilarzinho 

Hubner 

Umbará 

Fazenda 

Iguaçú 

Uberaba 

S. Mônica 

(2004) 

Campo do 

Assobio 

Distr. Ind. 

S. J. dos 

Pinhais 


LEGENDA: 


 

Usina Eólica 


Subestação 

Conversora 

LT 600 kV CC 

LT 765 kV 

LT 525 kV 

LT 230 kV 

LT 138 kV 

LT 69 kV 


3.3.4 Área Paraná 

 


O sistema de 525 kV que atende ao Estado do Paraná interliga-se na subestação 

de Ivaiporã ao tronco de 750 kV de Itaipu, que constitui o elo principal de ligação 

entre as regiões Sul e Sudeste. Desta subestação partem três linhas de 525 kV 

para as hidrelétricas de Salto Santiago e Gov. Bento Munhoz, no Rio Iguaçu, e para 

a subestação de Londrina, 525/230 kV, que constitui o principal ponto de 

atendimento ao norte do Paraná. 

Da SE Londrina 525/230 kV saem linhas em 230 kV para as subestações de 

Ibiporã, Figueira, Apucarana e Maringá. Uma parcela menor do intercâmbio de 

energia com a Região Sudeste é realizada por meio de linhas de 230 kV que 

interligam três subestações da área norte do Estado (Maringá, Londrina e Figueira) 

às subestações de Assis e Chavantes, na fronteira de São Paulo. 

A partir do segundo trimestre do ano em curso a capacidade da interligação com o 

Sudeste foi expandida, com a entrada em operação de uma linha de 500 kV, em 

circuito duplo, que conecta a subestação de Bateias, na Região Metropolitana de 

Curitiba, com Ibiúna, no estado de São Paulo. 

A LT 230 kV Salto Osório – Campo Mourão interliga a área norte do Paraná com a 

UHE Salto Osório. Desta usina saem mais quatro linhas de 230 kV, para as 

subestações de Areia, Pato Branco e Cascavel. Esta subestação conecta-se à SE 

Cascavel Oeste, 525/230 kV – 600 MVA, que é ponto de recepção da geração da 

UHE Salto Caxias e principal pólo de atendimento à área oeste do Paraná, 

juntamente com a UHE Salto Osório. 

Da UHE Gov. Bento Munhoz saem duas linhas de 525 kV para as subestações de 

Bateias (672 MVA) e Curitiba (2x672 MVA), que atendem a área metropolitana de 

Curitiba, onde se concentra a maior parte do consumo industrial do Paraná. O 

principal centro de carga do Estado é atendido em 230 kV pela UHE Gov. Parigot 

de Souza e por seis subestações de 230/69 kV, que se interligam, formando um 

anel de 230 kV em torno da área metropolitana. 

 



máxima anual na área Paraná no horizonte deste PAR. 


Tabela 3.3.4-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Paraná 

Atual 2004 2005 2006 


(MW) (1) 7.414 7.414 7.533 (3) 7.562 (4) 


(MW) (2) 3.278 3.378 3.623 3.805 

Obs: (1) incluídas as usinas do Rio Iguaçu, não incluídas pequenas gerações 

(2) carga pesada de inverno; (3) UHE Santa Clara (119 MW); (4) UHE Fundão (119 MW) 

 


Do fechamento do ciclo anterior do PAR ao presente ocorreram importantes 

definições no que se refere à expansão da Interligação Sul-Sudeste e da Rede 

Básica de 525 kV associada às usinas do Rio Iguaçu, ao que se soma o 

cancelamento do programa de expansão de geração térmica a gás no Mato 

Grosso do Sul. Essas mudanças deverão influir direta ou indiretamente no 

desempenho operativo do sistema elétrico no Paraná, particularmente no Norte e 

no Oeste do Estado. 


• Problemas de estabilidade associados ao escoamento da UTE Araucária 

O ponto de conexão da UTE Araucária à Rede Básica é a barra de 230 kV da 

SE Gralha Azul. Na configuração inicialmente proposta para integração da 

usina ao sistema essa subestação ligava-se à SE Cidade Industrial e à SE 

Campo Assobio por meio de um novo trecho de linha de 230 kV em circuito 

duplo, a ser construído entre a SE Gralha Azul e a SE Umbará. Desta linha 

um dos circuitos é ligado ao trecho de linha entre a SE Umbará e a SE 

Cidade Industrial. O outro circuito da nova linha é ligado ao trecho de linha 

existente entre a SE Umbará e a SE Campo do Assobio. O disjuntor da SE 

Umbará no qual se conecta o circuito Umbará – Campo do Assobio seria 

mantido aberto, sendo fechado apenas durante emergências, como a perda 

da LT 230 kV Gralha Azul - Cidade Industrial (ou Gralha Azul - Campo 

Comprido, antes da implantação da SE Cidade Industrial). 

Considerando essa configuração, constatou-se que na perda da LT 230 kV 

Gralha Azul – Campo Comprido praticamente toda a geração da usina fluiria 

pelo circuito de 230 kV Gralha Azul - Campo do Assobio. Nesta situação não 

há como escoar integralmente a potência da UTE Araucária, devido à 

sobrecarga no trecho de linha entre Umbará e Campo do Assobio. Para 

contornar o problema, foi elaborado um esquema de controle de emergência 


(ECE), que conectará a LT 230 kV Gralha Azul - Campo do Assobio na SE 

Umbará se ocorrer a perda da LT 230 kV Gralha Azul – Campo Comprido, 

abrindo a seguir a outra extremidade deste circuito no terminal de Campo do 

Assobio. Este esquema deveria atuar para despachos líquidos da térmica 

acima de 300 MW. Entretanto, na análise de desempenho transitório 

mostrou-se necessário reduzir o despacho da usina, para evitar esforços 

inadmissíveis sobre os eixos das máquinas da UTE Araucária, provocados 

pela atuação do ECE. Por este motivo, a Copel-G assumiu a implantação de 

um esquema de corte de geração (ECG) de uma máquina a gás da térmica, 

que será ativado antes da alteração topológica a ser efetuada pelo ECE, 

para despachos líquidos da usina superiores a 340 MW. 

A atuação dos esquemas acima descritos constitui solução provisória para 

fazer frente a essa contingência, até que seja implantada uma nova entrada 

de linha na SE Umbará, para conexão permanente da SE Gralha Azul, 

atualmente em análise pela Aneel. Com isso também voltaria a ser ligado 

diretamente nesta subestação o circuito para Campo do Assobio. 


• Baixo perfil de tensão nas barras de 230 kV do norte do Paraná 

A indisponibilidade da LT 230 kV Apucarana – Londrina causa decréscimo 

no perfil de tensão nas subestações de Maringá e Apucarana, a níveis 

inferiores a 90% na carga pesada de inverno, desde 2004, nos dois sentidos 

de intercâmbio. Este problema persiste até o seccionamento da LT 230 kV 

Maringá – Assis para a SE Londrina, cuja concessão está em análise pela 

Aneel. 

• Baixo perfil de tensão na barra de 230 kV da SE Guaíra 

A perda da LT 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra provoca baixo perfil de 

tensão na região de Guaíra, cuja severidade depende da condição de 

intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste e da geração despachada no 

Mato Grosso do Sul. Para exportação de 3.500 MW para o Sudeste e 

geração de 90 MW na UTE W. Arjona, o déficit capacitivo estimado é de 

40 Mvar em 2004 e 47 Mvar em 2005, elevando-se para 91 Mvar em 2004 e 

118 Mvar em 2005 quando se considera despacho nulo nesta térmica. A 

entrada em operação da LT 230 kV Porto Primavera – Dourados, proposta 

pela primeira vez neste PAR e prevista para 2006, eliminará os problemas 

causados por esta contingência. 

• Baixo perfil de tensão na barra de 230 kV da SE Cascavel Oeste 

A perda do único transformador 525/230 kV da SE Cascavel Oeste provoca 

tensões inferiores a 90% na região oeste do estado, principalmente em 

Cascavel Oeste, no inverno de 2004, no cenário de intercâmbio de 4.000 MW 

do Sudeste para o Sul. Até a instalação do segundo transformador nesta 


subestação, em análise pela Aneel, e da LT 525 kV Cascavel Oeste – 

Ivaiporã, em fase de licitação, será necessário redespacho de geração na 

UHE Salto Osório, de maneira a garantir geração mínima superior a 800 MW 

durante esta indisponibilidade para evitar colapso de tensão. 

• Baixo perfil de tensão na rede de 138 kV da região de Foz do Iguaçu 

Atualmente a região de Foz do Iguaçu está sendo atendida de forma radial 

através de duas linhas em 138 kV que partem da SE Cascavel 230/138 kV. 

Também são atendidos por estas linhas outros centros de carga situados 

entre Foz do Iguaçu e Cascavel (Vila Yolanda, Céu Azul e Medianeira). O 

desempenho desta configuração apresenta restrições de tensão e 

carregamentos. Para resolver estes problemas recentemente a Copel 

solicitou acesso à Rede Básica através de uma nova subestação 230/138 kV, 

150 MVA, denominada Foz do Iguaçu Norte, que será atendida a partir da SE 

Cascavel Oeste por uma nova linha de 230 kV, com 115 km. 

• Baixo perfil de tensão na barra de 230 kV da SE Pilarzinho 

A linha de 230 kV de circuito simples existente entre a SE Campo Comprido 

e a SE Pilarzinho apresenta elevados carregamentos em condição normal, 

que chegam à ultrapassar o valor de 276 MVA, limite de carregamento 

contínuo para o qual esta linha foi recapacitada, para despachos da UTE 

Parigot de Souza abaixo de 80 MW. A perda desta linha implica em que o 

atendimento à SE Pilarzinho passe a ser feito radialmente a partir da UHE 

Gov. Parigot de Souza, que é o ponto de controle de tensão mais próximo 

Daí resultam tensões baixas na SE Pilarzinho e na rede de 69 kV da área de 

influência desta subestação. Com a entrada da SE Santa Mônica, que 

seccionará a LT 230 kV Pilarzinho - Gov. Parigot de Souza, este problema 

tende a se agravar. A implantação da LT 230 kV D. I. S. José dos Pinhais – 

Santa Mônica melhorará o suporte de tensão na barra de 230 kV da SE 

Santa Mônica e, indiretamente, na SE Pilarzinho. Mesmo assim mostra-se 

indispensável a implantação do capacitor de 69 kV, 30 Mvar, programado 

pela Copel-D para o secundário da SE Pilarzinho. Compensação do mesmo 

porte está prevista pela Copel-D para as subestações de Umbará, Uberaba e 

Cidade Industrial de Curitiba, cuja necessidade é ditada pelo crescimento da 

carga, ativa e reativa, na Região Metropolitana de Curitiba. A necessidade de 

compensação capacitiva no secundário da SE Santa Mônica deverá ser 

avaliada na análise das condições de acesso desta nova subestação, para a 

qual a Copel-D solicitou acesso durante este ciclo do PAR. 


c) Problemas relacionados a sobrecargas em linhas de transmissão e 

equipamentos 

• Sobrecarga na LT 230 kV Cascavel – Cascavel Oeste 

As subestações de Cascavel Oeste e Cascavel são conectadas por duas 

linhas de transmissão: uma delas de circuito duplo, condutor 795 MCM, com 

um circuito em operação, e a outra linha de circuito simples, condutor 

636 MCM. Em condição normal de operação não são esperadas sobrecargas 

nestas duas linhas no período em análise, ocorrendo inclusive redução de 

carregamento em 2006, para a condição de intercâmbio Sul – Sudeste, após 

a implantação da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã. Entretanto a perda 

de um dos circuitos de 230 kV entre as duas subestações causa sobrecarga 

no circuito remanescente. Na tabela seguinte registram-se os carregamentos 

resultantes da indisponibilidade de um dos circuitos, para diversos patamares 

de carga e cenários de intercâmbio de energia com a Região Sudeste. Pode 

ser observado que a entrada em operação da LT 525 kV Cascavel Oeste – 

Ivaiporã em 2006 aliviará a sobrecarga na condição de intercâmbio Sul – 

Sudeste. Entretanto não se mostra efetiva para intercâmbio no sentido 

inverso, no qual persiste sobrecarga de 35% em fevereiro de 2006 e de 69% 

em junho do mesmo ano. 

Tabela 3.3.4-2 - Fluxos na LT 230 kV Cascavel Oeste – Cascavel na perda de um circuito 

ANO PATAMAR RSUL 

FLUXOS (MVA) 

circuito 1 circuito 2 

2004 

Jun Pes -3300 MW 0 305 

Jun Pes +4000 MW 0 357 

Fev Med -3000 MW 0 278 

2005 

Fev Med +4000 MW 0 281 

Jun Pes -3500 MW 0 390 

Jun Pes +4000 MW 0 361 

Fev Med -4000 MW 0 99 

2006 

Fev Med +4000 MW 0 331 

Jun Pes -3500 MW 0 155 

Jun Pes +4000 MW 0 415 

Também ocorrem sobrecargas nestes circuitos quando da perda da LT 

525 kV Salto Caxias – Salto Santiago, que variam conforme a geração da 

UHE Salto Caxias, que nesta contingência tende a escoar totalmente pelo 

transformador da SE Cascavel Oeste e pela rede de 230 kV associada. Com 

geração de 1.200 MW nesta hidrelétrica, a sobrecarga atinge 75% em junho 

de 2005. A entrada em operação da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã, 

atualmente em fase de licitação, eliminará as sobrecargas entre Cascavel 


Oeste e Cascavel para esta indisponibilidade. Antes dessa ampliação será 

requerida a atuação de esquema de alívio de geração na UHE Caxias. 

Na compatibilização do PAR 2003-2005 com o PDET 2002-2006 foi proposta 

a recapacitação para 350 MVA das duas linhas entre Cascavel e Cascavel 

Oeste. Entretanto, o recente cancelamento do programa de expansão 

térmica no Mato Grosso do Sul teve impacto marcante na distribuição de 

fluxos na rede de 230 kV do Oeste do Paraná. Pela tabela anterior pode-se 

concluir que a recapacitação para 350 MVA não resolverá as sobrecargas na 

perda de um dos circuitos Cascavel Oeste – Cascavel, o que é atendido com 

o lançamento do terceiro circuito de 230 kV entre Cascavel Oeste e 

Cascavel. A perda da LT 525 kV Salto Caxias - Salto Santiago provoca 

sobrecargas nesta linha mesmo com o terceiro circuito, o que será resolvido 

com a entrada da LT 525 kV Cascavel Oeste – Ivaiporã, atualmente em 

processo de licitação. Antes dessa ampliação será requerida a atuação de 

esquema de alívio de geração na UHE Caxias. Portanto não se caracteriza a 

necessidade da recapacitação anteriormente proposta, bastando o 

lançamento do terceiro circuito. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Cascavel Oeste – Salto Osório 

A perda da LT 525 kV Cascavel Oeste – Salto Caxias provoca sobrecarga na 

LT 230 kV Cascavel Oeste – Salto Osório, no patamar de carga média de 

verão. A sobrecarga esperada é de 23% em 2005, com intercâmbio Sul – 

Sudeste de 3.000 MW. Este problema deixa de existir com a entrada do 

segundo transformador de Cascavel e da LT 525 kV Cascavel Oeste – 

Ivaiporã. Antes dessas obras será requerida a atuação de esquema de alívio 

de geração na UHE Caxias. 

• Sobrecarga nas linhas de 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra e Guaíra – 

Dourados 

A análise de desempenho destas linhas está documentada no item 3.5.3, 

referente ao Mato Grosso do Sul, devido à sua vinculação ao atendimento 

daquela área. 

• Sobrecarga nas LT 230 kV Londrina – Ibiporã e LT 230 kV Londrina 

(Eletrosul) – Londrina (Copel) 

O fluxo na LT 230 kV Londrina (E) – Londrina (C) na perda da LT 230 kV 

Londrina – Ibiporã é de 413 MVA, no patamar de carga pesada de inverno de 

2004 e intercâmbio Sul – Sudeste de 3.400 MW. Nas mesmas condições, a 

perda da Londrina (E) – Londrina (C) provoca fluxo de 337 MVA na linha 

Londrina – Ibiporã. O limite de transmissão da Londrina (E) – Londrina (C) é 

de 319 MVA, determinado por bobina de bloqueio no terminal Londrina; o 

limite declarado no CPST para a LT 230 kV Londrina – Ibiporã é de 227 MVA 


e a limitação física neste patamar de carga é definida por transformador de 

corrente na SE Ibiporã, de 310 MVA. 

A indisponibilidade da LT 230 kV Apucarana – Londrina, na carga pesada de 

inverno de 2004, com intercâmbio Sul – Sudeste de 3.500 MW, causa 

carregamentos de 257 MVA na Londrina – Ibiporã e de 343 MVA na Londrina 

(E) – Londrina (C). 

O lançamento do segundo circuito da linha de circuito duplo entre Londrina e 

Ibiporã, em análise pela Aneel, estimado nesta análise para 2005, elimina as 

violações na Rede Básica para as contingências acima mencionadas. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Maringá – Londrina 

Mesmo depois do seccionamento da LT 230 kV Maringá – Assis em 

Londrina (E), persiste sobrecarga de 9% em 2005 e 17% em 2006 nessa 

linha na indisponibilidade da LT 230 kV Apucarana – Londrina, na carga 

pesada de inverno, para intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000MW. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Apucarana – Sarandi (após seccionamento da LT 

230 kV Apucarana – Maringá) 

Ocorre sobrecarga de 7% em 2006 neste trecho de linha, na 

indisponibilidade da LT 230 kV Maringá – Londrina (após seccionamento da 

LT 230 kV Maringá – Assis), na condição de intercâmbio Sudeste – Sul de 

4.000 MW e patamar de carga pesada de inverno. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Chavante – Figueira 

Ocorre sobrecarga de 3% nesta linha em 2005 na indisponibilidade da LT 

230 kV Apucarana – Figueira, na condição de intercâmbio Sudeste – Sul de 

4.000 MW e patamar de carga média de verão. 

Nesses três casos, considerando o montante de sobrecarga observada, essa 

questão deverá ser acompanhada para posterior avaliação da necessidade 

de implantação de reforços. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Londrina – Apucarana 

Constata-se a violação da capacidade operativa na LT 230 kV Londrina – 

Apucarana em condição normal de operação, no cenário de intercâmbio 

Sudeste – Sul de 4.000 MW. No patamar de carga pesada de inverno os 

fluxos simulados são de 370 MVA em 2004, 327 MVA em 2005 e 363 MVA 

em 2006. O limite declarado no CPST para esta linha é de 325 MVA, 

enquanto o limite operativo neste patamar de carga é de 390 MVA, 

determinado pelo transformador de corrente no terminal de Apucarana. 

Nas mesmas condições de intercâmbio e carga, contingências como a perda 

das linhas Maringá – Assis, Londrina (Eletrosul) – Londrina (Copel) ou 

Londrina – Ibiporã aumentam o fluxo na LT 230 kV Londrina – Apucarana, 


que chega a valores acima de 390 MVA. A contingência mais severa é a 

perda da LT 230 kV Maringá – Assis, a ser seccionada para a SE Londrina 

230 kV em 2005, que resulta em carregamentos de 423 MVA em 2004, 

413 MVA em 2005 e 455 MVA em 2006. 

Na carga média de verão e intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW, a 

indisponibilidade da LT 230 kV Figueira – Chavante provoca carregamentos 

na LT 230 kV Londrina – Apucarana de 347 MVA em 2005 e de 377 MVA em 

2006. A perda da LT 230 kV Bateias – Jaguariaíva provoca fluxos de 

338 MVA nesta linha em 2006. Neste patamar de carga, o limite determinado 

por condutor é de 325 MVA. 

Essas elevadas solicitações associadas direta ou indiretamente à LT 230 kV 

Apucarana – Londrina demonstram a necessidade de expansão da Rede 

Básica do norte do Paraná para solução do problema. A alternativa apontada 

pelo planejamento consiste no lançamento de uma linha de 230 kV entre a 

SE Londrina (Eletrosul) e a nova subestação de Sarandi, para a qual a 

Copel-D acaba de solicitar acesso à Rede Básica. Esta solução não se 

mostrou inteiramente satisfatória para resolver o problema citado na 

presente análise. Conforme informado pela Copel-T, essa alternativa deverá 

ser revista, tendo em vista que nos estudos que a definiram estava 

associada a integração da UHE São Jerônimo, cuja data de implantação está 

indefinida, devido a problemas ambientais. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Umbará – Uberaba 

A maior parte das linhas de 230 kV que atendem à Região Metropolitana de 

Curitiba apresenta carregamentos elevados em condição normal e mesmo 

sobrecarga em contingência, dependendo do despacho da UHE Governador 

Parigot de Souza, das condições de intercâmbio regional e do nível de 

geração da UTE Araucária. 

A tabela 3.3.4-3 mostra os carregamentos num dos circuitos da linha de 

circuito duplo existente entre a SE Umbará e a SE Uberaba, quando da 

perda do circuito paralelo, para intercâmbio de 3.500 MW do Sul para o 

Sudeste e 4.000 MW no sentido oposto, com despacho variável na UHE G. 

Parigot de Souza e na UTE Araucária. Para despachos reduzidos na UHE 

Gov. Parigot de Souza verifica-se a ultrapassagem sistemática do limite de 

carregamento contínuo, de 298,9 MVA, para o qual esta linha foi 

recapacitada recentemente pela Copel-T, e mesmo a ultrapassagem do limite 

de curta duração, de 343 MVA. A solução para este problema, consiste na 

construção de uma linha de 230 kV de 31 km entre a SE Gralha Azul e a SE 

D.I.S.José dos Pinhais. 


Tabela 3.3.4-3 – Fluxos na LT 230 kV Umbará – Uberaba na perda do circuito paralelo 

INTERCAMBIO Sul =>Sudeste Sudeste=>Sul 

UTE 

UHE GPS 

UHE GPS 

ANO Araucária 194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 

470 MW 254 298 322 253 282 300 

2004 0 251 294 319 250 279 298 

470 MW 272 311 338 257 295 321 

2005 0 268 306 333 253 291 309 

470 MW 293 326 352 287 319 337 

2006 0 288 322 348 283 314 333 

• Sobrecarga na LT 230 kV Pilarzinho – Campo Comprido 

A tabela 3.3.4-4 mostra os carregamentos em condição normal de operação 

na linha de 230 kV de circuito simples existente entre a SE Campo Comprido 

e a SE Pilarzinho, considerando a atual configuração do anel de 230 kV de 

Curitiba. Constata-se a ultrapassagem do valor de 276 MVA, limite de 

carregamento contínuo para o qual esta linha foi recapacitada, para 

despachos da UTE Parigot de Souza abaixo de 80 MW. 

Tabela 3.3.4-4 - Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho em condição normal- configuração atual 

INTERCAMBIO Sul =>Sudeste Sudeste=>Sul 

UTE 

UHE GPS 

UHE GPS 

ANO Araucária 194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 

470 MW 182 231 259 221 260 286 

2004 0 186 242 276 224 264 290 

470 MW 237 289 325 254 306 344 

2005 0 243 295 331 260 319 353 

470 MW 231 285 316 267 317 346 

2006 0 237 291 322 273 323 352 

Estas sobrecargas se agravam ao serem simuladas contingências nas linhas 

de 230 kV do anel de Curitiba e persistem mesmo quando considerada a 

implantação das novas expansões propostas pelo CCPE para a Região 

Metropolitana, como a LT 230 kV Gralha Azul - D.I. São José dos Pinhais e a 

LT 230 kV D.I. São José dos Pinhais - Santa Mônica, como mostra a tabela 

seguinte. 


Tabela 3.3.4-5 Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho com expansões no anel de Curitiba 

INTERCAMBIO 

Sul =>Sudeste 

Sudeste=>Sul 

UTE 

UHE GPS 

UHE GPS 

Condição Araucária 194 MW 80 MW 20 MW 194 MW 80 MW 20 MW 

470 MW 177 211 229 223 254 272 

Normal 0 193 227 246 239 270 288 

470 MW 202 242 265 249 285 306 

Contingência 0 221 260 282 266 302 306 

A solução indicada pelo planejamento, que é o recondutoramento desta linha, 

atualmente em detalhamento pela área de engenharia da Copel –T, deve ser 

equacionada levando em conta os riscos operativos associados à intervenção 

numa instalação constantemente solicitada. Pelos carregamentos observados 

nas simulações, prevêem-se grandes dificuldades para viabilizar o 

desligamento da LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho de modo a efetuar 

a troca do condutor. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Uberaba – Gov. Parigot de Souza 

Na condição de despacho reduzido da UHE Parigot de Souza verificam-se 

carregamentos elevados na linha citada, no patamar de carga média, quando 

da perda da LT 230 kV Campo Comprido - Pilarzinho, a partir de junho de 

2005, depois da entrada da nova SE Santa Mônica, para a qual a Copel-D 

solicitou acesso neste ciclo do PAR, chegando à ultrapassagem da 

capacidade operativa no verão de 2006. Esta situação deve se agravar com 

a entrada em operação da SE Posto Fiscal 230/138 kV, que será conectada 

à Rede Básica por seccionamento da LT 230 kV Uberaba - Gov.Parigot de 

Souza, para atendimento às cargas do litoral do Paraná. A implantação da 

LT 230 kV São José dos Pinhais - Santa Mônica, proposta neste PAR, 

resolve este problema, possibilitando um caminho alternativo para o 

escoamento de fluxo para SE Santa Mônica, nesta contingência. 

• Sobrecarga na LT 230 kV Bateias – Campo Comprido (C3) 

Este circuito está limitado em 175 MVA e opera no mesmo disjuntor do 

circuito C1, conforme informação da Copel. Os circuitos 1 e 2 têm 

capacidade de 328 MVA. Na carga pesada de inverno e intercâmbio Sudeste 

– Sul de 4.000 MW, são esperados fluxos de 178 MVA em 2005, para 

geração de 469 MW na UTE Araucária, e de 220 MVA para geração nula 

nesta térmica. Em 2006, o fluxo é de 214 MVA para despacho nulo de 

Araucária. 

A indisponibilidade do circuito C2 provoca fluxos de 220 MVA em 2004, 

305 MVA em 2005 e 295 MVA em 2006, com geração nula em Araucária, ou 

de 244 MVA em 2005 e de 234 em 2006, com geração de 469 MW. 


A recapacitação do circuito C3 para 325 MVA (80°C), visando equilibrar as 

capacidades dos três circuitos, e a individualização dos circuitos 1 e 3, com 

instalação de disjuntores nas subestações terminais, são as obras indicadas 

para solucionar os problemas acima mencionados. Entretanto, a perda da LT 

525 kV Bateias – Curitiba, que se constitui em caminho de fluxo paralelo a 

esta rede de 230 kV, ainda provocará sobrecargas acima do limite a ser 

recapacitado (325 MVA). Para geração de 469 MW em Araucária, o fluxo 

esperado em 2004 é de 267 MVA no circuito C3; em 2005, é de 360 MVA 

nos circuitos 1 e 2 e de 331 MVA no C3; em 2006, de 288 MVA no C3. Para 

geração nula, o fluxo esperado em 2004 é de 348 MVA nos circuitos 1 e 2 e 

320 MVA no circuito C3; em 2005, é de 424 MVA nos circuitos 1 e 2 e de 

391 MVA no C3; em 2006, de 380 MVA nos circuitos 1 e 2 e 350 MVA no 

C3.Os problemas decorrentes da perda da LT 525 kV Bateias – Curitiba 

carecem de solução estrutural, a ser estabelecida a partir de estudos de 

planejamento de longo prazo desenvolvidos pelo CCPE. 


São relacionadas na tabela seguinte contingências duplas, simuladas no 

verão de 2005, que levaram a violações de limites de capacidade de linhas e 

transformadores, violações de tensão ou corte de carga, no atendimento à 

Região Metropolitana de Curitiba. Observa-se que o atendimento a Curitiba é 

bastante dependente das linhas que derivam da SE Umbará. 

Tabela 3.3.4-6 Contingências duplas mais severas no atendimento a Curitiba 


LTs 230 kV C. do Assobio – D.S.J. dos Pinhais 

e Umbará – Uberaba 

VIOLAÇÕES 

Sobrecarga de 28% na linha 230 kV Campo Comprido – 

Pilarzinho, sendo necessário corte de carga de 90 MW na 

região de Curitiba 

LTs 230 kV Umbará – Campo do Assobio e 

Umbará – Uberaba 

Sobrecarga de 43% na LT 230 kV Campo Comprido – 

Pilarzinho, sendo necessário corte de carga de 280 MW 

para eliminar as sobrecargas e restaurar as tensões 

LTs 230 kV D.S.José dos Pinhais – Uberaba e 

Umbará – Uberaba 

Sobrecarga de 24% na LT 230 kV Campo Comprido – 

Pilarzinho, exigindo corte de carga de 80 MW na região de 

Pilarzinho 



na subestação Campo Comprido 230 kV. Estudos detalhados deverão 

confirmar o diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram 


identificados, ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora 

da Rede Básica nas SEs Campo Comprido, Cascavel, Pilarzinho, Uberaba e 

Umbará. 

 



Tabela 3.3.4-7 – Principais Obras propostas para o Paraná ainda sem concessão 


LT 230 kV Londrina – Ibiporã, circuito duplo, lançamento do 2º 

circuito, 20,3 km 

LT 230 kV Maringá – Assis, seccionamento em Londrina da 

Eletrosul, circuito duplo, 2x23 km 

LT 230 kV Bateias – Campo Comprido C3, 17,8 km, circuito 

simples, recapacitação 

SE Bateias 

Entrada de linha do circuito C3 para Campo Comprido 

SE Campo Comprido 

Entrada de linha do circuito C3 para Bateias 

SE Umbará: entrada de linha para SE Gralha Azul 

LT 230 kV Cascavel – Cascavel Oeste, circuito duplo, 

lançamento do 2º circuito, 11,3 km 

LT 230 kV Cascavel Oeste – Guaíra, recapacitação dos trechos 

em 636 MCM 

LT 230 kV Gralha Azul – D.I.São José dos Pinhais, 31 km, 

circuito duplo, lançamento do primeiro circuito 

LT 230 kV Maringá – Apucarana, seccionamento para SE 

Sarandi, 0,8 km, circuito duplo 

SE Sarandi: setor de 230 kV 

LT 230 kV Pilarzinho – Parigot de Souza, seccionamento para 

SE Santa Mônica, 9 km, circuito duplo 

SE Santa Mônica: setor de 230 kV 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

FEV/2005 

FEV/2005 

FEV/2005 

FEV/2005 



LT 230 kV Campo Comprido-Pilarzinho, 17,7 km circuito simples 


LT 230 kV D.I.São José dos Pinhais – Santa Mônica, 25 km, 

circuito duplo, lançamento do primeiro circuito 

LT 230 kV Cascavel Oeste – Foz do Iguaçu Norte, 120 km, 


SE Foz do Iguaçu Norte: setor de 230 kV 

DATA DE 

NECESSIDADE 

MAI/2005 

JUN/2005 

DEZ/2005 

DEZ/2005 


• Detalhar análise de viabilidade técnica da solução para aumento da 

capacidade operativa da LT 230 kV Campo Comprido – Pilarzinho (Copel-T). 

• Realizar avaliação específica da eliminação de restrições por equipamentos 

terminais nas seguintes linhas: LT 230 kV Londrina – Apucarana; LT 230 kV 

Londrina – Ibiporã (Copel-T); 

• Avaliar necessidade de compensação capacitiva no secundário da SE Santa 

Mônica quando da elaboração do Parecer de Acesso desta nova subestação 

(ONS/Copel-D). 

• Detalhar o atendimento à SE Sarandi através do circuito Londrina – Sarandi 

quando da elaboração do Parecer de Acesso desta subestação (ONS/Copel- 

D) 


no item 6.3 




3.4 Região Sudeste 

3.4.1 Área Rio de Janeiro/Espírito Santo 

 


O sistema de transmissão que atende à área Rio de Janeiro e Espírito Santo é 

constituído por dois troncos principais, um formado por dois circuitos de 345 kV e 

outro com tensão de 500 kV com quatro circuitos. 

O sistema de 345 kV chega à subestação de Adrianópolis de onde segue para 

Jacarepaguá e Campos e daí para Vitória. O sistema de 500 kV deriva da 

subestação de Cachoeira Paulista, sendo que um dos três circuitos parte para a 

subestação Angra dos Reis no litoral sul. Do complexo nuclear derivam dois 

circuitos de 500 kV que se dirigem às subestações terminais de Grajaú e São José. 

A partir de Cachoeira Paulista seguem dois circuitos de 500 kV para a subestação 

de Adrianópolis localizada na baixada fluminense, que se interliga por outros dois 

circuitos a São José e Grajaú. A partir dessas subestações se realiza a distribuição 

de energia aos centros de carga. 

O sistema de 345 kV interliga esta área com as usinas do rio Grande, enquanto o 

de 500 kV, por onde transita cerca de 75% da potência transmitida à área, interligase 

com o sistema de escoamento da usina de Itaipu 60 Hz e com o sistema em 

500 kV derivado da usina de Marimbondo. Existem ainda duas linhas de 

transmissão de 230 kV, circuito simples, que interligam as áreas SP e RJ/ES sendo 

que uma delas atravessa o Vale do Paraíba do Sul e se conecta a subestação de 

Nilo Peçanha e outra que interliga as áreas MG e RJ/ES através de ligação entre as 

SEs Mascarenhas e Governador Valadares. 

A importação de energia elétrica pela área RJ/ES por meio dos troncos de 

transmissão mencionados é variável em função do despacho das usinas nela 

localizadas e pode, para diversas condições de carga e geração, se situar na faixa 

de 2.500 até 5.000 MW no caso de despacho nulo nas usinas térmicas à óleo e gás. 

Entretanto, parcela significativa desse mercado pode ser atendida pela geração 

localizada na própria área que é constituída por usinas hidrelétricas, com cerca de 

1.387 MW de capacidade, e por usinas térmicas a óleo, gás e nuclear da ordem de 

4.114 MW previstos até 2004. 

O sistema de 345 kV com dois circuitos derivados da SE Adrianópolis passa pelas 

SEs Macaé e Campos e chega à SE Vitória onde há transformação para 138 kV, 

alimentando a distribuição de energia ao centro de carga local. Em Campos há 

transformação para 138 kV para atendimento às cargas locais e do sul do Espírito 

Santo. 




máxima anual na área Rio de Janeiro/Espírito Santo no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.4.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Rio de Janeiro e Espírito Santo 

Atual 2004 2005 2006 

Capacidade UHE 1.126 1.126 1.126 1.126 

Instalada no RJ 

(MW) UTE 4.114 5.864 (1) 6.382 (2) 6.382 

Capacidade UHE 261 261 261 261 

Instalada no ES 

(MW) UTE - - - - 

Área RJ/ES (MW) Total 5.501 7.251 7.769 7.769 

Demanda Máxima e 

crescimento Anual 

(MW) 

RJ 5.958 6.210 6.448 6.648 

ES 1.257 1.291 1.309 1.341 

Total 7.215 7.348 7.617 7.848 

(%) --- 1,8 3,6 3,0 

Nota: novas usinas térmicas (1) N. Fluminense (772 MW) e Termorio (978 MW); (2) Paracambi (518 MW) 

 


Até início de 2005, espera-se que todos empreendimentos de geração com 

Contratos de Uso do Sistema de Transmissão assinados junto ao ONS estejam 

concluídos, desta forma está previsto o acréscimo ao sistema de cerca de 

2.268 MW. O desempenho do sistema de transmissão é influenciado diretamente 

pelo despacho de geração dessas usinas que poderá variar consideravelmente e, 

com isso, proporcionar diferentes condições de operação dos sistemas de 

transmissão. 


operação Rede Básica da Área RJ/ES. Entretanto, para algumas condições de 

despacho, foram observadas sobrecargas em condições normais de operação em 

transformadores de fronteira entre a Rede Básica e de Distribuição. 






b) Problemas relacionados ao controle de tensão 

• Elevado perfil de tensão nas linhas de 500 kV e 345 kV que convergem para 

o Rio de Janeiro. 

Com a implantação de novas usinas térmicas na área Rio de Janeiro, os 

sistemas de transmissão em 500 kV e 345 kV tendem a operar com 

carregamentos mais baixos, acarretando aumento do perfil de tensão nesses 

sistemas, inclusive na condição de carga pesada, podendo levar à superação 

dos valores máximos admissíveis e ao esgotamento da capacidade de 

absorção de potência reativa das usinas da área. O impacto das usinas 

térmicas na área Rio de Janeiro é mais acentuado que nas demais áreas do 

sistema em razão de sua localização, havendo, contudo, reflexos nas áreas 

Minas Gerais e São Paulo. Contribuem também para essa condição a 

implantação das obras referentes ao 3º circuito da LT 500 kV Cachoeira 

Paulista - Adrianópolis, o 2º circuito da LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira 

Paulista e a LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo. Neste contexto e também 

com respeito aos estudos e procedimentos de recomposição do sistema, 

este PAR reforça a necessidade de instalação de reatores nos troncos em 

345 kV e 500 kV que atendem à área Rio de Janeiro e Espírito Santo: SE 

Campinas - reator manobrável de barra de 136 Mvar – 500 kV em 

substituição ao existente de 73 Mvar,.SE Marimbondo – reator manobrável 

de barra de 100 Mvar – 500 kV, SE Itutinga – reator manobrável de barra de 

60 Mvar – 345 kV e SE Angra – reator manobrável de barra de 136 Mvar – 

500 kV. 

• Baixo perfil de tensão em Vitória 345 kV 

A entrada em operação das usinas térmicas Macaé Merchant e ainda em 

2003 da UTE Norte Fluminense reforçam o controle de tensão no tronco de 

345 kV, principalmente na área de Campos, onde existe instalado um 

compensador estático para permitir, temporariamente, que fosse suportada a 

contingência de um dos circuitos de 345 kV Adrianópolis – Campos. 

Com a implantação dessas obras e principalmente após a instalação da LT 

345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, esse CE poderá ser transferido para a SE 

Vitória que passa a apresentar níveis mínimos de tensão na contingência de 

um circuito 345 kV Campos – Vitória. Na contingência de um dos circuitos da 

LT 345 kV Campos – Vitória observam-se tensões que podem chegar a 94% 

em 2004 e 91% em 2006, em Vitória 345 kV, para a carga prevista e com 

todos os recursos de compensação disponíveis utilizados. A operação desse 


compensador estático em Vitória, cuja transferência está em análise pela 

Aneel, propicia um desempenho satisfatório (tensões de 1.0 p.u) para essa 

contingência. Observa-se, entretanto, que os bancos de capacitores de 

120 Mvar/345 kV, que foram instalados juntamente com o CE, devem ser 

mantidos na subestação de Campos. 

Deve-se ressaltar que, na ponta do sistema da área Espírito Santo em 2004 

e no período que antecede à instalação da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, 

podem ocorrer restrições à capacidade de atendimento a essa área quando 

de contingências no eixo 345 kV Campos-Vitória. Observa-se que despachos 

de geração térmica nas usinas ligadas à SE Macaé melhoram o desempenho 

da rede, mas não a ponto de eliminar os problemas operativos verificados. 

• Com relação à futura LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória é importante ressaltar 

as condições verificadas quando da rejeição de um de seus terminais. 

Nesses casos, foram observadas tensões sustentadas no terminal em vazio 

superiores aos limites estabelecidos de 110% (379,5 kV) da tensão nominal. 

Ressalta-se que o sistema existente do lado de Ouro Preto possui recursos 

limitados para reduzir essas tensões ao patamar satisfatório, que permita o 

fechamento do terminal aberto dentro das condições estabelecidas para os 

equipamentos de manobra. Desse modo, reforça-se neste PAR a 

necessidade da inserção de reatores manobráveis em ambos os terminais 

dessa linha de transmissão, de valor igual a 60 Mvar/ 345 kV, atualmente em 

análise pela Aneel. 

c) Problemas relacionados a sobrecarga em linhas de transmissão e 

equipamentos. 

• Nos cenários de despacho reduzido de geração das usinas térmicas 

presentes nessa área, a contingência na LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira 

Paulista pode provocar carregamento elevado acima da capacidade 

operativa da LT 500 kV Tijuco Preto – Taubaté. A medida operativa adotada 

nesse caso é a elevação de despachos de geração térmica e/ou a redução 

do recebimento Sudeste. A entrada em operação do 2º circuito Tijuco Preto - 

Cachoeira Paulista, já licitada e prevista para dezembro de 2004, elimina 

esse problema. 

• A contingência de um dos circuitos do tronco de 345 kV Macaé – Campos 

apresenta fluxos elevados no circuito restante antes da entrada em operação 

da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória. Esses fluxos são agravados a partir da 

operação conjunta das usinas térmicas Macaé Merchant e Norte Fluminense 

quando despachadas. A presença dessa LT reduz esses fluxos que, 

entretanto podem permanecer acima do limite operativo (limite de regime 

contínuo) para despachos de geração acima de aproximadamente 20% 

(300 MW) nessas usinas. A implantação da LT 345 kV Macaé – Campos C3, 

proposta neste PAR, elimina essa restrição. 





• Observa-se superação da capacidade de interrupção de corrente máxima de 

curto-circuito de disjuntores nos sistemas de 138 e 345 kV decorrente da 

entrada em operação de usinas térmicas no Estado do Rio de Janeiro. Além 

de medidas necessárias na Rede de Distribuição, é necessário implementar 

o “bypass” de um dos circuitos da LT 500 kV Cachoeira Paulista – 

Adrianópolis para engate na LT 500 kV Adrianópolis – Grajaú, formando a 

nova LT 500 kV Cachoeira Paulista – Grajaú. Associado à formação desta 

linha em 500 kV, deverá ser instalado um reator manobrável na LT 

Cachoeira Paulista – Grajaú – 136 Mvar/500 kV. 

• A tabela 3.2.3 sinaliza problemas de superação da capacidade de disjuntores 

na subestação de Adrianópolis 345 kV. Estudos detalhados deverão 

confirmar o diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram 

identificados, ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora 

da Rede Básica nas SEs Campos, Jacarepaguá e Pitanga. 


• Para todos os casos analisados o sistema apresenta-se estável. 

• A abertura das LT`s 345 kV Campos – Vitória C1 e C2 implica em corte de 

carga para controle de tensão e carregamento no sistema de Distribuição da 

Escelsa. 

• As contingências envolvendo as LT`s 500 kV entre Cachoeira Paulista, 

Adrianópolis, Angra, Grajaú e São José, com destaque para a contingência 

envolvendo a perda simultânea das LT`s 500kV Cachoeira Paulista – Grajaú 

e Angra – Grajaú, implicam em necessidade de corte de carga no sistema de 

Distribuição da Light para controle de carregamentos e de tensão no mesmo. 

• A abertura das LT`s 345 kV Macaé – Campos C1 e C2 implica na 

necessidade de corte de carga, para controle de tensão, no sistema da Cerj 

a partir de sua barra de 138 kV na SE Rocha Leão. 

g) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição 

• Nos diversos cenários analisados no período 2004-2006, observa-se que a 

transformação de Vitória 345/138 kV (4X225 MVA) encontra-se bastante 

solicitada já em regime normal de operação, com carregamento em torno do 

nominal e estando em operação a LT 345 kV Ouro Preto - Vitória e a UHE 

Aimorés. 

Para ano de 2004, cabe ressaltar que devido ao atraso no início das obras 

da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, a usina de Aimorés deverá entrar em 


operação antes desse empreendimento, configurando uma situação mais 

favorável para o carregamento da transformação da SE Vitória. 

A Escelsa informou a intenção de alterar o defasamento do transformador da 

SE Mascarenhas quando da entrada em operação da LT 345 kV Ouro Preto 

– Vitória, mudança essa que tem influência sobre o carregamento da 

transformação da SE Vitória. Com o defasamento atual de 30º, a perda de 

um dos transformadores da SE Vitória pode sobrecarregar as demais 

unidades em cerca de 33%. Com defasamento zero (0º elétricos) a 

sobrecarga mencionada cai para 15%. A solução de referência de 

planejamento e indicada pela distribuidora Escelsa para esse problema é a 

implantação da SE Areinha 345/138 kV, prevista quando da elaboração do 

PAR 2003-2005 para junho de 2005, mas que pode vir a ser adiada para 

2006, por decisão da distribuidora, tendo em conta as condições de mercado 

e de sistema previstas (vide tabela 3.4.1.4). 

Ressalta-se que a mudança da defasagem de Mascarenhas para 0º elevaria 

os carregamentos das linhas de 230 kV da área leste de Minas Gerais para 

emergências nessa área, implicando em riscos de corte de carga quando da 

perda de linhas de 500 kV no eixo Neves - Vespasiano – Mesquita e para 

cenários de baixa hidraulicidade das usinas existentes nessa área, conforme 

mostrado na tabela 3.4.2-18. Desta forma, a partir da entrada em operação 

da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, terá que ser implementada uma solução 

que evite sobrecarga em condições normais na transformação da SE Vitória, 

resultante de alterações estruturais que aconteceram no sistema. 

• Os dois circuitos de 138 kV Campos - Cachoeiro do Itapemirim operam com 

elevado carregamento, entretanto sem superação do limite normal de 

141 MVA. Nas situações de contingência de um desses circuitos, ou na 

contingência de um dos circuitos de 345 kV entre Campos e Vitória, esse 

carregamento pode chegar a cerca de 86% se for considerado o limite de 

166 MVA para emergências, o qual consta do estudo CCPE/CTET/047/2002 

– Estudo da Expansão do Sistema de Transmissão da Região Sudeste de 

dezembro/2002. 

• Considerando-se os limites adotados, nos diversos cenários analisados no 

período 2004-2006 verifica-se que a LT 138 kV São José – Magé apresenta 

carregamento elevado, podendo superar o limite normal de 146 MVA para 

cenários de geração térmica elevada na usina Termorio e reduzido nas 

usinas Macaé Merchant e Norte Fluminense. Essa condição é agravada em 

situações de contingências se for desconsiderado o limite de emergência. 

• A transformação de Jacarepaguá 345/138 kV - 4x225 MVA pode apresentar 

carregamento da ordem de 112%, para cenários de geração térmica 

reduzida nas usinas Eletrobolt, Santa Cruz e Termorio e elevado nas usinas 


Macaé Merchant e N. Fluminense para a contingência da LT 500 kV 

Cachoeira Paulista – Grajaú ou em um de seus bancos de transformadores. 

• Para limitar a solicitação de curto circuito, a partir da 7ª máquina da UTE 

Termorio, deverão ser seccionados os barramentos de 138 kV das 

subestações de São José. 

h) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico 


transmissão da área diretamente relacionadas à operação das usinas térmicas. 

Neste aspecto cabe distinguir eventuais limitações da rede de transmissão que 

imponham condicionantes ao despacho pleno das usinas (tratados sob o titulo 

de Despacho Máximo) daquelas restrições elétricas que impeçam a 

minimização do despacho térmico e, por conseqüência, a otimização energética 

do sistema (Despacho Mínimo). 


• Até a entrada em operação da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista, 

C2, já licitada pela Aneel, poderá ser necessário despachar usinas térmicas 

na área para evitar carregamento acima da capacidade operativa da LT 

500 kV Tijuco Preto – Taubaté, quando da contingência da LT 500 kV Tijuco 

Preto – Cachoeira Paulista existente e com elevados recebimentos pelo 

Sudeste. 

• No período que antecede a energização da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória e 

a substituição dos equipamentos terminais nos circuitos em 345 kV entre 

Adrianópolis e Campos, poderá ser necessário despachar as UTEs Macaé 

Merchant e/ou Norte Fluminense para evitar sobrecarga em linhas de 

transmissão quando de contingências simples. 

• Após a entrada em operação da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista 

C2, LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, além da LT 500 kV Cachoeira Paulista – 

Adrianópolis C3 e da substituição dos equipamentos terminais no eixo em 

345 kV Adrianópolis – Campos, não será necessário despachar térmicas 

para resolver problemas elétricos decorrentes de contingências simples. 


• Até a entrada em operação da LT 345 kV Macaé – Campos C3, a geração 

nas UTEs Macaé Merchant e Norte Fluminense poderá ficar limitada para 

evitar que, no caso de indisponibilidade de linha entre Macaé e Campos, o 

circuito remanescente entre em sobrecarga. Com a implantação do 3 o 

circuito entre Macaé e Campos, não haverá restrição ao despacho pleno de 

usinas termelétricas na área. 




Tabela 3.4.1-2 – Principais Obras propostas para o Sistema Regional Sudeste ainda sem concessão 


LT 345 kV Adrianópolis – Campos: troca de TC, filtro de ondas e 

chaves seccionadoras na SE Adrianópolis e filtro de ondas na SE 

Campos 

SE Angra: reator manobrável de barra de 136 Mvar / 500 kV 

SE Adrianópolis 

• instalação de disjuntores nos barramentos de 500 kV para 

aumentar a confiabilidade do arranjo em anel 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

• reator manobrável na LT 500 kV Cachoeira Paulista– 

Grajaú – 136 Mvar 

• “bypass” em Adrianópolis de um dos circuitos da LT 

Cachoeira Paulista – Adrianópolis para engate na LT 

Adrianópolis – Grajaú, formando a LT Cachoeira Paulista 

– Grajaú 

• seccionar a barra A e instalar um novo vão de disjuntor 

completo (345 kV) 

• seccionar a barra B através de instalação de chave 

seccionadora e proteção de barras adaptativas (345 kV) 

SE Cachoeira Paulista: reator manobrável na linha para 

Adrianópolis (Grajaú) e chaveável na linha para Angra – 

136 Mvar / 500 kV (associada ao by-pass em Adrianópolis para 

formar a LT Cachoeira Paulista – Grajaú) 

LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C2 (Associada à conexão da 

UHE Aimorés) 

LT 345 kV Macaé – Campos C3, circuito simples, 90 km 

Necessária 

atualmente 

FEV/2004 

JUN/2004 



DATA DE 

NECESSIDADE 

SE Vitória 

• reator manobrável na LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória – 

60 Mvar 

• transferência do compensador estático de Campos para a 

SE Vitória (associada à instalação da UTE Norte 

Fluminense e da LT 345 kV Ouro Preto 2 -Vitória) 

AGO/2004 

JUN/2005 


• Viabilizar a implantação da SE Areinha 345/138 kV (Escelsa) 


no item 6.3 


Descrição Complementar das Condições de Desempenho no Período 2004- 

2006 

a) Análise do carregamento do eixo 345 kV Adrianópolis – Macaé – Campos 

- Vitória 

As usinas térmicas de Macaé Merchant e Norte Fluminense poderão gerar 

juntas um total de até 1.630 MW. Essas duas usinas solicitaram acesso à 

Rede Básica no mesmo ponto – a SE Macaé 345 kV, que secciona os dois 

circuitos da LT 345 kV Adrianópolis - Campos. 

Para o ano 2004, estando a LT 345 kV O. Preto 2 – Vitória em operação e de 

acordo com o mercado previsto, verifica-se que o carregamento no tronco de 

345 kV entre Macaé e Campos, durante as condições de carga pesada e 

média em condições normais de operação deverá variar de 360 MW, em 

situação de despacho nulo nas usinas térmicas supracitadas, até cerca de 

640 MW, com essas usinas despachadas em 100% (1.630 MW) de suas 

capacidades, tendo sido considerada nesses casos duas máquinas em 

operação na usina de Aimorés. 

Na contingência de um desses circuitos, e a partir da instalação da LT 

345 kV Ouro Preto 2 – Vitória, verificam-se carregamentos na linha 

remanescente que dependem, fundamentalmente, do despacho de geração 

nessas usinas, com uma menor influência de cenários energéticos que 

envolvam o sistema Sudeste/Centro-Oeste. Para valores reduzidos de 

despacho nessas duas usinas, da ordem de 20%, ocorrem carregamentos 

em torno de 800 MVA, para despachos da ordem de 60% (980 MW), esses 

carregamentos atingem cerca de 1.000 MVA e para geração total das UTEs 

são atingidos valores em torno de 1.150 MVA, conforme gráfico 3.4.4-1 a 

seguir. 

Ressalta-se que o limite operativo (CPST) dessa instalação é de 766 MVA 

(valor de projeto, referente à longa duração sem restrição operativa em seus 

terminais). O valor limite considerado para carregamentos de emergência 

historicamente utilizado pela área de planejamento é de 1.132 MVA, 

conforme consta do estudo CCPE/CTET/047/2002 – Estudo da Expansão do 

Sistema de Transmissão da Região Sudeste de dezembro/2002. A tabela a 

seguir mostra os limites operativos de linhas de transmissão utilizados no 

tronco de 345 kV, desde a SE Adrianópolis até a SE Vitória. 


Tabela 3.4.1-3 – Capacidade Operativa das LTs 345 kV Adrianópolis – Campos - Vitória 

Linha de Transmissão 

Condutor 

[kcmil] 

Capacidade Operativa 

[CPST] 

(A) 

(MVA) 

LT 345 kV Adrianópolis – Macaé c1, c2 2X954 1282 766 

LT 345 kV Campos – Macaé c1, c2 2X954 1282 766 

LT 345 kV Campos – Vitória c1, c2 2X954 1200 717 

No gráfico abaixo se pode ainda observar o impacto da ausência da LT 

345 kV Ouro Preto 2 – Vitória no carregamento do circuito remanescente, 

que se eleva de 150 a 230 MW de acordo com o despacho das usinas 

térmicas citadas. 

Cabe ressaltar também que, estando em operação a LT 345 kV Ouro Preto 2 

– Vitória, foram observados, em contingência, carregamentos superiores a 

1.100 MVA para cenários mais críticos de geração térmica e intercâmbio 

elevado na interligação Norte/Sul. Como exemplo, tem-se que, para o ano de 

2006, com intercâmbio Norte/Sul em torno de 2.000 MW, sentido Norte, 

Recebimento pelo Sudeste em 9.000 MW, e as usinas térmicas da área Rio 

100% despachadas, o fluxo no circuito restante pode atingir 1.240 MVA. Nas 

condições de operação estudadas verifica-se que para valores a partir de 

80% da capacidade instalada nas usinas térmicas ligadas à SE Macaé, podese 

atingir o limite de 1.132 MVA na contingência de um circuito 345 kV, com 

–30º graus elétricos na SE Mascarenhas e, no caso de mudança na 

defasagem para 0º graus, este valor de carregamento no circuito 

remanescente seria atingido para valores a partir de 90% (ou 1.470 MW) de 

despacho nessas usinas térmicas. Conclui-se que os carregamentos 

elevados e próximos da capacidade de curta duração resultantes de 

contingência no eixo Macaé - Campos, no circuito remanescente, podem ser 

controlados por essa mesma geração e só deverão ocorrer para altos valores 

de despacho nessas usinas térmicas, a partir de 80% da Capacidade 

Instalada 


Figura 3.4.1-1 – Carregamento no Circuito Remanescente 345 kV Macaé – Campos em caso de Contingências 

Perda de um circuito da LT 345 kV Macaé-Campos 

Fluxo circuito restante (MVA) 

1300 

1250 

1200 

1150 

1100 

1050 

1000 

950 

900 

850 

800 

750 

700 

0 20 40 60 80 100 

Geração Térmica UTEs Macaé e NorteFlu (%) 

(Gttotal= 1630 MW) 

N-S=1000 MW, sem 

Angra II 

N-S=1000 MW, sem 

Angra II e sem LT 

OP-VITÓRIA 

S-N=1500 MW,s/ 

Angra II 

S-N= 1500 MW, com 

Angra II 

Das condições analisadas de operação do tronco de 345 kV Adrianópolis – 

Macaé - Campos para o ano de 2004, com as usinas térmicas Macaé e Norte 

Fluminense constata-se o seguinte: 

• em condições normais de operação, os fluxos observados neste troco de 

transmissão são da ordem de 360 a 640 MVA (este último no trecho 

Macaé – Campos) por circuito, inferiores à capacidade operativa de 

766 MVA para regime contínuo nessas linhas de 345 kV, após a entrada 

em operação da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória. No horizonte de 2006 

não se vislumbra a possibilidade de superação desse limite operativo. Nos 

períodos que antecedem à entrada em serviço da LT Ouro Preto 2 – 

Vitória, os fluxos são mais elevados, mas permanecem abaixo dos limites, 

situando-se entre 500 MVA por circuito entre Adrianópolis e Macaé até 

650 MW por circuito no trecho Macaé – Campos quando de despachos de 

geração térmica de 100%; 

• em condições de emergência de circuitos de 345 kV, os fluxos observados 

são próximos ou superiores ao limite de 766 MVA e variam, 

significativamente, de acordo com o despacho nessas usinas. No trecho 

crítico entre Macaé e Campos o carregamento do circuito restante varia 

entre 650 MVA quando de despacho nulo de geração até cerca de 

1.150 MVA para despacho de 100% nas térmicas, estando em operação a 

LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória; e 

• no transcorrer de 2004, após a entrada da usina Norte Fluminense e antes 

da entrada dessa LT, cujo cronograma está atrasado, os fluxos no circuito 


emanescente atingem valores elevados e podem ir de 900 a 1.240 MVA. 

Esses carregamentos elevados para contingência de circuitos de 345 kV 

deverão ser contornados com a atuação de ECE local existente em Macaé 

para corte de geração. Após a entrada da LT 345 kV Ouro Preto 2 – 

Vitória, os fluxos acima observados na contingência simples de um dos 

circuitos de Macaé – Campos, se reduzem de 150 a 250 MVA e irão 

depender do despacho de geração nessas usinas térmicas, ou seja: para 

baixos despachos de geração entre zero e 60% (0 a 980 MW) será 

possível manter o carregamento do circuito restante abaixo de 1.000 MVA 

e para valores superiores a este de geração, o fluxo poderá atingir cerca 

de 1.150 MVA. 

b) Análise da transformação 230/138 kV da SE Mascarenhas 

A área leste de Minas Gerais é interligada à área RJ/ES pela LT 230 kV 

Governador Valadares – Conselheiro Pena – Mascarenhas. O fluxo nesta 

linha é limitado pela defasagem angular de -30º do transformador 230/138 kV 

da subestação de Mascarenhas, que propicia fluxos adequados nessa 

interligação, mesmo após a entrada da usina de Aimorés que deverá estar 

em operação (1ª unidade) a partir de novembro de 2003. 

Observa-se que essa usina deverá entrar em operação antes da LT 345 kV 

Ouro Preto 2 – Vitória (invertendo-se a ordem anterior desses eventos), o 

que será benéfico para o controle do carregamento da transformação de 

Vitória 345/138 kV em condições normais de operação. 

A implantação e a integração ao sistema da UHE Aimorés requerem a 

execução de algumas obras já propostas, tais como: a recapacitação da LT 

230 kV Governado Valadares – Conselheiro Pena – Aimorés e a duplicação 

da capacidade da transformação da SE Mascarenhas 230/138 kV – 

150 MVA. Cabe ressaltar que a Escelsa, proprietária da SE Mascarenhas, 

está adquirindo um novo transformador de 300 MVA para essa subestação, 

capacitado para operar com defasamento angular de +/-30º e zero graus 

elétricos, para substituição do atualmente em operação. Segundo aquela 

distribuidora, o transformador entrará em operação com defasamento –30º, 

mantendo o valor atual, que será alterado para 0º quando da energização da 

LT 345 kV Ouro Preto – Vitória. 

Cabe lembrar que a capacidade de 300 MVA para essa transformação foi 

determinada no estudo de integração da UHE Aimorés, realizado no ano de 

1999, onde não se cogitou a possibilidade da defasagem nula, uma vez que 

a SE Areinha 345/138 kV tinha então a operação prevista para o ano de 

2003, junto com a linha Ouro Preto - Vitória. Mesmo assim essa 

transformação suportaria a defasagem nula antes da entrada da usina de 

Aimorés, conforme relatado no estudo do PAR 2003-2005. 


A Tabela 3.4.1-4, a seguir, resume os resultados obtidos para o 

carregamento nos transformadores das SEs Vitória e Mascarenhas, além do 

fluxo na LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas para as diversas condições 

estudadas. 

Tabela 3.4.1-4 – Carregamento na Transformação da SE Mascarenhas e na SE Vitória 

TR Mascarenhas 230/138 kV 

com -30º 

TR Mascarenhas 230/138 kV 

com 0º 

TR Vitória Perda de 

345/138 k um 

V TR Vitória 

(T3) (T3) 

TR Masc 

230/138 k 

V 

TR Vitória Perda de 

345/138 k um 

V TR Vitória 

(T3) (T3) 

TR Masc 

230/138 k 

V 

LT 

230 kV 

Aimo - 

Masc 

Cenário 1 (2004) 100% 131% 50% 88% 115% 90% --- 

Perda da LT 500 kV Vesp - Mesq 104% --- 37% 94% --- 70% --- 

2- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória 88% --- 76% 80% --- 112% 86% 

3- Com 330 MW em Aimorés 95% 123% 66% 84% 109% 108% --- 

3.1- Perda da LT 345 kV O Preto - Vitória 83% --- 94% 76% --- 132% 104% 

Cenário 2 (2006) 102% 137% 57% 91% 119% 100% --- 

1- Perda da LT 500 kV Vesp - Mesq 108% --- 43% 97% --- 75% --- 




Cenário 3 (2006) 111% 146% 9% 97% 126% 43% --- 

1- Perda da LT 500 kV Vesp - Mesq 118% --- 18% 105% --- 19% --- 




Da tabela acima, observa-se que: 

• o cenário mais crítico verificado para a transformação de Vitória 345/138 kV 

foi o cenário 3, ano de 2006, com defasagem de –30º em Mascarenhas. 

Nesse cenário, o carregamento do transformador de menor impedância (T3) 


encontra-se em torno de 111% na situação de regime normal de operação, 

subindo para 146% na contingência de um dos trafos dessa SE. Ainda neste 

cenário, a contingência da LT 500 kV Mesquita – Vespasiano provoca 

carregamento de 118% na referida transformação. Observa-se que esses 

carregamentos são reduzidos com defasamento de 0º na referida 

transformação.; 

• a alteração da defasagem angular da SE Mascarenhas 230/138 kV, de -30º 

para 0 grau, provoca sensível redução no carregamento da transformação da 

SE Vitória e conseqüente elevação no carregamento da SE Mascarenhas. 

No caso de despacho de 3 unidades da UHE Aimorés, o carregamento do 

transformador da SE Mascarenhas pode chegar ao valor de 108% de seu 

nominal. Ainda nesse cenário, em 2004, a contingência da LT 345 kV Ouro 

Preto – Vitória pode provocar carregamento de cerca de 112% do nominal da 

transformação da SE Mascarenhas; 

• no cenário mais crítico analisado para a SE Mascarenhas – o cenário 2 em 

2006 – o carregamento dessa transformação fica em torno do nominal, em 

condições de regime normal de operação para defasamento de 0º na 

transformação de Mascarenhas. Esse valor se eleva para 117% do nominal 

ao se despachar plenamente as três unidades da usina de Aimorés na 

condição de carga média, simultaneamente ao despacho nulo na UTE Macaé 

Merchant e reduzido na UTE Norte Fluminense. Nessas condições, a 

contingência na LT 345 kV Ouro Preto – Vitória provoca carregamento de 

cerca de 146% na citada transformação, além de elevação no fluxo da LT 

230 kV Aimorés – Mascarenhas, que passa a operar com carregamento de 

cerca de 12% superior ao limite de 195 MVA (CPST); 

• o problema de esgotamento da transformação de Vitória em condições 

normais de operação, que se intensifica com a entrada da LT 345 kV Ouro 

Preto 2 – Vitória e é agravado com despachos elevados nas usinas térmicas 

do norte fluminense, pode ser contornado no curto prazo com a adoção de 

defasagem de 0º graus na transformação de Mascarenhas. A médio e longo 

prazos, entretanto, será essencial a implantação da solução de referência 

planejada que é a construção da SE Areinha 345/138 kV, novo ponto de 

atendimento às cargas dessa região; e 

• por outro lado, cabe ressaltar que a mudança da defasagem de Mascarenhas 

para 0º eleva os carregamentos das linhas de 230 kV da área leste de Minas 

para emergências nessa área, principalmente quando da perda da LT 500 kV 

Neves - Vespasiano – Mesquita e para cenários de baixa hidraulicidade das 

usinas existentes nesta área, conforme análise mostrada na área Minas 

Gerais. 

Todos esses aspectos deverão ser ainda mais detalhados no parecer de acesso da 

UHE Aimorés, que está sendo finalizado pelo ONS. 



3.4.2 Área Minas Gerais 

 

Descrição da Área 

O sistema de transmissão que atende a área Minas Gerais é constituído por um 

eixo principal de 500 kV composto por três circuitos, uma malha de 345 kV e 

também por um sistema de 230 kV. Essas linhas de transmissão têm sua origem no 

próprio estado e chegam às áreas central, sul, norte, leste, triângulo mineiro e oeste 

do estado. 

O sistema de 500 kV responde por cerca de 40% da potência destinada à área e 

interliga-se com o sistema de escoamento das usinas do rio Paranaíba, enquanto o 

sistema de 345 kV, por onde transita cerca de 25% da potência dirigida a essa área, 

interliga a área Minas Gerais com as usinas do rio Grande. A região leste de Minas 

é atendida por um circuito em 500 kV derivado da subestação Neves até a 

subestação Mesquita e desta até Governador Valadares em 230 kV, onde chega a 

linha de transmissão de 230 kV que parte da área RJ/ES e interliga essas áreas. O 

Vale do Aço é atendido por três circuitos de 230 kV que partem da subestação 

Taquaril e se interligam à subestação Mesquita. 

O atendimento à maior parcela do mercado de energia elétrica de Minas Gerais é 

proveniente das usinas das bacias dos rios Grande e Paranaíba localizadas na 

própria área ou na divisa com as áreas São Paulo e Goiás / Distrito Federal. 

A região central concentra cerca de 80% da demanda, e tem problemas de 

atendimento durante contingências simples de circuitos de 500 kV, 345 kV e 

230 kV, que podem levar ao corte de cargas na região metropolitana de Belo 

Horizonte e nas áreas leste e norte em Várzea da Palma e Montes Claros. 

A região sul da área Minas é atendida principalmente pelas subestações de Poços 

de Caldas e Itajubá 500/138 kV e mais recentemente também pela usina hidrelétrica 

de Funil situada no rio Grande, que proporcionam um desempenho satisfatório 

desse sistema. 

As demais regiões, triângulo mineiro e oeste, são atendidas principalmente por 

sistemas de distribuição de 138 kV interligados às usinas do rio Grande e 

Paranaíba. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Minas Gerais 


máxima anual na área Minas Gerais no horizonte deste PAR. 


Tabela 3.4.2-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Minas Gerais 

Atual 2004 2005 2006 

Capacidade Instalada UHE 

(MW) 

Capacidade Instalada UTE 

(MW) 

5.648 6.247 (1) 6.657 (2) 6.777 (3) 

324 345 (4) 345 345 

Total 5.972 6.592 7.002 7.122 

Demanda Máxima e 

crescimento Anual (MW) 

6.303 6.446 6.579 6.804 

(%) --- 2,2 2,0 3,4 

Nota: novas usinas hidroelétricas: (1) Aimorés (220 MW), Candonga (46 MW); (2) Picada (50 MW), Irapé (240 MW) e Murta 

(120 MW); (3) Irapé (120 MW) e Baú I (73,4 MW); (4) nova usina térmica J. de Fora (21 MW) 

 



operação da Área Minas Gerais. 


• Considerando os limites de intercâmbio apresentados no item 4 deste 



• Observa-se que o sistema de transmissão em 500 kV de escoamento das 

usinas dos rios Paranaíba e Grande será mais solicitado a partir da entrada 

em operação da interligação Norte/Sul II, ficando sujeito a problemas de 

instabilidade eletromecânica para algumas condições do sistema. Esse 

problema será solucionado com a LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo que se 

encontra em construção, estando prevista sua operação para fins de 2004, 

bem como duas novas obras que são a duplicação da LT 345 kV Furnas – 

Pimenta e a LT 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, indicadas pela primeira vez 

neste PAR. 

• Na região norte de Minas Gerais, está previsto para o final do ano de 2005 a 

entrada em operação da UHE Irapé (3x120MW), localizada no rio 

Jequitinhonha, que se interligará à SE 345kV Montes Claros. Essa região é 

atendida por um radial singelo de 345 kV que parte de Três Marias, passa 

por Várzea das Palmas e chega a Montes Claros. Verificou-se 

preliminarmente que na contingência do trecho entre Três Marias e Várzea 

das Palmas poderá ocorrer perda de sincronismo da usina de Irapé, 


dependendo do número de unidades em operação e da condição de carga 

da região. 


• O sistema de Minas Gerais é muito influenciado pelo fluxo da interligação 

Norte-Sul, por despachos nas usinas do Paranaíba e, a partir de 2004, 

também pelo despacho das térmicas no Rio de Janeiro, com reflexo no fluxo 

da linha de 345 kV Ouro Preto – Vitória. Essa característica introduz os 

problemas para o controle de tensão, relacionados a seguir: 

- risco de corte de cargas de até 300 MW na região metropolitana de 

Belo Horizonte quando de contingências simples no sistema de 

transmissão de 500 kV derivado das SEs Jaguara e Emborcação, 

agravado com a implantação da interligação Norte/Sul II e pela 

instalação da LT 345 kV O. Preto – Vitória; 

- elevada solicitação de potência reativa nas unidades geradoras da 

UHE Emborcação; e 

- dificuldades no controle de tensão devido à reduzida flexibilidade 

operativa, havendo necessidade de desligamento de linhas para 

inserção ou retirada de reatores que diminuem a segurança 

operativa do SIN. 

Neste contexto, faz-se necessário que alguns reatores de linha sejam 

dotados de possibilidade de chaveamento para, juntamente com a 

subestação de Bom Despacho, aumentar a confiabilidade do sistema da área 

Minas Gerais, permitindo um adequado controle de tensão em situações de 

cenários energéticos adversos. Tais conexões de reatores já foram 

propostas em estudos anteriores do PAR e no momento se encontram em 

processo de autorização pela Aneel. São elas: 

- SE Ouro Preto 2 - Conexão para reator 91 Mvar - 500 kV da LT Ouro 

Preto 2 – São Gonçalo do Pará (1) 

- SE Jaguara - Conexão para reatores nas LTs Jaguara – Neves e 

Jaguara – São Gonçalo do Pará (2x91 Mvar - 500 kV) (2) 

- SE Emborcação - Conexão para reator 91 Mvar - 500 kV na LT São 

Gotardo 2 (3) 

- Conexão do reator de Neves da LT 500 kV S.Gotardo – Neves já foi 

autorizada para a Cemig e está prevista para maio de 2003. 

- SE São Gotardo 2 -reator manobrável de barra de 91 Mvar - 500 kV 

(4) 

Obs: (1) solicitada autorização recentemente pela Cemig à Aneel para 

Set/04, (2) para Jun/05, (3) para Abr/05 e (4) para Jul/05. 


• Sobretensão sustentada nos terminais da LT 345 kV Ouro Preto 2 – Vitória 

quando de rejeição em um dos terminais desta linha de transmissão. 

Simulações efetuadas mostram tensões sustentadas no terminal em vazio 

superiores aos limites estabelecidos de 110% (379,5 kV) da tensão nominal, 

quando de abertura dessa linha de transmissão em um de seus terminais. O 

sistema existente do lado de Ouro Preto possui recursos limitados para 

reduzir essas tensões ao patamar satisfatório que permita o fechamento do 

terminal aberto em Vitória dentro das condições estabelecidas para os 

equipamentos de manobra. As simulações mostram que para rejeição no 

terminal de Vitória, as tensões sustentadas na ponta da linha atingem 

patamares de até 115% (396,75 kV). Por outro lado, para rejeição no 

terminal de Ouro Preto 2 observam-se tensões sustentadas no terminal em 

vazio que podem atingir 120,9% (417,1 kV) da nominal. 

Desse modo, conclui-se que é importante a inserção de reatores 

manobráveis nessa linha de transmissão na faixa de 50 a 60 Mvar, 

atualmente em análise pela Aneel, sendo 60 Mvar o ideal tendo em vista as 

condições observadas em ambos os terminais, em qualquer condição de 

carga, e sendo este o módulo existente na subestação de Vitória. 

• Sobretensão sustentada nos terminais da LT 500 kV Itumbiara – Samambaia, 

quando de rejeição em um dos terminais dessa linha de transmissão. 

As simulações mostram elevadas tensões sustentadas no terminal em vazio 

superiores aos limites estabelecidos de 110% (550 kV) da tensão nominal 

quando de rejeição ou abertura no terminal de Itumbiara. Os sistemas 

existentes nos dois lados dessa linha de transmissão, em muitas condições 

operativas, não possuem recursos suficientes para reduzir essas tensões ao 

patamar satisfatório que permita o fechamento do terminal aberto dentro das 

condições estabelecidas para os equipamentos de manobra. Essas 

simulações mostram que para abertura somente do terminal de Itumbiara, as 

tensões sustentadas na ponta da linha atingem patamares de até ou 

superiores a 120% (600 kV), estando duas máquinas em operação na usina 

de Serra da Mesa. É determinante, para isso, o nível de tensão em 

Samambaia, sempre muito elevado, principalmente quando de baixos fluxos 

nessa interligação. Da mesma forma, para abertura no terminal de 

Samambaia, observam-se tensões elevadas no terminal em vazio que podem 

atingir 115% (575 kV) da nominal, estando três máquinas sincronizadas na 

usina de Itumbiara. Ressalta-se que o número mínimo de máquinas 

determinado para a operação nesta usina é de uma unidade e na usina de 

Serra da Mesa de duas unidades, que são as usinas mais influentes para o 

controle de tensão dessa linha de transmissão. 

Desse modo, a inserção de reatores nessa linha de transmissão é 

necessária. Nesse sentido, as simulações efetuadas indicam que um reator 


no terminal de Itumbiara de cerca de 136 Mvar, atualmente em análise pela 

Aneel, é satisfatório no caso de abertura em Itumbiara. 

• Sobretensão sustentada nos terminais da LT 500 kV Itumbiara – 

Marimbondo, quando de rejeição em um dos terminais dessa linha de 

transmissão. 

As simulações mostram que para abertura no terminal de Itumbiara, as 

tensões sustentadas na ponta da linha atingem patamares de até 115% 

(575 kV) estando três máquinas em operação na usina de Marimbondo. Por 

outro lado, para abertura no terminal de Marimbondo, observam-se tensões 

também elevadas no terminal em vazio de Marimbondo que podem atingir 

113% (565 kV) da nominal, estando três máquinas sincronizadas na usina de 

Itumbiara. Ressalta-se que o número mínimo de máquinas determinado para 

a operação na usina de Marimbondo é de três unidades e de uma unidade na 

usina de Itumbiara, que são as usinas mais influentes para o controle de 

tensão dessa linha de transmissão. 

Entretanto, considerando a capacidade plena das unidades geradoras da 

UHE Itumbiara, verifica-se que é possível a utilização dessas máquinas para 

a obtenção de tensões satisfatórias no terminal aberto de Marimbondo, não 

sendo o mesmo possível para a usina de Marimbondo com três máquinas. 

Desse modo, conclui-se que é indispensável a inserção de reator no sistema 

que abrange essa linha de transmissão. As simulações efetuadas indicam 

que um reator no terminal de Marimbondo de cerca de 200 Mvar/500 kV é 

satisfatório no caso de abertura em Marimbondo e que, para abertura em 

Itumbiara não há necessidade de reator tendo em vista a presença de reator 

no terminal oposto de Marimbondo. Tendo em conta às condições de 

operação previstas para essa linha de transmissão com possibilidade de 

elevados fluxos, o reator da LT 500 kV Marimbondo - Itumbiara deve ser 

manobrável, devendo ser inserido no terminal desta LT em Marimbondo 

cerca de 100 Mvar e o restante na barra. O reator de linha foi licitado 

juntamente com a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo, e tem a operação 

prevista para agosto de 2004. O reator de barra, por sua vez, está em 

análise pela Aneel. 

• Elevado perfil de tensão com risco de sobretensões no sistema de 

transmissão de 500 e 345 kV de atendimento às áreas Minas Gerais, São 

Paulo e Rio de Janeiro em regime normal de operação, quando de 

despachos elevados nas usinas térmicas instaladas no Rio de Janeiro e 

quando da recomposição desses sistemas após distúrbio. 

A geração térmica prevista para o Rio de Janeiro reduz os fluxos de potência 

nas linhas de 500 kV desde a subestação de Marimbondo, em Minas Gerais, 

até a subestação de Adrianópolis, no Rio de Janeiro. Neste cenário são 

observadas dificuldades para o controle de tensão nas regiões envolvidas, 


com o risco de ocorrer sobretensões em condição normal de operação, 

mesmo considerando a utilização plena dos recursos existentes. Desta 

forma, foram solicitados no ciclo anterior do PAR (2003-2005), novos 

reatores manobráveis no sistema de transmissão de 500 e 345 kV de 

atendimento às áreas Minas Gerais, São Paulo e Rio de Janeiro. Estes 

reatores além de contribuírem para melhorar o controle de tensão das 

regiões também são necessários para agilizar o processo de recomposição 

desses sistemas após distúrbios. 

• As regiões Leste e Norte da Cemig apresentam problemas de controle de 

tensão quando em contingências da rede básica. A primeira, na perda do 

tronco 500 kV Neves-Mesquita, cujo impacto será minimizado após a entrada 

em operação da usina de Aimorés (3x110 MW) no final de 2003. Já na região 

norte, a entrada da usina de Irapé (3X120 MW), no final de 2005, contribuirá 

para minimizar os problemas de controle da região quando de contingências 

no tronco de 345 kV Três Marias - Montes Claros. 


• Superação da capacidade operativa da LT 345 kV Furnas – Pimenta em 

determinados cenários energéticos que levam a restrição de geração nas 

usinas da bacia do rio Grande, quando de contingência simples de linhas de 

345 kV que interligam as usinas do rio Grande ou de 500 kV do rio 

Paranaíba. 

A maior parte das usinas da bacia do Rio Grande é interligada por um 

sistema de transmissão de 345 kV. Esse sistema de transmissão diante de 

um cenário energético de despacho mais elevado nas usinas do rio Grande 

bem como de fluxos acima de 1.000 MW na interligação Norte-Sul, na 

direção norte, é submetido a elevados fluxos em suas linhas, principalmente 

em Furnas - Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara, em regime normal de 

operação, o que implica em restrições de geração neste sistema e 

conseqüentemente nas interligações. A emergência de uma dessas linhas 

levará a outra a operar em sobrecarga. O estudo CCPE/CTET/047/2002 

propôs duplicar a linha Furnas-Pimenta para evitar tais problemas. Esta 

ampliação foi analisada e ratificada no estudo deste PAR 04-06. 

• Risco de corte de cargas atendidas pelas subestações de Juiz de Fora, 

Itutinga e Barbacena devido a sobrecargas em linhas de 138 kV dessas 

áreas principalmente quando da perda de uma das linhas de 345 kV 

Barbacena – J. Fora e Furnas - Pimenta. O estudo CCPE/CTET/047/2002 

recomenda a instalação da LT 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, circuito 

simples, 140 km para resolver os problemas da área de Juiz de Fora. Esta 

ampliação foi analisada e ratificada no estudo deste PAR 04-06. 

• Risco de sobrecarga inadmissível no trecho de LT 230 kV entre Aimorés e 

Mascarenhas com conseqüente restrição do escoamento da capacidade total 


da usina de Aimorés, quando da perda de trechos da LT 230 kV 

Mascarenhas - Aimorés – C. Pena - Gov.Valadares. A solução para esse 

problema é a implantação da LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C2, 20 km., 

atualmente em análise pela Aneel, bem como a recapacitação da LT 230 kV 

Aimorés – Governador Valadares, em construção. 

• As linhas de transmissão da malha de 230 kV da região leste da área Minas 

Gerais poderão apresentar carregamentos acima da capacidade operativa 

em contingências do tronco de 500 kV Neves - Mesquita, caso seja alterada 

a defasagem da transformação de Mascarenhas dos atuais –30º para a 

defasagem de zero graus. Os piores cenários para essa região ocorrem para 

fluxos na interligação Norte/Sul no sentido do Sudeste, geração baixa de 

usinas térmicas na área RJ/ES e despachos abaixo de 70% nas usinas da 

região. Esse problema de sobrecarga poderia ser resolvido com reforço na 

malha de 230 kV como, por exemplo, a recapacitação de vãos críticos das 

linhas Taquaril - Itabira2 C1 e C2, Taquaril - Barão de Cocais2 e Barão de 

Cocais2 – CSBM, cuja viabilidade está sendo avaliada pela Cemig. Essa 

região não apresenta nenhum problema de carregamento nas linhas em 

regime normal de operação. 


A região norte de Minas Gerais é atendida por um circuito singelo de 345 kV, 

que liga a UHE Três Marias à SE Montes Claros. Atualmente, a perda de um 

dos circuitos deste tronco leva a cortes de carga nessa região. Com a 

entrada da usina de Irapé (3x120 MW), em 2005, que se interligará à SE 

Montes Claros, esses problemas serão minimizados. 



nas subestações Jaguara 345 kV, Furnas 345 kV, Luiz C. Barreto 345 kV e 

Poços de Caldas 345 kV. Estudos detalhados deverão confirmar o 

diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram identificados, 

ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora da Rede 

Básica nas SEs Barbacena 2, Juiz de Fora 1, Lafaiete, Neves e Mascarenhas 

de Moraes. 

f) Problemas relacionados à fronteira Rede Básica – Rede de Distribuição 

A transformação de Ipatinga 230/161/kV – 1x150MVA e 161/138 kV – 

120 MVA apresentarão carregamentos acima do nominal na ponta de carga 

do sistema de Minas Gerais em regime normal de operação, com valores de 

104% em 2004, podendo chegar a 116% em 2006. Estes carregamentos 

poderão ser reduzidos para 74 e 85% respectivamente nos anos de 2004 e 

2006 se as PCHs Pipoca (2x12,5MW) e Areia Branca (2X10MW), previstas 

para a região de Caratinga, entrarem em operação no ano de 2004. 


Ressalta-se que essas usinas ainda não possuem licença de operação e não 

foram consideradas no estudo do PAR. A solução, em fase de implantação 

pela Cemig, é a instalação de um novo transformador 230/138 kV – 225 MVA 

que, além de eliminar as sobrecargas verificadas anteriormente, aumentará a 

confiabilidade da região eliminando o corte de carga durante contingências 

nas transformações existentes. 

g) Problemas relacionados a restrições de despacho térmico 


• Até a entrada em operação da SE Bom Despacho, das usinas hidrelétricas 

previstas para se integrarem à área central, além das conexões para tornar 

manobráveis reatores em circuitos de 500 kV, poderá ser necessário 

despachar as usinas termelétricas de Igarapé e Ibiritermo para evitar corte 

de carga após contingências simples nas LTs 500 kV São Gotardo 2 – 

Emborcação e Nova ponte – Jaguara. 

• Após a entrada dos reforços citados, a necessidade de geração adicional ao 

despacho mínimo da UTE Igarapé se limita a situações, na condição de 

carga pesada, onde são praticados fluxos da ordem de 2.000 MW na 

interligação Norte/Sul, sentido Norte→Sudeste, simultaneamente a geração 

elevada na bacia do Paranaíba. Nessas condições, será necessário gerar 

100 MW, além do despacho mínimo da UTE Igarapé, para evitar corte de 

carga em contingências simples. 


• Não há restrição ao despacho pleno das usinas termelétricas da área Minas 

Gerais. 

 



Tabela 3.4.2-2 – Principais Obras propostas para a Área Minas Gerais ainda sem concessão 


SE Emborcação: conexão para reator 91 Mvar - 500 kV na LT 

São Gotardo 2 

SE Jaguara: conexão para reatores nas LTs Jaguara – Neves e 

Jaguara – São Gonçalo do Pará (2x91 Mvar - 500 kV) 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 



SE Ouro Preto 2: conexão para reator 91 Mvar - 500 kV da LT 

Ouro Preto 2 – São Gonçalo do Pará 

SE São Gotardo 2: reator manobrável de barra de 91 Mvar - 

500 kV 

SE Marimbondo: reator manobrável de barra de 100 Mvar - 

500 kV 

LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C2, circuito simples, 20 km 

LT 345 kV Furnas – Pimenta C2, circuito simples, 

LT 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, circuito simples, 140 km 

LT 345 kV Montes Claros – Irapé, circuito simples, reator 

manobrável de barra de 60 Mvar – 345 kV 

SE Irapé 345 kV e conexões associadas 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

FEV/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

AGO/2005 

AGO/2005 


• Tendo em vista a característica da carga da região norte de Minas Gerais, é 

conveniente que seja realizado um estudo mais detalhado do comportamento 

dessa carga, para que se possa avaliar melhor as condições de atendimento 

à região, não somente em regime permanente, mas também por meio de 

análises de estabilidade transitória. Dessa forma, será possível estabelecer a 

necessidade de novos equipamentos de controle de tensão, mesmo com a 

presença da usina de Irapé. (ONS/Cemig). 

• Fazer levantamento para caracterizar os fatores limitantes das LTs 230 kV 

Taquaril - Itabira2 C1 e C2, Taquaril - Barão de Cocais2 e Barão de Cocais2 

- CSBM, com vistas a recapacitação de trechos desses circuitos (Cemig). 

• Realizar estudos de planejamento de longo prazo com o objetivo de 

caracterizar a solução estrutural para o atendimento à área leste de Minas 

Gerais (CCPE/ONS). 

• Avaliar a viabilidade de implantação de ECE – Esquema de Controle de 

Emergência, na UHE Aimorés, para segregação de unidades geradoras 

dessa usina para a linha para Governador Valadares, a fim de eliminar 

sobrecarga nas linhas de 230 kV da área Leste de Minas Gerais, quando de 

contingências no eixo de 500 kV Neves – Vespasiano – Mesquita. Este 

esquema, de caráter temporário, tem por objetivo minimizar os efeitos da 

mudança do defasamento angular do transformador de 230/138 kV da SE 

Mascarenhas de –30º para 0º, proposta pela Escelsa como recurso para 


eliminar sobrecargas na SE Vitória, no período entre a entrada em operação 

da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória e a SE Areinha 345/138 kV, ou da solução 

estrutural para a área leste que venha a ser determinada no estudo de 

planejamento de longo prazo. (Cemig). 


item 6.3 



2006 

a) As previsões de demanda para a área Minas Gerais, mostram uma retração 

em relação às previsões anteriores conforme a análise detalhada do item 6.1 

deste documento. 

b) O desempenho do sistema de transmissão de atendimento a Minas Gerais 

no período 2004-2006 será bastante influenciado pelos seguintes aspectos: 

retração de demanda causada pelo racionamento de energia de 2001/2, 

novas usinas hidrelétricas que se encontram em construção e por novas 

obras de transmissão também em construção. Entre as obras previstas, 

destacam-se a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo, que beneficia o sistema 

inclusive quanto a problemas de instabilidade eletromecânica na perda da LT 

500 kV S. Simão – Itumbiara, e a interligação Norte-Sul II, que impacta 

significativamente o sistema de atendimento a Minas Gerais. Quanto a esta 

interligação, verifica-se que elevados intercâmbios reduzem os limites de 

atendimento à carga. No período 2004 a 2006 está previsto um acréscimo 

total de 891,1 MW de potência instalada em novas usinas, onde de 

destacam as usinas UHE Aimorés com 330 MW e a UHE Irapé com 360 MW, 

representando cerca de 77,4% desse total conforme tabela a seguir. 

Tabela 3.4.2-3 – Usinas hidrelétricas e térmicas previstas para a Área Minas Gerais até 2006 

Usina 

Potência Instalada [MW] 

2004 2005 2006 

UHE Candonga 46,7 

UHE Picada 50 

UHE Aimorés 220 

UTE J. Fora 21 

UHE Irapé 240 120 

UHE Murta 120 

UHE Baú I 73,4 

TOTAL 287,7 410 193,4 

c) No horizonte 2004 – 2006 não são esperados cortes de carga para 

contingências simples no sistema de 500 kV, nem geração de térmicas por 

razões elétricas. Ressalta-se que as contingências nas LTs 500 kV São 


Gotardo 2 – Emborcação e Nova Ponte – Jaguara são muito influenciadas 

pelo fluxo na interligação Norte – Sul. Em cenários com importação superior 

a 1.500 MW pelo Sudeste, assim como com geração do Paranaíba elevada, 

é necessário efetuar o desligamento de reatores e ajustar as tensões 

terminais de algumas usinas, para alcançar um perfil de tensão minimamente 

adequado. Estas condições poderão ser ainda agravadas com a elevação do 

fluxo na LT 345 kV Ouro Preto Vitória, o qual tem relação direta com os 

despachos das usinas térmicas instaladas no Rio de Janeiro. Para fluxos na 

interligação Norte/Sul da ordem de 2.000 MW, no sentido Sudeste, e nas 

condições de geração do Paranaíba já mencionadas poderá haver 

necessidade de despacho de geração térmica adicional da ordem de 

100 MW em carga pesada, além da geração mínima na UTE Igarapé, para 

evitar corte de carga no caso das contingências mencionadas. 

d) A usina de Irapé–360MW (3x120MW) será localizada no rio Jequitinhonha na 

região norte de Minas Gerais e se interligará à subestação de Montes Claros 

2 por meio de uma linha de circuito simples em 345 kV, integrante da Rede 

Básica, que deverá ser licitada no 1º semestre de 2003. Esta integração se 

dará primeiramente com duas máquinas, em fins de 2005, complementada 

no início de 2006 com uma terceira unidade. Esta usina trará grande 

benefício ao sistema de transmissão atual dessa região, que consiste em um 

único circuito derivado da UHE Três Marias passando por Várzea da Palma 

e daí a Montes Claros 2. Este sistema apresenta atualmente dificuldades de 

controle de tensão em regime normal de operação para determinadas 

condições de carga. A integração da usina de Irapé a SE Montes Claros 2 

significa uma injeção de potência na extremidade desse sistema radial, 

contribuindo significativamente para a redução dos fluxos na linha de 

transmissão existente que deriva da SE Três Marias, bem como em uma 

nova fonte de controle de tensão, beneficiando significativamente o 

desempenho do sistema, principalmente em contingência de linhas de 

345 kV. A presença dessa usina também resolve em parte as emergências 

de linhas de 345 kV da região com exceção da perda da LT Três Marias - 

Várzea da Palma para a qual deverá continuar o risco de corte de carga na 

região. 

Em contingências no tronco de 345 kV entre as subestações de Três Marias 

e Montes Claros, as linhas de 138 kV Montes Claros 2 – Montes Claros1, 

Montes Claros1 – Várzea da Palma, Três Marias – Várzea da Palma, além 

de Várzea da Palma - Minas Liga, poderão operar com sobrecarga. Um 

aspecto importante é quanto à presença do reator manobrável de 50Mvar – 

345 kV em Montes Claros na linha para a SE Irapé e quanto ao despacho da 

usina de Irapé. Preliminarmente, verifica-se que na emergência da linha de 

345 kV Várzea da Palma – Três Marias para que não haja corte de carga ou 

o mesmo seja minimizado, é necessário que o reator mencionado esteja 


desligado e Irapé despachada no máximo. Já na emergência de Várzea da 

Palma – Montes Claros será necessário desligar pelo menos uma máquina 

em Irapé se a mesma estiver com despacho total. Essa análise sugere a 

necessidade de instalação de ECE a partir da implantação da usina de Irapé 

para atendimento satisfatório às cargas dessa área. Entretanto, deve-se 

registrar que essa análise pode se modificar em função de novas previsões 

de carga para essa região, tendo em vista a curva de carga atípica estudada. 

É necessário um estudo mais detalhado do comportamento da carga dessa 

região para que se possa concluir pela necessidade de novos equipamentos 

de controle de tensão mesmo com a presença da usina de Irapé. O diagrama 

a seguir ilustra essa região do norte de Minas Gerais. 

Figura 3.4.2-1 – Região Norte da Área Minas Gerais 

M.Claros 

(05) 

G 

UH Irapé 

S.Gotardo 

Região Norte 

138 kV 

S.Gotardo 500 

V.Palmas 

Neves 

G 

T.Mari as 

Legenda 

345 kV 

Neves 500 

e) Sistema de Transmissão de 345 kV das usinas do Rio Grande 

• Eixo Furnas – Pimenta 

A interligação Norte – Sul II e as obras relacionadas influenciam 

significativamente o sistema da área Minas Gerais e acrescentam uma 

importância elétrica e energética significativa para o sistema interligado 

nacional, pois através deste sistema será possível aumentar o intercâmbio 

de energia entre regiões geo-elétricas além de aumentar a confiabilidade do 

SIN. Entretanto, este intercâmbio poderá sofrer limitações de fluxos devido a 

restrições de transmissão na malha de 345 kV do rio Grande, fundamental 

para o escoamento das usinas dessa bacia. O diagrama a seguir mostra de 

forma simplificada uma parte dos sistemas de transmissão de 500 e 345 kV 


onde estão indicados os principais pontos de restrição para o escoamento 

dos fluxos: 

Figura 3.4.2-2 – Diagrama Simplificado dos Sistemas de 345 kV e 500 kV da Área Minas Gerais 

N/NE 

Samambaia 

S.Simão 

Itumbiara 

BACIA DO 

PARANAÍBA 

Emborcação 

Região 

Central - MG 

Jaguara 

A.Ver mel ha 

(5) 

2 

Pimenta 

Barbacena 

L.C.Barreto 

2 

Marimbondo 

BACIA 

DO 

GRANDE 

Furnas 

2 

Itutinga 

Região 

Mantiqueira 

138 kV 

J. de Fora 

Área Rio 

Os fatores que mais influenciam o carregamento do tronco de 345 kV, em 

especial as linhas Furnas - Pimenta e L.C.Barreto - Jaguara, são a geração 

das usinas dos rios Grande e Paranaíba, o intercâmbio na Norte-Sul II 

(influenciado pelas usinas de Serra da Mesa, Cana Brava e Lajeado), o 

despacho das usinas térmicas na área Rio de Janeiro e ainda o recebimento 

pelo Sudeste oriundo do sistema sul. Desta forma, o cenário energético 

considerado tem grande influência nos carregamentos das linhas de 

transmissão como, por exemplo, os cenários nos quais o intercâmbio na 

interligação Norte-Sul é superior a 1.000 MW, no sentido para o Norte, a 

geração é alta na bacia do rio Grande e baixa no Paranaíba, além das 

térmicas na área Rio estarem com despachos elevados, têm como 

conseqüência uma forte elevação nos carregamentos das linhas Furnas - 

Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara, mencionadas anteriormente. 

A linha de 500 kV Itumbiara – Marimbondo, que tem previsão para entrar em 

operação até dezembro de 2004, é uma ampliação importante para o sistema 

interligado e que, além de outros benefícios, contribuirá para atenuar os 


carregamentos das linhas de 345 kV, em condição normal de operação ou 

emergências no tronco de 500 e 345 kV. Mesmo com a pouca possibilidade 

desta linha vir a estar em operação durante a ponta de carga do sistema 

Sudeste no ano de 2004, foi analisado qual a influência que esta linha teria 

nos fluxos das principais linhas do sistema de 345 kV, em condição normal 

de operação e em emergências. Para isso considerou-se um cenário mais 

desfavorável para o sistema de 345 kV, onde um dos fatores é o intercâmbio 

de 2.000 MW no sentido Norte da interligação Norte-Sul. A tabela 3.4.2-4, a 

seguir, apresenta os dados principais do cenário considerado nesta análise e 

as tabelas 3.4.2-5 a 3.4.2-7 mostram o efeito da presença da linha Itumbiara- 

Marimbondo nos fluxos das linhas mais carregadas do sistema de 345 kV, 

em condição normal de operação e em emergências. Para efeito de 

comparação, na Tabela 3.4.2-5 também são mostrados os limites de 

transmissão que constam no CPST e usados nesta análise. 

Tabela 3.4.2-4 – Análise do Carregamento da LT 345 kV Furnas – Pimenta: Descrição do Cenário Analisado 

CENÁRIO - 2004 

Sudeste exportador para o Norte/NE 

Geração Grande 73% GER Furnas 1.150 MW 

Geração Paranaíba 58% GER LC Barreto 1.000 MW 

Geração Paraná 81% Térmicas Rio 100% 

RSE 7.500 MW FMG 3.600 MW 

Fluxo N-S (SE→N) 2.000 MW Fluxo para Samambaia (*) 1.850 MW 

Geração de S. da Mesa 

+Lajeado + C.Brava 

1.170MW 

Fluxo LT345 Ouro Preto- 

Vitória 

120 MW 

(*) LT 500 kV Itumbiara – Samambaia + LT 500 kV Emborcação – Samambaia 

Tabela 3.4.2-5 – Carregamentos das Linhas e 345 kV em Condições Normais de Operação 

Linhas de 345 kV 

Condição Normal de Operação - 2004 

(Carregamentos em MVA) 

LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo 

Sem 

Com 

Limites do 

CPST 

(MVA) 

Furnas – Pimenta 856 806 916 

L C Barreto - Jaguara 1.000 897 1.065 

Marimbondo - P. Colômbia 390 236 598 


Tabela 3.4.2-6 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em emergência (Sem a LT Itumbiara – Marimbondo) 

Emergência em linhas 

de 345 e 500 kV 

Carregamento das linhas de 345 kV (MVA) - 2004 

Sem a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo 

Furnas-Pimenta 

L C Barreto- 

Jaguara 

Marimbondo – 

P. Colômbia 

Furnas - Pimenta - 1.513 437 

L C Barreto -Jaguara 1.185 - 428 

Emborcação - Itumbiara 890 1.068 392 

S. Simão - A. Vermelha 981 1.284 613 

Tabela 3.4.2-7 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em emergência (Com a LT Itumbiara – Marimbondo) 

Emergência em linhas 

de 345 e 500 kV 


Com a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo 


L C Barreto- 

Jaguara 

Marimbondo – 

P. Colômbia 

Furnas - Pimenta - 1.360 262 

L C Barreto - Jaguara 1.085 - 248 

Emborcação -Itumbiara 857 1.000 272 

S.Simão - A. Vermelha 848 996 292 

Nas tabelas anteriores observa-se o efeito da linha Itumbiara - Marimbondo 

nas linhas de 345 kV, que provoca reduções significativas nos fluxos das 

mesmas, tanto em condição normal quanto em emergências. Observa-se 

também que essa linha é fundamental para evitar sobrecarga nas linhas de 

345 kV quando de contingências no 500 kV, mas não é suficiente para 

resolver a sobrecarga existente nas linhas Furnas - Pimenta e L. C. Barreto - 

Jaguara quando de contingências nas mesmas. Este fato evidencia a 

necessidade de reforço no sistema de 345 kV para equacionar este 

problema. O estudo CCPE/CTET/0.47/2002 propõe a duplicação da linha 

Furnas-Pimenta como um reforço necessário para o sistema de 345 kV. 

Tomando com base este estudo e considerando a possibilidade desta 

duplicação ainda no ano de 2004, a tabela 3.4.2-8 a seguir mostra qual seria 

o efeito desta duplicação nos fluxos das linhas Furnas - Pimenta e L. C. 


Barreto - Jaguara nas condições mais severas analisadas anteriormente sem 

a linha Itumbiara - Marimbondo. 

Tabela 3.4.2-8 - Carregamentos das Linhas de 345 kV em emergência – Efeito da duplicação da LT Furnas – 

Pimenta 

Emergência no 345 kV 


Com a LT 345 kV Furnas – Pimenta C2 

Sem a LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo 

Furnas – Pimenta Furnas – Pimenta L C Barreto - 

C1 

C2 

Jaguara 

Furnas – Pimenta C1 - 856 1.000 

L C Barreto - Jaguara 707 707 - 

A tabela anterior mostra que a duplicação da LT 345 kV Furnas-Pimenta 

reduz em cerca de 40% o carregamento nesta linha na emergência da LT 

345 kV L. C. Barreto - Jaguara (de 1.185 para 707 MVA) e em cerca de 34% 

o carregamento da linha L. C. Barreto – Jaguara, na perda da LT 345 kV 

Furnas-Pimenta C1, passando de 1.513 para 1.000 MVA. Em ambas as 

linhas, os valores de fluxo estão abaixo do limite de carregamentos 

estabelecidos no CPST. Os resultados mostram que essa duplicação 

resolveria o problema de sobrecarga nas linhas Furnas - Pimenta e L. C. 

Barreto - Jaguara e que a mesma seria necessária já a partir do ano de 

2004. Estes fluxos seriam ainda menores com a presença da linha Itumbiara 

- Marimbondo. 

Considerando a possibilidade da não realização desta duplicação nos anos 

de 2004 e 2005, pelo pouco tempo disponível para os trâmites necessários 

para a sua implantação, foram realizadas análises mais detalhadas da 

duplicação de Furnas-Pimenta no ano de 2006, considerando já em 

operação a linha Itumbiara - Marimbondo. As conclusões desta análise são 

válidas também para os anos de 2004 e 2005. 

Foram considerados alguns cenários nessa análise, com destaque para a 

interligação Norte-Sul, a qual foi estudada com fluxos em ambos os sentidos. 

O caso de referência usado para gerar os cenários a seguir apresentados foi 

o de carga pesada de junho de 2006. A tabela 3.4.2-9 mostra estes cenários 


Tabela 3.4.2-9 – Cenários Considerados na Avaliação dos Carregamentos das Linhas em 345 kV, antes da 

Duplicação da LT Furnas – Pimenta 

Descrição 

Cenário: Sudeste 

exportando para o Norte 

Cenário: Sudeste 

importando do Norte 

1 2 3 4 5 

Geração Grande 72% 50% 58% 63% 63% 

Geração Paranaíba 74% 45% 45% 55% 70% 

Geração Paraná 82% 78% 78% 81% 82% 

RSE 7.113 MW 9.422 MW 9.422 MW 7.088 MW 6.027 MW 

Norte-Sul (SE→N=+ 

e N→SE=-) 

Geração de S. da 

Mesa +Lajeado + 

C.Brava 

2.177 MW 2.000 MW 1.976 MW -1.930 MW -2.350 MW 

1.910MW 1.440 MW 840 MW 1.910 MW 1.910MW 

Ger Furnas 900 MW 600 MW 1.000 MW 600 MW 600 MW 

Ger L C Barreto 920 MW 600 MW 900 MW 800 MW 800 MW 

Térmicas Rio 

Geração 

baixa 

100% 100% 

Geração 

baixa 

Geração 

baixa 

FMG 3.911 MW 3.456 MW 3.443 MW 4.067 MW 4.306 MW 

Fluxo p/ Samambaia 

(*) 

Fluxo LT345 Ouro 

Preto - Vitória 

1.462 MW 1.599 MW 2.056 MW -1.136 MW -1.456 MW 

122 MW 114 MW 115 MW 426 MW 541 MW 

(*) LT 500 kV Itumbiara – Samambaia + LT 500 kV Emborcação – Samambaia 

Esta tabela apresenta os cenários energéticos selecionados para essa 

análise, destacando os fatores mais importantes que afetam os 

carregamentos das linhas de transmissão. Nos cenários de 1 a 3 o fluxo na 

interligação Norte-Sul está no sentido Sudeste→Norte, o qual tem se 

mostrado ser mais severo para os carregamentos das linhas Furnas - 

Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara, e nos cenários 4 e 5 o fluxo naquela 

interligação está no sentido contrário, ou seja, do Norte para o Sudeste. 

Considerando os cenários apresentados anteriormente, a tabela 3.4.2-10 a 

seguir mostra os fluxos nas linhas Furnas - Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara 

em condição normal de operação. Conforme anteriormente mencionado, os 

maiores carregamentos nestas linhas acontecem para os cenários 1, 2 e 3, 


sendo estes os mais importantes para analisar o efeito da duplicação da 

linha Furnas-Pimenta. 

Tabela 3.4.2-10 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em Condições Normais de Operação, nos Cenários 

Analisados 


Condição Normal de Operação – 2006 


Cenários 

1 2 3 4 5 

Limites 

do CPST 

(MVA) 

Furnas - Pimenta 676 796 923 350 246 916 

L C Barreto - Jaguara 737 814 1.087 108 289 1.065 

É importante observar na tabela anterior que o sentido do fluxo na 

interligação Norte-Sul é um importante fator para determinar o carregamento 

nas linhas de 345 kV, mas outros aspectos, como os despachos das usinas 

do rio Grande, em especial Furnas e L.C.Barreto, do rio Paranaíba e das 

térmicas da área Rio, são também relevantes para explicar o comportamento 

dos fluxos nas linhas Furnas - Pimenta e L. C. Barreto - Jaguara. O cenário 3 

é considerado o mais severo de todos, onde o baixo despacho considerado 

nas usinas de Serrada mesa, Cana Brava e Lajeado teve grande influência 

no aumento dos fluxos nos sistemas de 345 e 500 kV. O fluxo na linha 

Furnas - Pimenta ficou ligeiramente superior ao limite de 916 MVA. 

Considerando somente os cenários 1, 2 e 3, a tabela 3.4.2-11 a seguir 

apresenta os fluxos nas linhas em condição normal de operação com a linha 

Furnas-Pimenta duplicada. 

Tabela 3.4.2-11 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em Condições Normais de Operação, nos Piores 

Cenários, Considerando a duplicação da LT Furnas – Pimenta 


Condição Normal de Operação – 2006 


Cenários 

1 2 3 

Furnas – Pimenta C1 379 499 578 

Furnas – Pimenta C2 379 499 578 

L. C. Barreto - Jaguara 408 695 950 


O segundo circuito Furnas-Pimenta proporciona no cenário 3 uma redução 

de 37% no carregamento deste circuito e 12,6% na linha L. C. Barreto - 

Jaguara, em regime normal de operação. Os fluxos nos circuitos 

remanescentes, para a emergência de um desses circuitos, estão 

apresentados na tabela 3.4.2-12 a seguir, onde, para efeito de comparação, 

os resultados são mostrados com e sem a duplicação de Furnas-Pimenta. 

Tabela 3.4.2-12 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em emergências, no Pior Cenário, Considerando a 

duplicação da LT Furnas – Pimenta 

Carregamento em MVA - 2006 

Cenários 

Emergência 345 kV 

S/ Furnas – Pimenta C2 C/ Furnas Pimenta C2 

FU-PI FU-PI LCB- FU-PI FU-PI LCB- 

C1 C2 JG C1 C2 JG 

1 

2 

3 

Furnas – Pimenta C1 - - 845 - 676 737 

L.C.Barreto - Jaguara 756 - - 453 453 - 

Furnas – Pimenta C1 - - 1.273 - 796 814 

L.C.Barreto - Jaguara 1.050 - - 629 629 - 

Furnas – Pimenta C1 - - 1.624 - 923 1.087 

L.C.Barreto - Jaguara 1.256 - - 758 758 - 

Os valores da tabela anterior vêm confirmar os resultados obtidos na análise 

realizada para o ano de 2004, ou seja, mesmo no cenário mais pessimista 

(cenário 3), a presença do segundo circuito Furnas-Pimenta contribui com 

grande eficácia para a redução dos carregamentos das linhas Furnas- 

Pimenta e L. C.Barreto - Jaguara, sendo, portanto, um reforço necessário 

para o tronco de 345kV. 

É importante registrar que o limite atual da linha L. C. Barreto - Jaguara é de 

860 MVA, devido à capacidade dos TCs na saída das SEs L.C Barreto e 

Jaguara. Tal restrição deverá ser eliminada de forma que o limite volte ao 

valor normal de 1.165 MVA. 

f) Eixo Barbacena - Juiz de Fora – Itutinga 

O objetivo principal da análise anterior foi o de avaliar o efeito da duplicação 

da linha Furnas - Pimenta no carregamento das demais linhas do sistema 

interligado, em especial Furnas - Pimenta e L. C. Barreto – Jaguara, já 

verificado na análise de 2004 e no relatório CCPE/CTET/.47/2002. Porém 

durante a análise observou-se que, dependendo do cenário considerado, 


algumas linhas do subsistema de transmissão de 138 kV da região da 

Mantiqueira da área Minas, tiveram seu carregamento elevado e, em alguns 

casos, o limite de transmissão ultrapassado em regime normal de operação 

ou em emergências de linhas 345 kV. Essa região é basicamente atendida 

pelo radial Barbacena 2 – Juiz de Fora, pela subestação de Itutinga 

345/138 kV e por algumas usinas locais ligadas a malha de distribuição de 

138 kV. 

A tabela 3.4.2-13 a seguir mostra os fluxos em regime normal de operação 

nas principais linhas desta região, para cada cenário considerado, e os 

limites de transmissão das linhas de 138 kV. 

Tabela 3.4.2-13 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da Região da Mantiqueira, em Condições Normais de 

Operação 


Região da Mantiqueira-MG 

Condição Normal de Operação 


Cenários - 2006 

1 2 3 4 5 

Limites 

(MVA) 

(1) Itutinga 2 – S. J. del Rey 85 152 162 45 27 125 

(2) S. J. del Rey - Barbacena 58 110 116 27 7 125 

(3) S. J. del Rey - Lafaiete 49 91 98 21 2 125 

(4) S. J. del Rey – Itutinga 1 64 93 97 47 36 120 

(5) S. Dummont – J. Fora 7 15 19 20 17 13 95 

(6) Piau – Juiz de Fora 13 15 16 13 11 96 

(7) Juiz de Fora – J. Fora 7 17 13 12 15 7 95 

Observa-se, na tabela anterior, que nos cenários 1,2 e 3 os fluxos nas linhas 

que partem da transformação de Itutinga 345/138 kV-2x225 MVA (linhas 

1,2,3 e 4 na tabela) são maiores que nos cenários 4 e 5. Isto se deve 

principalmente aos seguintes fatores: o fluxo na interligação Norte-Sul no 

sentido Sudeste→Norte e o despacho das térmicas na área Rio. Nos 

cenários 2 e 3, o maior despacho das térmicas na área Rio contribui para 

elevar ainda mais os carregamentos destas linhas. 

Para cada cenário da tabela anterior, foram selecionados os resultados de 

duas emergências no sistema de 345 kV: Furnas - Pimenta e Barbacena - 

Juiz de Fora. A primeira é mais severa para as linhas atendidas pela SE 

Itutinga e a segunda para as linhas atendidas pela SE Juiz de Fora 

345/138 kV-2x150 MVA (linhas 5,6 e 7 na tabela), uma vez que esta 

subestação é atendida pelo radial derivado de Barbacena. As tabelas 3.4.2- 


14 e 3.4.2-15 apresentam os fluxos obtidos nas linhas da malha de 138 kV 

nestas emergências. 

Tabela 3.4.2-14 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da Região da Mantiqueira, em Condições de 

Emergência da LT Furnas – Pimenta 



Emergência: Furnas-Pimenta 



1 2 3 4 5 

Limites 

(MVA) 





(5) S. Dummont – J. For a 7 18 24 27 15 16 95 



Tabela 3.4.2-15 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da Região da Mantiqueira, em Condições de 

Emergência da LT Barbacena – Juiz de Fora 



Emergência: Barbacena-Juiz de Fora 



1 2 3 4 5 

Limites 

(MVA) 





(5) S. Dummont – J. Fora 7 133 140 144 132 140 95 




Observa-se nas tabelas anteriores que a emergência da linha Furnas - 

Pimenta é mais grave nos cenários 2 e 3, com maior geração térmica na área 

Rio, e a emergência da linha Barbacena - Juiz de Fora é grave em todos os 

cenários considerados. 

Além das linhas observadas nas tabelas anteriores, algumas transformações 

da região poderão ter problemas de carregamentos acima do nominal, como 

a transformação de Itutinga 345/138kV-2x225MVA, na perda de um dos 

transformadores, onde o carregamento no remanescente atingirá 116% no 

cenário 3, e a transformação de Barbacena 345/138 kV-2x150MVA, cujo 

carregamento atinge cerca de 107% no cenário 2, no caso de 

indisponibilidade da linha Barbacena 2 - Juiz de Fora. 

Tendo em vista que os carregamentos das linhas e transformações da malha 

de 138 kV da região da Mantiqueira podem sofrer grandes variações 

dependendo do cenário energético considerado, tanto em condição normal 

de operação quanto em emergências no sistema de 345 kV, o estudo 

CCPE/CTET/047/2002 propôs interligar as subestações de Itutinga e Juiz de 

Fora através de um novo circuito de 345 kV, com aproximadamente 140 km, 

fechando o anel Furnas – Pimenta – Barbacena. Considerando este circuito 

nos casos analisados anteriormente, observou-se que além de reduzir 

significativamente os fluxos nas linhas da região, eliminando as sobrecargas 

existentes, contribui também para reduzir os fluxos nas linhas Furnas – 

Pimenta, em cerca de 13%, e L. C. Barreto – Jaguara, em 7%. É importante 

destacar que se considerarmos somente a duplicação do circuito Furnas - 

Pimenta, os problemas da região Mantiqueira seriam amenizados, mas não 

resolvidos. O quadro a seguir apresenta, para o cenário 3, o mais severo, um 

resumo das análises anteriores, mostrando o efeito do segundo circuito 

Furnas – Pimenta e da linha Itutinga – Juiz de Fora nos fluxos das linhas de 

345 e 138 kV. Neste quadro é possível observar a redução nos 

carregamentos das linhas em condição normal de operação e em 

emergências. 


Tabela 3.4.2-16 – Carregamentos em linhas de 345 kV e de 138 kV, Considerando a Duplicação da LT Furnas – 

Pimenta 

Linhas de 

Transmissão 

Reg. Normal 

de operação 

CENÁRIO 3 - 2006 

(Carregamento em MVA) 

Emergência: 


Emergência: 

LCB-Jaguara 

Emergência: 

Barb-J.deFora 

Lim 

MVA 

345 kV A B C A B C A B C A B C 

Fur-Piment C1 923 578 506 - - - 1266 758 665 924 579 523 916 

Fur-Piment C2 - 578 506 - 923 795 - 758 665 - 579 523 916 

LCB-Jaguara 1087 950 892 1624 1087 1005 - - - 1092 953 905 1165 

138 kV 

Ituting2-SJRey 162 147 93 222 162 101 189 164 104 172 156 104 125 

SJRey-Barbac 116 103 50 167 116 56 136 116 55 132 119 58 125 

SJRey-Lafaiet 98 89 69 131 98 74 115 101 77 95 86 74 125 

SjRey-Ituting1 97 91 69 123 97 72 109 98 73 102 95 73 120 

Sdum-JFora7 20 19 16 27 20 18 24 21 18 144 141 43 95 

Piau-JFora 16 15 9 19 16 11 17 16 11 106 103 29 96 

Jfora-Jfora7 12 12 27 14 12 27 13 11 26 142 139 46 95 

Legenda: A: Configuração atual; B: Com o 2º circuito Furnas-Pimenta; C: Com o 2º circuito Furnas-Pimenta + LT Itutinga - 

Juiz de Fora 

O quadro anterior mostra que as soluções propostas para ampliação do 

sistema de 345 kV da Rede Básica, são eficazes para contornar os 

problemas de sobrecarga observados no sistema de 345 kV e na malha de 

138 kV da região da Mantiqueira. Mas para que estas obras tragam os 

resultados esperados, dois pontos importantes devem ser equacionados: 

- troca do TC na saída de L. C. Barreto para Jaguara e vice-versa de 

modo que o limite da linha L. C. Barreto - Jaguara passe dos atuais 

860 MVA para o valor de 1.165 MVA ou acima; e 

- em recente correspondência Furnas informou que deseja alterar o 

limite operativo da linha Furnas - Pimenta para 728 MVA, diferente 

do atual CPST que é de 916 MVA. Na hipótese do valor de 728 MVA 

como limite para condição normal de operação e para emergências, 

os resultados da tabela anterior mostram que no cenário 3 e na 

contingência de um dos circuitos de Furnas-Pimenta, o 

carregamento no circuito remanescente seria 795 MVA, ou seja, 

cerca de 9% acima desse novo limite. 


Foi analisada, ainda, outra forma de interligar as subestações Itutinga e Juiz 

de Fora. Trata-se de uma ligação em “loop” num dos circuitos entre Itutinga e 

Adrianópolis, passando por Juiz de Fora, seccionando uma das linhas 

Itutinga - Adrianópolis em dois novos trechos: Itutinga - Juiz de Fora e Juiz 

de Fora - Adrianópolis. Esta alternativa proporciona resultados semelhantes 

à anterior com relação às reduções nos carregamentos das linhas Furnas - 

Pimenta, L. C. Barreto - Jaguara e na malha de 138 kV da região da 

Mantiqueira de Minas Gerais. Mas essa configuração apresenta a 

desvantagem de aumentar o carregamento na transformação de Adrianópolis 

500/345 kV, para alguns cenários considerados. 

Finalmente, destaca-se que a presença das linhas Furnas - Pimenta C2 e 

Itutinga - Juiz de Fora contribuem para elevar o nível de curto circuito, 

principalmente nas subestações de Barbacena e Juiz de Fora 345 kV e Juiz 

de Fora 138 kV. Em análise preliminar, pode-se observar uma elevação no 

curto circuito de 24, 60 e 37% nesses barramentos, respectivamente. 

Ressalta-se que simulações mostraram que o nível de curto-circuito da 

subestação de Juiz de Fora 138 kV se encontra atualmente próximo do 

limite. 

g) A região Leste de Minas Gerais é atendida principalmente pelas 

transformações de Mesquita 500/230 kV – 3X400 MVA e Taquaril 

345/230 kV – 3X225 MVA, além de geração local da ordem de 500 MW de 

potência instalada nas usinas de G.Amorim, Salto Grande, Sá Carvalho e 

Porto Estrela. Na perda das LT 500 kV Neves - Vespasiano ou Vespasiano – 

Mesquita, o atendimento a essa área passa a ser feito pela transformação de 

Taquaril 345/230 kV e pela interligação com o Espírito Santo, através da LT 

230 kV Gov. Valadares - Mascarenhas. A conseqüência dessa contingência 

é o afundamento de tensão e a elevação dos carregamentos na malha de 

230 kV e na transformação de Taquaril. Atualmente, nessa condição é 

necessário efetuar cortes de carga para operação satisfatória do sistema. 

Em regime normal de operação não são esperados problemas para essa 

região. 

A partir de novembro de 2003 está prevista a entrada em operação da 

primeira máquina da usina de Aimorés (3x110 MW), localizada na 

interligação com o Espírito Santo próximo à subestação de Mascarenhas. 

Com a usina completa em abril de 2004, os problemas de carregamentos 

elevados e de afundamento de tensão na região leste serão 

significativamente minimizados. 

Entretanto, esse panorama será alterado com a troca da defasagem angular 

dos transformadores 230/138 kV-(2x150 MVA) da SE Mascarenhas que 

atualmente propicia fluxos adequados nessa interligação. A defasagem 

“nula”, pretendida pela Escelsa, teria o objetivo de minimizar os problemas 


de elevados carregamentos observados na transformação de Vitória 

345/138 kV-4x225 MVA após a entrada em operação da LT 345 kV Ouro 

Preto – Vitória e o adiamento da SE Areinha 345/138 kV. 

Os problemas de carregamentos elevados e afundamentos de tensão na 

malha 230 kV da região leste somente acontecem na contingência da LT 

500 kV Neves – Vespasiano - Mesquita, como dito anteriormente, e são mais 

severos para cenários onde os fluxos na interligação Norte/Sul ocorrem no 

sentido do Sudeste e com baixa geração de térmicas na área RJ/ES. Um 

outro fator agravante seria o baixo despacho das usinas dessa região. Foram 

então analisados duas condições de despacho, que estão mostradas na 

tabela 3.4.2-17. A tabela 3.4.2-18, seguinte, mostra o efeito da alteração da 

defasagem do TR de Mascarenhas nos carregamentos das linhas de 230 kV 

da região leste da Cemig. 

Tabela 3.4.2-17 – Cenários Considerados na Análise do Efeito da Defasagem do Trafo da SE Mascarenhas 

Descrição 

Cenários 

1 (2004) 2 (2006) 

Carga Escelsa 1.317 MW 1.384 MW 

Fluxo N-S (sentido SE) 610 MW 1.770 MW 

Fluxo O. Preto - Vitória 384 MW 426 MW 

UHE Aimorés 220 MW 220 MW 

Ger. região leste 80% 80% 

UTE Norte Fluminense 386 MW (50%) 386 MW (50%) 

UTE Macaé Merchant 0 0 


Tabela 3.4.2-18 – Carregamentos nas Linhas de 230 kV no Leste de Minas Gerais, em função da Defasagem 

do Trafo da SE Mascarenhas 

Perda da LT 500 kV 

Vespasiano - Mesquita 

Carregamentos em linhas de 230 kV 

e transformador da região Leste (%) 

TR Mascarenhas 

230/138 kV 

com –30 graus 

TR Mascarenhas 

230/138 kV 

com defasagem “Nula” 

L1 L2 L3 TR L1 L2 L3 TR 

Cenário 1 (2004) 

(1) Caso Base 69 69 64 66 87 84 79 84 

(2) Ger leste=50% 91 87 82 89 112 104 99 109 

(3) Ger leste=50% 

Aimorés=330 MW 83 80 75 80 101 94 90 98 

(4) Ger leste=70% 74 73 68 71 93 88 83 89 

Cenário 2 (2006) 

(5) Caso Base 77 77 71 74 96 92 87 92 

(6) Aimorés=330 MW 70 71 65 66 88 85 80 83 

(7) Ger leste e 

Aimorés = 50% 107 100 95 104 136 125 119 130 

(8) Ger leste=50% 102 96 91 99 125 116 110 121 

(9) Ger leste=50% 

Aimorés=330 MW 94 90 85 90 113 105 100 109 

(10) Ger leste=70% 85 83 77 81 104 98 93 100 

Legenda: L1: Taguaril – Itabira L2: Taquaril – B. Cocais L3: CSBM – B. Cocais TR: Transformação de Taquaril 

345/230 kV 

A tabela anterior mostra que, mesmo em cenários desfavoráveis para a 

região Leste, praticamente não há problemas de sobrecarga nas linhas, 

considerando a defasagem atual de (–30º). Somente nos casos 7 e 8, são 

observados carregamentos ligeiramente acima do nominal no cenário 2, mais 

severo que o cenário 1, sendo que esse apresenta fatores agravantes que 

são os despachos das usinas da região leste e a UHE Aimorés com 50% da 

capacidade instalada. 

Considerando a defasagem “nula” na transformação de Mascarenhas, os 

resultados observados são mais severos do que com a defasagem atual, 

principalmente quando se considera o despacho das usinas da região Leste 

inferior a 70%. No caso 10, onde o despacho das usinas da região é igual a 

70% e Aimorés está gerando 220 MW, os carregamentos estão praticamente 


no limite. Para cenários com despachos inferiores a esses valores poderão 

ocorrer carregamentos elevados nas linhas da malha 230 kV. Os casos 7, 8 e 

9 retratam essa situação. 

É importante ressaltar que nessa contingência do 500 kV, o afundamento de 

tensão na região é esperado mesmo nos casos em que os fluxos nas linhas 

não ultrapassam o limite de carregamento. Em geral essas tensões ficam 

abaixo de 1,0 pu podendo chegar a valores inferiores a 0.90 pu no eixo 

Ipatinga - Itabira no caso mais severo (caso 7). Com a defasagem “nula” na 

transformação de Mascarenhas, essa região poderá necessitar de um 

controle de tensão mais adequado e de recapacitação de vãos críticos de 

alguns trechos na malha 230 kV como, por exemplo, das linhas Taquaril - 

Itabira2 C1 e C2, Taquaril - Barão de Cocais2 e Barão de Cocais2 - CSBM. 

Destaca-se ainda que está prevista para o final do ano de 2006, no rio 

Jequitinhonha, a entrada em operação da usina hidráulica de Murta, com 

120 MW (3X40 MW), que se interligará no radial de 138 kV originado em 

Governador Valadares, na região Leste. A presença dessa usina reduzirá os 

carregamentos das linhas na malha de 230 kV da região Leste em cerca de 

7%. 

h) Está consignada em contrato de concessão da Aneel, com novos agentes 

concessionários de usinas licitadas em fins de 2002, a implantação de 

sistema de integração ao sistema interligado nacional. Esse sistema, 

segundo estudos de integração dos aproveitamentos hidrelétricos na região 

sudeste de Goiás, consiste de uma nova subestação denominada Cachoeira 

Alta II que irá se conectar à SE São Simão 500 kV em novembro de 2006. O 

sistema de integração ainda carece de solução definitiva. As usinas em 

questão são: Olho d’Água, Salto do Rio Verdinho, Caçu e Barra do Coqueiro, 

Salto e Itaguaçu esta ainda não licitada, que juntas (descontada Itaguaçu) 

perfazem 389 MW de capacidade instalada. Ressalta-se que, para 

cumprimento desse prazo, as obras desse sistema de integração de usinas 

deverão ser licitadas em breve, após o que deverá ser formalizada a 

solicitação de acesso à Rede Básica. 



3.4.3 Área São Paulo 

 


O sistema de transmissão que atende à área São Paulo é constituído 

principalmente, por três circuitos em 750 kV, circuitos em 500 kV, uma malha em 

440 kV, circuitos em 345 kV e pelo sistema em corrente contínua de 600 kV de uso 

exclusivo da UHE Itaipu 50 Hz. Algumas regiões são atendidas em tensão de 

230 kV. 

Os três circuitos de 750 kV provenientes da UHE Itaipu 60 Hz atendem à grande 

São Paulo pela transformação 750/345 kV de Tijuco Preto e se ligam ao sistema em 

500 kV que atende à área Rio de Janeiro pela transformação 750/500 kV de Tijuco 

Preto. Esses três circuitos em 750 kV são também ligados ao sistema Sul pela 

transformação 750/500 kV de Ivaiporã. 

Uma parte do sistema em 500 kV provém das usinas da bacia do Paranaíba e da 

UHE Marimbondo no rio Grande, atravessando o Estado de São Paulo até a 

subestação de Cachoeira Paulista. Nesse ponto interliga-se às linhas em 500 kV 

provenientes da subestação de Tijuco Preto. O sistema em 500 kV está ligado à 

malha de 440 kV pelas transformações de Água Vermelha e de Taubaté e ao 

sistema em 345 kV na subestação de Campinas. A malha de 440 kV, que atravessa 

toda essa área, tem origem nas usinas dos rios Paraná e Paranapanema, e atende 

aos centros de carga no interior do Estado, chegando até as subestações terminais 

de 440 kV de Embu Guaçu, Cabreúva e Santo Ângelo, próximas à capital São 

Paulo. 

O sistema em 345 kV provém das usinas do rio Grande, atende às cargas no 

interior nas regiões de Franca e Campinas e conecta-se ao sistema em 345 kV na 

grande São Paulo nas subestações de Guarulhos e Mogi. O sistema em corrente 

contínua de 600 kV, de uso restrito da usina de Itaipu 50 Hz tem seu terminal 

receptor na subestação de Ibiúna, por onde a potência dessa usina se interliga à 

malha em 345 kV. 

Os pontos de suprimento à distribuição na região metropolitana de São Paulo são 

interligados por uma malha de 345 kV receptora do sistema em 440 kV 

(subestações de Santo Ângelo e Embu Guaçu), do sistema em 345 kV, nas 

subestações de Guarulhos e Mogi, do sistema em 750 kV, na subestação de Tijuco 

Preto, do sistema em corrente contínua de Itaipu 50 Hz, na subestação de Ibiúna e, 

ainda mais recentemente, da interligação Sul – Sudeste entre Bateias e Ibiúna. 

Um sistema em 230 kV que tem origem na subestação de Assis 440/230 kV interliga 

usinas do rio Paranapanema aos centros de carga no interior, chegando até à SE 

Cabreúva 440/230 kV de onde partem linhas em 230 kV que, interligadas também 

pela transformação 345/230 kV de Anhangüera, atende ao centro de carga na 

capital. Esse sistema em 230 kV interliga-se com o sistema da região Sul do Brasil 

nas subestações de Assis e Chavantes. 


O Vale do Paraíba do Sul é atendido principalmente por um sistema em 230 kV que 

tem origem nas subestações de Mogi e Itapeti 345/230 kV, conecta-se ao sistema 

em 440 kV na subestação de Taubaté, passa por Aparecida e Santa Cabeça e 

segue em direção à área Rio de Janeiro até a subestação de Nilo Peçanha. 

Um sistema em 230 kV interligando as subestações 345/230 kV de Interlagos e 

Baixada, contando também com as usinas UHE Henry Borden (parte) e UTE 

Piratininga, atende cargas da capital e Baixada Santista. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área São Paulo 


máxima anual na área São Paulo no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.4.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área São Paulo 

Atual 2004 2005 2006 

Capacidade 

Instalada 

Capacidade 

Instalada 

UHE 

(MW) 

UTE 

(MW) 

17.076 17.076 17.076 17.076 

1.116 1.116 1.116 1.116 

Total 18.192 18.192 18.192 18.192 


Anual (MW) 

16.513 17.060 17.446 18.088 

Variação (%) +3,3% +2,2% +3,6% 

 


Nas simulações realizadas para a Área São Paulo, foram identificadas situações, 

em condições normais de operação, em que se verificam sobrecargas em linhas ou 

em equipamentos da Rede Básica e em transformadores de conexão entre a Rede 

Básica e os sistemas de distribuição. Para eliminar essas sobrecargas foi 

necessário restringir o despacho de usinas ou o intercâmbio inter-regional. 






• Com a entrada em operação das usinas térmicas do Rio de Janeiro foi 

verificado um elevado perfil de tensão, em regime normal de operação, com 


isco de sobretensões, no sistema de transmissão em 500 kV que atende às 

áreas São Paulo, Minas Gerais e Rio de Janeiro. Contribuem também para 

isso a implantação do 3º circuito da LT 500 kV Cachoeira Paulista - 

Adrianópolis, do 2º circuito da LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista e 

da LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo. Para alguns cenários de geração, a 

partir de 2004, existem problemas de controle de tensão apenas com os 

recursos existentes, não permitindo desta maneira, condições satisfatórias 

sem o desligamento de linhas de transmissão. Por outro lado, estudos de 

recomposição do sistema de 500 kV identificaram a necessidade de reatores 

adicionais que foram compatibilizados com as necessidades para controle de 

tensão. Assim, este PAR reforça a necessidade de instalação de reatores no 

sistema em 500 kV: 136 Mvar / 500 kV na SE Cachoeira Paulista e a 

substituição do reator 73 Mvar / 500 kV da SE Campinas por outro de 

136 Mvar, atualmente em análise pela Aneel. 

• Para cenários com despachos de geração elevados (88%) nas usinas ligadas 

ao sistema em 440 kV e alto carregamento nas linhas de transmissão em 

440 kV, verifica-se elevada queda de tensão entre os barramentos de 440 kV 

dessas usinas e os das subestações de Ribeirão Preto, Santa Bárbara, 

Sumaré, Bom Jardim e Cabreúva em regime normal de operação. Na 

contingência da LT Água Vermelha – Ribeirão Preto 440 kV, em carga 

pesada, são verificadas tensões inferiores a 0,90 pu no barramento de 

Ribeirão Preto já a partir do ano de 2004. Módulos para tornar manobráveis 

dois reatores 440 kV na SE Bauru (90 e 180 Mvar) e um na SE Araraquara 

(180 Mvar) estão previstos para entrar em operação em abril de 2004. 

• Para cenários de baixa geração nas usinas ligadas ao sistema em 440 kV foi 

verificado elevado perfil de tensão durante os períodos de carga leve e 

mínima nesse sistema. Para o controle da tensão em condições de carga 

mínima, é necessário desligar linhas de transmissão de 440 kV em função do 

esgotamento dos recursos de controle de tensão existentes na área. Para 

evitar esses desligamentos é necessário acrescentar compensação reativa 

indutiva em derivação no sistema em 440 kV. Por outro lado, estudos de 

recomposição desse sistema identificaram a necessidade de reatores 

adicionais que foram compatibilizados com as necessidades para controle de 

tensão. Assim são propostos dois reatores manobráveis em 440 kV: 

180 Mvar na SE Araraquara e 90 Mvar na SE Sumaré, cuja concessão está 

sendo analisada pela Aneel. 

• A conexão em derivação da SE Oeste 440/88 kV – 3 x 400 MVA está em 

desacordo com os Requisitos Mínimos dos Procedimentos de Rede. A partir 

da solicitação de acesso da CBA, para 130 MW no barramento de 88 kV da 

SE Oeste 440/88 kV, considerando-se o seccionamento de apenas um 

circuito da LT 440 kV Bauru – Embu Guaçu em Oeste, são verificadas 

tensões muito baixas na área quando da perda do circuito Oeste – Embu 


Guaçu, havendo risco de colapso de tensão com perda de cerca de 800 MW 

de carga. Como solução, propõe–se o seccionamento dos dois circuitos da 

LT 440 kV Bauru – Embu em Oeste, em análise pela Aneel. 

• O sistema em 230 kV que atende a área do Vale do Paraíba apresenta 

restrições de carregamentos de linhas de transmissão em condições de 

emergência entre Mogi e São José. Além disso, a perda da LT 230 kV 

Taubaté – Aparecida implica em níveis de tensão inadmissíveis em 

Aparecida e Santa Cabeça a partir de 2006. Como solução propõe-se a 

instalação de transformador 500/230 kV – 350 MVA na SE Cachoeira 

Paulista, construção da LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça, 

desativação da SE Itapeti 345/230 kV, além da implantação da SE Itapeti 

345/88 kV – 2x400 MVA e construção linha em 88 kV, de 15 km, estas não 

integrantes da Rede Básica, para permitir remanejamento de carga das SE 

São José dos Campos, Nordeste e Mogi. 


• Há superação da capacidade operativa da LT 230 kV Edgard de Souza – 

Pirituba quando da contingência de um dos circuitos e esgotamento da 

capacidade operativa nas transformações 230/88 kV das subestações 

Edgard de Souza e Pirituba em emergências, com risco de corte de carga na 

zona oeste da cidade de São Paulo. Essas restrições serão eliminadas após 

a implantação da SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA. Essa 

transformação, prevista para dezembro de 2004, está em fase de 

contratação e tem prazo estimado em 18 meses para entrada em operação 

após a assinatura do contrato. 

• Cabe observar também que em condições de elevados despachos em Itaipu 

50 e 60 Hz associados a altos fluxos do sistema Sul para o Sudeste, com 

menores despachos de geração nas usinas ligadas ao sistema em 440 kV, 

há sobrecarga no transformador 345/230 kV de Anhangüera Provisória já em 

condição normal de operação. A atual SE Anhangüera Provisória, construída 

em caráter emergencial, não tem condições de ampliação e não atende aos 

requisitos mínimos dos Procedimentos de Rede. Segundo informações da 

Cteep, essa subestação tem sido objeto de questionamentos dos órgãos de 

fiscalização ambiental do Estado de São Paulo devido ao nível de ruído 

provocado pelo transformador. A futura SE Anhangüera 345/230 – 500 MVA, 

proposta neste PAR, resolverá esse problema. 

• Existe o risco de corte de carga superior a 500 MW nas subestações Edgard 

de Souza e Pirituba e no consumidor CBA quando da perda de um dos dois 

transformadores de 750 MVA da subestação Cabreúva 440/230 kVA ou da 

perda do transformador 345/230 kV da SE Anhangüera Provisória. A obra 

prevista para a área é a implantação do terceiro transformador 440/230 kV – 


750 MVA na SE Cabreúva, já autorizado e com data de entrada em operação 

de julho de 2004. 

• Há superação da capacidade operativa no tronco em 500 kV entre Tijuco 

Preto e Cachoeira Paulista, principalmente na contingência da LT Tijuco 

Preto - Cachoeira Paulista 500 kV, em cenários de elevados recebimentos 

pelo Sudeste com baixa geração térmica e nuclear na área do Rio de 

Janeiro. Essa restrição é eliminada com a entrada em operação da LT 

500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista (circuito 2), já licitada, com 

previsão de entrada em operação em dezembro de 2004. 

• Há elevadas sobrecargas em emergências, em todas as condições de carga, 

nos transformadores 345/230 kV de Interlagos e de Baixada Santista e na LT 

230 kV Piratininga – Henry Borden, com despachos máximos nas UTEs 

Piratininga e Nova Piratininga e na UHE Henry Borden (230kV). Por outro 

lado, com essas térmicas fora de operação e com despacho mínimo na UHE 

Henry Borden (230 kV), também há superação de equipamentos em 

emergências no sistema em 230 kV. Esses problemas são solucionados com 

a entrada em operação do segundo transformador 345/230 kV – 500 MVA na 

SE Interlagos, já autorizado, em dezembro de 2003. 

• A elevação dos limites de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste 

acarreta também o aumento do fluxo através dos autotransformadores 

750/345 kV – 3 x 1.500 MVA da SE Tijuco Preto em condição normal de 

operação, fluxos esses próximos ao limite nominal e de até 140% na 

contingência de um de seus bancos. A solução é a instalação da quarta 

unidade 750/345kV – 1.500 MVA na SE Tijuco Preto já proposta no PAR 

2003-2005 e atualmente em análise pela Aneel. Devem-se observar os 

efeitos nessa subestação resultantes dos níveis de curto-circuito com a 

instalação do 4º banco, tendo em vista que o nível de curto monofásico no 

barramento de 345 kV (51 kA) é superior à capacidade dos disjuntores 

(50 kA). 

• A expansão da interligação Sul – Sudeste através da LT 500 kV Londrina – 

Assis – Araraquara acarreta a elevação dos fluxos nos sistemas derivados 

da SE Araraquara 500 kV, bem como na transformação da SE Campinas 

500/345 kV. Para fluxos do Sul para o Sudeste mais elevados (RSE = 

9000 MW), esta transformação pode atingir a capacidade nominal em regime 

normal ou apresentar sobrecarga na contingência da LT 500 kV Campinas – 

Cachoeira Paulista. A solução é a implantação, em conjunto com a nova 

interligação Sul – Sudeste, da duplicação da transformação 500/345 kV da 

SE Campinas, atualmente em análise pela Aneel. 

• Em condições de intercâmbios elevados do sistema Norte para o Sudeste 

(2.000 MW) e do Sudeste para o Sul (4.000 MW), combinados com 

despachos hidráulicos altos e térmicos e nucleares baixos no Sudeste, 


quando da perda de um dos circuitos da LT 500 kV Marimbondo – 

Araraquara, o carregamento no restante é superior ao seu nominal (7% em 

2004 a 32% em 2006). Essas linhas são limitadas em 1.559 MVA por seus 

equipamentos terminais. A troca desses equipamentos elevaria o limite para 

1.665 MVA, verificando-se nessa condição ainda fluxo 24% superior ao 

nominal em emergências. 

• Na condição de carga pesada, há a superação da capacidade operativa de 

linhas de transmissão de 230 kV na região do Vale do Paraíba entre Mogi e 

São José. A contingência de uma das linhas acarreta sobrecargas na 

remanescente com risco de corte de carga de até 120 MW. Com a instalação 

de transformador 500/230 kV – 350 MVA na SE Cachoeira Paulista, a 

construção da LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça e a 

desativação do transformador 345/230 kV de Itapeti, o sistema opera no 

limite em emergências, podendo ainda ocorrer carregamentos superiores 

aos nominais. A solução proposta pelo CCPE para a área é a implantação de 

transformação 345/88 kV – 2 x 400 MVA na SE Itapeti, prevista para além do 

período de análise deste PAR (2009), possibilitando a transferência de carga 

das SEs São José dos Campos, Nordeste e Mogi. 

• A SE Sul 345/88 kV – 4 x 400 MVA é atendida em 345 kV pelas SEs Embu e 

Baixada. O trecho de linha de Embu até o ponto de derivação para a SE Sul 

(Alto da Serra) possui capacidade de 896 MVA, inferior ao limite do trecho de 

Baixada até Sul (1.076 MVA). Assim, quando da perda do circuito Baixada – 

Sul há sobrecarga no trecho Embu – Sul (de 109% em 2004 a 112% em 

2006). Esse problema carece de solução estrutural. 

• A LT 345 kV circuito duplo Tijuco Preto – Itapeti irá apresentar 

carregamentos mais elevados, em condição normal de operação, quando da 

expansão da interligação Sul – Sudeste para cenários com elevados 

recebimentos pelo sistema Sudeste (RSE=9.000 MW) e despachos de 

geração térmica e nuclear elevados na área Rio de Janeiro. A perda de um 

dos circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti provoca elevada sobrecarga 

no circuito restante impondo restrição à operação e a otimização energética 

para intercâmbios entre as regiões Sul e Sudeste em cenários com Angra I e 

II despachadas, nos patamares de carga pesada com recebimento pelo 

Sudeste a partir de 5.900 MW e carga média com recebimento pelo Sudeste 

acima de 6.300 MW. Em um cenário de máximo recebimento pelo Sudeste, 

9000 MW, e despacho das usinas de Angra I e II mais as térmicas do Rio de 

Janeiro, o carregamento nesta linha de transmissão na emergência poderá 

chegar a 153% para o ano de 2006. Note-se que a presença do quarto banco 

de transformadores de Tijuco Preto 750 / 345 kV agrava o problema. A 

solução proposta é a construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, Tijuco 

Preto – Itapeti (C3 e C4) associada à substituição de disjuntores 345 kV e 

equipamentos associados em 8 “bays” em Itapeti e em 8 “bays” em Santo 


Ângelo, que estão sendo propostas neste PAR. Ressalta-se também a 

superação de disjuntores em T. Preto 345 kV cuja solução ainda está sendo 

analisada. 

• Existem restrições ao despacho pleno das UHEs Porto Primavera, 

Taquaruçu e Capivara em função de carregamentos acima do nominal, em 

condição normal e em emergências, nos transformadores 440/138 kV – 

150 MVA de Capivara e 440/230 kV – 336 MVA de Assis e, em emergências, 

nas linhas em 440 kV Taquaruçu – Capivara, Capivara – Assis e Assis – 

Bauru. As restrições nos transformadores são solucionadas com a entrada 

em operação do segundo transformador 440/230 kV – 336 MVA de Assis 

(data estimada, dezembro de 2004) e da substituição do transformador 

440/138 kV – 150 MVA de Capivara por outro de 300 MVA (junho de 2006). 

As restrições em linhas de transmissão em 440 kV são provocadas por seus 

equipamentos terminais e serão solucionadas com a troca da relação dos 

TCs de 1500 A para 3000 A, que está sendo providenciada pela Cteep para 

o 2º semestre de 2003. Com essa troca a limitação dessas linhas passará a 

ser de 2000 A. 

• Há esgotamento da capacidade operativa da LT Guarulhos – Nordeste 

345 kV, na contingência da LT Mogi – Nordeste 345 kV e vice-versa, por 

restrição de equipamentos terminais nos patamares de carga pesada. A 

solução proposta é a construção de nova LT 345 kV Itapeti – Nordeste, 

circuito duplo, com lançamento de um circuito. 





nas SEs Cabreúva 440 kV e 230 kV, Jupiá 440 kV, Ilha Solteira 440 kV, 

Embu Guaçu 345 kV, Santo Ângelo 345 kV, Xavantes 345 kV, Milton 

Fornasaro 345 kV, Tijuco Preto 345 kV, Guarulhos 345 kV, Mogi 345 kV, 

Henry Borden 230 kV, Interlagos 230 kV, Baixada Santista 230 kV, Edgard 

de Souza 230 kV, Mogi 230 kV e São José dos Campos 230 kV. Estudos 

detalhados deverão confirmar o diagnóstico e detalhar as medidas a serem 

adotadas. Foram identificados, ainda, potenciais problemas de superação de 

disjuntores fora da Rede Básica nas SEs Botucatu, Jupiá, Santa Bárbara, 

Henry Borden, Baixada Santista A, Oeste, Pirituba, e Piratininga. 

Ressalta-se a SE Tijuco Preto, cujo setor de 345 kV conta com seis 

disjuntores de 40 kA e trinta de 50 kA, na qual a corrente calculada de curto 

circuito monofásico evolui dos atuais 41,5 kA para 51 kA, após a entrada em 

operação do 4º banco de autotransformadores 750/345 kV. Nessa 


subestação estão instaladas sete chaves seccionadoras de 40 kA, que já se 

encontram superadas. 

Da mesma forma, estudos detalhados já realizados [23] indicam que o 

disjuntor 345 kV da SE Guarulhos na saída para Nordeste já se encontra 

superado atualmente. Esse disjuntor tem capacidade de interrupção (16 kA) 

inferior aos demais da subestação. 


• A perda dos dois circuitos da LT 345 kV Interlagos – Xavantes, circuito 

duplo, provoca o desligamento de cerca de 1.700 MW de carga, inclusive no 

centro da cidade de São Paulo. A propagação desse defeito poderá levar a 

um corte total de cerca de 3.500 MW. Na indisponibilidade permanente 

desses dois circuitos, os cortes atingiriam cerca de 1.900 MW na carga 

pesada, 1.400 MW na média e 370 MW na leve. A desativação da SE 

Anhangüera Provisória com a transferência do seu transformador para a 

nova SE Anhangüera e a instalação nessa subestação de conexões para a 

LT 345 kV, circuito duplo Milton Fornasaro – Anhangüera (existente) de 

forma a possibilitar fechamento do anel na nova SE Anhangüera, evita as 

conseqüências da perda dos dois circuitos da LT 345 kV Interlagos – 

Xavantes. 

• Outra ressalva é quanto à situação de perda múltipla de circuitos duplos de 

440 kV que restringe o despacho de geração. Essa condição será alterada, 

significativamente, com a implantação da LT 500 kV Londrina – Assis – 

Araraquara que melhora o acoplamento entre as redes de 440 e 500 kV 

permitindo ainda a elevação de limites de transmissão entre essas regiões. 


• Na área São Paulo verificam-se que cinco subestações – Botucatu, 

Jurumirim, Campinas, Bom jardim e Cabreúva - apresentam superação da 

capacidade operativa de suas unidades transformadoras em regime normal 

de operação. Outras 26 subestações apresentam superação da capacidade 

operativa no caso de contingência de uma de suas unidades ou de linhas de 

transmissão ou transformadores da região. 

• O eventual atraso na implantação da SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 

400 MVA, prevista para dezembro de 2004, agrava as sobrecargas em 

emergências nas SEs 230/88 kV Edgard de Souza e Pirituba e na LT 230 kV 

Edgard de Souza – Pirituba, aumentando as restrições ao atendimento das 

cargas na zona oeste da cidade de São Paulo. 

• Existe o risco de cortes de carga nas áreas de Capão Bonito e Jurumirim 

quando da perda da LT 230 kV Botucatu – Capão Bonito. Nessas condições 

há superação das capacidades nominais da LT 138 kV, circuito duplo, 

Jurumirim – Capão Bonito e dos transformadores 230/138 kV de Jurumirim e 


Botucatu. Esses transformadores já operam acima do nominal em condição 

normal. As obras propostas para a área são a substituição dos 

transformadores 230/138 kV de Botucatu de 75 MVA por outros de 150 MVA 

(dois em dezembro de 2004 e um em dezembro de 2006), a instalação do 

terceiro transformador 230/138 kV – 75 MVA em Jurumirim em dezembro de 

2004, a implantação de transformação 230/138 kV – 180 MVA na SE Itararé 

II em dezembro de 2005 e a recapacitação da LT 138 kV, circuito duplo, 

Jurumirim – Capão Bonito (Itaí) em dezembro de 2004. 

• Com respeito à solução apontada para atendimento à área Mato Grosso do 

Sul, com a construção da LT 230 kV P. Primavera – Dourados, pode-se 

mencionar preliminarmente que essa instalação poderá minimizar/evitar corte 

de geração na usina de Rosana por sobrecarga inadmissível na LT 138 kV 

Rosana – P. Primavera – Ivinhema, quando da perda da LT 138 kV Rosana – 

Loanda. 


• Há restrições ao despacho das UTEs Piratininga e Nova Piratininga e da 

UHE Henry Borden (230 kV), em todos os patamares de carga, devido a 

elevadas sobrecargas no transformador 345/230 kV – 500 MVA de Baixada 

Santista e na LT 230 kV Piratininga – Henry Borden, quando da perda do 

transformador 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos e elevadas sobrecargas 

no transformador 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos quando das perdas 

do transformador 345/230 kV – 500 MVA de Baixada Santista ou da LT 

230 kV Piratininga – Henry Borden. Essas restrições são reduzidas 

substancialmente após e entrada em operação do segundo transformador 

345/230 kV – 500 MVA em Interlagos prevista para dezembro de 2003, 

restando alguma restrição em carga leve, e eliminadas após a energização 

da SE Piratininga II 230/88 kV – 3 x 150 MVA, prevista para dezembro de 

2004. 

 



Tabela 3.4.3-2 – Principais Obras propostas para a área São Paulo ainda sem concessão 


LT 345 kV Itapeti – Mogi: substituição de equipamentos terminais 

em Mogi 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 



SE Anhangüera (nova): desativação da SE Anhangüera 

Provisória com transformador 345/230 kV – 500 MVA para a SE 

Anhangüera e instalação das conexões em 345 kV para a LT 

345 kV Milton Fornasaro – Anhangüera CD, além de conexões 

em 230 kV para seccionamento da LT 230 kV Edgard de Souza – 

Centro C1/C2 

SE Araraquara: reator manobrável 440 kV / 180 Mvar 

SE Assis: segundo banco de autotransformadores 440/230 kV – 

336 MVA 

SE Cachoeira Paulista: reator manobrável 500 kV / 136 Mvar 

SE Edgard de Souza: substituição de disjuntores e equipamentos 

de 3 “bays” 230 kV (obra associada ao terceiro banco de 

autotransformadores 440/230 kV – 750 MVA de Cabreúva) 

SE Oeste: seccionamento dos dois circuitos da LT 440 kV Bauru 

- Embu 

SE Sumaré: reator manobrável 440 kV / 90 Mvar 

SE Tijuco Preto: quarto banco de autotransformadores 

750/345 kV – 1500 MVA 

SE Tijuco Preto: substituição de seis disjuntores 345 kV e sete 

chaves seccionadoras 345 kV (1) 

SE Guarulhos: substituição de um disjuntor 345 kV (na saída 

para Nordeste) (1) 

LT 230 kV Porto Primavera - Dourados 

SE Porto Primavera: banco de autotransformadores 440/230 kV 

– 450 MVA (associado à LT 230 kV Porto Primavera – Dourados) 

LT 345 kV Itapeti - Nordeste CD (C1) 

LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti CD (C3 e C4) 

LT 500 kV Londrina – Assis - Araraquara 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

JUN/2004 

JUN/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 



SE Assis (nova): banco de autotransformadores 500/440 kV – 

1500 MVA e fase reserva (associado à LT 500 kV Londrina – 

Assis – Araraquara) 

SE Campinas: 2 o banco de autotransformadores 500/345 kV – 

560 MVA 

SE Itapeti: substituição de disjuntores 345 kV e equipamentos 

associados em 8 “bays” (obra associada às LTs 345 kV CD 

Tijuco Preto – Itapeti e Itapeti – Nordeste) 

SE Santo Ângelo: substituição de disjuntores 345 kV e 

equipamentos associados em 8 “bays” (obra associada às LTs 

345 kV CD Tijuco Preto – Itapeti e Itapeti – Nordeste) 

LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça 

SE Cachoeira Paulista: banco de autotransformadores 

500/230 kV– 350 MVA 

DATA DE 

NECESSIDADE 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2005 

DEZ/2005 

Obs: A superação de disjuntores em T. Preto 345 kV e Guarulhos poderá estar associada à necessidade de troca de outros 

equipamentos – estudo não concluído. 


• Os Agentes de distribuição do Estado de São Paulo devem avaliar a 

possibilidade de desligar uma parcela dos capacitores instalados na sub 

transmissão nos períodos de carga leve e mínima, de forma a minimizar a 

necessidade de desligamentos de linhas de transmissão para controle de 

reativos. 

• Continuar a fazer gestões junto à Aneel no sentido de viabilizar alternativas 

para o equacionamento da implantação dos reforços vinculados às 

resoluções 433/00 e 489/02, em especial na área São Paulo (ONS) 

• Avaliar as soluções para os problemas de sobrecarga na LT 345 kV Embu – 

Sul em condições de contingência na LT 345 kV Baixada - Sul (CCPE/ONS). 

• Viabilizar a implantação da SE Itapeti 345/88 kV – 2x400 MVA (Bandeirante). 

• Analisar a viabilidade de recapacitar as LT 230 kV Chavantes – Botucatu C1 

(Cteep). 

• Finalizar os estudos referentes à superação de disjuntores na SE T. Preto 

345 kV e na SE Guarulhos 345 kV (ONS/Furnas) 


• Efetivar a troca de relação de TCs prevista para o 2º semestre de 2003 nas 

linhas de 440 kV do Pontal do Paranapanema. (Cteep/ETEO) 

• Consolidar estudo da aplicação de dispositivos limitadores de curto circuito 

na área São Paulo indicando a eventual necessidade de substituição de 

equipamentos. (Cteep/ONS) 


item 6.3 



2006 

• A análise das condições de desempenho do sistema de transmissão 

responsável pelo atendimento à área São Paulo levou em conta as usinas 

termelétricas, previstas no PPT, que possuem pareceres de acesso à Rede 

Básica expedido pelo ONS. Assim, foram consideradas as usinas 

termelétricas - Nova Piratininga (400 MW) e Três Lagoas (240 MW), além da 

14ª unidade (110 MW) na UHE Porto Primavera. 

Sistema em 750 kV 

• Os autotransformadores 750/345 kV – 3 x 1.500 MVA de Tijuco Preto 

operam no limite em condição normal, no ano 2004, para FSE (fluxo nas três 

LTs 750 kV Ivaiporã – Itaberá) da ordem de 7.100 MW em carga pesada e de 

7.200 MW em carga média. Nessas condições estão despachadas as usinas 

Angra 1 e 2, termelétricas em São Paulo (Piratininga e Nova Piratininga, em 

um total de 145 MW) e no Rio de Janeiro (Santa Cruz, Termorio e Norte 

Fluminense, em um total de 647 MW). As usinas Eletrobolt e Macaé estão 

desligadas. O despacho na UHE Itaipu 60 Hz é de 6.300 MW em ambas as 

condições de carga. Nessas mesmas condições, quando da perda de uma 

unidade 750/345 kV de Tijuco Preto, as restantes apresentam sobrecargas 

de 41% em carga pesada e 42% em carga média. 

Os limites de intercâmbio do Sul para o Sudeste, após a entrada em 

operação da LT 525 kV circuito duplo Bateias – Ibiúna, implicam em um FSE 

máximo estimado na faixa de 7.300 a 7.500 MW em 2004. Dessa forma, o 

carregamento das unidades transformadoras 750/345 kV de Tijuco Preto em 

condições de emergência impõe alguma restrição ao intercâmbio do sistema 

Sul para o Sudeste. É importante observar que: 

- com a ampliação da interligação Sul – Sudeste após a construção da 

LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara e do autotransformador 

500/440 kV-1500 MVA em Assis, nas mesmas condições descritas 

acima, os carregamentos nos três autotransformadores 750/345 kV 

de Tijuco Preto em carga pesada, em 2006, são reduzidos a 90% em 

condição normal de operação e 126% quando da perda de uma 

unidade. Nessas condições, o fluxo pelas três LTs 750 kV Ivaiporã – 

Itaberá (FSE) é de 6.900 MW e o despacho de geração na área do 

RJ/ES da ordem 905 MW; 

- a sobrecarga na transformação 750/345 kV de Tijuco Preto em 

emergência pode ser reduzida com redespacho de geração no 

sistema Sudeste para permitir a diminuição da geração na UHE 

Itaipu 60 Hz. Para geração em Itaipu de 60 Hz correspondente a 8, 7 

e 6 máquinas (5.600 MW, 4.900 MW e 4.200 MW respectivamente), 


as sobrecargas são de 28%, 15% e 3%, no ano 2004 em carga 

pesada; e 

- geração térmica adicional à já referida na área Rio de Janeiro, 

acarreta a diminuição do fluxo pelos autotransformadores 

750/500 kV de Tijuco Preto e o conseqüente aumento no 

carregamento da transformação 750/345 kV que, dependendo dos 

novos montantes de geração e do FSE, podem apresentar 

sobrecarga em condição normal de operação. 


• Os autotransformadores 440/500 kV – 717 MVA e 750 MVA de Água 

Vermelha poderão apresentar carregamentos elevados em condição normal 

de operação e sobrecargas em emergência das LTs 440 kV Água Vermelha 

– Ribeirão Preto e Água Vermelha – Araraquara e em um dos dois 

autotransformadores 440/500 kV, que é a pior condição. 

Os valores das sobrecargas em emergências dependem de: 

- diferença entre os despachos de geração nas usinas das bacias dos 

rios Paraná, Tietê e Paranapanema em relação aos das bacias dos 

rios Paranaíba e Grande; e 

- sentido e valor dos intercâmbios entre as regiões Sul, Sudeste e 

Norte / Nordeste. 

Tabela 3.4.3-3 – Carregamento nos Autotransformadores 500/440 kV de Água Vermelha 

Ano 

Paraná + 

Paranap 

+ Tietê 

Grande+ 

Paranaíba 

UTE 

SP+ 

RJ 

RSE 

SE p/ N 

Mir-Col 

Norma l (1) 

Emergência 

(1) 

Observações 

MW MW MW MW MW MVA % MVA % 

2004 9.372 10.300 876 6.800 1.800 554 77,3 1.000 139,5 

2005 9.419 10.559 1.941 6.800 1.800 490 68,3 882 123,0 

S/ LT Itumb.- 

Marimb. 500 kV 

C/ LT Itumb.- 



Ano 

Paraná + 

Paranap 

+ Tietê 

Grande+ 

Paranaíba 

UTE 

SP+ 

RJ 

RSE 

SE p/ N 

Mir-Col 

Norma l (1) 

Emergência 

(1) 

Observações 


9.495 10.818 1.564 6.800 1.800 429 59,8 772 107,7 

C/ P.Primavera 

9.495 10.818 1.564 6.800 1.800 418 58,3 752 104,9 

440/230 e LT 

230 kV 

2006 

p/Dourados 

C/ LT P Prim - 

9.495 10.818 1.564 6.800 1.800 336 46,9 597 83,3 

C/ LT Itumb.- 


Dourados e 

Londr-Assis- 

Araraq 

9.273 7.403 2.482 9.200 2.000 691 96,4 1.230 171,5 Idem 

9.273 7.403 708 9.200 400 470 65,6 839 117,0 Idem 

1) Percentuais calculados para a unidade de 717 MVA. Fluxos na transformação 440/500 kV de Água Vermelha sempre do 

sistema 440 para o 500 kV 

Em situações de fluxos do sistema Sul para o Sudeste (RSE=6.800 MW) e 

do Sudeste para o Norte/Nordeste (1.800 MW de Miracema para Colinas), 

com despachos de geração de 88% nas usinas dos rios Paraná e 

Paranapanema e de cerca de 75% no Grande e 72% no Paranaíba, o fluxo 

nos transformadores 440/500 kV de Água Vermelha é no sentido do sistema 

440 kV para o 500 kV. Nessas condições, quando da perda de um dos dois 

autotransformadores 440/500 kV de Água Vermelha o fluxo no restante 

(unidade de 717 MVA) é de 1.000 MVA / 139,5% em 2004, 882 MVA / 

123,0% em 2005 e de 597 MVA / 83,3% em 2006. A presença da LT 500 kV 

Itumbiara – Marimbondo em 2005 e da interligação em 500 kV Londrina – 

Assis – Araraquara, em 2006, contribuem para a diminuição desse fluxo de 

Água Vermelha. 

Para despachos de geração menores nos rios Grande (59%) e Paranaíba 

(44%), combinados com um fluxo maior do sistema Sul para o Sudeste (RSE 

= 9.200 MW), poderão ocorrer sobrecargas elevadas no autotransformador 

de 717 MVA quando da perda da outra unidade, cerca de 117,0% no ano 

2006. Nessa última condição, com fluxo de 2.000 MW de Miracema para 

Colinas, o carregamento nas unidades de Água Vermelha já é elevado em 

condição normal de operação (2 x 691 MVA). 


Tabela 3.4.3-4 - Carregamento nos Autotransformadores 500/440 kV de Água Vermelha com Despachos 

Reduzidos no Paranaíba e no Grande 

Ano 

Paraná 

+ 

Parana 

p.+ 

Tietê 

Grand 

e + 

Paran 

aíba 

UTE 

SP+RJ 

RSE 

SE p/ N 

Mir-Col 

Norma l (1) 

Emergência 

(1) 

Observações 


2004 5.732 7.504 4.770 2.700 2.000 505 70,4 905 126,2 

5.967 7.791 5.270 3.700 1.500 483 67,4 866 120,8 

S/ Itumb. – 


Com P.Prim 

440/230 

Com P Prim 

2006 

5.967 7.791 5.270 3.700 1.500 462 64,4 822 114,6 

6.910 7.791 5.270 2.700 1.500 414 57,7 743 103,6 

440/230 e Londr- 

Assis-Araraq 

Com P Prim 

440/230 

6.910 7.791 5.270 2.700 1.500 403 56,2 717 100,0 

Com P Prim 

440/230 e Londr- 

Assis-Araraq 

(1) Percentuais calculados para a unidade de 717 MVA. Fluxos na transformação 440/500 kV de Água Vermelha sempre do 

sistema 500 para o 440 kV. 

Em situações de intercâmbios do sistema Norte/Nordeste para o Sudeste (da 

ordem de 2000 MW) e do Sudeste para o Sul, com despachos de geração 

relativamente baixos no Sudeste, maiores no Paranaíba (70%) do que no 

Grande (35%) e Paraná (60%), os fluxos nos autotransformadores 

440/500 kV de Água Vermelha são no sentido do sistema em 500 kV para o 

440 kV. Quando da perda de um AT há sobrecarga no restante: fluxos de 

905 MVA / 126,2% em 2004 e 822 MVA / 114,6% em 2006 na unidade de 

717 MVA. Nessas condições, a presença da interligação em 500 kV Londrina 

– Assis – Araraquara contribui para a diminuição no carregamento dessaa 

transformação. Para um maior despacho de geração no Paraná (73%) o fluxo 

na unidade de 717 MVA, quando da emergência do outro banco, é reduzido 

para 100,0% em 2006. 


• Em situações com elevados intercâmbios do sistema Norte para o Sudeste 

(cerca de 2.000 MW de Gurupi para Serra da Mesa) e do sistema Sudeste 

para o Sul (RSUL = 4.000 MW), despacho hidráulico elevado no Sudeste 

(cerca de 80% nos rios Grande, Paranaíba, Paraná, Tietê e Paranapanema) 

e baixos despachos de geração térmica e nuclear (apenas Angra 1 em 

operação), há elevados fluxos através do sistema em 500 kV em condição 

normal de operação, e restrições no sistema em emergências: 

- na perda da LT 500 kV Araraquara – Poços é superado o limite da 

LT 500 kV Araraquara – Campinas (limite do CPST = 1.732 MVA) 

em 2005 (fluxo de 1.818 MVA / 105%). Em 2006, com a entrada da 

interligação em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, esse 

carregamento cai ao limite da linha (fluxo de 1.713 MVA/ 99%) nessa 

emergência; 

- na perda da LT 500 kV Araraquara – Campinas, a LT 500 kV 

Araraquara – Poços (limite do CPST = 1.732 MVA) opera no limite 

em 2005 (fluxo de 1.701 MVA / 98%). Em 2006, com a entrada da 

interligação em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, o fluxo nessa 

emergência é menor (1.500 MVA/ 87%); e 

- na perda de uma das duas LTs 500 kV Araraquara – Marimbondo há 

superação da capacidade operativa (CPST) no circuito restante 

(1.673 MVA / 107% em 2004, 1.857 MVA / 119% em 2005 e 

2.058 MVA / 132% em 2006). Esse carregamento é agravado com a 

presença da interligação em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara. 

No ano 2006, considerando-se a redução no intercâmbio do sistema 

Norte para o Sudeste e nas gerações no sistema Sudeste, o circuito 

remanescente opera no limite para fluxos do sistema Sudeste para o 

Sul da ordem de RSUL = 2.000 MW atingindo valores da ordem de 

1.539 MVA / 99%. Os dois circuitos da LT 500 kV Araraquara – 

Marimbondo estão limitados a 1.800 A / 1.559 MVA por seus 

equipamentos terminais. A troca desses equipamentos eleva o limite 

para 1.665 MVA. 

• A perda da LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista provoca a 

superação dos limites operativos na LT 500 kV Cachoeira Paulista – 

Taubaté, devido a problemas de superação de equipamentos terminais em 

Taubaté. O desempenho do sistema é adequado após a entrada em 

operação da segunda LT 500 kV Tijuco Preto – Cachoeira Paulista, licitada 

pela Aneel para a Cachoeira Paulista Transmissora de Energia Ltda., 

prevista para entrar em operação em dezembro de 2004. 


• A LT 440 kV Capivara – Assis opera, em condição normal, durante todo o 

período 2004-2006, com carregamento próximo ao seu limite (1.143 MVA), 


podendo este ser ultrapassado dependendo do despacho de geração na 

área e do fluxo entre os sistemas Sudeste e Sul. Quando da perda da LT 

440 kV Taquaruçu – Assis esse limite de carregamento da LT Capivara – 

Assis é excedido em cerca de 40%. Nessa emergência, poderá ser também 

excedido o limite da LT 440 kV Taquaruçu – Capivara (1.143 MVA). Essas 

condições podem ser agravadas para despachos superiores ao considerado 

de 88% nas usinas dessa área, ou no caso da motorização da UHE Porto 

Primavera acima de 14 máquinas. Esse problema poderá ser solucionado 

com a adequação dos equipamentos terminais dessas LTs 440 kV 

Taquaruçu – Capivara e Capivara - Assis. 

• No período anterior à entrada em operação da interligação em 500 kV 

Londrina – Assis – Araraquara, o limite da LT 440 kV Assis – Bauru 

(1.143 MVA) poderá ser excedido quando da perda da LT 440 kV Assis - 

Sumaré em situações de despachos de geração elevados nas usinas da área 

(88%) e dependendo do fluxo do sistema Sul para o Sudeste. Os fluxos 

verificados nessa emergência são de 114% em 2004, 106% em 2005 e 77% 

em 2006. 

• O autotransformador 440/230 kV de 336 MVA da subestação de Assis opera 

próximo ao seu limite em condição normal para despachos de geração de 

88% nas usinas da área do pontal do Paranapaneme e para fluxos 

superiores a 1.400 MW do Sudeste para o Sul. Na contingência da LT 

440 kV Assis – Bauru, esse transformador fica submetido a sobrecargas 

inadmissíveis da ordem de 50%, estando a usina Porto Primavera com 14 

máquinas despachadas. Considerando-se, adicionalmente, a medida 

operativa de abertura do barramento 230 kV isolando – se a transformação 

440/230 kV de Assis e a LT 230 kV Maringá – Assis das demais linhas, o 

fluxo pelo transformador é reduzido a valores aceitáveis. Mas, nessa nova 

condição, o fluxo pela LT 230 kV Maringá – Assis é superior ao máximo 

admissível. A perda da LT 440 kV Assis – Bauru é a emergência mais severa 

para o autotransformador 440/230 kV de Assis, mas, no entanto, há outras 

que levam esse equipamento a sobrecargas, como a perda da LT 440 kV 

Assis – Sumaré ou a contingência da LT 500 kV Ivaiporã – Londrina. Essa 

situação deverá ser agravada na eventual motorização da UHE Porto 

Primavera além da décima quarta máquina. Essas condições verificadas 

apontam para a instalação do segundo autotransformador 440/230 kV de 

336 MVA em Assis que eliminaria esse problema. 

Observa-se que com duas unidades 440/230 kV em Assis podem ocorrer 

carregamentos superiores aos nominais nesses equipamentos, em 

emergências para despachos elevados nas usinas da área (88%) e fluxos do 

sistema Sudeste para o Sul (RSUL superior a 1.300 MW). A ampliação da 

interligação Sul – Sudeste mediante a construção da LT 500 kV Londrina – 

Assis – Araraquara (figura a seguir) e autotransformador 500/440 kV de 


1.500 MVA em Assis reduzem o carregamento na transformação 440/230 kV 

de Assis, eliminando os problemas indicados. 

Figura 3.4.3-1 – Interligação S/SE em 500 kV Londrina – Assis – Araraquara 

Itumbiara 

Água Vermelha 

Marimbondo 

Araraquara 

Poços de Caldas Itajubá C. Paulista 

Araraquara 

G 

Bauru 

Campinas 

I. Solteira 

S. Ângelo 

S. Barbara 

2 I. Solteira 2 

Embu Guaçu 

2 

Jupia 

2 Cabreúva 

M. Mirim III 

Oeste 

Taubaté 

Capivara 

Londrina 

Assis 

Ibiúna 

Tijuco Preto 

Batéias 

Legenda 

765 kV 

440 kV 

500 kV 345 kV 

230 kV 

Itaberá 

• A SE Oeste 440/88 kV – 3 x 400 MVA é atualmente atendida em “tap” da LT 

440 kV, circuito duplo, Bauru – Embu. Essa configuração não está de acordo 

com os Procedimentos de Rede. No PAR 2003-2005 foi proposto o 

seccionamento dos dois circuitos da LT 440 kV Bauru – Embu na SE Oeste. 

Com o seccionamento dos dois circuitos há aumento na potência de curto – 

circuito trifásico no barramento de 88 kV de Oeste de 24,3 kA para 30,1 kA, 

atingindo 96% da capacidade dos disjuntores (31,5 kA). Com o 

seccionamento de apenas um circuito o nível de curto – circuito no 88 kV 

(24,3 kA) é cerca de 77% da capacidade dos disjuntores e o desempenho do 

sistema é adequado, notando-se que, na perda da LT 440 kV Oeste – Embu, 

na condição de carga pesada de 2006, é verificada tensão de 0,909 no 

barramento de 440 kV de Oeste. A tensão no barramento de 88 kV é 

adequada. 

A partir da solicitação de acesso da CBA para uma carga de 129,5 MW no 

barramento de 88 kV de Oeste, considerando-se o seccionamento de apenas 

um circuito da LT 440 kV Bauru – Embu em Oeste, quando da perda da LT 

440 kV Oeste – Embu, são verificadas tensões inferiores a 0,900 pu no 


arramento de 440 kV da SE Oeste: 0,912 pu em 2004, 0,890 pu em 2005 e 

0,858 pu em 2006, em carga pesada. O desempenho do sistema é sempre 

adequado quando se considera o seccionamento dos dois circuitos Bauru – 

Embu em Oeste. 

• A CBA solicitou acesso para ampliação de sua unidade industrial a partir de 

2002. De uma importação total de 530 MW, na ponta e fora de ponta, 

400,5 MW são supridos em 230 kV a partir da SE Cabreúva. Os demais 

129,5 MW são atendidos em 88 kV a partir da SE Oeste. 

O aumento de carga solicitado pela CBA, associado ao atraso na 

implantação da nova SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA, esgotou a 

capacidade do sistema em 230 kV na região da cidade de São Paulo. 

Em 2004, na carga pesada, em condições de despacho de geração elevados 

no sistema em 440 kV (cerca de 88%), o carregamento na transformação 

440/230 kV – 2 x 750 MVA de Cabreúva é alto em condição normal de 

operação (88%). Quando da perda de uma de suas unidades há elevada 

sobrecarga na restante (62%). Transferindo-se carga da CBA do sistema em 

230 kV para o de 88 kV até um montante total de 294,4 MW e cortando-se o 

restante, o carregamento na unidade remanescente de Cabreúva é ainda de 

117%, mostrando a necessidade de cortes de carga adicionais na cidade de 

São Paulo para reduzir esse valor ao nominal. 

Em 2004, em outro cenário de geração, com despacho hidráulico mais baixo 

no Sudeste, geração térmica alta no Rio de Janeiro e em São Paulo, com 

Angra 2 despachada e fluxo do sistema Sul para o Sudeste, mais solicitante 

para a SE Anhangüera Provisória 345/230 kV – 500 MVA, na carga pesada, 

há sobrecarga nessa subestação já em condição normal de operação (9%) e 

quando da perda de um transformador 440/230 kV em Cabreúva (26%). Na 

perda de uma unidade em Cabreúva há também sobrecarga na restante 

(39%). Mesmo transferindo-se para o 88 kV todo o montante de carga da 

CBA possível de ser atendido por esse sistema (294,4 MW) e cortando-se o 

restante da carga da CBA, permanece sobrecarga de 6% na transformação 

de Anhangüera Provisória quando da perda de um transformador 440/230 de 

Cabreúva, indicando a necessidade de cortes de carga adicionais na cidade 

de São Paulo para reduzir o carregamento ao seu valor nominal. 

A instalação do terceiro autotransformador 440/230 kV – 750 MVA e obras 

associadas na SE Cabreúva foi autorizada pela Aneel à Cteep com prazo 

previsto para 31/07/2004. Mesmo após a implantação desse reforço, 

permanece a sobrecarga em condição normal de operação no transformador 

345/230 kV – 500 MVA de Anhangüera Provisória (fluxo de 103%). Após a 

entrada em operação da nova SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA, 

prevista para dezembro de 2004, o desempenho do sistema é adequado. 


Na carga pesada de junho de 2006 o transformador 345/230 kV – 500 MVA 

de Anhangüera Provisória tem carregamento elevado em condição normal 

(95%) e opera no limite (100%) quando da perda de um transformador 

440/230 kV de Cabreúva. 

• A partir de 2006 está prevista a instalação de uma novo eixo para 

atendimento à área do Mato Grosso do Sul, com a instalação de um banco 

de autotransformadores 440/230 kV – 450 MVA na SE Porto Primavera e a 

construção de uma LT 230 kV, circuito simples, entre Porto Primavera e 

Dourados (ver item 3.5.3 – área de Mato Grosso do Sul). 


• A perda de um dos dois circuitos da LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti (2 x 

1.076 MVA) provoca sobrecarga no circuito remanescente em situações com 

Angra 1 e 2 em operação e com fluxos do sistema Sul para o Sudeste. Em 

2004, para recebimentos pelo Sudeste de cerca de 6.800 MW, o circuito 

restante opera no limite sem Angra 2 e há sobrecargas de 8% em carga 

pesada e 11% em carga média, com Angra 2 despachada. Para maiores 

valores do recebimento pelo Sudeste essas sobrecargas em emergências 

atingem valores mais elevados (para recebimentos da ordem de 9.300 MW, 

48% em carga pesada em 2004 e 35% em 2006). Dessa forma, esse 

problema poderá restringir a operação e a otimização do sistema, 

considerando que as condições de fluxo e despacho de geração 

mencionados podem ocorrer com freqüência. 

Os reforços propostos pelo CCPE no sistema em 345 kV a partir de Tijuco 

Preto são os seguintes: 

- construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, 21 km, Tijuco Preto – 

Itapeti; 

- construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, 30 km, Itapeti – 

Nordeste, com lançamento de um circuito; 

- substituição de disjuntores 345 kV e equipamentos associados em 8 

“bays” na SE Itapeti e 8 “bays” na SE Santo Ângelo; e 

- ressalta-se também a superação de disjuntores na SE Tijuco Preto 

345 kV a partir da entrada em operação do 4º banco de 

autotransformadores 750/345 kV. 

Após a entrada em operação do quarto autotransformador 750/345 kV – 

1.500 MVA de Tijuco Preto e apenas da nova LT 345 kV, circuito duplo, 

Tijuco Preto – Itapeti C3 e C4, e implantada a solução de atendimento ao 

Vale do Paraíba que prevê a retirada do autotransformador 345/230 kV – 

500 MVA de Itapeti, a eventual perda de um dos circuitos da LT 345 kV 

Itapeti – Mogi acarreta sobrecargas no circuito restante que vai de 109% 

(circuito 2 com limite de 717 MVA, para FSE = 5.800 MW, sem Angra 2) a 


135% (circuito 2 com limite de 717 MVA) e 104% (circuito 1 com limite de 

932 MVA) para FSE = 7.200 MW estando Angra 2 despachada. Em 

condições de elevado fluxo do sistema Sul para o Sudeste (FSE = 7.200 MW 

com Angra 2) é aumentada a superação da unidade restante na perda de um 

dos dois transformadores 345/440 kV de Santo Ângelo, de 6% sem a retirada 

do transformador de Itapeti, para 10% com a retirada. 

• A subestação Sul 345/88 kV – 4 x 400 MVA é atendida por um ramal em 

345 kV, circuito duplo, derivado de um dos dois circuitos da LT 345 kV Embu 

– Baixada, constituindo-se os circuitos Embu – Sul e Baixada - Sul. O circuito 

de Embu Guaçu até o ponto de derivação para a SE Sul (Alto da Serra) 

apresenta capacidade de 896 MVA e fica submetido a sobrecargas da ordem 

de 9% quando de contingência na LT 345 kV Baixada - Sul em 2004, 

chegando a 1.004 MVA (12%) em 2006, próximo aos limites das demais 

linhas (1.076 MVA). No momento, alternativas de solução de planejamento 

estão em estudo. No horizonte 2006 pode-se observar que o seccionamento 

adicional do circuito Alto da Serra II – Baixada na SE Sul, passando essa 

subestação a ser atendida por duas linhas entre Embu Guaçu e Baixada, 

resolve satisfatoriamente esse problema levando a carregamentos da ordem 

de 830 MVA, 77% da capacidade do circuito remanescente na perda de um 

dos circuitos Baixada - Sul e a melhores e satisfatórias condições de tensão. 

Entretanto, essa possível solução pode não ser viável pela dificuldade de 

entrada das linhas na subestação Sul, podendo ser adotada outra solução 

ainda em estudo -subestação seccionadora e recondutoramento do trecho de 

linha de entrada na SE Sul- ou a recapacitação do trecho até Alto da Serra. 

• Quando da perda da LT 345 kV Mogi – Nordeste a LT 345 kV Guarulhos – 

Nordeste opera no limite, no ano 2006, na condição de carga pesada, e vice 

– versa. No PAR 2003 - 2005 foram verificadas sobrecargas nessas linhas 

em emergências. Os carregamentos destas linhas em emergências 

dependem apenas da carga da SE Nordeste cujos valores previstos neste 

ciclo do PAR são inferiores aos do ciclo anterior. A solução proposta pelo 

CCPE para a área, ainda dependente de análise de viabilidade técnica, é a 

construção de nova LT 345 kV, circuito duplo, 30 km, Itapeti – Nordeste. 

• A LT 345 kV, circuito duplo, Itapeti – Mogi 345 kV tem capacidade de 

1.076 MVA, mas está limitada em 932 MVA (circuito 1) e 717 MVA (circuito 

2) em função de restrições nos “bays” em Mogi. A solução de planejamento 

proposta pelo CCPE para a área prevê, além do quarto transformador 

750/345 kV – 1.500 MVA em Tijuco Preto, a construção de nova LT 345 kV, 

circuito duplo, Tijuco Preto – Itapeti, nova LT 345 kV, circuito duplo, Itapeti – 

Nordeste e substituição de equipamentos 345 kV em Itapeti e Santo Ângelo. 

• A LT 345 kV, circuito duplo, Ibiúna – Guarulhos tem um limite de 1.532 MVA 

por circuito. Em condições de elevado fluxo do sistema Sul para o Sudeste 


(RSE = 9.000 MW), despacho de 6.300 MW em Itaipu 50 Hz, despacho de 

449 MW nas UTEs Piratininga e Nova Piratininga e com Angra 2 fora de 

operação, quando da perda de um dos circuitos, o fluxo no outra supera o 

seu limite: 1.553 MVA / 101% em 2004 e 1.659 MVA / 108% em 2005. Em 

2005 está presente a SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 400 MVA. 

Considerando-se a hipótese de fechamento do anel entre as SEs Guarulhos, 

Anhangüera e Milton Fornasaro, com a desativação da SE Anhangüera 

Provisória, o carregamento do circuito restante passa a ser adequado: 

1389 MVA / 91% em 2004 e 1380 MVA / 90% em 2005. 

• A indisponibilidade dos dois circuitos da LT 345 kV, circuito duplo, Interlagos 

– Xavantes provoca o desligamento total das SEs 345/88 kV Bandeirantes e 

Milton Fornasaro, que atendem cerca de 1.700 MW de carga na área da 

Grande São Paulo, responsáveis, inclusive, pelo centro da cidade de São 

Paulo. Há o risco de propagação do defeito para a rede de 230 kV, através 

da SE Anhangüera Provisória 345/230 kV, levando ao desligamento também 

das SEs Centro, Edgard de Souza e Pirituba e do consumidor CBA, em um 

total de cerca de 3.500 MW. Considerando-se a indisponibilidade 

permanente desses dois circuitos, cortes de carga nas SEs Bandeirantes, 

Milton Fornasaro, Centro, Edgard de Souza, Pirituba e CBA atingiriam cerca 

de 1.900 MW na carga pesada, 1.400 MW na média e 370 MW na leve. Por 

outro lado, a SE Anhangüera Provisória, construída em caráter emergencial 

não atende aos requisitos mínimos dos Procedimentos de Rede e, devido ao 

seu nível de ruído, a Cteep foi notificada por órgãos ambientais para a 

retirada de serviço dessa subestação. Dessa forma, propõem-se a 

desativação dessa subestação com a transferência do seu transformador 

para a nova SE Anhangüera e a instalação nessa subestação de conexões 

para a LT 345 kV, circuito duplo Milton Fornasaro – Anhangüera (existente) 

de forma a possibilitar fechamento do anel na nova SE Anhangüera, o que 

também evitará as conseqüências da perda dos dois circuitos da LT 345 kV 

Interlagos – Xavantes. 

Sistema em 230 kV – Vale do Paraíba 

• O atendimento às cargas da região do Vale do Paraíba é realizado através 

das transformações de Mogi 345/230kV (2 x 500MVA), Itapeti 345/230kV (1 x 

500MVA), Taubaté 440/230kV (1 x 330 MVA) e pela interligação com o Rio 

de Janeiro através da subestação de Nilo Peçanha 230/138kV (1 x 

200 MVA). As usinas de Jaguari, Paraibuna e Santa Branca com capacidade 

instalada de 172 MW completam o atendimento pela rede de 88kV. A 

subestação de Nilo Peçanha é um ponto de intercâmbio entre as áreas Rio 

de Janeiro e São Paulo. Os fluxos normalmente estão no sentido de São 

Paulo para Rio de Janeiro e são variáveis de acordo com o despacho das 

usinas de Nilo Peçanha, Fontes, Pereira Passos, Angra I e II e térmicas do 

Rio de Janeiro. 


Condição normal 

A carga prevista na região do Vale do Paraíba tem o atendimento garantido 

em condição normal de operação para os diversos cenários analisados no 

período 2004-2006. Observam-se carregamentos em torno de 77% no 

autotransformador de Itapeti 345/88 kV-1 x 500 MVA no patamar de carga 

pesada. 

Contingências na rede de 230 kV 

A perda da LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (com “tap” para Itapeti) 

causa sobrecarga na LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (expressa) e viceversa, 

conforme tabela 3.4.3-5. Devido a diferença de limites operativos, a 

perda da LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (expressa) causa sobrecarga 

mais elevada na LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (com “tap” para 

Itapeti). 

Figura 3.4.3-2 Sistema principal de atendimento ao Vale do Paraíba 

São José dos Campos 

Mogi - Furnas 

359MVA / 4,7 km 

358MVA / 50 km 

Mogi_Q 

310 MVA / 50 km 

4 x 150 MVA 

88kV 

514,7 + j 107,4 

345kV 

345kV 

2 x 500MVA 

172,9 + j 7,8 

Itapeti 

88kV 

230kV 

Mogi - CTEEP 

2 x 150MVA 

1 x 60MVA 

1 x 500MVA 230kV 

359MVA / 6,5 km 359MVA / 0,5 km 

230kV 

2 x 315 MVA 

230kV 

1 x 330 MVA 

440kV 

Taubaté 

138kV 

266,7 + j 17,5 

Carga prevista para 

o ano 2006 pesada. 

Aparecida 

Santa Cabeça 

Nilo Peçanha 

126,4 km 31,2 km 38,7 km 

41,7 km 

230kV 

230kV 

3 x 60MVA 

88kV 

230kV 

2 x 60MVA 

88kV 

230kV 

82,1 + j 33,5 89 + j 14,5 


Tabela 3.4.3-5 – Sobrecarga nos Circuitos 230 kV Mogi – São José (com tap para Itapeti) e Mogi – São José 

(expressa) 

Contingência 

Ano 

Sobrecarga no circuito remanescente 

Carga Pesada 

Carga Média 

LT 230 kV Mogi – 

São José dos 

Campos (expressa) 

LT 230 kV Mogi – 

São José dos 

Campos (Tap) 

2004 125% 112% 

2005 128% 112% 

2006 129% 111% 

2004 107% 98% 

2005 112% 97% 

2006 114% 96% 

Obs: com Angra I, sem Angra II e GT (RJ) =835 MW 

Vale ressaltar que esses carregamentos são influenciados pelo despacho 

das usinas térmicas da área RJ/ES assim como nas usinas nucleares de. 

Angra I e II. No caso acima caso essas usinas estejam despachadas na sua 

totalidade a sobrecarga verificada na linha expressa de 129% cai para 109%, 

o que vale dizer menos 2 MW no carregamento para cada 100 MW de 

geração adicional. 

Em outro trecho do sistema de transmissão de 230 kV dessa área, observase 

que a contingência da LT 230 kV Taubaté – Aparecida cujas cargas de 

Aparecida e Santa Cabeça passam a ser atendidas radialmente pela 

transformação de Nilo Peçanha é suportada até o ano 2005, a partir do qual 

se verifica acentuada queda de tensão e risco de corte de carga. 

A solução de planejamento proposta pelo CCPE para essa área (relatório 

CCPE/CTET/GTET-059/2002 de outubro de 2002), indica as seguintes obras 

para o início do período: 

- implantação de módulo Geral em 230 kV na SE Cachoeira Paulista; 

- instalação de transformador 500/230 kV – 350 MVA na SE 

Cachoeira Paulista e vãos associados; 

- instalação de LT 230 kV Cachoeira Paulista – Santa Cabeça, 7 km, e 

vãos associados; 

- desativação do transformador 345/230 kV – 500 MVA da SE Itapeti 

após a conclusão das obras anteriores; 

- eliminação das restrições de carregamento nas LTs 230 kV 

provocadas por equipamentos terminais na SE Aparecida; e 


- construção da SE Itapeti 345/88 kV – 2x400 MVA em 2009 e 

desativação da SE Mogi 230/88 kV. 

Considerando-se a implantação dessas obras indicadas observa-se que: 

- a emergência em um dos transformadores 345/230 kV da SE Mogi 

(já sem a transformação de Itapeti) implica em carregamento da 

ordem de 101% no remanescente; 

- a emergência na LT 230 kV Mogi (Furnas) – São José (expressa) 

implica em um carregamento de 104% na LT 230 kV Mogi (Furnas) – 

São José (com “tap” para Itapeti); e 

- o desempenho do sistema é adequado quando da perda da LT 

230 kV Taubaté – Aparecida. 

Comentários: 

- a solução proposta de construção de novo ponto de atendimento a 

partir da SE Cachoeira Paulista e conexão à SE S. Cabeça, resolve 

os problemas verificados no eixo Taubaté – Aparecida – S. Cabeça. 

Já os elevados carregamento no eixo Mogi - São José do Campos 

terão como possível solução o remanejamento de cargas das SEs 

São José dos Campos 230/88 kV, Nordeste 345/88 kV e Mogi 

230/88 kV (que será desativada), mediante a construção, de 

responsabilidade da distribuidora Bandeirante, da SE Itapeti 

345/88 kV e de linha em 88 kV, com extensão aproximada de 15 km, 

para conexão à LT 88 kV existente, permitindo a transferência de 

blocos de carga dessas subestações. É importante ressaltar que 

nesse estudo do CCPE verificou-se a inviabilidade da ampliação da 

rede de 230 kV entre Mogi e São José dos Campos, devido à 

dificuldade de chegada em São José, tendo a distribuidora concluído 

pelo esgotamento dessa subestação que ficará limitada ao 

atendimento de cargas da ordem de 450 MW após o remanejamento 

de cargas mencionado. Também se deve observar que a 

transferência do AT 345/230 kV – 500 MVA de Itapeti para outro 

local não está mais sendo contemplada neste PAR. 

Sistema em 230 kV – Paranapanema 

• A instalação da segunda LT 230 kV Chavantes – Botucatu foi licitada à 

Cteep com data para energização em meados de 2003. Antes da 

energização do segundo circuito Chavantes – Botucatu 230 kV, em situações 

com despachos de geração elevados (88%) nas usinas dos rios 

Paranapanema e recebimentos pelo Sudeste de 6.800 MW, as LTs 230 kV 

Chavantes – Botucatu (limite de 192 MVA, fluxo de 193 MVA) e Piraju – 

Jurumirim (limite de 319 MVA, fluxo de 312 MVA) operam no limite já em 

condição normal. Para maiores intercâmbios do sistema Sul para o Sudeste 


há sobrecargas já em condição normal de operação (LT 230 kV Chavantes – 

Botucatu com 112% e LT 230 kV Piraju – Jurumirim com 108% para RSE = 

8.900 MW). A LT 230 kV Chavantes – Botucatu apresenta sobrecargas nas 

emergências das LTs 230 kV Chavantes – Piraju (159%), Piraju – Jurumirim 

(175%), Jurumirim – Avaré (145%) e Avaré – Botucatu (140%). Quando da 

perda da LT 230 kV Chavantes – Botucatu há sobrecarga nas LTs 230 kV: 

Chavantes – Piraju (110%), Piraju – Jurumirim (131%) e Jurumirim – Avaré 

(103%). 

Em 2004, após a energização do segundo circuito Chavantes – Botucatu 

230 kV o desempenho do sistema em 230 kV, a partir de Chavantes e até 

Botucatu, é adequado em condição normal de operação verificando-se que, 

quando de elevados despachos (88%) de geração na área o fluxo no circuito 

1 da LT 230 kV Chavantes – Botucatu atinge cerca de 154 MVA (80%), 

quando de recebimentos pelo Sudeste da ordem de 8.900 MW. No entanto, 

para cenários com geração elevada (88%) nas usinas do Rio Paranapanema 

associados a fluxos do sistema Sul para o Sudeste, há sobrecargas em 

emergências para RSE a partir de cerca de 6.800 MW: 

- na perda da LT 230 kV Chavantes – Botucatu C2 há sobrecargas 

nas LTs 230 kV Chavantes – Botucatu C1 e Piraju – Jurumirim; e 

- também há sobrecargas na LT 230 kV Chavantes – Botucatu durante 

as perdas das LTs 230 kV Chavantes – Piraju, Piraju – Jurumirim e 

Jurumirim – Avaré. 

A partir de dezembro de 2004 está prevista a implantação de um conjunto de 

obras entre a Rede Básica e o sistema de distribuição na área: substituição 

de dois transformadores 230/138 kV de 75 MVA por dois de 150 MVA na SE 

Botucatu (dezembro de 2004), terceiro transformador 230/138 kV – 75 MVA 

na SE Jurumirim (dezembro de 2004) e transformador 230/138 kV – 

180 MVA na SE Itararé II (dezembro de 2005). Implantado esse conjunto de 

obras não são mais verificados carregamentos acima dos nominais nas LT 

230 kV Chavantes – Botucatu C1 e Piraju – Jurumirim em emergências, em 

situações de despachos elevados nas usinas da área, com fluxos do sistema 

Sul para o Sudeste (RSE de até 9.100 MW). 

• Em 2005, após a entrada em operação do 2º autotransformador 440/230 kV 

– 336 MVA de Assis, em situações de intercâmbio elevado do sistema 

Sudeste para o Sul (RSUL = 4.000 MW), associado a despachos reduzidos 

de geração (60% na condição de carga pesada) nas usinas de Jurumirim, 

Piraju, Chavantes, Ourinhos, Salto Grande e Canoas I e II, o limite da LT 

230 kV Assis – Chavantes (319 MVA) é superado quando da perda das LTs 

230 kV Assis – Londrina (Copel) ou Assis – Londrina (Eletrosul). Nesse 

cenário, despachos de geração mais baixos nessas usinas levam a 

sobrecargas em condição normal de operação nos autotransformadores 


440/230 de Assis. A nova interligação em 500 kV Londrina – Assis – 

Araraquara alivia o sistema em 230 kV a partir da SE Assis, permitindo uma 

maior exploração do mesmo para despachos reduzidos nessas mesmas 

usinas. 

• A perda da LT 230 kV Botucatu – Capão Bonito, circuito simples, provoca 

sobrecargas nas transformações 230/138 kV de Jurumirim (143% em 2004) e 

Botucatu (123% em 2004) e na LT 138 kV circuito duplo Jurumirim – Capão 

Bonito. As transformações de Jurumirim e Botucatu operam com 

carregamentos acima do normal já em condição normal. As obras propostas 

para a área são a substituição dos transformadores 230/138 kV de Botucatu 

de 75 MVA por outros de 150 MVA (dois em dezembro de 2004 e um em 

dezembro de 2006), a instalação do terceiro transformador 230/138 kV – 

75 MVA em Jurumirim em dezembro de 2004, a implantação de 

transformação 230/138 kV – 180 MVA na SE Itararé II em dezembro de 2005 

e a recapacitação da LT 138 kV, circuito duplo, Jurumirim – Capão Bonito 

(Itaí) em dezembro de 2004. 

Sistema em 230 kV – Baixada Santista 

• A perda do autotransformador 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos, em 

cenários com as UTEs Piratininga e Nova Piratininga fora de operação e com 

despacho de geração mínimo na UHE Henry Borden 230 kV (15 MW), 

provoca sobrecarga no transformador 345/230 kV – 500 MVA de Baixada 

Santista (na carga pesada, carregamento de 100% em 2004 e 149% em 

2006) e na LT 230 kV Henry Borden – Piratininga (na carga pesada, 

carregamento de 104% em 2004 e 180% em 2006). Ressalta-se que foi 

considerada em operação a partir de dezembro de 2004 a SE Piratininga II 

230/88 kV – 3 x150 MVA e, portanto nos resultados apresentados para o ano 

2006. Por outro lado, a perda do transformador 345/230 kV de Baixada 

Santista, para esse mesmo cenário de geração, provoca sobrecarga no 

transformador 345/230 kV de Interlagos (na carga pesada, carregamento de 

137% em 2006), a partir da entrada em operação da SE Piratininga II 

230/88 kV - 3 x 150 MVA. 

Na carga leve, com despacho máximo de geração nas UTEs Piratininga 

(470 MW) e Nova Piratininga (378 MW), há carregamentos acima do nominal 

em condição normal de operação no AT 345/230 kV – 500 MVA de Interlagos 

para despachos de geração superiores a 230 MW na UHE Henry Borden 

230 kV. Para despacho mínimo na UHE Henry Borden 230 kV (15 MW) 

quando da perda do transformador 345/230 kV de Interlagos há sobrecarga 

na LT 230 kV Piratininga – Henry Borden (701MVA / 226% em 2004 e 

617 MVA / 199% em 2006 com a SE Piratininga II 230/88 kV), e quando da 

perda da LT 230 kV Piratininga – Henry Borden há sobrecarga no 


autotransformador 345/230 kV de Interlagos (699 MVA/140% em 2004 e 

612 MVA/122% em 2006). 

A solução para os problemas verificados na área é a instalação do segundo 

autotransformador 345/230 kV – 500 MVA na SE Interlagos, já autorizado 

pela Aneel à Cteep, com data limite para operação comercial de 31/12/2003. 

Convém salientar que a presença da SE Piratininga II 230/138 kV é benéfica 

para a operação da Rede Básica, uma vez que permite melhor distribuição 

de fluxo. 

• A Carbocloro S. A. Indústrias Químicas solicitou acesso para alimentação 

total de sua carga, atualmente suprida em 88 kV entre as SEs Henry Borden 

e Baixada, mediante seccionamento do circuito 1 da LT 230 kV, circuito 

duplo, Henry Borden – Baixada, a partir de junho de 2003. Sua demanda 

máxima atual, na ponta e fora de ponta, é de 106 MW. Estão previstos 

aumentos de demanda para 126 MW em janeiro de 2004 e 161 MW em 

junho de 2005. 

Sistema em 230 kV – Grande São Paulo 

• Na perda de um dos circuitos da LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba há 

carregamento superior ao nominal no circuito restante (117% na condição de 

carga pesada em 2004). Há também carregamentos acima dos nominais nas 

unidades restantes das transformações 230/88 kV de Edgard de Souza 

(117% em 2004 na carga pesada) e Pirituba (122% em 2004 na carga 

pesada), quando da perda de um de seus transformadores. Essas restrições 

são eliminadas após a implantação da nova SE Anhangüera 345/88 kV – 2 x 

400 MVA prevista para dezembro de 2004. 

 

Descrição complementar das análises realizadas sobre o Controle de Tensão 


• Com relação ao sistema em 500 kV que atende à área São Paulo, o elevado 

perfil de tensão observado em alguns cenários de geração a partir do ano de 

2004 acarretou problemas de controle de tensão com os recursos existentes, 

não permitindo condições satisfatórias sem o desligamento de linhas de 

transmissão, mesmo já com a inserção dos reatores em Marimbondo. 

Portanto, devem ser adicionados reatores manobráveis no sistema de 

500 kV que deriva da usina de Marimbondo até à área RJ/ES e na SE 

Itutinga, tendo como base evitar/minimizar, ao menos em carga leve, o 

desligamento de LTs para controle de tensão e tornar a operação do sistema 

mais flexível. Desse modo, os pontos do sistema de 500 kV situados na área 

SP identificados para reforço, além de Marimbondo, foram: Campinas 500 kV 

- 1x136 Mvar e Cachoeira Paulista 500 kV - 1x136 Mvar. 



• Desligamentos de linhas de 440 kV para controle de tensão são mais 

freqüentes em situações como as de baixa geração nas usinas do Paraná e 

de acordo com um certo número de unidades geradoras sincronizadas para 

absorção de potência reativa. Quando necessário são desligados um dos 

circuitos duplos das linhas de transmissão que derivam das usinas Ilha 

Solteira e Jupiá e/ou o desligamento de linhas que chegam às estações 

terminais de Cabreúva, Embu Guaçu e Santo Ângelo para controle do perfil 

de tensão no 440 kV. Verifica-se no período 2004-2006 que o controle de 

tensão em carga leve requer a disponibilidade de todos os recursos 

existentes do sistema, inclusive de unidades geradoras para absorção de 

potência reativa pelas usinas de Ilha Solteira, Jupiá, Três Irmãos e Água 

Vermelha principalmente, para propiciar condições satisfatórias de operação 

que possam evitar o desligamento de circuitos. Entretanto, podem ocorrer 

tensões próximas ao limite máximo de tensão do sistema de 440 kV mesmo 

com as máquinas sincronizadas bastante sub-excitadas. 

Desse modo, para dotar o sistema de maior flexibilidade operativa com o 

objetivo de reduzir os desligamentos de circuitos na rede de 440 kV, pelo 

menos um reator manobrável de 180 Mvar/440 kV deve ser adicionado ao 

sistema, preferencialmente na subestação de Araraquara, o que propiciaria 

reflexos no perfil de tensão e na absorção de potência reativa das usinas 

dessa área. Nesse sentido deve ser considerada adicionalmente, pelas 

concessionárias dessa área do sistema, a possibilidade de desligamento de 

capacitores da sub transmissão em 138 kV durante as cargas leve e 

principalmente mínima que permanecem normalmente ligados. 

Em condições de carga mínima (carga mais baixa que ocorre nas 

madrugadas de segunda-feira, Natal e Ano Novo) do sistema, é impraticável 

com os reatores disponíveis nesse sistema evitar o desligamento de linhas 

de transmissão de 440 kV devido a redução expressiva de carga. Para 

operar o sistema de forma adequada é necessária a abertura de pelo menos 

dois circuitos em 440 kV, e nessas condições e também para um número 

maior de desligamentos, esse sistema opera satisfatoriamente. 

Observa-se que a recomposição das cargas de Bom Jardim e Taubaté pelo 

sistema de transmissão de 440 kV é feita pelo corredor que parte da usina de 

Ilha Solteira e chega à SE Santo Ângelo. A tomada de carga nessas 

subestações poderia ser realizada em menos tempo caso fosse possível 

efetuá-la através de um novo corredor (Porto Primavera – Taquaruçu – Assis 

– Sumaré) que, nas condições atuais, apresenta tensões elevadas em 

Sumaré para energização até Bom Jardim. 

• Em cenários com despachos de geração elevados (88%) nas usinas 

conectadas ao sistema em 440 kV, com altos carregamentos nas linhas em 


440 kV (cerca de 800 MW), há elevada queda de tensão em condição normal 

de operação entre os barramentos de 440 kV das usinas e os das 

subestações de Ribeirão Preto (-9,0%), Santa Bárbara (-7,6%), Sumaré (- 

7,2%), Bom Jardim (-5,5%) e Cabreúva (-5,5%). A tensão no barramento de 

440 kV de Ribeirão Preto é de 0,95 pu. Esses resultados correspondem à 

carga pesada de 2006 e são obtidos considerando-se desligados todos os 

reatores manobráveis do sistema em 440 kV, inclusive os de Bauru e 

Araraquara cujos módulos de conexão para manobras estão autorizados à 

Cteep pela resolução Aneel 591/2002 com data limite para operação 

comercial em 30/04/2004. 

• Em todo o período 2004 –2006, em emergências de linhas de transmissão 

em 440 kV são verificadas tensões inferiores a 95% nos barramentos de 

440 kV de Ribeirão Preto, Santa Bárbara, Sumaré e Mogi Mirim 3. As 

tensões nos barramentos de 138 kV dessas subestações são sempre 

adequadas. 

• A perda da LT 440 kV Água Vermelha – Ribeirão Preto provoca sobrecarga 

na transformação 345/138 kV – 150 MVA de Mascarenhas de Moraes e 

tensões inferiores a 0,90 pu no barramento de 440 kV de Ribeirão Preto já a 

partir de 2004. Entretanto, a tensão no barramento de 138 kV dessa 

subestação é controlável dentro da faixa desejável. A sobrecarga na 

transformação de Mascarenhas de Moraes poderá ser reduzida através de 

redespacho de geração nas UHEs Mascarenhas de Moraes e Porto 

Colômbia e de abertura de circuitos em 138 kV. Essas medidas combinadas 

com um reajuste de tensão nos barramentos de 138 kV de Araraquara e 

Ribeirão Preto poderão melhorar também o nível de tensão no barramento 

de 440 kV de Ribeirão Preto. Recomenda-se às Distribuidoras a realização 

de estudos para a área de Mascarenhas de Moraes e de compensação 

reativa capacitiva no sistema de distribuição na área da SE Ribeirão Preto 

440/138 kV, de forma a eliminar os problemas apontados e evitar a 

necessidade de medidas operativas em emergências. 

 

Descrição complementar das análises realizadas sobre a Conexão Rede 

Básica - Distribuição 

• As cinco subestações a seguir apresentam superação da capacidade 

operativa de suas unidades transformadoras em regime normal de operação 

Botucatu 230/138 kV – 3 x 75 MVA, Jurumirim 230/138 kV – 2 x 75 MVA, 

Campinas 345/138 kV – 4 x 150 MVA, Bom Jardim 440/138 kV – 1 x 

150 MVA e Cabreúva 440/138 kV – 1 x 150 MVA. 


• As vinte e seis subestações a seguir apresentam superação da capacidade 

operativa de suas unidades transformadoras, na perda de uma das unidades 

ou em contingências de linhas de transmissão da região. 

Baixada Santista 345/88 kV – 2 x 400 MVA, Baixada Santista 230/138 kV – 2 

x 150 MVA, Capão Bonito 230/138 kV – 2 x 75 MVA, Embu Guaçu 

440/138 kV - 2 x 300 MVA, Oeste 440/88 kV – 3 x 400 MVA, Bom Jardim 

440/88 kV – 2 x 300 MVA, Santo Ângelo 440/138 kV – 1 x 300 + 2 x 

150 MVA, Araraquara 440/138 kV – 3 x 300 MVA, Mogi Mirim III 440/138 kV 

– 2 x 300 MVA, Ribeirão Preto 440/138 kV – 2 x 300 MVA, Santa Bárbara 

440/138 kV – 3 x 300 MVA, Sumaré 440/138 kV – 2 x 300 MVA, Assis 

230/88 kV – 2 x 38 MVA, Chavantes 230/88 kV – 2 x 40 MVA, Água 

Vermelha 440/138 kV – 1 x 300 MVA, Bauru 440/138 kV – 2 x 150 MVA, 

Jupiá 440/138 kV – 1 x 150 MVA Três Irmãos 440/138 kV – 1 x 300 MVA, 

Bandeirantes 345/88 kV – 3 x 400 MVA, Piratininga 230/88 kV – 4 x 

100 MVA, Edgard de Souza 230/88 kV – 1 x 100 MVA + 3 x 150 MVA, 

Pirituba 230/88 kV – 4 x 150 MVA, Sul I 345/88 kV – 2 x 400 MVA, Sul II 

345/88 kV – 2 x 400 MVA, Santa Cabeça 230/88 kV – 2 x 60 MVA e São 

José 230/88 kV – 4 x 150 MVA. 

• A implantação da LT 345 kV circuito duplo Guarulhos – Anhangüera e das 

instalações em 345 kV da nova SE Anhangüera 345/88 kV estão 

autorizadas pela Aneel à Cteep com prazo de dezembro de 2003. Por outro 

lado, a implantação dos transformadores 345/88 kV – 2 x 400 MVA nessa 

subestação, sob a responsabilidade da Eletropaulo, está prevista para 

dezembro de 2004. Essa nova subestação assume parte da carga das SEs 

Edgard de Souza e Pirituba 230/88 kV evitando carregamentos acima dos 

nominais nos transformadores dessas subestações quando da perda de uma 

de suas unidades e na LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba quando da 

perda de um dos seus dois circuitos. O eventual atraso na implantação da 

SE Anhangüera agrava as sobrecargas em emergências na SE Edgard de 

Souza que evoluem de 117% em 2004 até 125% em 2006, na SE Pirituba de 

122% em 2004 at 131% em 2006 e na LT 230 kV Edgard de Souza – Pirituba 

de 116% em 2004 para 124% em 2006, aumentando as restrições ao 

atendimento das cargas na zona oeste da cidade de São Paulo. 

• A implantação da SE Itararé II 230/138 kV – 180 MVA, como solução de 

referência de planejamento para atendimento à SE Capão Bonito, tem data 

informada no plano de obras da Elektro para dezembro de 2005. Associada a 

essa obra, há a construção de uma nova linha de transmissão em 230 kV, 

circuito simples, entre Jaguariaíva e Itararé II. Observa-se que esta 

subestação ainda não possui solicitação de acesso à Rede Básica, o que 

pode acarretar atrasos nas obras de responsabilidade da transmissora por 

falta de autorização para início das providências necessárias. 


• O fator de potência global, calculado do lado de alta dos transformadores, 

para a área São Paulo, em todas as condições de carga, varia de 0,979 a 

0,987 no período 2004 – 2006. Em alguns pontos foram verificados valores 

inferiores a 0,98 que não atendem aos Procedimentos de Rede. O 

detalhamento deste assunto encontra-se disponível no item 7 deste relatório. 



3.5 Região Centro-Oeste 

3.5.1 Área Goiás/Distrito Federal 

 


O sistema tronco para atendimento às cargas do Distrito Federal e de grande parte 

da área Goiás é constituído por três circuitos em 345 kV provenientes da UHE 

Itumbiara, por três circuitos em 500 kV provenientes da UHE Serra da Mesa, e 

também por dois circuitos em 230 kV, que escoam parte da potência gerada pela 

UHE Cachoeira Dourada. Além de atender às cargas dessa área, este sistema 

tronco é parte integrante da rede que interliga as Regiões Norte/Nordeste à Região 

Sudeste/Centro-Oeste e, por isso, tem o seu desempenho fortemente influenciado 

pelo intercâmbio – valor e sentido – praticado na interligação Norte/Sul. 

O sul da área Goiás é atendido a partir de três circuitos de 230 kV que derivam da 

UHE Itumbiara e se estendem até o Mato Grosso e por um sistema de 138 kV 

proveniente da UHE Cachoeira Dourada que se interliga com a área Minas Gerais, 

no Triângulo Mineiro, pelas duas linhas de 138 kV Cachoeira Dourada – 

Avatingüara. 

A área norte de Goiás é atendida por uma LT 230 kV proveniente da SE Brasília 

Sul, além de duas linhas de 230 kV derivadas da UHE Cana Brava, até a SE Serra 

da Mesa, onde se conectam à interligação Norte-Sul por um transformador 

500/230 kV – 400 MVA. Derivado ainda da SE Serra da Mesa, está em operação 

um sistema em 138 kV que se estende até a SE Gurupi, que atende uma pequena 

parcela das cargas da CELTINS no Tocantins em situações de contingência no 

sistema da mesma. 

A capacidade de geração hidráulica instalada nessa área atinge 2.822 MW 

distribuída pelas usinas de Serra da Mesa (1.293 MW), Corumbá I (381 MW), 

Cachoeira Dourada (652 MW), Paranoá (25 MW) e Cana Brava (471MW), além da 

geração térmica de 10 MW na UTE Brasília. É ainda prevista a conclusão das obras 

em 2004 da UHE Corumbá IV (127 MW) a ser conectada na rede 138 kV de 

atendimento ao Distrito Federal. 

Há ainda o conjunto das seguintes usinas hidrelétricas na área sudeste de Goiás, 

previstas para o final de 2006: Olho d’Água, Salto do Rio Verdinho, Caçu, Barra dos 

Coqueiros, Salto e Itaguaçu, esta ainda não licitada, que juntas (descontada 

Itaguaçu) perfazem 389 MW de capacidade instalada. O sistema coletor dessas 

usinas será conectado ao sistema 500 kV da UHE São Simão. Sob o aspecto 

elétrico, as usinas em questão foram consideradas no âmbito da área de Minas 

Gerais. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Goiás/Distrito Federal 


máxima anual na área Goiás/Distrito Federal no horizonte deste PAR. 


Tabela 3..5.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Goiás e Distrito Federal 

2003 2004 2005 2006 

Capacidade 

Instalada 

(MW) 

Demanda 

Máxima e 

crescimento 

Anual 

UHE 2.822 2.949 (1) 2.949 2.949 

UTE 10 10 10 10 

Total 2.832 2.959 2.959 2.959 

CELG 1331 1429 1541 1653 

CEB 698 730 758 787 

Total 2.029 2.159 2.299 2.440 

(MW) 

(%) 

--- 

6,4 

6,5 

6,1 

Obs.: nova UHE Corumbá IV (127 MW) 

 



operação da Área Goiás/Distrito Federal. 


• Observa-se que a análise de estabilidade do sistema de transmissão da área 

Goiás/ Distrito Federal está inserida no desempenho dinâmico das 

interligações N/SE e SE/NE como um todo. Em particular, são importantes os 

condicionantes para o escoamento da geração das UHEs de Serra da Mesa, 

Cana Brava, Lajeado e a partir de janeiro de 2006 da usina Peixe Angical, 

tendo em conta os diferentes níveis dos intercâmbios entre as regiões 

Norte/NE – Sudeste, nos cenários de importação e exportação pelo Sudeste. 

Esse aspecto é abordado no item 4 deste relatório, que trata do desempenho 

e limites de transmissão das interligações regionais. 

• A eventual perda do único autotransformador 500/230 kV-400 MVA de Serra 

da Mesa acarreta em problema de perda de sincronismo das máquinas da 

usina de Cana Brava com o sistema interligado. Até a entrada em operação 

do 2º banco de autotransformadores nessa subestação, proposto no PAR 

2003-2005, mas ainda sem autorização da Aneel, o ECE de corte de geração 

implantado nessa usina elimina o problema de perda de sincronismo com o 

restante do sistema. 


• Com a implantação da interligação Norte-Sul II, nota-se um elevado perfil de 

tensão nas linhas de transmissão entre as subestações Serra da Mesa e 

Samambaia em diversas condições de fluxo nessa interligação, 


principalmente em Samambaia, o que deverá acarretar em necessidade de 

maior controle pela UHE Serra da Mesa. Os níveis de tensão ficam na faixa 

entre 107 e 110% na maioria dos casos analisados, independente da 

condição de carga. Normalmente, na área Goiás e Distrito Federal não são 

necessários desligamentos de linhas de transmissão para controle de 

tensão. 

• Para propiciar o adequado controle de tensão na área de Serra da Mesa – 

Samambaia, além de eliminar a sobretensão verificada quando da rejeição 

sobre Itumbiara, é importante a instalação do reator manobrável de 136 Mvar 

- 500 kV em Itumbiara, no terminal da LT 500 kV Samambaia – Itumbiara, já 

recomendado no PAR 2003-2005 e que se encontra em fase de autorização 

pela Aneel. A análise da necessidade da inserção de outro reator no eixo S. 

da Mesa – Samambaia, visando propiciar uma maior flexibilidade no controle 

de tensões nessa área do sistema, deverá ser objeto de análise 

complementar, tendo em conta o elevado perfil de tensão observado nessa 

área. 


• Há necessidade de revisão dos limites de carregamento das linhas de 

transmissão em relação aos valores que constam do CPST, de modo a se 

poder reavaliar os diversos casos de sobrecargas resultantes da análise, 

antes que soluções de natureza estrutural sejam sugeridas. Os casos em 

que ocorreram superações dessas capacidades no período 2004-2006 

referem-se às seguintes LTs: LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia, LT 

345 kV Samambaia – Brasília Sul, LT 230 kV Bandeirantes – Xavantes, LT 

230 kV Anhanguera – Goiânia Leste e LT 230 kV Xavantes – Pirineus, 

conforme a seguir descrito: 

• Superação de capacidade operativa de CPST nos circuitos da LT 500 kV 

Serra da Mesa – Samambaia. A saída de um dos três circuitos Serra da 

Mesa – Samambaia leva aos seguintes resultados: 

- considerando os limites de carregamento indicados nos CPSTs 

(1.665 MVA / 1.923 A para as 3 LTs) verificou-se que não há 

sobrecargas até um valor do fluxo total que sai de Serra da Mesa 

(fluxo F4 indicado na Figura 3.5.1-1) da ordem de 3.270 MW 

(FSM= 3.500 MW, definido na Figura 3.5.1-1); 

- considerando para o circuito 2 um limite de 1.410 MVA (1.628 A), 

conforme informação mais recente de Furnas, poderá ocorrer 

sobrecarga nesse circuito para saída de um dos demais para 

fluxos F4 maiores ou iguais a 2.800 MW (FSM= 3.030 MW). 

Até a revisão dos limites de carregamento ou a caracterização da solução 

estrutural, será necessário atualizar/implantar um esquema de corte de 


geração em Serra da Mesa - Cana Brava - Lajeado para fluxos FSM acima 

de 3.500 MW. 

• Superação de capacidade operativa de CPST nos circuitos da LT 345 kV 

Samambaia – Brasília Sul. Na configuração de junho/2004, a saída de um 

dos circuitos das LTs 345 kV Samambaia – Brasília Sul (limite de 

639 MVA) provoca sobrecarga da ordem de 14% (730 MVA) no circuito 

remanescente. A eliminação da restrição dos equipamentos terminais 

(TCs), elevará o limite de carregamento para 766 MVA. Adicionalmente, 

com a entrada da UHE Corumbá IV (2 unidades de 63.5 MW, previstas 

para dezembro de 2004 e março de 2005), a ser conectada na rede 

138 kV entre Samambaia e Brasília Sul, conforme mostrado na Figura 

3.5.1-1, os fluxos nas transformações 345/138 kV de Samambaia e de 

Brasília Sul deverão cair, e, em conseqüência, a sobrecarga durante a 

citada contingência deixará de ocorrer, como verificado na análise das 

configurações de 2005 e 2006. 

• Observa-se que a contingência de um dos circuitos da LT 230 kV 

Anhanguera – Bandeirantes, na carga pesada, pode resultar em 

carregamentos no circuito remanescente na faixa de 310 a 410 MVA. O 

limite existente para essa instalação é de 382 MVA (900 A) devido ao TC 

no terminal de Bandeirantes e pode ser superado em cerca de 7% quando 

dessa contingência. Ressalta-se que o limite de CPST dessa linha 

(239 MVA) necessita ser atualizado considerando os valores 

mencionados. 

• Superação de capacidade operativa de CPST nas LTs 230 kV 

Bandeirantes – Xavantes. A saída da LT 230 kV Anhanguera – Goiânia 

Leste provoca sobrecargas nos dois circuitos da LT 230 kV Bandeirantes 

– Xavantes (limite de 219 MVA) que variam de 8% a 20% (224 a 

266 MVA) no período 2004-2006, sendo mais intensas no caso de altos 

intercâmbios de exportação do Sudeste/Centro-Oeste para o Norte. 

Permanece, nesse caso, a observação acima quanto às restrições 

causadas pelos equipamentos terminais. Observa-se que a saída de um 

dos circuitos das LTs 230 kV Bandeirantes – Xavantes também provoca 

sobrecargas no circuito remanescente, porém de intensidade 

relativamente menor que a causada pela saída da LT 230 kV Anhanguera 

– Goiânia Leste acima descrita; 

• Superação de capacidade operativa de CPST na LT 230 kV Anhanguera – 

Goiânia Leste. A saída de um dos circuitos das LTs 230 kV Bandeirantes 

– Xavantes provoca sobrecargas na LT 230 kV Anhanguera – Goiânia 

Leste (limite de 219 MVA) que variam de 6% a 24% (232 a 272 MVA) no 

período 2004-2006, sendo mais intensas no caso de altos intercâmbios de 

exportação do Sudeste/Centro-Oeste para o Norte. Permanece neste caso 


a mesma observação já feita quanto à eliminação das restrições de 

carregamento. 

A LT 230 kV Anhanguera – Goiânia Leste também fica sobrecarregada no 

caso de saída da LT 230 kV Brasília Geral – Brasília Sul. Nesse caso as 

sobrecargas resultaram de 7% a 11% (234 a 242 MVA) no período 2004- 

2006, independentemente do sentido dos intercâmbios entre o 

SE/C.Oeste e o Norte. 

• Superação de capacidade operativa de CPST na LT 230 kV Xavantes – 

Pirineus. A saída da LT 230 kV Brasília Geral – Brasília Sul provoca 

também sobrecargas no trecho em 230 kV Xavantes – Pirineus (limite de 

204 MVA), a qual é maior no ano 2004 (22%, 250 MVA), reduzindo-se 

para 10% (225 MVA) em 2005 e 2006. Vale neste caso a mesma 

observação anterior quanto à eliminação das restrições de carregamento. 

• Sobrecarga na transformação 500/345 kV de Samambaia (2x1.050 MVA). 

Foram analisadas as sobrecargas decorrentes da saída de um dos bancos 

de transformadores, considerando-se os casos mais críticos de altos fluxos 

de importação do Norte pelo Sudeste. Verificou-se que o nível de sobrecarga 

ultrapassa 40% para fluxos F4 acima de aproximadamente 3.270 MW (FSM= 

3.500 MW). Por outro lado, para que tal sobrecarga não atinja 20%, os fluxos 

F4 não devem ultrapassar valores da ordem de 2.500 MW (FSM= 

2.720 MW). As sobrecargas deixam de ocorrer para valores reduzidos de 

fluxo e para qualquer fluxo no sentido contrário, ou seja, de exportação do 

Sudeste para o Norte. A solução desse problema é a instalação do 3º banco 

em Samambaia em 2005, conforme já proposto no PAR/PDET 2003-2005 e 

ainda sem autorização da Aneel. 


Nada a registrar além do caso do transformador 500/230 kV da SE Serra da 

Mesa mencionado no tópico a). 



na SE Itumbiara 345 kV e 230 kV. Estudos detalhados deverão confirmar o 

diagnóstico e detalhar as medidas a serem adotadas. Foram identificados, 

ainda, potenciais problemas de superação de disjuntores fora da Rede 

Básica na SE Brasília Sul. 


• Para todos os casos o sistema apresenta-se estável. 

• violação de limites térmicos: destacam-se somente a abertura das duas 

interligações em 230 kV, com cerca de 100 m de extensão, entre as SE`s 

Bandeirantes (FCE) e Anhangüera (Celg) que ocasiona a violação térmica 


das LT`s 230 kV Bandeirantes – Xavantes C1 e C2 e a abertura da barra 8A 

- 345 kV da SE Bandeirantes que resulta em sobrecarga no 

autotransformador 345/230 kV remanescente. 


Foram observadas sobrecargas nas transformações 230/138 kV de 

Anhanguera (2x100 MVA), Cachoeira Dourada (1x120 MVA), Xavantes 

(3x150 MVA), Rio Verde (2x100 MVA), Planalto (2x42 MVA) e Itapaci 

(2x50 MVA), conforme descrito no Item 7. 



 



Tabela 3.5.1-2 – Principais Obras propostas para a área Goiás/Distrito Federal ainda sem concessão 


SE Itumbiara: reator manobrável 136 Mvar - 500 kV 

SE Serra da Mesa: 2º banco de autotransformadores 

500/230 kV, 400 MVA 

SE Samambaia: 3º Autotransformador 500/345 kV, 1.050 MVA 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

FEV/2004 


• Avaliar os fatores limitantes da capacidade operativa, visando eliminar 

eventuais restrições causadas por equipamentos terminais, vãos críticos etc. 

das LTs 345 kV Samambaia – Brasília Sul, LTs 230 kV Bandeirantes – 

Xavantes, LT 230 kV Anhanguera – Goiânia Leste, LT 230 kV Xavantes – 

Pirineus – Brasília Geral. (ONS/Furnas/Celg) 

• Analisar o impacto da inserção de outro reator no eixo 500 kV S. da Mesa – 

Samambaia, visando propiciar uma maior flexibilidade no controle de tensão 

nessa área do sistema. (ONS). 

• Definir sistema de transmissão para integração das usinas já licitadas para o 

sul de Goiás (CCPE/ONS). 


no item 6.3 



2006 

A Figura 3.5.1-1 ilustra esquematicamente a rede de transmissão da área 

Goiás/Distrito Federal, podendo-se destacar, para efeito de análise da rede, os 

seguintes subsistemas: 

• subsistema em 500 kV de escoamento dos intercâmbios da interligação 

Norte-Sul e da geração das UHEs Serra da Mesa e Cana Brava. A potência 

escoada pode ser caracterizada pela soma dos fluxos F4, F5 e F6 indicados 

na figura; tal soma foi definida como FSM. A potência chegando em Serra da 

Mesa através da Norte-Sul é representada pelo fluxo F10. Os fluxos FNE-SE 

e F N-S indicam, respectivamente, a potência exportada para o Nordeste, 

medida em Serra da Mesa, e a importada pelo Sudeste/C.Oeste, medida em 

Miracema; 

• interligação em 500 kV entre a área de Samambaia e as usinas da bacia do 

Paranaíba, através das LTs 500 kV Samambaia – Emborcação e Samambaia 

– Itumbiara, cujas potências escoadas são caracterizadas pelos fluxos F8 e 

F9, respectivamente; 

• em paralelo a estas linhas há a rede em 345 kV constituída pelas LTs 

Samambaia – Bandeirantes – Itumbiara e Samambaia– Brasília Sul – 

Corumbá – Itumbiara, a qual possibilita o suprimento das cargas da área do 

Distrito Federal e da região central de Goiás. Tais cargas são 

complementarmente supridas pela rede em 230 kV que interliga as 

subestações de Cachoeira Dourada, Anhanguera, Goiânia, Xavantes, 

Bandeirantes e Brasília Sul; 

• interligação em 230 kV entre as subestações de Brasília Sul e Serra da 

Mesa, através da qual são atendidas as cargas da região norte de Goiás. 

Essa região é complementarmente atendida pelo sistema em 138 kV 

derivado da SE Serra da Mesa; 

• a potência total injetada pelos subsistemas acima descritos para o 

suprimento das cargas do Distrito Federal e das regiões central e norte de 

Goiás pode ser caracterizada pela soma dos fluxos F1, F2, F3, F5, F6 e F7. 

Tal suprimento é complementado pela geração das usinas localizadas junto 

aos centros de carga, Paranoá (não indicada na figura) e Corumbá IV; 

• interligação entre as áreas Goiás e Mato Grosso, constituída pelos 3 circuitos 

de LTs em 230 kV derivadas de Rio Verde e direcionadas para 

Rondonópolis, via Barra do Peixe (2 circuitos) e Couto Magalhães (1 

circuito). Tal interligação será ampliada com a instalação da LT em 500 kV 

entre Cuiabá e Itumbiara, prevista, neste relatório, para junho de 2005; 


Figura 3.5.1-1 - Área Goiás e Distrito Federal – Diagrama esquemático – 2004 – 2006 

Colinas 

500kV 

NORTE 

F N-SE 

B.Jesus da Lapa 

500kV 

Sapeaçu 

500kV 

NE 

~ 

Miracema 

Gurupi 

S.Mesa 

500kV 

F10 

F4 

Peixe 

(2006) 

Lajeado 

~ 

~ 

FSE-NE 

Samambaia 

500kV 

F7 

F8 

Samambaia 

345kV 

F9 

Bandeirantes 

F2 

~ 

Itumbiara 

345kV 

Itumbiara 

500kV 

(Jun/05) 

S.Simão 

~ 

Marimbondo 

(ago/04) 

Emborcação 

500kV 

~Miranda 

S. Gotardo 

N. Ponte 

2x300 MVA 

138kV 

Uberlândia 

(3) 2 x1050MVA 

~ 

(2x) 400MVA 

Cana Brava 

F6 

Corumbá IV 

F5 

~ 

S.Mesa 

230kV 

Niquelândia 

B.Alto 

B.Norte 

138kV 

B.Sul 

230kV 

B.Sul 

345kV 

2x225 MVA 

3x225MVA 

1x276MVA 

Bandeirantes 

230kV 

F3 

Corumba 

345kV 

Anhanguera 

P.Colombia 

~ 

Carajás 

3x560MVA 

Itumbiara 

230kV 

3x225MVA 

Planalto 

C. Dourada 

230kV 

F1 

Rio Verde 

230kV 

~ 

~ 

MT 

138kV 

3x50MVA 

FSM = F4+F5+F6 

S.Mesa 

138kV 

B.Geral 

Pirineus 

Xavantes 

Firminópolis 

Goiânia Leste 

A título exemplificativo, a tabela 3.5.1-3 mostra os valores dos fluxos indicados na 

Figura 3.5.1-1 para a condição de junho / carga pesada dos anos 2004, 2005 e 

2006, considerando os casos base de despacho de geração e dois dos casos 

alternativos analisados (2006A e 2006B), estes últimos com aumento dos 

intercâmbios de exportação e importação de potência pelo Sudeste/C.Oeste através 

da interligação Norte-Sul. 

Da análise dessa tabela, verificam-se os seguintes aspectos: 

• no escoamento da potência proveniente da interligação Norte-Sul, nos casos 

em que há importação de potência pelo SE/C.Oeste, os fluxos provenientes 

de Serra da Mesa 500 kV são majoritariamente direcionados para a rede 

345 kV (F7) e para a LT 500 kV Samambaia – Emborcação (F8), resultando 

valores relativamente baixos de fluxos na LT 500 kV Samambaia - Itumbiara 

(fluxo F9). O suprimento do Distrito Federal e das áreas centro e norte de 

Goiás, nesses casos, é predominantemente feito através da transformação 

500/345 kV de Samambaia (F7); 


• já no caso de exportação de potência pelo SE/C.Oeste, ocorrem fluxos 

relativamente maiores na LT 500 kV Samambaia – Itumbiara (fluxo F9 

invertido) em comparação com a LT Samambaia – Emborcação (F8). O 

suprimento do Distrito Federal e do centro/norte de Goiás é 

predominantemente feito, nesse caso, através das LTs 345 kV Itumbiara – 

Bandeirantes – Samambaia (fluxo F2), reduzindo-se o fluxo na 

transformação 500 / 345 kV de Samambaia (F7); 

• nos diversos casos analisados a soma dos fluxos F1, F2, F3, F5, F6 e F7 

resultou na faixa 1900 – 2000 MW. A soma desses fluxos corresponde, 

aproximadamente, a 90% das cargas do Distrito Federal e das áreas centro e 

norte de Goiás, sendo o saldo remanescente suprido pelas usinas locais 

(Paranoá, em operação, Corumbá IV, com entrada prevista para março/2004 

e julho/2004, 1ª e 2ª unidade de 63.5 MW cada). As perdas de transmissão 

dessa área resultaram da ordem de 2% da carga total da CEB e Celg. 

Tabela 3.5.1-3 – Área Goiás e Distrito Federal – Fluxos (MW) 

Casos de referência 

Casos alternativos 

2004 2005 2006 2006A 2006B 

Fluxos, MW F1 243 216 204 173 318 

F2 328 326 266 122 789 

F3 102 83 39 -38 315 

F4 1468 1496 1947 2768 -839 

F5 -142 -152 -147 -131 -200 

F6 330 335 346 346 346 

FSM = F4+F5+F6 1656 1679 2146 2983 -693 

F7 1043 1082 1270 1507 436 

F1+F2+F3+F5+F6+F7 1904 1890 1978 1979 2004 

F8 407 406 529 827 -477 

F9 6 -5 128 393 -802 

F10 1088 1029 1274 1913 -1113 

F N-S 527 462 395 1066 -1988 

F SE-NE 478 410 343 146 795 

Foram analisadas contingências em regime permanente em LTs 500 kV, LTs 

230 kV, em transformadores da Rede Básica e da fronteira com a Rede 

Complementar, cujas principais conclusões foram anteriormente apresentadas no 

sumário das condições de atendimento. 



3.5.2 Área Mato Grosso 

 


O sistema de transmissão de energia elétrica que atende à área do Mato Grosso é 

constituído basicamente por um sistema radial principal em 230 kV que parte da 

subestação de Rio Verde, com três circuitos até Rondonópolis no Mato Grosso, 

além de um circuito simples em 138 kV entre estas subestações. 

Um deles tem seu traçado via Couto Magalhães e outros dois via Barra do Peixe, 

havendo seccionamento e transformação 230/138 kV apenas em um desses dois 

últimos. Os trechos B. do Peixe – Rondonópolis e C. Magalhães – Rondonópolis 

têm 217 km e 178 km de comprimento, respectivamente. De Rondonópolis, com 

extensão de 188 km, partem dois circuitos em 230 kV para a subestação Coxipó 

localizada na capital Cuiabá, onde se concentra cerca de 45% da demanda do Mato 

Grosso e de onde se realiza a distribuição de energia aos centros de carga 

regionais. 

A área norte do MT é atendida radialmente por um único circuito de 230 kV a partir 

da SE Coxipó, com comprimento de 105 km até a SE Nobres, ponto de 

seccionamento e entroncamento com o sistema de transmissão (66 km) associado 

à UHE Manso, e mais 335 km até a subestação terminal de Sinop. Nesse último 

trecho, são atendidas por derivação as subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio 

Verde e Sorriso. 

Com a implantação de novas usinas, a área do MT tornou-se auto-suficiente em 

termos de energia elétrica e a rede em 230 kV passou a ser utilizada como um 

sistema exportador da energia excedente para o SIN. 

Considerando as obras que estarão sendo licitadas e autorizadas durante o ano de 

2003, deverá haver expansão e reforço da rede de transmissão no período 2004- 

2006, ocorrendo a instalação de um elo adicional em 230 kV entre as áreas de 

Coxipó/Cuiabá e Rondonópolis, adição de compensação série em trechos de linhas 

230 kV entre Cuiabá e Itumbiara e, ainda, a instalação de um circuito em 500 kV 

(808 km) entre essas duas últimas subestações. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Mato Grosso 


máxima anual na área Mato Grosso no horizonte deste PAR. 


Tabela 3.5.2-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Mato Grosso 

2003 2004 2005 2006 

UHE 680 680 855 (1) 855 

Capacidade 

Instalada 

(MW) 

PCH 104 260 (2) 324 (3) 393 (4) 

UTE 492 492 492 492 

Total 1.276 1.432 1.671 1.740 

Demanda 

Máxima 

601 

653 

682 

715 

Anual (MW) 

Mínima 

384 

416 

435 

455 

Crescimento 

(%) 

-- 8,7 (*) 4,4 4,8 

(*) Inclui incorporação de mercados isolados da área norte do Estado. 

Notas: novas usinas (1) UHE Ponte de Pedra (175 MW); (2) PCHs 156 MW; (3) PCHs 64 MW; (4) PCHs 69 MW 

 


Nas análises realizadas, ficou evidenciada a existência de restrição estrutural do 

sistema de transmissão quanto à capacidade para escoar a totalidade da geração 

disponível no Mato Grosso. 


A partir da instalação de usinas na área Mato Grosso, o sistema de 

transmissão passou a apresentar problemas de instabilidade eletromecânica 

quando de contingências de linhas de 230 kV no eixo Coxipó - Rondonópolis 

– Rio Verde, havendo com isso necessidade de restrição elevada de geração 

local. A exportação máxima para o SIN a partir de Rondonópolis, considerando 

os fluxos nas LTs 230 kV e 138 kV, resultou na faixa 270-350 MW, 

dependendo das condições de carga. Desse total aproximadamente 230- 

300 MW correspondem ao fluxo nas LTs 230 kV, sendo o valor inferior 

referente à configuração de junho/2004. Para valores acima deste haveria 

necessidade de esquemas de corte de geração. Com a entrada em operação 

das obras previstas de transmissão nessa área (LT 230 kV Coxipó – Cuiabá – 

Rondonópolis, Compensação série no eixo em 230 kV entre Coxipó e 

Itumbiara e LT 500 kV Cuiabá – Ribeirãozinho – Intermediária – Itumbiara, 

mostradas nas Figuras 3.5.2-2 e 3.5.2-3), esse problema será solucionado 

para o parque gerador previsto até 2006. 


) Problemas relacionados ao Controle de Tensão 

• Contingências de linhas de 230 kV na área MT acarretam quedas 

excessivas de tensão no tronco 230 kV Rondonópolis – Barra do Peixe – 

Rio Verde. Com isso, há necessidade de restrição de geração local, 

diminuindo-se a potência exportada a partir de Rondonópolis. Esse 

problema será contornado com a instalação de compensação série nos dois 

circuitos Rondonópolis – Barra do Peixe – Rio Verde conforme mostrado 

mais adiante na Figura 3.5.2-2 e reforçado posteriormente com a instalação 

da LT 500 kV Cuiabá – Itumbiara, indicada na Figura 3.5.2-3. 

• A subestação de Sinop, localizada na ponta de sistema radial a cerca de 

335 km da SE Nobres, apresenta problemas de controle de tensão, 

havendo inclusive dificuldades de operação do banco de capacitores 

existente nessa subestação em função do baixo nível de curto-circuito local 

(da ordem de 240 MVA no lado 230 kV). A instalação de equipamento de 

controle de tensão é importante nesse ponto do sistema, conforme 

recomendado nos dois últimos ciclos do PAR, já autorizado pela Aneel, com 

entrada em operação prevista para junho de 2004. 


O sistema de transmissão existente em 230 kV do Mato Grosso tem 

problemas de sobrecargas em linhas remanescentes quando de contingência 

simples de circuitos no eixo Rondonópolis – Rio Verde. As limitações da rede 

se manifestam basicamente por sobrecargas no trecho Coxipó - 

Rondonópolis 230 kV no caso de contingência em um dos circuitos, 

indicativas da necessidade de ampliação do número de circuitos em 230 kV 

nesse trecho, e por queda acentuada de tensão no trecho Rondonópolis - 

Barra do Peixe, indicativa da necessidade de reforço através de 

compensação reativa capacitiva nessa área do sistema. 


A perda da LT 230 kV Nobres-Sinop pode levar a desligamentos de cargas 

na área centro-norte do estado, na faixa aproximada de 30 a 60 MW, 

dependendo da condição de carga e do despacho de geração local 

considerado. Observa-se, por outro lado, que essa área terá um aumento de 

capacidade geradora instalada (PCHs), diminuindo sua dependência das 

demais áreas. 





Até que ocorram os reforços estruturais previstos, indicados nas Figuras 

3.5.2-2 e 3.5.2-3, a ocorrência de contingências duplas no eixo Coxipó - 

Rondonópolis – Barra do Peixe - Rio Verde pode levar ao ilhamento da rede 

do Mato Grosso em relação ao sistema interligado Sudeste/Centro Oeste. A 

geração local é suficiente para atender a carga, havendo necessidade de um 

esquema de corte de geração para manter a operação estável. 


• Conforme tratado no Item 7, foram observadas sobrecargas ou queda de 

tensão nas LTs 138 kV Coxipó – Rondonópolis e Rondonópolis-Couto 

Magalhães (74/86 MVA em condição normal/emergência), as quais operam 

em paralelo com a rede 230 kV. Por outro lado, observa-se que tais 

problemas ficarão bastante atenuados com a instalação de compensação 

série nos dois circuitos Rondonópolis – Barra do Peixe – Rio Verde, 

incluindo o seccionamento do circuito C1 e sua conexão na SE Barra do 

Peixe, conforme mostrado na Figura 3.5.2-2. Ressalta-se, porém, que no 

caso da perda de um dos transformadores da SE Coxipó 230/138 kV pode 

ser verificada sobrecarga elevada nas unidades remanescentes. 

• O plano de obras da Cemat indica um total da ordem de 900 km de LTs 

138 kV a serem instaladas no período 2004-2006, de responsabilidade 

própria e de outros agentes. Grande parte dessas linhas é voltada à 

integração de sistemas isolados e/ou de novas PCHs (algumas muito 

distantes do sistema e ainda sem contrato) nas áreas sudoeste e centronorte 

do estado e caso sejam concretizadas irão atenuar a dependência, 

principalmente da área centro-norte, da importação de potência através da 

LT 230 kV Nobres – Sinop. 



Na configuração atual, verifica-se que pode ser necessário despachar a UTE 

Cuiabá por razões de desempenho dinâmico do sistema, dependendo do 

despacho local de geração das usinas hidrelétricas. A evolução do sistema, a 

partir da entrada de novas usinas e das obras propostas para a área MT, irá 

eliminar a necessidade de despacho mínimo em Cuiabá. 


As restrições da rede 230 kV descritas nos itens (a), (b) e (c) anteriores 

impossibilitam o escoamento da totalidade da geração disponível, havendo 

necessidade de restringir o despacho global das usinas para valores na faixa 

de 60-65% da capacidade instalada no ano 2004. Sendo que a UTE Cuiabá 

(480 MW) representa aproximadamente 37% da potência total nesse ano, a 


mesma poderá sofrer restrições de despacho juntamente com as demais 

usinas hidrelétricas do estado. 

i) Problemas relacionados ao desempenho operativo de instalações 

Os registros de proteção e a estatística do setor indicam que o desempenho 

médio da LT 230 kV Coxipó – Nobres - Sinop em termos de freqüência de 

falhas, tem sido bastante inferior ao desempenho anual das linhas de mesmo 

nível de tensão do SIN, com freqüência média 8 vezes superior à média das 

linhas de 230 kV. É importante caracterizar as causas dos desligamentos 

bem como o(s) trecho(s) de sua maior incidência na rota Coxipó - Nobres- 

Nova Mutum-Rio Verde-Sorriso-Sinop com extensão total de 440 km. 

 



Tabela 3.5.2-2– Principais Obras propostas para o sistema do Mato Grosso ainda sem concessão 


Seccionamento da LT Rondonópolis – Rio Verde - Itumbiara C1 

em Barra do Peixe para conexão na SE 230/138 kV de Barra do 

Peixe 

Compensação série nos circuitos C1 e C2 dos trechos de linhas 

entre Rondonópolis e Itumbiara 

Nova subestação seccionadora 230 kV em Cuiabá 

LT 230 kV Coxipó-Cuiabá, circuito duplo (25 km), 

LT 230 kV Cuiabá-Rondonópolis, circuito simples (168 km), 

compensada em série (60%) 

LT 500 kV Cuiabá -Itumbiara, circuito simples (808 km), com 

seccionamentos em Riberãozinho e Intermediária 

SEs Cuiabá e Ribeirãozinho 500/230 kV 

LT 230 kV Ribeirãozinho - Barra do Peixe, circuito duplo (3 km) 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

JAN/2005 

JAN/2005 

JAN/2005 



• Avaliar os fatores limitantes da capacidade operativa das três LTs 230 kV 

entre as subestações de Rondonópolis e Itumbiara, particularmente dos 

trechos Barra do Peixe – Rio Verde C1 e Rio Verde – Itumbiara C1, visando 

eliminar eventuais restrições causadas por equipamentos terminais, vãos 

críticos etc.(ONS/Empresas envolvidas da área). 

• Verificar necessidade de compatibilizar o dimensionamento dos bancos de 

capacitores série localizados nos citados trechos de linhas com os efetivos 

limites de carregamento, depois de eliminadas as eventuais restrições 

(CCPE/Furnas). 

• Investigar as causas de desligamentos da LT 230 kV Coxipó – Nobres – 

Nova Mutum – Lucas Rio Verde – Sorriso – Sinop, com 440 km de extensão, 

identificando os trechos de maior incidência, e estabelecer ações que 

possam reduzir a freqüência de saídas da mesma, considerando 

particularmente as causas de origem interna (descargas atmosféricas, por 

exemplo) e outras ignoradas, as quais, segundo os registros, têm tido 

influência significativa no desempenho dessa LT (ONS/Eletronorte). 


item 6.3 



2006 

a) Antes da entrada da LT 500 kV Cuiabá - Itumbiara (junho/2004 a fevereiro/2005) 

A Figura 3.5.2-1 ilustra, de forma simplificada, a rede de transmissão para a 

área Mato Grosso e sua interligação com Goiás no seu estágio atual. Está 

previsto que a configuração do tronco transmissor principal se mantenha até o 

final de 2004 ou início de 2005, quando ocorrerão ampliações e reforços na 

rede 230 kV (Figura 3.5.2-2). 

Figura 3.5.2-1 - Área Mato Grosso – Configuração para os anos 2003 e 2004 

Sinop 

Sorriso 

138kV 

L. R. Verde 

Itumbiara 

500kV 

N. Mutum 

UHE Manso 

Nobres 

UHE 

Guaporé 

Jauru 

230kV 

UHE 

Jauru 

138kV 

Coxipó 

Rondonópolis 

B. do Peixe 

230kV 

138kV 

#2 

#1 

#2 

#1 

#2 

#1 

C. Magalhães 

R. Verde 

#2 

#1 

C. Dourada 

345kV 

Itumbiara 

230kV 

UTE Cuiabá 

138kV 

138kV 

UHE Itiquira 1 e 2 

No período dezembro/2004 a fevereiro/2005 foi considerado que o sistema 

evolua para a configuração mostrada na Figura 3.5.2-2, incorporando 

ampliações e reforços, os quais contemplam a conexão da UHE Ponte de Pedra 

e, adicionalmente, os seguintes: 

• Seccionamento da LT Rondonópolis –Rio Verde - Itumbiara C1 em Barra do 

Peixe e conexão da mesma na SE transformadora 230/138 kV de Barra do 

Peixe, ficando ambos os circuitos dessa linha conectados na referida 

subestação; 

• Compensação série nos circuitos C1 e C2 dos trechos de linhas entre 

Rondonópolis e Itumbiara, com os seguintes graus de compensação: 


- C2: 50% no trecho Rondonópolis-Barra do Peixe e 70% nos trechos 

Barra do Peixe-Rio Verde e Rio Verde-Itumbiara; 

- C1: 30% no trecho Rondonópolis-Barra do Peixe e 2x30% nos trechos 

Barra do Peixe-Rio Verde e Rio Verde-Itumbiara; 

• Nova subestação seccionadora 230 kV em Cuiabá, conectada através de um 

circuito duplo (25 km) com a SE Coxipó e de um circuito simples (168 km) 

com a SE Rondonópolis, estabelecendo-se assim um 3o elo em 230 kV entre 

as áreas de Coxipó e Rondonópolis. O trecho Cuiabá-Rondonópolis terá 

60% de compensação série, concentrada no terminal de Rondonópolis. 

Figura 3.5.2-2 - Área Mato Grosso – Configuração para fevereiro/2005 – Entrada da LT Coxipó-Cuiabá- 

Rondonópolis e da compensação série na rede 230 kV 

Sinop 

Sorriso 

L. R. Verde 

N. Mutum 

138kV 

UHE Manso 

Itumbiara 

500kV 

Nobres 

Cuiabá 

UHE 

Guaporé 

Jauru 

230kV 

UHE 

Jauru 

138kV 

Coxipó 

Rondonópolis 

B. do Peixe 

230kV 

60% 

138kV 

50% 

#2 

#2 #2 

30% 30% 

#1 #1 #1 

C. Magalhães 

R. Verde 

70% 

#2 

70% 30% 30% 

#1 

30% 

C. Dourada 

345kV 

Itumbiara 

230kV 

UTE Cuiabá 

138kV 

UHE 

P.Pedra 


138kV 

A área Mato Grosso que, a partir da entrada da UTE Cuiabá (480 MW) e da 

UHE Manso (210 MW), passou a ter excedentes de geração para exportação ao 

SIN, tem essa característica exportadora ampliada a partir de 2003 com a 

entrada de novas fontes geradoras. 

Na configuração de junho/2004 estarão presentes as hidrelétricas de Itiquira I 

(60,8 MW), Itiquira II (95,2 MW), Jauru (110,1 MW) e Guaporé (120 MW). Em 

relação a junho/2003, está ainda prevista a implantação de um montante 


adicional de 36 MW de PCHs na região sudoeste 1 , totalizando 1312 MW de 

capacidade instalada de geração. Em fevereiro/2005 foram consideradas em 

operação as 2 primeiras das 3 unidades da UHE Ponte de Pedra (3x58.7 MW). 

A configuração correspondente a junho/2004 é a mostrada na Figura 3.5.2-1. 

Para dezembro/2004 foi considerada a possibilidade de estar instalada a 

compensação série prevista para a rede 230 kV, mostrada na Figura 3.5.2-2, 

sem, contudo, a presença das linhas Coxipó-Cuiabá e Cuiabá-Rondonópolis, 

constituindo um 3º elo entre as áreas de Coxipó e Rondonópolis, o qual foi 

considerado na configuração de fevereiro/2005. 

Dada a topologia da conexão das novas fontes de geração nessa área, os 

fluxos dos excedentes de geração se concentram na SE Coxipó e são 

direcionados para Rondonópolis, através dos dois circuitos Coxipó - 

Rondonópolis 230 kV e da LT Coxipó – Jaciara - Rondonópolis 138 kV que 

opera em paralelo à rede 230 kV. 

Em Rondonópolis há a adição da geração proveniente de Itiquira I/II e da UHE 

Ponte de Pedra, aumentando o fluxo exportador, o qual se direciona para Rio 

Verde através dos três circuitos 230 kV (dois deles via Barra do Peixe e um via 

Couto Magalhães) e da LT 138 kV Rondonópolis-Couto Magalhães -Rio Verde 

que opera em paralelo à rede 230 kV. 

A tabela a seguir resume os principais resultados para as configurações 

analisadas do ano de 2004 e de fevereiro/2005: 

Tabela 3.5.2-3– Resultados da análise do estado do Mato Grosso – Ano 2004 e fevereiro/2005 

2004 2005 

Junho Dezembro Fevereiro 

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

Cap. Instalada, MW UTE 492,0 

492,0 

492 

UHE 679,6 

679,6 

796,9 

PCH 140,4 

143,6 

143,6 

Total 1312,0 

1315,2 

1432,5 

Geração máxima, MW 941,5 919,5 765,5 908,5 1044,5 1034,5 

% 71,8% 70,1% 58,3% 69,1% 72,9% 72,2% 

Carga, MW 576,5 595,1 438,7 527,3 530,3 522,8 

Perdas, MW 61 50,4 40,8 70,2 76,2 70,7 

% 6,5% 5,5% 5,3% 7,7% 7,3% 6,8% 

Exportação, MW 230 kV 296 272 261 311 438 445 

(de Rondonópolis) 138 kV 49 45 57 37 46 43 

Total 345 317 318 348 484 488 

1 Nesse montante consideraram-se apenas as PCHs que têm contrato firmado com a Cemat, a serem instaladas em 

2003 e 2004 . Caso se considere todas as PCHs listadas no programa de metas do MME e/ou previstas pela Cemat, 

incluindo aquelas que ainda não tem contrato, o montante adicional em junho/2004, em relação a junho/2003, seria 

de 156 MW, sendo 41 MW na área centro-norte e 115 MW na área sudoeste do estado, elevando para 1432 MW o 

total de capacidade instalada. 


Os valores de geração despachada e os fluxos a partir de Rondonópolis 

indicados na tabela acima são os máximos possíveis para que não ocorram 

sobrecargas em regime permanente, em situações de contingências na rede. 

Para valores acima dos indicados, haveria necessidade de esquemas de corte 

de geração. As emergências mais críticas foram as seguintes: 

• saída de um dos dois circuitos Coxipó -Rondonópolis 230 kV, a qual tende a 

provocar sobrecargas no circuito remanescente (limite de 307 MVA, para 

condição de emergência) e na LT Coxipó -Jaciara-Rondonópolis 138 kV 

(limites de 86 MVA para condição de emergência); 

• saída do trecho de LT 230 kV Rondonópolis –B. do Peixe C2, a qual 

sobrecarrega a LT 230 kV Rondonópolis-B. do Peixe-Rio Verde C1 

(287 MVA), e tende a causar queda acentuada de tensão no sistema 230 kV 

e ao longo da LT 138 kV Rondonópolis-Couto Magalhães. 

A presença da compensação série na rede 230 kV (dezembro/2004) melhora o 

desempenho da rede na segunda das contingências acima, porém, conforme se 

poderia antecipar, não soluciona a limitação de transmissão decorrente da 

primeira das contingências citadas, o que só ocorrerá com a instalação do 3º 

elo em 230 kV entre Coxipó e Rondonópolis. Dessa forma, o fluxo máximo 

exportável a partir de Rondonópolis resultou da mesma ordem de grandeza 

(350 MW em carga pesada e 315 MW em carga média e leve) nas 

configurações de junho e dezembro/2004. 

Com a presença das linhas Coxipó - Cuiabá e Cuiabá - Rondonópolis e da 

compensação série anteriormente referida, o que ocorre na configuração de 

fevereiro/2005 mostrada na Figura 3.5.2-2, esse fluxo se eleva para 

aproximadamente 485 MW. Nesse caso, a segunda das contingências 

anteriormente descritas passa a ser a mais crítica, sendo igualmente severa a 

saída do trecho em 230 kV Barra do Peixe – Rio Verde C2, a qual sobrecarrega 

o trecho em paralelo B. do Peixe - Rio Verde C1. 

Sob o aspecto de exportação de energia, conclui-se que a rede de transmissão 

prevista para 2004 é compatível com um despacho máximo da geração da 

ordem de 70% em condições de carga pesada e média e da ordem de 58% na 

carga leve. Em fevereiro de 2005, com a instalação de compensação série na 

rede 230 kV, um despacho máximo de 72% da geração permanece sendo 

possível, mesmo com o aumento da capacidade instalada devido à entrada das 

duas primeiras unidades da UHE Ponte de Pedra. 

Procurou-se confirmar os valores de exportação indicados na tabela anterior 

através de estudos dinâmicos. Para a configuração de junho/2004, constatou-se 

que limite dinâmico de transmissão é inferior ao indicado na tabela. O sistema 

permanece estável para curto monofásico e abertura de um circuito Coxipó – 

Rondonópolis para uma exportação a partir de Rondonópolis de até 

aproximadamente 270 MW, sendo 230 MW pelas linhas 230 kV e da ordem de 


40 MW pelo sistema 138 kV. Na configuração de dezembro/2004 e de 

fevereiro/2005 foram confirmados os valores anteriores. Observa-se que no 

caso de fevereiro/2005, não se buscou investigar o limite dinâmico de 

transmissão, o qual deverá ser ligeiramente superior ao indicado na tabela 

anterior. 

Constatou-se também que os recursos de controle de tensão no tronco 

transmissor em 230 kV disponíveis são suficientes para atender situações 

operativas, em carga leve, com menores níveis de geração despachada, até 

aproximadamente 40% da capacidade instalada em junho/2004. Abaixo desse 

valor, há elevação dos níveis de tensão ao longo da rede 230 kV, podendo 

ultrapassar o limite de 105% em B. do Peixe. 

Devem ser observados os seguintes aspectos quanto aos limites de 

carregamento das LTs 230 kV nas quais será adicionada a compensação série, 

particularmente dos trechos B.Peixe-Rio Verde C1 e Rio Verde- Itumbiara C1, 

ambos de Furnas: 

• O limite para condições de emergência considerado nos estudos para esses 

dois trechos foi de 290 MVA / 730 A, o qual é compatível com o condutor 

dessas LTs (1x556 MCM por fase) e ligeiramente inferior ao adotado nos 

estudos de dimensionamento dos capacitores série 310 MVA / 780A 2 . 

• Por outro lado, o CPST indica uma capacidade operativa de 197 MVA / 495 A 

para os citados trechos 3 . A prevalecer este último valor haveria necessidade 

de redução no despacho de geração da ordem de 150 MW, caindo de 72% 

para 62% o nível de geração máxima e reduzindo de 485 MW para 345 MW 

o fluxo máximo de exportação a partir de Rondonópolis. Ou seja, ficaria 

praticamente anulado o ganho proporcionado pela introdução da 

compensação série em fevereiro/2005, antes da entrada da LT Cuiabá- 

Itumbiara em 500 kV. Ademais, resultariam sobredimensionados os bancos 

de capacitores série, projetados para 30% de sobrecorrente em condições de 

emergência (durante 30 minutos). Esse aspecto merece consideração 

detalhada, visando caracterizar os fatores que restringem a capacidade 

operativa dos citados trechos de LTs, bem como estabelecer as possíveis 

soluções. 

b) Após a entrada da LT 500 kV Cuiabá-Itumbiara (junho/2005 a dezembro/2006) 

A partir de junho/2005 foi considerada a entrada em operação da LT 500 kV 

Cuiabá-Itumbiara, conforme ilustrado na Figura 3.5.2-3, com acréscimo 

significativo da capacidade de transporte e de exportação de energia do Mato 

Grosso para a Região Sudeste. 

2 Ref. relatório CCPE/CTET.052.2002 “Definição da compensação série nos circuitos existentes de 230 kV entre a 

subestações de Cuiabá e Itumbiara”, de dezembro/2002. 

3 Ref. relatório ONS-2.1/005/2001 “Análise das capacidades das linhas de transmissão informadas nos CPST e nos 

documentos existentes na ANEEL, relativos às prorrogações das concessões das empresas de transmissão” 


As ampliações indicadas na Figura 3.5.2-3 referem-se às seguintes instalações: 

• Linha de transmissão em 500 kV circuito simples entre Cuiabá e Itumbiara 

(808 km) e reatores shunt associados, com trechos Cuiabá – Ribeirãozinho 

(364 km), Ribeirãozinho – Intermediária (242 km) e Intermediária – Itumbiara 

(202 km); e 

• Transformações 500/230 kV em Cuiabá (1x750 MVA) e Ribeirãozinho 

(1x400 MVA) e conexão de Ribeirãozinho a Barra do Peixe, através de LT 

230 kV em circuito duplo (3 km). 

Figura 3.5.2-3 - Área Mato Grosso – Configuração prevista a partir de junho/2005 

Sinop 

Sorriso 

L. R. Verde 

N. Mutum 

Nobres 

UHE 

Guaporé 

Jauru 

230kV 

UHE 

Jauru 

138kV 

Coxipó 

138kV 

UHE Manso 

Cuiabá 

500kV 

Ribeirãozinho 

500kV 

C. Magalhães 

230kV 

Intermediária 

Rondonópolis 

230kV B. do Peixe R. Verde 

60% 

70% 

138kV 

#2 

50% 

70% 30% 30% 

#2 

#2 #2 

#1 

30% 30% 30% 

#1 #1 #1 

C. Dourada 

Itumbiara 

500kV 

345kV 

Itumbiara 

230kV 

UTE Cuiabá 

138kV 

UHE 

P.Pedra 


138kV 

Em termos de expansão da capacidade de geração, foi agregada na 

configuração de junho/2005 a 3ª unidade de 58.7MW da UHE Ponte de 

Pedra, cuja instalação é prevista para março/2005. Visando analisar a 

capacidade de transporte da rede, considerou-se também um montante 

adicional em relação a fevereiro/2005 de 180 MW em junho/2005 e mais 

69 MW em fevereiro/2006, correspondentes a PCHs, listadas no programa 

de metas do MME e nas previsões da Cemat. 

As tabelas 3.5.2-4 e 3.5.2-5 resumem os principais resultados para as 

configurações analisadas dos anos 2005 e 2006. 


Tabela 3.5.2-4– Resultados da análise do estado do Mato Grosso – Ano 2005 (junho e dezembro) 

Ano 2005 

Junho 

Dezembro 

C. Pesada C. Média C. Leve C. Pesada 

Cap. Instalada, MW UTE 492.0 

492.0 

UHE 855.6 

855.6 

PCH 323.9 

337.9 

Total 1671.5 

1685.5 

Geração, MW 1503 1502 1354.6 1501.2 

% 89.9% 89.9% 81.0% 89.1% 

Carga, MW 671.5 622.9 459.2 551.2 

Cuiabá 500 kV 324 345 353 369 

Exportação (MW) a Rondonópolis 230 kV 431 454 455 490 

partir de Rondonópolis 138 kV 47 45 41 48 

Total 802 844 849 907 

Perdas, MW 89.5 94.1 94.4 97 

% 6.0% 6.3% 7.0% 6.5% 

Tabela 3.5.2-5– Resultados da análise do estado do Mato Grosso – Ano 2006 

Ano 2006 

Fevereiro Junho Dezembro 

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

Cap. Instalada, MW UTE 

UHE 

PCH 

Total 

492.0 

855.6 

392.9 

1740.5 

Geração, MW 1511.5 1520.5 1561.5 1560.5 1373.1 1550.7 

% 86.8% 87.4% 89.7% 89.7% 78.9% 89.1% 

Carga, MW 555.2 547.4 703.6 651.6 480.3 580.5 

Cuiabá 500 kV 372 388 336 356 345 374 

Exportação (MW) a Rondonópolis 230 kV 480 484 438 465 451 495 

partir de Rondonópolis 138 kV 50 46 49 48 42 49 

Total 902 918 823 869 838 918 

Perdas, MW 109.3 110.1 102.9 110.9 121.8 162.2 

% 7.2% 7.2% 6.6% 7.1% 8.9% 10.5% 

Os valores de geração despachada e os fluxos a partir de Rondonópolis 

indicados nas tabelas acima são os máximos possíveis para atender os critérios 

operativos em situações de contingências na rede. Para valores acima dos 

indicados, haveria necessidade de esquemas de corte de geração. As 

emergências mais críticas passam a ser a perda de um dos trechos da nova LT 

500 kV Cuiabá – Itumbiara, ou seja: 


• perda do trecho Cuiabá – Ribeirãozinho, a qual provoca aumento do 

carregamento das LTs 230 kV que saem de Cuiabá. O fator limitante é a 

tensão mínima em Rondonópolis 230 kV, a qual é verificada antes que se 

atinjam os limites de capacidade dessas linhas; 

• perda do trecho Ribeirãozinho – Intermediária ou Intermediária – Itumbiara, a 

qual provoca aumento do carregamento das LTs 230 kV que saem de Barra 

do Peixe. O fator limitante resultou ser a tensão máxima no lado linha dos 

bancos de capacitores série 230 kV de Rio Verde, na LT B. do Peixe – Rio 

Verde C2, admitida igual a 1.20 p.u. 4 . 

Sob o aspecto de exportação de energia, conclui-se que com a entrada da LT 

500 kV Cuiabá – Itumbiara, em adição à compensação série anteriormente 

mencionada para a rede 230 kV, o sistema de transmissão do Mato Grosso 

possibilitará uma exportação da ordem de 480 a 530 MW através das LTS 230 e 

138 kV que saem de Rondonópolis, e na faixa de 320 a 390 MW pela citada LT 

500 kV, totalizando um montante da ordem de 800 a 900 MW. Nessas 

condições aproximadamente 90% da capacidade geradora prevista poderá ser 

escoada nas condições de carga pesada e média dos anos 2005 e 2006. Em 

condições de carga leve esse valor cai para aproximadamente 80%. 

Os valores de exportação a partir de Rondonópolis indicados nas tabelas 

anteriores foram confirmados pelos estudos dinâmicos. Não se buscou 

investigar os limites dinâmicos de transmissão, os quais deverão ser superiores 

aos anteriormente mencionados. 

Constatou-se também que os recursos de controle de tensão disponíveis nos 

troncos transmissores em 500 kV e 230 kV são suficientes para atender 

situações operativas, em carga leve, com menores níveis de geração 

despachada, até aproximadamente 30% da capacidade instalada em 

junho/2005. 

No que se refere à questão dos limites de carregamento das linhas 230 kV, 

objeto da observação apresentada anteriormente, particularmente dos trechos 

Barra do Peixe - Rio Verde C1 e Rio Verde - Itumbiara C1, verificou-se que, 

mesmo com a entrada da LT 500 kV Cuiabá – Itumbiara, permanece a 

ocorrência de sobrecarga no primeiro dos trechos citados, cujo limite é de 

197 MVA / 495 A, para contingências simples de circuitos de transmissão (saída 

do trecho em 500 kV Ribeirãozinho – Intermediária ou Intermediária – 

Itumbiara), havendo necessidade de redução da ordem de 150 MW de geração 

para eliminar a referida sobrecarga. Ademais, caso esse limite não venha a ser 

alterado, também permanece a observação anterior quanto ao 

4 

Ref. relatório citado na nota no. 2. Os estudos do CCPE, com base na tensão máxima operativa ditada pela 

suportabilidade do isolamento ou por restrições de corona, admitiram os seguintes valores máximos de tensão nas 

linhas 230 kV para o dimensionamento dos bancos de capacitores série: 

1.10 p.u nas LTs B. do Peixe-Rio Verde C1 e Rio Verde-Itumbiara C1; 1.15 p.u. na LT Rondonópolis-B. do Peixe C1; 

1.20 p.u. nas LTs Rondonópolis-B. do Peixe C2, B. do Peixe-Rio Verde C2 e Rio Verde-Itumbiara C2. 


sobredimensionamento dos bancos de capacitores série localizados nessas LTs 

nos terminais de Barra do Peixe, Rio Verde e Itumbiara. 

c) Atendimento da área centro-norte do MT 

A área centro-norte do estado é atendida através da LT 230 kV Coxipó – 

Nobres – Sinop, circuito simples, com capacidade operativa de 239 MVA. Essa 

linha atende em derivação as subestações de Nova Mutum, Lucas do Rio Verde 

e Sorriso bem como a subestação terminal de Sinop. Os registros indicam que o 

desempenho médio dessa LT, em termos de freqüência de falhas, tem sido 

bastante inferior ao desempenho anual das linhas de mesmo nível de tensão do 

SIN, com freqüência média 8 vezes superior à das LTs 230 kV. 

Destaca-se que essa área terá um aumento de capacidade geradora instalada 

(PCHs), diminuindo sua dependência das outras áreas, conforme mostrado na 

tabela a seguir. Observa-se que uma parte da geração, da ordem de 34 MW, 

não computada na tabela, é injetada na área de Sorriso e o restante na área 

norte. Considerando um despacho de 90% dessa capacidade, é também 

apresentado o fluxo no trecho Sorriso – Sinop da LT 230 kV Nobres – Sinop, o 

qual caracteriza o montante de potência importada para fechar o balanço cargageração 

da área norte na condição de carga pesada. 

Tabela 3.5.2-6– Capacidade de geração e intercâmbios da área centro-norte do Mato Grosso 

Geração e intercâmbios da área norte 

jun/04 jun/05 jun/06 

Cap. Instalada de 

PCHs, MW 

Importação (MW) 

c/ contrato 29.5 29.5 43.5 

s/ contrato 13.0 22.0 77.0 

total 42.5 51.5 120.5 

Considerando só geração c/ contrato 41.6 61.0 54.6 

Considerando a geração total 30.3 41.5 -4.8 

Verifica-se que, se forem consideradas todas as PCHs relacionadas no 

acompanhamento da expansão realizado pelo MME e/ou previstas pela Cemat, 

incluindo aquelas que ainda não tem contrato, há tendência de auto-suficiência 

de geração da área centro-norte, a qual seria atingida em 2006. Por outro lado, 

em 2004 e 2005, e mesmo em 2006 caso não seja instalada toda a geração 

prevista, a saída da LT 230 kV Nobres – Sinop provoca a necessidade de corte 

de cargas na faixa aproximada de 30 a 60 MW, dependendo das condições de 

carga e despacho de geração consideradas. 

Julga-se importante investigar as causas de desligamentos da LT 230 kV 

Coxipó – Nobres – Sinop e estabelecer ações que possam reduzir a freqüência 

de saídas da mesma, considerando particularmente as causas de origem 

interna (descargas atmosféricas, por exemplo) e outras ignoradas, as quais, 


segundo os registros têm tido influência significativa no desempenho dessa 

linha de transmissão. 


(2004) 

(2006) 

(2006) 

José Abrão 

P/ São Gabriel 

Cuiabá 

Almoxarifado 

Industrial 

Scaffa 

P/ Aquidauana Imbirussu 

M. Couto C. Grande 

P/ Mimoso 

UTE W.Arjona 

(2006) 

P/ Porto Primavera 

P/ Sidrolândia P/ Rio Brilhante 

LEGENDA: 


 

Usina Eólica 


Subestação 

Conversora 

LT 230 kV 

LT 138 kV 

LT 69 kV 


3.5.3 Área Mato Grosso do Sul 

 


A Rede Básica que atende ao Mato Grosso do Sul é constituída por duas linhas de 

transmissão na tensão de 230 kV. A primeira linha conecta a SE Guaíra, na 

fronteira do Paraná, com a SE Dourados 230/138 kV, 2x75 MVA, no sul do estado. 

A segunda linha interliga esta subestação com a SE Anastácio, 230/138 kV, 

75 MVA, que se conecta à rede de 138 kV na SE Aquidauana, no oeste do Mato 

Grosso do Sul. O restante do sistema é constituído por linhas de 138 kV e 

subestações distribuidoras nesta tensão. Duas linhas de circuito duplo de 138 kV 

chegam a Campo Grande provenientes da UHE Jupiá, na fronteira com São Paulo, 

e uma linha nesta tensão provém da UHE Rosana, em São Paulo, chegando até a 

subestação de Dourados. A SE Imbirussú, em Campo Grande, interliga-se em 

138 kV com a subestação de Aquidauana. O oeste do Mato Grosso é atendido por 

uma linha radial em circuito duplo de 138 kV que, partindo da SE Aquidauana se 

conecta à SE Miranda e daí à SE Corumbá. Os principais centros de carga do 

Estado estão localizados na capital do Estado, Campo Grande, em Dourados, na 

área sul e Corumbá, no oeste. 

Com essa configuração, o sistema de transmissão do Mato Grosso do Sul fecha um 

elo fraco de interligação entre o oeste do Paraná e São Paulo. Dessa forma, o 

carregamento nas linhas de 230 kV, nos transformadores 230/138 kV das 

subestações de Dourados e Anastácio e nas linhas de 138 kV entre Dourados, 

Campo Grande e Jupiá, depende não apenas das solicitações do mercado local, 

mas também das condições de intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste e do 

montante de geração local, conectada à rede de 138 kV. 

O parque gerador do estado é constituído pela UHE Mimoso, 30 MW, e pela UTE 

William Arjona, 5 x 35 MW, das quais duas máquinas estão associadas ao 

Programa Termelétrico Emergencial (CBEE). 

 

Evolução da Geração e do Mercado no Estado 


máxima anual na área Mato Grosso do Sul no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.5.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Mato Grosso do Sul 

Atual 2004 2005 2006 

Capacidade Instalada (MW) (1) 135 135 135 135 

Demanda Máxima Anual (MW) 540 557 576 595 

Obs: (1) Não incluídas pequenas gerações; nem unidades 4 e 5 da UTE William Arjona 



Historicamente, o atendimento ao mercado do Mato Grosso do Sul tem sido 

baseado na expansão de geração térmica local. O Programa Prioritário de 

Termelétricas (PPT) previa, para o segundo semestre de 2002, a integração da UTE 

Termocorumbá (88 MW) e a importação de 88 MW da UTE San Marcos, na Bolívia, 

e, para dezembro de 2003, a conexão da UTE Campo Grande, com 237 MW de 

potência instalada. Nas análises do PAR 2003-2005, que consideraram estas 

térmicas conectadas à rede de 138 kV, não foram identificados problemas de 

atendimento ao estado até 2005 e a expansão do sistema de 138 kV e da 

transformação de fronteira com a Rede Básica mostravam-se suficientes para o 

escoamento desta geração. 

Como a implantação destas novas usinas foi cancelada, por decisão dos 

empreendedores, o atendimento ao estado continuará sendo realizado 

predominantemente pela LT 230 kV Cascavel – Guaíra – Dourados e pelas linhas 

Jupiá – Mimoso, em 138 kV, até que seja realizada a expansão do sistema de 

transmissão, proposta no estudo de planejamento recentemente emitido pelo 

CCPE. A solução indicada consiste na implantação de transformação 440/230 kV, 

2x450 MVA, junto à UHE Porto Primavera, de duas linhas de 230 kV partindo de 

Porto Primavera para a SE Dourados e para a nova SE Imbirussú, 230/138 kV, 

2x150 MVA, junto à cidade de Campo Grande. Esta nova subestação foi objeto de 

solicitação de acesso pela distribuidora Enersul, pouco antes do encerramento dos 

estudos deste ciclo do PAR. Para efeito de análise, a entrada em operação destas 

obras foi estimada neste ciclo do PAR para meados de 2006. 

Considerados estes condicionantes, a simulação das condições de atendimento no 

período que precede a entrada das novas obras em 230 kV indica que são 

esperados baixos perfis de tensão, além de sobrecargas em linhas de transmissão 

e em transformadores de fronteira, em condições normais de operação, 

dependendo do intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste, bem como da geração 

despachada na UTE William Arjona. 





b) Problemas relacionados ao controle de tensão 

• Baixo perfil de tensão no sistema de 138 kV da Enersul, com cortes de carga 

na distribuição. 

Na condição de elevado intercâmbio do Sudeste para o Sul (4.000 MW) 

aumenta o carregamento nas linhas de 138 kV entre Jupiá e Mimoso, 

provocando sobrecargas neste eixo e causando baixo perfil de tensão em 

condição normal de operação. Para geração nula, na carga pesada de 


inverno de 2004, é necessário corte de carga de 10 MW para restabelecer as 

tensões no sistema de distribuição para 90%. Em 2005, este corte sobe para 

29 MW. Este quadro implica em restrições para que seja efetuado o 

intercâmbio pretendido entre as regiões Sul e Sudeste, com conseqüente 

não cumprimento das metas de otimização energética. 

A perda da LT 230 kV Guaíra – Dourados é a contingência mais severa para 

o atendimento ao estado do Mato Grosso do Sul no período em análise, 

resultando em corte de carga devido a subtensão. A gravidade desta 

emergência pouco depende do intercâmbio praticado entre as Regiões Sul e 

Sudeste, sendo mais diretamente influenciada pelo montante de geração 

interna no Estado. A tabela seguinte mostra os cortes de carga estimados 

para restabelecer as tensões no sistema de distribuição em 90%, esgotados 

outros recursos de controle de tensão, durante a indisponibilidade da LT 

230 kV Guaíra – Dourados. Estes valores correspondem ao patamar de 

carga pesada de inverno, considerando 29 MW de geração na UHE Mimoso, 

e cenários variados de geração térmica em Arjona e intercâmbio com a 

região Sudeste. 

Tabela 3.5.3-2 – Cortes de Carga Estimados na Indisponibilidade da LT 230 kV Guaíra – Dourados 

ANO 

RSUL 

Despacho da UTE Willian Arjona 

90 MW 60 MW 30 MW 0 MW 

-1300 MW 14 MW 46 MW 62 MW 94 MW 

2004 

-3360 MW 17 MW 51 MW 69 MW 103 MW 

+4000 MW 7 MW 35 MW 85 MW 151 MW 

-1300 MW 21 MW 52 MW 75 MW 106 MW 

2005 

-3500 MW 30 MW 58 MW 79 MW 113 MW 

+4000 MW 16 MW 77 MW 99 MW 145 MW 

Como a solicitação de acesso para a SE Imbirussú 230/138 kV ocorreu no 

final dos estudos do PAR, inicialmente foi considerada na análise apenas a 

implantação em 2006 da LT 230 kV Porto Primavera – Dourados, que não 

dependia da manifestação da distribuidora quanto à um novo ponto de 

conexão à Rede Básica e num segundo momento a implantação da LT 

230 kV Porto Primavera – Imbirussú, associada à nova subestação. Desse 

modo foi avaliada isoladamente a influência de cada um destes 

empreendimentos sobre o desempenho do sistema. 

A implantação da LT 230 kV Porto Primavera – Dourados em 2006, 

considerada isoladamente, elimina o risco de corte de carga na 

indisponibilidade da LT 230 kV Guaíra – Dourados, para os níveis de 


intercâmbio com a Região Sudeste que foram simulados, mesmo 

considerando geração térmica nula no Mato Grosso do Sul. O mesmo se 

aplica caso se considere apenas a operação da LT 230 kV Porto Primavera – 

Imbirussú. 

Já na indisponibilidade da LT 230 kV Dourados – Anastácio, a LT 230 kV 

Porto Primavera – Dourados mostra-se efetiva somente para intercâmbio do 

Sudeste para o Sul, como pode ser observado na tabela abaixo. Para 

intercâmbios no sentido Sul – Sudeste permanecem problemas de 

atendimento, principalmente na região de Corumbá, para geração inferior a 

30 MW na UTE Arjona. 

Tabela 3.5.3-3 – Cortes de Carga Estimados na Indisponibilidade da LT 230 kV Dourados – Anastácio 

ANO 

RSUL 

Despacho da UTE Willian Arjona 

90 MW 60 MW 30 MW 0 MW 

-1300 MW - - - 10 MW 

2004 

-3360 MW - - - 15 MW 

+4000 MW - - 22 MW 65 MW 

-1300 MW - - - 13 MW 

2005 

-3500 MW - - - 15 MW 

+4000 MW - - 46 MW 90 MW 

-1300 MW - - - 24 MW 

2006 

-3500 MW - - - 59 MW 

+4000 MW - - - 8 MW 

Caso fosse apenas a LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú a ser 

implantada em 2006, não haveria cortes de carga por subtensão para esta 

indisponibilidade mesmo para geração térmica nula no MS. 

Considerando a implantação isolada de apenas uma das linhas em 2006, na 

perda da própria linha são esperados problemas de atendimento ao Estado 

apenas para um cenário de intercâmbio Sudeste – Sul de 4.000 MW com 

geração nula na UTE W. Arjona, no qual persiste corte de carga de 18 MW 

nesta indisponibilidade. 

Portanto, para equacionar os problemas de atendimento ao estado do MS 

em condição normal de operação ou na condição de indisponibilidade de um 

outro elemento de transmissão, independentemente do nível de geração 

térmica interna ao estado, faz-se necessária a implantação da 

transformação 440/230 kV, 2x450 MVA em Porto Primavera, da LT 230 kV 

Porto Primavera – Dourados e da LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú, 

associada à Imbirussú, 230/138 kV, 2 x 150 MVA, para a qual a Enersul 

solicitou acesso. 


A avaliação dos requisitos de compensação indutiva necessária para 

controle de tensão, considerando a operação conjunta das duas linhas em 

patamares de carga fora da ponta, e/ou quando da abertura de um dos 

terminais da LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú, será objeto de análise 

no Parecer técnico do ONS relativo às condições de acesso da SE 

Imbirussú. 


controle de tensão 

• Sobrecarga nas linhas de 230 kV Cascavel – Guaíra e Guaíra – Dourados 

Estas linhas são constituídas, na sua maior extensão, de condutores de alta 

capacidade de transmissão (126 km com 4 x 636 MCM e 209 km com 

1113 MCM). Entretanto há um trecho de aproximadamente 17 km de 

condutor 1 x 636 MCM, dos quais 4 km sobre o lago da usina de Itaipu, que 

restringe sua capacidade de transmissão. 

Atualmente o controle do carregamento nestas linhas é realizado com 

redespacho de geração, principalmente na UTE Willian Arjona, na UHE 

Rosana, no estado de SP e nas usinas de Salto Caxias e Salto Santiago, 

localizadas na malha de 525 kV da Região Sul, implicando em redução do 

intercâmbio pretendido com a Região Sudeste. Portanto estas linhas 

representam um gargalo para o intercâmbio de energia do Sul para o 

Sudeste e para o atendimento ao mercado do estado do Mato Grosso do Sul, 

no período anterior à expansão da transmissão de 230 kV neste Estado. 

Para o período em análise são esperadas sobrecargas nestas linhas em 

condição normal de operação. Na carga média de verão de 2005 há 

ultrapassagem do limite declarado no CPST para o condutor da LT 230 kV 

Cascavel Oeste – Guaíra (202 MVA) com intercâmbio Sul – Sudeste de 

cerca de 3.000 MW. Esta sobrecarga é de 4% para despacho de 90 MW na 

UTE Arjona e 14% para geração nula nesta térmica. 

Na LT 230 kV Guaíra – Dourados ocorre sobrecarga residual de 2% em 

relação ao limite determinado por transformador de corrente (239 MVA) no 

patamar de carga pesada de inverno de 2005, para a condição de 

intercâmbio Sul – Sudeste de 3.500 MW e geração térmica nula no MS. Não 

há ultrapassagem do limite determinado pelo condutor. 

A integração das linhas Porto Primavera – Imbirussú e Porto Primavera – 

Dourados, estimada para o inverno de 2006, reduz os fluxos nas linhas de 

230 kV em análise, eliminando as sobrecargas em condição normal de 

operação no horizonte do PAR. 

A indisponibilidade do circuito duplo Jupiá – Mimoso, 138 kV, no período 

anterior à operação das linhas de 230 kV provenientes de Porto Primavera, 

aumenta os carregamentos verificados na rede de 230 kV em condição 


normal de operação. Nesta contingência ocorrem ultrapassagens na LT 

230 kV Cascavel Oeste – Guaíra na carga média de verão, com a 

sobrecarga atingindo até 23%, na pior situação. Também ocorre 

ultrapassagem do limite do condutor na LT 230 kV Guaíra – Dourados, na 

carga média de verão, e do limite de equipamento terminal (TC) da mesma 

linha, na carga pesada de inverno. Eliminando-se a restrição de equipamento 

terminal, a maior violação é de 8%. 

Após a expansão da transmissão em 230 kV, esta indisponibilidade não 

provoca mais sobrecargas nas linhas Cascavel Oeste – Guaíra e Guaíra – 

Dourados. Com esta nova configuração, a perda da LT 230 kV Porto 

Primavera – Imbirussú, na pior situação, provoca sobrecarga de 4% na LT 

230 kV Cascavel Oeste – Guaíra sobre o limite declarado no CPST, porém 

abaixo do limite determinado pelo condutor. 





f) Problemas relacionados ao sistema de distribuição 

• Controle de tensão 

Em cenários de intercâmbio Sudeste – Sul elevado (4.000 MW) e geração 

térmica nula no Mato Grosso do Sul, ocorrem sobrecargas e subtensões na 

rede de 138 kV da Enersul em condição normal de operação. Os cortes 

seriam de 10 MW em 2004, elevando-se para 29 MW em 2005. A 

implantação das duas novas linhas de 230 kV elimina este problema. 

• Sobrecarga na transformação de fronteira 

Conforme informado pela Enersul, está prevista a expansão da SE Dourados 

230/138 kV, 2 x 75 MVA, para dezembro de 2003, com a instalação de um 

terceiro transformador de mesma capacidade. Caso este reforço ainda não 

esteja implementado até o inverno de 2004, a perda de uma unidade 

implicará em sobrecarga de até 54% na unidade remanescente para 

intercâmbio Sul – Sudeste de 3.400 MW. Este nível de carregamento pode 

implicar no desligamento automático do equipamento pela proteção, 

resultando em corte de carga de 45 MW. 

A expansão da SE Anastácio, atualmente com um transformador de 75 MVA, 

230/138 kV, está prevista pela Enersul para dezembro de 2003. Caso este 

reforço ainda não esteja disponível até o inverno de 2004, poderá ocorrer 

sobrecarga em condição normal de operação na unidade existente, para 

cenários de intercâmbio Sul – Sudeste elevado. A sobrecarga esperada é de 


6% para geração de 60 MW na UTE Arjona ou de 25% para geração nula 

nesta térmica. 

Mantendo-se esta configuração na fronteira da Rede Básica após a entrada 

em operação das duas novas linhas de 230 kV, a perda de uma unidade na 

SE Dourados causa sobrecarga de 3% nas remanescentes, para intercâmbio 

Sul – Sudeste de 3500 MW, com geração térmica nula na UTE W. Arjona. A 

solução de planejamento para resolver este problema é a implantação da 

quarta unidade na SE Dourados. 

g) Restrições Associadas ao Despacho de Usinas Termelétricas 

• UTE William Arjona (Gás) 

A UTE Willian Arjona é composta de cinco máquinas de capacidade nominal 

de 32 MW. Destas, duas máquinas estão associadas ao Programa 

Termelétrico Emergencial, sendo despachadas somente por razões 

energéticas, com autorização da Aneel. 


O atendimento ao estado do Mato Grosso do Sul é bastante dependente 

desta térmica, situação que persistirá até a expansão da Rede Básica, sendo 

necessário manter despachadas as unidades 1, 2 e 3 da UTE Arjona em 

carga pesada e média, para atenuar as seguintes problemas: 

- diminuir cortes de carga em emergências, principalmente da LT 

230 kV Cascavel – Guaíra – Dourados; 

- diminuir sobrecargas em condição normal de operação na LT 230 kV 

Cascavel – Guaíra – Dourados; 

- diminuir sobrecargas em condição normal de operação na 

transformação de fronteira da Rede Básica e na rede de 138 kV; e 

- diminuir restrições ao intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste. 

Depois da entrada em operação das referidas linhas, da recapacitação da LT 

230 kV Cascavel – Guaíra – Dourados e do reforço da transformação de 

fronteira com a Rede Básica, não será mais necessária geração na UTE 

Arjona por razões elétricas, para os níveis esperados de intercâmbio de 

energia entre as regiões Sul e Sudeste. 

As cargas previstas no Mato Grosso do Sul no patamar de carga leve de 

junho são de 294 MW em 2004, 304 MW em 2005 e 314 MW em 2006. Pelos 

resultados das simulação conclui-se que é possível o atendimento ao Estado 

sem despacho térmico, em condição normal e contingência. Ressalva-se, 

entretanto, a maior demanda do Mato Grosso do Sul na carga leve não 

ocorre no mês de junho. Portanto, pode ser necessária a sincronização de 

uma ou mesmo duas unidades em Arjona para níveis mais elevados de 


demanda na carga leve, para suportar a perda da LT 230 kV Cascavel – 

Guaíra ou LT 230 kV Guaíra – Dourados, no período anterior à entrada em 

operação da linhas de 230 kV para Imbirussú e Dourados. 


No horizonte analisado, não foram observadas restrições ao despacho pleno 

da UTE William Arjona. 


São relacionadas na tabela seguinte contingências duplas, simuladas para 

verão de 2005, que levaram a violações de limites de capacidade de linhas e 

transformadores, violações de tensão ou corte de carga, no atendimento à 

Região Metropolitana de Campo Grande. 

Nota-se que as linhas provenientes de Jupiá são vitais para o atendimento a 

Campo Grande até a implantação das novas linhas de 230 kV. 

Tabela 3.5.3-4 Contingências duplas mais severas no atendimento a Campo Grande 

CONTINGÊNCIA 

LT 138 kV Jupiá – Mimoso, c1 e c2 – UTE W.Arjona 

com geração de 30 MW, RSUL=4000 MW 

VIOLAÇÕES 

Sobrecarga de 33% nos demais circuitos, exigindo 

corte de carga de 58 MW na região 

 


a) Equacionar a Concessão das Seguintes Instalações (Aneel) 

Tabela 3.5.3-5 – Principais Obras propostas para o sistema do Mato Grosso do Sul ainda sem concessão 


LT 230 kV Guaíra – Dourados: recapacitação dos trechos em 

636 MCM (travessia) e ajuste e/ou substituição do transformador 

de corrente no terminal de Dourados (Eletrosul). 

LT 230 kV Porto Primavera – Dourados, circuito simples, 190 km 

SE Porto Primavera 440/230 kV,1° e 2º bancos de 

autotransformadores, 450 MVA, mais unidade reserva 

LT 230 kV Porto Primavera – Imbirussú, circuito simples, 300 km 

SE Imbirussú: setor de 230 kV 

DATA DE 

NECESSIDADE 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

DEZ/2005 

DEZ/2005 


) Viabilizar a Implantação dos Seguintes Reforços (Enersul) 

Tabela 3.5.3-6 - Obras Necessárias de Responsabilidade da Enersul 


SE Anastácio, 2° transformador 230/138 kV, 75 MVA 

SE Dourados, 3° transformador 230/138 kV, 75 MVA 

Nota: A Enersul informou, no fechamento deste PAR, que a expansão da SE Anastácio poderá ser feita com a substituição 

do transformador de 75 MVA por uma unidade de 150 MVA, sendo remanejado o transformador de menor capacidade para 

Dourados. 

c) Desenvolver Ações Complementares 

• Avaliar a necessidade de compensação reativa indutiva associada à LT 

230 kV Porto Primavera – Dourados e LT 230 kV Porto Primavera – 

Imbirussú (ONS/CCPE). 

• Viabilizar a implantação do 2º transformador 230/138 kV na SE Anastácio 

(Enersul/ Eletrosul/ Copel/ONS/Aneel). 



3.6 Região Norte 

3.6.1 Área Pará 

 


A Área Pará do Sistema Norte, que compreende especificamente o Estado do Pará, 

é atendida através de linhas de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV. 

Do ponto de vista da Rede Básica, o Estado do Pará pode ser dividido 

geoeletricamente nas áreas nordeste e oeste. 

Na área nordeste localiza-se a região metropolitana de Belém e a na área oeste a 

rede de transmissão em 230 kV denominada Tramoeste. A área nordeste do Estado 

do Pará é atendida atualmente por dois circuitos em 500 kV entre a UHE Tucuruí e 

a SE Vila do Conde, com 329 km de extensão. Na SE Vila do Conde 500/230/69 kV, 

estão instalados três autotransformadores de 750 MVA. É importante destacar que 

esse tronco de transmissão da Rede Básica é responsável pelo atendimento a 

aproximadamente 80% de todo o mercado do Estado do Pará, incluindo o complexo 

Albrás/Alunorte, com uma demanda atual da ordem de 750 MW. A partir da 

subestação de Vila do Conde, derivam dois circuitos em 230 kV que passam pela 

SE Guamá e chegam a SE Utinga que se liga à SE Santa Maria através de um elo 

singelo em 230 kV. 

O restante do mercado do Estado do Pará (20%) é atendido a partir de sistemas 

radiais derivados da UHE Tucuruí onde se destaca o sistema Tramoeste, com 

662 km de extensão, formado por um circuito em 230 kV, partindo da UHE Tucuruí 

e passando por Altamira, Transamazônica, chegando até Rurópolis, no extremo 

oeste do Estado. 

A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de 

distribuição da Celpa é feita nas subestações 500/230/69 kV Tucuruí, Marabá e Vila 

do Conde, nas subestações 230/69 kV Guamá, Utinga e Altamira, na subestação 

230/138 kV Rurópolis, na subestação 230/138/69 kV Santa Maria e na subestação 

230/34,5 kV Transamazônica. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Pará 


máxima anual na área Pará no horizonte deste PAR. 


Tabela 3.6.1-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Pará 

Atual 2004 2005 2006 


UHE (MW) 


Anual (MW) 

4.028 (1) 6.653 (2) 7.778 8.153 

1.799 1.840 1.902 1.967 

Obs.: 

(1) UHEs Tucuruí I (3960 MW), Auxiliar (38 MW) e Curua-Una (30 MW) 

(2) Tucuruí II (4125 MW) 

 


Em condições normais não são visualizados problemas para a operação da Área 

Pará. 






• Baixo perfil de tensão no nordeste do Pará (SEs Vila do Conde, Guamá, 

Utinga e Santa Maria), na contingência de uma das linhas em 230 kV Vila do 

Conde – Guamá. Nessa contingência, verifica-se problema de controle de 

tensão no barramento 69 kV da SE Santa Maria que chega a 0,90 p.u. A 

solução para esse problema é a implantação da LT 230 kV Vila do Conde – 

Santa Maria, licitada pela Aneel, e com previsão para entrada em operação, 

em agosto/2004. 

• Para determinadas condições de intercâmbio, em que as linhas de 500 kV 

das interligações Norte/Nordeste e Norte/Sul estão relativamente 

descarregadas, observa-se elevado perfil de tensão no tronco Tucuruí – 

Presidente Dutra, podendo ser necessário desligar linhas para possibilitar o 

controle de tensão. Não há solução de referência para esse problema. 


equipamentos 

Na contingência da LT 500 kV Tucuruí II – Vila do Conde de maior 

capacidade (TCVC02), na condição de carga pesada em 2006, o circuito 

remanescente (TCVC01) chega a atingir o seu limite de carregamento. Para 

evitar sobrecarga nesse circuito, está sendo recomendada neste PAR a 

implantação do terceiro circuito 500 kV no eixo Tucuruí II – Vila do Conde. 


d) Problemas relacionados a perda do único circuito ou do único transformador 

• A perda do único autotransformador 500/230 kV – 450 MVA na SE Tucuruí, 

provoca corte temporário de toda a carga das SEs Tucuruí, Altamira, 

Transamazônica e Rurópolis. Após a substituição do banco monofásico 

defeituoso pelo reserva, que dura 4 horas, recompõe-se o atendimento à 

carga dessas subestações. 

• A perda do único autotransformador 500/230 kV – 300 MVA na SE Marabá, 

provoca corte temporário de toda a carga da subestação (250 MW em 2004, 

chegando a 265 MW em 2006) e deixa indisponível o compensador síncrono, 

elemento de grande importância para operação das interligações Norte- 

Nordeste e Norte-Sul. Após a substituição do banco monofásico defeituoso 

pelo reserva, que dura 4 horas, recompõe-se o atendimento à carga dessa 

subestação. A solução para esse problema é a implantação do 2° 

autotransformador 500/230 kV – 450 MVA na SE Marabá, em paralelo com o 

existente, cuja autorização encontra-se em análise pela Aneel. 

• Perda de toda a carga da Celpa, atendida pelo sistema radial Tramoeste, na 

contingência do único circuito 230 kV entre Tucuruí e Altamira. A 

contingência da única LT 230 kV Altamira – Transamazônica provoca perda 

das cargas atendidas pelas SEs Transamazônica e Rurópolis. A contingência 

da única LT 230 kV Transamazônica - Rurópolis provoca perda da carga 

atendida pela SE Rurópolis. A solução para o sistema radial Tramoeste, 

integrante da Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de 

Trabalho, com a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras. 

• A perda do único circuito 230 kV Utinga – Santa Maria provoca corte 

permanente de toda a carga da SE Santa Maria. A solução para esse 

problema é a implantação da LT 230 kV Vila do Conde – Santa Maria, 

licitada pela Aneel, e com previsão para entrada em operação, em 

agosto/2004. 




Contingência dupla em LTs 230 kV 

• A contingência do circuito duplo Vila do Conde – Guamá provoca corte total 

da carga da região nordeste do Pará, até a data de implantação da LT 

230 kV Vila do Conde – Santa Maria, licitada pela Aneel, e com previsão 

para entrada em operação, em agosto/2004. Mesmo considerando a obra 

acima mencionada, ainda na contingência dos dois circuitos 230 kV 

existentes entre Vila do Conde e Guamá, verificam-se problemas de 

afundamentos de tensão resultando em corte de carga parcial em toda a 

região nordeste do Pará, que inclui a Capital do Estado. 



• A perda dos dois circuitos Tucuruí – Vila do Conde, provoca corte 

permanente de toda a carga derivada da SE Vila do Conde que representa 

aproximadamente 80% do mercado de energia do Estado do Pará. 

• No cenário Norte exportador, a contingência dupla no trecho 500 kV Tucuruí 

– Vila do Conde provoca instabilidade entre os subsistemas Norte, Nordeste 

e Sudeste, resultando em atuação do ERAC da Região Nordeste e 

subfreqüência na Região Norte. 

• No cenário Nordeste exportador, a contingência dupla no trecho 500 kV 

Tucuruí – Vila do Conde provoca instabilidade entre os subsistemas Norte, 

Nordeste e Sudeste, levando a subfreqüência na Região Norte. 


• Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela 

3.6.1-2 mostra os locais onde foram observados fatores de potência 

inferiores a 0,95. 

Tabela 3.6.1-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Pará 

SUBESTAÇÃO FATOR DE POTÊNCIA DATA 

UTINGA - 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 

TRANSAMAZÔNICA - 230/34,5 kV 0,89 2004 a 2006 

RURÓPOLIS - 230/138 kV 0,75, 0,71 e 0,74 2004 a 2006 

Obs.: 

Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da 

compensação reativa e do transformador da subestação 

• Sobrecarga em transformadores em condições normais de operação. 


• Sobrecarga em contingências, com risco de desligamento dos 

transformadores remanescentes. 

A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 150 MVA na 

SE Guamá provoca carregamentos no transformador remanescente que 

variam de 124% em 2004 a 138% em 2006. No Plano de Obras encaminhado 

pela Celpa não estão previstos reforços que eliminem a sobrecarga 

verificada. 


• Contingências em subestações com apenas um transformador de potência. 

A perda do único transformador 230/69 kV – 150 MVA na SE Santa Maria 

provoca corte temporário de toda a carga da subestação. Mesmo após 

transferência pela distribuição para a SE Utinga, ainda haverá corte 

permanente. Após a substituição da unidade monofásica defeituosa pela 

reserva regional localizada em Guamá, que dura 15 dias, recompõe-se o 

atendimento à carga total da subestação. No Plano de Obras encaminhado 

pela Celpa não estão previstos reforços que eliminem a perda de carga 

temporária. 

A perda do único transformador 230/138 kV – 100 MVA na SE Santa Maria 

provoca corte temporário de toda a carga da subestação. Após a 

energização do transformador reserva existente na subestação, que dura 15 

minutos, recompõe-se o atendimento à carga total da subestação. No Plano 

de Obras encaminhado pela Celpa não estão previstos reforços que 

eliminem a perda de carga temporária. 



 



Tabela 3.6.1-3 – Principais Obras propostas para a Área Pará ainda sem concessão 


SE Marabá: 2° banco de autotransformadores, 500/230 kV - 

450 MVA 

LT 500 kV Tucuruí – Vila do Conde – C3 – 329 km 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

DEZ/2006 


• Verificar a solução para o atendimento às cargas derivadas das SEs Guamá 

e Santa Maria, no caso de contingência nos transformadores existentes 

(Celpa). 

• Desenvolver estudo visando avaliar a necessidade da instalação de 

compensação reativa adicional no tronco em 500 kV Tucuruí – Presidente 

Dutra (ONS/Eletronorte) 



3.6.2 Área Maranhão/Tocantins 

A Área Maranhão/Tocantins do Sistema Norte, que compreende o Estado do 

Maranhão e a região norte do Estado do Tocantins, é atendida através de linhas de 

transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV. 

O atendimento ao Estado do Maranhão por sua vez, é basicamente realizado 

através de três subestações de 500 kV, Imperatriz, Presidente Dutra e São Luís II e 

de três linhas de transmissão em 500 kV que saem de Tucuruí e passam por 

Imperatriz e Presidente Dutra. Da subestação de Presidente Dutra partem dois 

circuitos, também em 500 kV, até a subestação São Luís II, com 301 km de 

extensão. 

A subestação São Luís II 500/230 kV, com três autotransformadores de 600 MVA, é 

responsável pelo atendimento a aproximadamente 77% de todo o mercado do 

Estado, incluindo o consumidor Alumar, com uma demanda atual de 670 MW. Na 

SE São Luís II, chega um circuito em 230 kV vindo da SE Teresina, no Estado do 

Piauí, com 390 km de extensão, e que passa pelas SEs Peritoró e Miranda. Ainda 

da SE São Luís II derivam duas linhas de transmissão em 230 kV, com 19 km de 

extensão, para atender à área metropolitana de São Luís. 

O atendimento a SE Coelho Neto é efetuado por meio de uma derivação da LT 

230 kV Teresina – Peritoró, com 78 km de extensão. 

O atendimento ao norte do Estado do Tocantins, é efetuado em 69 kV a partir da 

SE Imperatriz 500/230/69 kV e em 138 kV a partir da SE Porto Franco 

230/138/69 kV, ambas as subestações localizadas no Estado do Maranhão. Dessas 

subestações derivam duas linhas de transmissão, respectivamente em 69 kV e 

138 kV, que convergem para as SEs São Miguel e Tocantinópolis da CELTINS, no 

Estado do Tocantins. 

A integração dessa malha de transmissão da Rede Básica ao sistema de 

distribuição das concessionárias Cemar e CELTINS é efetuada através das SEs 

500/230/69 kV Imperatriz e Presidente Dutra, da subestação 500/230 kV São Luís II 

e das subestações 230/69 kV São Luís I, Peritoró e Coelho Neto e das subestações 

230/138/69 kV de Miranda II e Porto Franco. Além dessas subestações localizadas 

no Estado do Maranhão, as subestações Teresina II e Boa Esperança, também da 

Rede Básica e localizadas no Estado do Piauí, atendem cargas da Cemar 

localizadas nos municípios de Timon, Caxias e Paraibano. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Maranhão /Tocantins 


máxima anual na área Maranhão/Tocantins no horizonte deste PAR. 


Tabela 3.6.2-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Maranhão/Tocantins 

Atual 2004 2005 2006 


UHE (MW) 


Anual (MW) 

900 (1) 900 900 900 

1382 1531 1725 1717 

Obs.: 

(1) Inclui a UHE Lajeado e a UHE Miracema (50 MW), sendo esta nos estudos abatida da carga 

 


Em condições normais, não são visualizados problemas para a operação da Área 

Maranhão/Tocantins. 






• A contingência na interligação Sudeste/Nordeste, no cenário Sudeste 

exportador, com fluxos da ordem de 900 MW nesta interligação, resulta em 

afundamentos de tensão nas interligações Norte/Sul e Norte/Nordeste, 

afetando as áreas Oeste e Norte da Região Nordeste, onde se verificam 

tensões abaixo de 0,90 p.u. no eixo em 500 kV Presidente Dutra até a SE 

Sobral, e tensões abaixo de 0,80 p.u. em Fortaleza 230 kV. A solução para a 

área Maranhão/Tocantins é a implantação do Compensador Estático 230 kV 

(-100, +150) Mvar, na SE São Luís II, já autorizado pela Aneel e previsto 

para entrar em operação em agosto/2004. 

• Mesmo após a entrada em operação da LT 230 kV Presidente Dutra – 

Peritoró, verificou-se que o sistema de transmissão da Rede Básica não 

atende contingência simples no eixo 230 kV São Luís – Teresina, pois, na 

perda da LT 230 kV São Luís II – Miranda observa-se subtensão na SE 

Miranda (0,90 p.u.). Na contingência mais crítica, a perda de uma das LTs 

500 kV Presidente Dutra – São Luís, mesmo considerando a presença do 

Compensador Estático de (-100, +150) Mvar – 230 kV, na SE São Luís II, 

verificam-se problemas generalizados de controle de tensão em todo o eixo 

230 kV São Luís - Teresina. 

Das simulações realizadas, foi observada a necessidade de instalação, em 

2004, de banco de capacitores totalizando 190 Mvar para evitar o 

afundamento de tensão na área, com conseqüente corte de carga, nas 


contingências citadas. Desses 190 Mvar, 70 Mvar deveriam ser instalados 

em São Luís 230 kV, 60 Mvar na SE Miranda II 230 kV e o restante seria 

alocado nos regionais de Peritoró, São Luís e Miranda de modo a corrigir o 

fator de potência a 0,95. Ressalta-se que, no caso de indisponibilidade da LT 

230 kV São Luís – Miranda, a manobra de um banco de capacitor de 20 Mvar 

no 230 kV da SE Miranda resulta em variação de tensão de 5,7%, indicando 

que nesta SE devem ser instalados módulos pequenos. Na carga pesada de 

2006, a necessidade de compensação capacitiva aumenta para um total de 

200 Mvar na SE São Luís II, já considerando o CE previsto para esta 

subestação, e de 80 Mvar na SE Miranda. O valor de déficit capacitivo 

encontrado sinaliza que a instalação de banco de capacitores seria 

ineficiente e que o problema requer uma solução que contemple reforços na 

rede de transmissão. 

Devido a esses problemas, o ONS solicitou ao CCPE uma análise conjunta 

com a Cemar, no sentido de identificar as causas, ou até mesmo, reavaliar o 

estudo de planejamento que respaldou a proposta de expansão contida no 

relatório CCPE/CTET.031.2001, ”Estudo de Alternativas de Atendimento às 

Cidades de Miranda, Peritoró e Coelho Neto no Maranhão”. 

• Para determinadas condições de intercâmbio, em que as linhas de 500 kV 

das interligações Norte/Nordeste e Norte/Sul estão relativamente 

descarregadas, observa-se elevado perfil de tensão no tronco Tucuruí – 

Presidente Dutra, podendo ser necessário desligar linhas para possibilitar o 

controle de tensão. Não há solução de referência para esse problema. 



d) Problemas relacionados à perda do único circuito ou do único transformador 

• A perda do único autotransformador 500/230 kV – 600 MVA na SE 

Imperatriz, provoca corte temporário de toda a carga derivada dessa 

subestação (143 MW, em 2004), além de deixar indisponíveis os três 

compensadores síncronos, de grande importância para a operação das 

interligações Norte-Nordeste e Norte-Sul. Após a substituição do banco 

monofásico defeituoso pelo reserva, que dura 4 horas, recompõe-se o 

atendimento à carga dessa subestação. 

• A perda do único circuito 230 kV que atende a SE Coelho Neto, em 

derivação da LT 230 kV Teresina – Peritoró, ou a perda da LT 230 kV 

Teresina – Peritoró, provoca corte de toda a carga derivada da SE Coelho 

Neto que, em 2004, é da ordem de 22,3 MW. A solução para este problema 

é a implantação da complementação do seccionamento em Coelho Neto, 

através da construção da LT 230 kV Derivação Coelho Neto (na LT 230 kV 


Teresina – Peritoró) – Coelho Neto, com 78 km de extensão. Esta solução foi 

indicada pelo CCPE no relatório CCPE/CTET.031.2001, ”Estudo de 

Alternativas de Atendimento às Cidades de Miranda, Peritoró e Coelho Neto 

no Maranhão” e encaminhada à Aneel no PAR 2003-2005. 

• Perda temporária de toda a carga da CELTINS e perda permanente de toda 

a carga da Cemar, na contingência do único circuito 230 kV entre Imperatriz 

e Porto Franco. A solução para este sistema radial, na Rede Básica, está 

sendo discutida no âmbito de um Grupo de Trabalho, com a participação do 

CCPE, ONS e Distribuidoras. 





• A perda do circuito duplo São Luís II – São Luís I, provoca corte permanente 

de toda a carga da região metropolitana de São Luís. 


• A perda dos dois circuitos Presidente Dutra - São Luís II, provoca corte 

permanente de toda a carga da região metropolitana de São Luís e do 

consumidor industrial ALUMAR, além de provocar problemas generalizados 

de regulação de tensão no eixo 230 kV Teresina – São Luís. 

• Para o cenário Norte Exportador, a contingência em dois circuitos 500 kV 

Imperatriz – Presidente Dutra leva a sobrecarga do Compensador Síncrono 

de Presidente Dutra. A alternativa disponível para contornar esse problema é 

a redução no intercâmbio do Norte para o Nordeste. A contingência nos dois 

circuitos 500 kV Presidente Dutra – Teresina leva a perda de estabilidade 

entre os subsistemas Norte, Nordeste e Sudeste, implicando na atuação do 

ERAC do Nordeste, ativação de esquema que desliga linhas do Norte e 

subfreqüência no Norte, indicando a necessidade de reavaliação de 

esquema de desligamento de máquinas por subfreqüência em Tucuruí. 

• Ainda para o cenário Norte Exportador, a saída simultânea dos circuitos 

500 kV Presidente Dutra – Teresina e Presidente Dutra – Boa Esperança, 

provoca perda de estabilidade entre os subsistemas Norte, Nordeste e 

Sudeste, levando a atuação do ERAC do Nordeste. A perda da interligação 

Norte-Sul provoca instabilidade entre os subsistemas Norte, Nordeste e 

Sudeste, levando a sobretensão e subfreqüência no Norte e atuação do 

ERAC do Nordeste. 

• Para o cenário Nordeste Exportador, a perda da interligação Norte-Sul 

provoca instabilidade entre os subsistemas Sudeste e Nordeste. 


• Considerando o cenário Sudeste Exportador, a perda da interligação Norte- 

Sul provoca instabilidade entre os subsistemas Sudeste e Nordeste. Ocorre 

atuação do ERAC do Norte e do Nordeste. Neste cenário, dependendo do 

número de máquinas em Tucuruí, ocorrerá também instabilidade entre os 

subsistemas Norte e Nordeste. 





Tabela 3.6.2-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Maranhão/Tocantins 


PERITORÓ – 230/69 kV 0,89 a 0,90 2004 a 2006 

MIRANDA – 230/69 kV 0,89 2004 a 2006 

SÃO LUÍS – 230/69 kV 0,83 2004 a 2006 

IMPERATRIZ – 230/69 kV 0,86 2004 a 2006 

PORTO FRANCO 230/69 kV 0,87 a 0,89 2004 a 2006 

PRESIDENTE DUTRA 230/69 kV 0,86 a 0,84 2004 a 2006 

Obs.: 







A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE 

Imperatriz provoca carregamentos no transformador remanescente que 

variam de 131% em 2004 a 139% em 2006. A Cemar informou que a solução 

a ser adotada é interagir junto a Eletronorte para que esta viabilize a 

aquisição de transformadores para reserva regional. 


A perda do único transformador nas SEs Coelho Neto 230/69 kV – 65 MVA, 

Peritoró 230/69 kV – 100 MVA, Porto Franco 230/138 kV – 100 MVA, 

Presidente Dutra 230/69 kV – 50 MVA e Miranda 230/138 kV – 100 MVA 

provoca corte de toda a carga da subestação. A Cemar informou que a 


solução a ser adotada é interagir junto a Eletronorte para que esta viabilize a 

aquisição dos seguintes equipamentos para reserva regional: um 

transformador 230/69 kV – 100 MVA, um transformador 230/69 kV – 50 MVA, 

um transformador 230/138 kV – 100 MVA. 

A perda do único autotransformador 500/138/13,8 kV – 180 MVA na SE 

Miracema, provoca corte temporário de toda a carga da subestação. Após a 

substituição do banco monofásico defeituoso pelo reserva, que dura 4 horas, 

recompõe-se o atendimento à carga dessa subestação. A CELTINS informou 

que, durante o período de substituição do banco monofásico defeituoso pelo 

reserva, existe a possibilidade de remanejar sua carga para a SE Porto 

Franco, da Eletronorte, e para a SE Porangatu, de Furnas. 



 



Tabela 3.6.2-3 – Principais Obras propostas para a Área Maranhão/Tocantins ainda sem concessão 


LT 230 kV Teresina – Peritoró, circuito simples seccionamento na 

SE Coelho Neto (construção de 78 km de linha) 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 


• Equacionar o atendimento às cargas derivadas das SEs Imperatriz, Coelho 

Neto, Peritoró, Presidente Dutra e Miranda em caso de contingência nos 

transformadores existentes (Cemar). 

• Reavaliar o estudo de expansão CCPE/CTET.031.2001 “Estudo de 

Alternativas de Atendimento às Cidades de Miranda, Peritoró e Coelho Neto 

no Maranhão” (CCPE/ONS). 

• Desenvolver estudo visando avaliar a necessidade da instalação de 

compensação reativa adicional no tronco em 500 kV Tucuruí – Presidente 

Dutra (ONS/Eletronorte) 


no item 6.3 



3.7 Região Nordeste 

3.7.1 Área Oeste 

A Área Oeste do Sistema Nordeste, que compreende basicamente o Estado do 

Piauí e às cargas da SE Sobral, localizada ao oeste do Estado do Ceará, é atendida 

através de linhas de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV. 

A área metropolitana de Teresina é atendida por duas linhas de transmissão em 

230 kV vindas da UHE Boa Esperança até a SE Teresina, com 199 km de extensão, 

e duas linhas de transmissão em 230 kV, com 25 km de extensão, vindas da SE 

Teresina II que, por sua vez é suprida por dois circuitos em 500 kV oriundos da SE 

Presidente Dutra. Da subestação de Teresina segue uma linha de transmissão em 

230 kV, com 155 km de extensão, até a SE Piripiri, ao norte do Estado do Piauí, 

interligando-se com a SE Sobral II, a 166 km, localizada no Estado do Ceará. 

A região dos baixões agrícolas piauienses, onde se localiza a SE Picos, é atendida 

por um único circuito em 230 kV, com 167 km de extensão, vindo da SE São João 

do Piauí. As áreas do Vale do Gurguéia e dos Cerrados Piauienses, localizadas ao 

sul do Estado, são atendidas pela LT em 230 kV São João do Piauí - Canto do Buriti 

- Eliseu Martins, com 170 km de extensão, que opera atualmente na tensão de 

69 kV. 


distribuição da Cepisa é efetuada nas subestações 230/69 kV Boa Esperança, 

Teresina, Picos, São João do Piauí e na subestação 230/138/69 kV Piripiri e com o 

sistema de distribuição da Coelce, através da subestação 230/69 kV Sobral II. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Oeste 


máxima anual na área Oeste no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.7.1-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Oeste 

Atual 2004 2005 2006 

Capacidade 

Instalada UHE (MW) 


Anual (MW) 

225 (1) 225 225 225 

550 585 630 668 

Obs.: 

(1) UHE Boa Esperança (225 MW) 




operação da Área Oeste. 






Na perda das LTs 230 kV Teresina – Piripiri ou Cauípe – Sobral, verificam-se 

cortes de carga nas SEs Sobral e Piripiri da ordem de 10 MW, em 2005, em 

qualquer das contingências mencionadas. A solução para esse problema é a 

implantação da transformação 500/230 kV – 600 MVA na SE Sobral III e LTs 

230 kV Sobral III – Sobral II, C1/C2, autorizadas pela Aneel, com prazo para 

implantação de março de 2005. 




A perda do único autotransformador 500/230 kV – 300 MVA na SE São João 

do Piauí, provoca corte temporário de toda a carga das SEs São João do 

Piauí e Picos. Após a substituição do banco monofásico defeituoso pelo 

reserva, que dura de 2 a 6 horas, recompõe-se o atendimento à carga 

dessas subestações. 

Perda total de toda a carga da SE Picos, na contingência do único circuito 

230 kV entre São João do Piauí e Picos. A solução para este sistema radial, 

na Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de Trabalho, 

com a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras. 




Para o cenário Norte exportador, a contingência dos dois circuitos 500 kV 

Presidente Dutra – Teresina leva a perda de estabilidade entre os 

subsistemas Norte, Nordeste e Sudeste. Ainda neste cenário, a perda 

simultânea dos circuitos 500 kV Presidente Dutra – Teresina e Presidente 

Dutra – Boa Esperança, provoca perda de estabilidade entre os subsistemas 

Norte, Nordeste e Sudeste. Nessas contingências ocorre atuação do ERAC 

do Nordeste. 



• Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a Tabela 



Tabela 3.7.1-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Oeste 


TERESINA – 230/69 kV 0,89 2004 

PICOS – 230/69 kV 0,90 a 0,89 2004 a 2006 

BOA ESPERANÇA – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 

Obs.: 



• Sobrecarga em transformadores em condições normais 

Os transformadores 230/69 kV da SE Boa Esperança, em 2004 atingem 

100% da capacidade nominal, chegando a atingir 109% em 2006. 



A perda de um dos três transformadores 230/69 kV – 100 MVA existentes na 

SE Teresina provoca carregamentos nos transformadores remanescentes 

que variam de 134% em 2004 a 146% em 2006. A Cepisa ainda não 

encaminhou ao ONS o Plano de Obras da empresa. 

A perda do transformador 230/69 kV – 33 MVA na SE São João do Piauí, 

provoca carregamentos no transformador de 30 MVA remanescente que 

variam de 132% em 2004 a 152% em 2006. A Cepisa ainda não encaminhou 

ao ONS o Plano de Obras da empresa. 


A perda do único transformador 230/138 kV – 55 MVA na SE Piripiri provoca 

corte de toda a carga da subestação, atendida em 138 kV. A Cepisa ainda 

não encaminhou ao ONS o Plano de Obras da empresa. 






Tabela 3.7.1-3 – Principais Obras propostas para a Área Oeste ainda sem concessão 


LT 500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2, circuito 

simples, 581 km 

DATA DE 

NECESSIDADE 

JUN/2005 


• Equacionar o atendimento às cargas derivadas das SEs Boa Esperança, 

Teresina, São João do Piauí e Piripiri, em caso de contingência nos 

transformadores existentes (Cepisa). 


no item 6.3 



3.7.2 Área Norte 

 


A Área Norte da Região Nordeste, que compreende basicamente o Estado do 

Ceará, além das cargas da SE Bom Nome, Coremas e Mossoró, respectivamente 

no sertão dos Estados de Pernambuco e da Paraíba e oeste do Estado do Rio 

Grande do Norte, é atendida através de linhas de transmissão da Rede Básica em 

500 kV e 230 kV que partem das usinas hidroelétricas de Luiz Gonzaga e do 

Complexo de Paulo Afonso, além da interligação com a Região Norte, através das 

LTs 500 kV Presidente Dutra – Teresina II C1/C2 e Teresina II – Sobral III – 

Fortaleza II. 

A região metropolitana de Fortaleza é atendida a partir do complexo hidrelétrico de 

Paulo Afonso por meio de três circuitos em 230 kV no eixo Paulo Afonso – Bom 

Nome – Milagres – Banabuiú – Fortaleza, com 655 km de extensão e de um circuito 

em 500 kV entre Luiz Gonzaga e Milagres. Existem também dois circuitos em 

230 kV, transformáveis em um circuito simples de 500 kV, no eixo Milagres – 

Banabuiú – Fortaleza, que atualmente encontram-se fora de operação para 

possibilitar a conversão para 500 kV que deverá ser concluída ainda neste ano de 

2003. Outro tronco de transmissão liga Fortaleza à rede de 500 kV da interligação 

Norte/Nordeste, através das LTs 500 kV Presidente Dutra – Teresina II C1/C2 e 

Teresina II – Sobral III – Fortaleza II, com 745 km de extensão. É importante 

ressaltar que a área metropolitana de Fortaleza atualmente concentra cerca de 70% 

da carga do Estado. 

Da subestação de Fortaleza parte um circuito duplo em 230 kV, com 7 km de 

extensão, até a SE Delmiro Gouveia. Atualmente um desses circuitos está 

conectado a LT 230 kV Banabuiú – Fortaleza, formando a LT Banabuiú – Delmiro 

Gouveia. 

Ainda da subestação de Fortaleza segue uma linha de transmissão, também em 

230 kV e com 219 km de extensão, que passando pela SE Cauípe chega a SE 

Sobral II, a oeste do Estado, interligando-se com a SE Piripiri, a 166 km, localizada 

no Estado do Piauí. Ressalta-se que as SEs Sobral II e Sobral III, apesar de 

estarem localizadas no Estado do Ceará, geoeletricamente pertencem à área 

Oeste. 

O atendimento à subestação de Icó é feito pela derivação de uma das linhas de 

circuito duplo em 230 kV, existentes entre as subestações de Milagres e Banabuiú, 

aproximadamente a 123 km da SE Milagres. 

Da subestação de Milagres segue uma linha de transmissão, em 230 kV, com 

120 km de extensão, até a SE Coremas, localizada no Estado da Paraíba. 

Da subestação de Banabuiú segue uma linha de transmissão, em 230 kV, com 

110 km de extensão, até a SE Russas II, ao nordeste do Estado, interligando-se 

com a SE Mossoró II, a 75 km, localizada no Estado do Rio Grande do Norte. 



distribuição de energia nessa área é realizada pela Coelce, através das 

subestações 230/69 kV Fortaleza e Delmiro Gouveia que atendem a área 

metropolitana de Fortaleza, Cauípe, Milagres, Icó, Banabuiú e Russas, pela Celpe, 

através da subestação 230/138/69 kV Bom Nome, pela Saelpa, através da 

subestação 230/69 kV Coremas e pela Cosern, através da subestação 230/69 kV 

Mossoró II. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Norte 


máxima anual na área Norte no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.7.2-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Norte 

Atual 2004 2005 2006 


UTE (MW) 


UEO (MW) 


(MW) 

220,0 (1) 530,7 (2) 530,7 530,7 

15 (3) 90 (4) 90 90 

1193 1393 1491 1619 

Obs.: 

(1) UTE UTCJ - Carlos Jereissati (220 MW) 

(2) UTE Fortaleza (310,7 MW) 

(3) UEOs Prainha (10 MW) e Taíba (5 MW) 

(4) UEOs Mel I (18 MW), Mel II (17 MW), Mel III (40MW) 

 



operação da Rede Básica na Área Norte. Entretanto, nas análises realizadas, foram 

identificados problemas de carregamento acima da capacidade nominal em 

transformadores de fronteira entre a Rede Básica e a Rede de Distribuição, em 

condições normais de operação. 





b) Problemas relacionados ao Controle de Tensão em contingência 

• Baixo perfil de tensão no eixo 230 kV Paulo Afonso - Bom Nome – Milagres – 

Banabuiú – Fortaleza na condição de carga pesada, na contingência da LT 


500 kV Luiz Gonzaga – Milagres, considerando o cenário Nordeste 

exportador, com o intercâmbio do Nordeste para o Norte da ordem de 

700 MW. Neste cenário, de baixa probabilidade de ocorrência, verificam-se 

tensões abaixo de 0,9 p.u. nas SE Bom Nome, Milagres, Coremas, 

Banabuiú, Fortaleza e Cauípe, exceto na condição em que as usinas 

térmicas conectadas na SE Cauípe (UTE Carlos Jereissati e UTE Fortaleza) 

estão despachadas. A solução para esse problema é a Implantação do 2º 

circuito 500 kV Teresina II – Sobral III - Fortaleza II, em fase de licitação pela 

Aneel. 

• Para intercâmbios da ordem de 1.900 MW no sentido Norte para o Nordeste 

ou da ordem de 700 MW no sentido do Nordeste para o Norte, na condição 

de carga pesada, verificam-se tensões baixas nas subestações da área 

Norte, chegando a valores da ordem de 0,80 p.u. nas subestações da Região 

Metropolitana de Fortaleza, na perda de um dos circuitos de 500 kV Boa 

Esperança – Presidente Dutra ou Teresina II – Sobral III. Essa situação se 

agrava ainda mais, quando da ausência das UTEs Carlos Jereissati e 

Fortaleza, conectadas à Rede Básica na SE Cauípe. A solução para esse 

problema é a implantação do segundo circuito 500 kV Teresina II – Sobral III 

- Fortaleza II, em fase de licitação pela Aneel. 


• Considerando intercâmbio da ordem de 1.900 MW do Norte para o Nordeste, 

na condição de carga pesada, e sem a presença das usinas térmicas 

conectadas à SE Cauípe (UTEs Carlos Jereissati e Fortaleza), na perda de 

um dos autotransformadores 500/230 kV - 600 MVA da SE Fortaleza II, 

verifica-se sobrecarga da ordem 40% no autotransformador remanescente. 

Esta sobrecarga pode chegar a 62% considerando o aumento de carga 

proporcionado pela implantação de uma siderúrgica no estado do Ceará 

(250 MW), na região do Pecém. A solução para esse problema é a 

implantação do terceiro autotransformador 500/230 kV - 600 MVA da SE 

Fortaleza II. 

• Quando da contingência em um dos circuitos de 500 kV Milagres – Quixadá 

ou Quixadá – Fortaleza, na condição de carga pesada, no cenário Nordeste 

exportador, com o intercâmbio do Nordeste para o Norte da ordem de 

700 MW e sem a presença das usinas térmicas conectadas à Rede Básica 

na SE Cauípe, verifica-se sobrecarga no autotransformador 500/230 kV de 

Milagres da ordem de 8%. Esta sobrecarga pode chegar a 30% considerando 

o aumento de carga proporcionado pela implantação de uma siderúrgica no 

estado do Ceará, na região do Pecém. A solução para esse problema 

também é a implantação do segundo circuito 500 kV Teresina II – Sobral III - 

Fortaleza II, já citada anteriormente. 



A contingência da LT 230 kV Milagres – Coremas, único circuito da Rede 

Básica que atende a SE Coremas, provoca o corte temporário de toda a 

carga alimentada por esta subestação. É possível remanejar pelo sistema de 

distribuição aproximadamente 40 MW, mas mesmo assim estima-se um corte 

de carga da ordem de 70%, em 2004. Recentemente, o CCPE concluiu o 

estudo de planejamento CCPE/CTET – 002/2003 “Estudo de Atendimento 

aos Sistemas Regionais de Coremas e Campina Grande II”, onde se 

recomenda, como solução para este problema, a implantação de um 

segundo circuito em 230 kV no trecho Milagres - Coremas, com 120 km de 

extensão. 




Para o cenário Norte e Sudeste exportador, a perda da interligação Norte-Sul 

e a contingência dupla no trecho Sobradinho – Luiz Gonzaga 500 kV provoca 

a atuação do ERAC da região Norte e Nordeste, implicando em corte de 

carga na área Norte da Região Nordeste, mesmo considerando o segundo 

circuito 500 kV Teresina II - Fortaleza II. 


Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência: a tabela 



Tabela 3.7.2-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Norte 


FORTALEZA – 230/69 kV 0,92 2004 

PICI – 230/69 kV 0,91 a 0,90 2004 a 2006 

DELMIRO GOUVEIA – 230/69 kV 0,92 2004 

MILAGRES – 230 kV 0,93 2005 a 2006 

RUSSAS – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 

BOM NOME – 230/69 kV 0,90 a 0,91 2004 a 2006 

MOSSORÓ II – 230/69 kV 0,92 a 0,93 2005 e 2006 

COREMAS – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 

Obs.: 





Ressalta-se que, caso não seja possível retomar a construção da LT 230 kV 

Fortaleza – Pici com a maior brevidade, permitindo a energização da SE Pici 

230/69 kV, os transformadores 230/69 kV da SE Fortaleza ficarão em 

sobrecarga em condições normais de operação a partir de setembro deste 

ano. Além disso, prevê-se também o esgotamento da rede de distribuição 

derivada da SE Fortaleza, até que a SE Pici esteja em operação. 

Com a SE Pici, os transformadores 230/69 kV dessa subestação apresentam 

carregamento da ordem de 113%, em 2004, chegando a 128%, em 2006. A 

Coelce informou que a solução é a implantação do 3º transformador 

100 MVA ainda em 2004. 

Os transformadores 230/69 kV da SE Bom Nome, em 2004 atingem 100% da 

capacidade nominal, chegando a atingir 110% em 2006. Está prevista no 

Plano de Obras da Celpe a implantação do segundo transformador 

230/138 kV – 100 MVA, nesta subestação, para 2003, que possibilitará 

remanejamento da carga do 69 kV para o 138 kV, solucionando assim, esse 

problema. 



Os dois transformadores 230/69 kV – 16,7 MVA da SE Russas, na 

contingência do transformador de 100 MVA, existente nessa subestação, 

ficam submetidos a sobrecargas de 222% em 2004, 239% em 2005, e 259% 

em 2006. A Coelce informou que a solução é a implantação do 2º 

transformador 100 MVA em 2006. 


Banabuiú provoca carregamentos no transformador remanescente da ordem 

de 174% em 2004, 187% em 2005, e 202% em 2006. A Coelce informou que 

a solução é a implantação do 3º transformador 50 MVA em 2006. 


Coremas provoca carregamento no transformador remanescente de até 

139%, em 2006. O estudo de planejamento desenvolvido pelo CCPE 

recomenda que, em 2005, além do segundo circuito 230 kV Milagres – 

Coremas, seja implantado também o terceiro transformador 230/69 kV – 

100 MVA na SE Coremas. 


A perda do único transformador 230/138 kV – 100 MVA na SE Bom Nome 

provoca corte de toda a carga da subestação suprida através do barramento 

de 138 kV. A solução para esse problema será a energização, em 2003, do 

transformador existente na subestação, para o qual o ONS já emitiu parecer, 

dependendo apenas de autorização da Aneel. 


A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Icó provoca 

corte temporário de toda a carga da subestação. A Coelce informou que a 

solução é a implantação do 2º transformador 100 MVA em 2004. 

A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Cauípe provoca 

corte temporário de toda a carga da subestação. A Coelce informou que a 

solução é a implantação do 2º transformador 100 MVA em 2005. 



 



Tabela 3.7.2-3 – Principais Obras propostas para Área Norte ainda sem concessão 


SE Fortaleza II: 3 o banco de autotransformadores 500/230 kV – 

600 MVA 

LT 230 kV Fortaleza II – Fortaleza C3, circuito simples, 0,3 km 

LT 230 kV Milagres – Tauá, circuito simples, 200 km 

LT 230 kV Milagres – Coremas C2, circuito simples, 120 km 

DATA DE 

NECESSIDADE 

JUN/2005 

JUN/2005 

DEZ/2005 

DEZ/2005 


• Equacionar o atendimento às cargas derivadas das SEs Russas, Banabuiú, 

Icó e Cauípe, em caso de contingência nos transformadores existentes 

(Coelce). 





3.7.3 Área Leste 

A Área Leste do Sistema Nordeste, que compreende grande parte dos estados de 

Alagoas, Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte, é atendida através de linhas 

de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV que partem das usinas 

hidroelétricas de Luiz Gonzaga, Xingó e do Complexo de Paulo Afonso. 

Atendimento ao Estado do Rio Grande do Norte 

O atendimento à área metropolitana de Natal é efetuado por quatro circuitos em 

230 kV, sendo dois com 215 km e os outros com 187 km de extensão, todos 

provenientes da SE Campina Grande II, no Estado da Paraíba. 

A área centro do Estado, polarizada pela subestação Açu II, é atendida por uma 

linha de transmissão em 230 kV, com 75 km de extensão, vinda da SE Mossoró II, 

localizada ao oeste do Estado, a qual interliga-se por uma linha de transmissão, em 

230 kV, com 75 km de extensão, com a SE Russas II, localizada no Estado do 

Ceará. Ressalta-se que a SE Mossoró, apesar de estar localizada no Estado do Rio 

Grande do Norte, geoeletricamente pertencente à área Norte. 

Atendimento ao Estado da Paraíba 

O sistema de transmissão da Rede Básica que atende ao Estado é composto de 

sete circuitos em 230 kV. Destes, quatro destinam-se a atender à área agreste, 

onde se localiza a cidade de Campina Grande, sendo dois provenientes de 

Tacaimbó, com 121 km de extensão, um vindo da subestação Mirueira (Pau Ferro), 

este um circuito duplo, com 127 km extensão, lançado apenas de um lado, e o 

último vindo da subestação Goianinha, com 99 km de extensão, todos provenientes 

do Estado de Pernambuco. Da subestação de Campina Grande II partem, 

atualmente, quatro circuitos em 230 kV para o Estado do Rio Grande do Norte. 

A capital do Estado, João Pessoa, é atendida por um circuito duplo em 230 kV vindo 

da subestação Goianinha, com 51 km de extensão, também no Estado de 

Pernambuco. 

A área do alto sertão paraibano, onde se localiza a SE Coremas, é atendida 

radialmente, por um único circuito em 230 kV, com 120 km de extensão, vindo da 

subestação Milagres, no Estado do Ceará. Ressalta-se que a SE Coremas, apesar 

de estar localizada no Estado da Paraíba, geoeletricamente pertencente à área 

Norte. 

Atendimento ao Estado de Pernambuco 

O atendimento ao Estado é constituído por três eixos de transmissão que partem 

das UHEs Paulo Afonso, Luís Gonzaga e Xingó. 

O primeiro eixo chega a Pernambuco pela SE Angelim II, com dois circuitos de 

500 kV, e quatro circuitos de 230 kV. Da SE Angelim II partem dois circuitos em 

500 kV e três em 230 kV para a SE Recife II. 


O segundo eixo sai da UHE Xingó e chega a SE Recife II, na área metropolitana da 

capital, passando pela SE Messias no Estado de Alagoas, e é constituído por uma 

linha de transmissão em 500 kV com 400 km de extensão. 

Por fim, um terceiro eixo de transmissão em 230 kV, que atende às áreas central e 

do sertão do Estado, é constituído por três circuitos em 230 kV partindo do 

complexo hidrelétrico de Paulo Afonso até a SE Bom Nome, com 170 km de 

extensão. De Bom Nome, esses circuitos seguem para a subestação de Milagres, 

no Estado do Ceará, a 84 km de distância. Ressalta-se que a SE Bom Nome, 

apesar de estar localizada no Estado de Pernambuco, geoeletricamente 

pertencente à área Norte. 

Da subestação de Recife II, o atendimento à região metropolitana da capital Recife 

é realizado por meio de circuitos em 230 kV que alimentam as subestações 

230/69 kV, Pirapama II (dois circuitos com 29 km de extensão), Mirueira (três 

circuitos com 32 km de extensão) e Bongi (três circuitos com 14 km de extensão), 

que são responsáveis pelo atendimento ao sistema de distribuição de energia 

elétrica a essa região. 

Também da subestação de Recife II, partem dois circuitos em 230 kV para 

Goianinha, com 71 km de extensão. Da subestação de Mirueira parte um circuito 

em 230 kV também para Goianinha, com 66 km de extensão. Esses três circuitos 

são responsáveis pelo atendimento às cargas da zona da mata norte do Estado. 

A área agreste do Estado é atendida por três circuitos em 230 kV vindos de 

Angelim II até SE Tacaimbó, com 65 km de extensão, interligando-se com Campina 

Grande II, a 121 km, no Estado da Paraíba. 

Atendimento ao Estado de Alagoas 

O atendimento a esse Estado é efetuado por um circuito em 500 kV partindo da 

UHE Xingó até Messias, com 220 km de extensão, que segue para Recife, a 

180 km, e três circuitos em 230 kV vindos de Angelim II para Messias, com 74 km 

de extensão. Da subestação de Messias derivam três circuitos em 230 kV para a SE 

Rio Largo II, com 15 km de extensão, que atendem parte das cargas da área 

metropolitana de Maceió. 

O atendimento à capital do Estado e parte da área metropolitana de Maceió é 

efetuado por dois circuitos em 230 kV, com 26,5 km de extensão, provenientes da 

SE Messias. 

A área do litoral sul do Estado é atendida radialmente por um único circuito em 

230 kV, com 127 km de extensão, conectando às subestações de Rio Largo II e 

Penedo. 

A integração da malha de transmissão da Rede Básica com o sistema de 

distribuição de energia elétrica, nessa área, é realizada pelas empresas Ceal, 

através das subestações 230/69 kV Rio Largo II, que atende à área metropolitana 

de Maceió, e Penedo que é responsável pelo atendimento ao litoral sul do Estado 


de Alagoas e parte das cargas do norte de Sergipe, pela Celpe, através das 

subestações 230/69 kV Bongi, Mirueira e Pirapama II, que atendem à área 

metropolitana de Recife, Angelim II, Tacaimbó, Goianinha e Ribeirão, que atendem 

às áreas do agreste e das matas norte e sul, do Estado de Pernambuco, pela 

Saelpa e Celb, através das subestações 230/69 kV Mussuré II, que atende à área 

metropolitana de João Pessoa e Campina Grande II, que atende às áreas centro e 

norte do Estado da Paraíba e pela Cosern através das subestações 230/69 kV Natal 

II, que atende à área metropolitana de Natal, Mossoró II, que atende à área oeste, e 

pela SE Açu II 230/138/69 kV, que atende às áreas centro e norte do Estado do Rio 

Grande do Norte. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Leste 


máxima anual na área Leste no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.7.3-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Leste 

Atual 2004 2005 2006 


UTE (MW) 


UEO (MW) 


Anual (MW) 

- 807,7 (1) 807,7 807,7 

- 127,0 (2) 127,0 127,0 

2.819 3.047 3.189 3.330 

Obs.: 

(1) UTE Termopernambuco (496,7 MW) e Termoaçu (311 MW) 

(2) Guamaré (16 MW), Guamaré II (19 MW), Pitangui (41 MW), Rio do Fogo I (28 MW), Rio do Fogo II (14 MW) e 

Gameleira (9 MW) 

 


Em condições normais não são visualizados problemas para a operação da Rede 

Básica na Área Leste. Entretanto, nas análises realizadas, foram identificados 

problemas de carregamento acima da capacidade nominal em transformadores de 

fronteira entre a Rede Básica e a Rede de Distribuição, em condições normais de 

operação. 







Tensões altas na área Leste, principalmente no eixo Angelim - Campina 

Grande – Natal. Foram observadas dificuldades para o controle de tensão, 

na condição de carga leve, devido às baixas previsões de mercado afetadas, 

principalmente pelo racionamento ocorrido no ano de 2001. Aliado a esse 

fato, a implantação da LTs 500 kV Xingó – Angelim e 230 kV Angelim – 

Campina Grande II, previstas para janeiro/2004, aumentam ainda mais as 

tensões no sistema, o que suscita a necessidade de uma compensação 

indutiva adicional de 210 Mvar, distribuída entre as SEs Natal II (30 Mvar – 

230 kV), Campina Grande II (30 Mvar – 230 kV) e Angelim II (150 Mvar – 

500 kV), já recomendada pelo ONS e em fase de análise pela Aneel, para 

contornar os problemas de tensões elevadas na condição de carga leve, 

evitando dessa forma a necessidade de desligamento de linhas de 

transmissão da Rede Básica para possibilitar o controle de tensão na área 

Leste. 


equipamentos 

Como o mercado da área Leste apresenta valores muito reduzidos, devido, 

principalmente, aos efeitos do racionamento ocorrido em 2001, verifica-se 

em junho/2004, na condição de carga leve, e considerando a operação plena 

da UTE Termopernambuco, uma pequena sobrecarga da ordem de 2% no 

circuito remanescente, quando da contingência em um dos circuitos 230 kV 

Recife II – Pirapama II. Todavia, esse problema não desperta preocupações 

por duas razões: primeiramente, porque o valor da sobrecarga é muito 

pequeno e depois porque esse problema deverá deixar de ocorrer com o 

crescimento do mercado. É importante destacar que, conforme descrito no 

Parecer de Acesso da UTE Termopernambuco, a Celpe assumiu o 

compromisso de manter o atendimento às cargas das SEs 69/13,8 kV 

Jussaral, Vitória, Escada, Prazeres I e II e Setúbal (futura) pelo regional de 

Pirapama, para evitar que haja restrições ao despacho da UTE 

Termopernambuco, quando da ocorrência dessa contingência. 

Considerando o despacho máximo da UTE Termoaçu (311 MW), na 

contingência da LT 230 kV Paraíso – Açu II verifica-se sobrecarga da ordem 

de 3%, em 2004, na LT 230 kV Açu II - Mossoró II, podendo chegar 16% 

considerando os parques eólicos com parecer de acesso na distribuição. A 

solução para esse problema é a recapacitação da LT 230 kV Açu II – 

Mossoró II (de 235 MVA para 300 MVA), 75 km, proposta no Parecer de 

Acesso da UTE Termoaçu, emitido em fevereiro/2001, e constante do PAR 

2003/2005. É importante destacar que, até a entrada em operação dessa 

obra, o despacho da UTE Termoaçu ficará limitado à capacidade de 

transmissão da LT 230 kV Açu II – Mossoró II (235 MVA). 



Perda temporária de toda a carga da Ceal e Energipe, atendida pela SE 

Penedo, na contingência do único circuito 230 kV entre Rio Largo e Penedo. 

A solução para este sistema radial, na Rede Básica, está sendo discutida no 

âmbito de um Grupo de Trabalho, com a participação do CCPE, ONS e 

Distribuidoras. 





• A perda do circuito duplo Messias - Maceió provoca corte temporário de toda 

a carga de Maceió, capital do Estado de Alagoas. Mesmo considerando 

transferência de carga para o regional de Rio Largo ainda haverá corte 

permanente de parte da carga da região metropolitana de Maceió. 

• A perda do circuito duplo Goianinha - Mussuré provoca sobrecarga no 

circuito remanescente, acarretando corte temporário de toda a carga de João 

Pessoa, capital do Estado da Paraíba. Mesmo considerando transferência de 

carga para o regional de Goianinha ainda haverá corte permanente de parte 

da carga. 





Tabela 3.7.3-2– Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Leste 


CAMPINA GRANDE – 230/69 kV 0,92 2004 a 2006 

BONGI - 230/13,8 kV 0,77 a 0,78 2004 a 2006 

RIO LARGO II - 230/69 kV 0,78 a 0,83 2004 a 2006 

MACEIÓ - 230/69 kV 0,91 a 0,90 2004 a 2006 

PENEDO – 230/69 kV 0,94 a 0,93 2004 a 2006 

Obs.: 





Os transformadores 230/69 kV da SE Bongi apresentam uma sobrecarga da 

ordem de 3% em dezembro/2004 que será eliminada, com a entrada em 

operação da SE Várzea 230/69 kV, com dois transformadores de 150 MVA, 

prevista no Plano de Obras da Celpe, para 2004. Ressalta-se que a Celpe 

ainda não encaminhou Solicitação de Acesso ao ONS. 

O transformador 230/13,8 kV da SE Bongi (04T6) atinge 100% do 

carregamento nominal em 2004 e a partir desta data começa a apresentar 

sobrecarga em condição normal de operação. Para solucionar esse problema 

a Celpe está transferindo carga para o transformador (04T7). 




Angelim provoca carregamentos no transformador remanescente que variam 

de 138% em 2004, 146% em 2005 e 153% em 2006. A solução para esse 

problema é a implantação da terceira unidade transformadora, prevista no 

Plano de Obras da Celpe para 2003. 

A perda de um dos dois transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE Pau 

Ferro provoca carregamentos no transformador remanescente de 187%, em 

2004, 193% em 2005 e em 2006, considerando a SE Limoeiro, 137%. Está 

prevista no Plano de Obras da Celpe a implantação da terceira unidade 

transformadora, nesta subestação, para 2006, solucionando, assim, esse 

problema. 


Goianinha provoca carregamentos no transformador remanescente de 133% 

em 2004, 140% em 2005, e 145% em 2006. Está prevista no Plano de Obras 

da Celpe a implantação da terceira unidade transformadora, nesta 

subestação, para 2004, solucionando assim, esse problema. 








Tabela 3.7.3-3 – Principais Obras propostas para Área Leste ainda sem concessão 


SE Angelim II: reator manobrável de 150 Mvar – 500 kV 

SE Campina Grande II: reator manobrável de 30 Mvar – 230 kV 

SE Natal II: reator manobrável de 30 Mvar – 230 kV 

Recapacitação da LT 230 kV Açu II – Mossoró II (de 235 MVA 

para 300 MVA) 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

Necessária 

atualmente 

JUN/2004 

b) Manter o cronograma das obras já licitadas/autorizadas pela Aneel, 




3.7.4 Área Sul 

A Área Sul do Sistema Nordeste, que compreende ao Estado de Sergipe e ao 

atendimento a cerca de 90% do consumo de energia elétrica ao Estado da Bahia, é 

atendida através de linhas de transmissão da Rede Básica em 500 kV e 230 kV que 

partem das usinas hidroelétricas de Luiz Gonzaga, Xingó e do Complexo de Paulo 

Afonso e da linha de interligação Sudeste-Nordeste (LT 500 kV Serra da Mesa – Rio 

das Éguas – Bom Jesus da Lapa – Ibicoara – Sapeaçu). 

Atendimento ao Estado de Sergipe 

O atendimento a esse Estado é efetuado por um circuito em 500 kV partindo da 

UHE Xingó até a SE Jardim, com 159 km de extensão, que prossegue para a 

SE Camaçari II, a 251 km, no Estado da Bahia, e dois circuitos em 230 kV 

provenientes do complexo de Paulo Afonso para a SE Itabaiana, com 163 km de 

extensão. Da SE Itabaiana derivam dois circuitos em 230 kV para a SE Jardim, com 

44 km de extensão. A SE Jardim 500/230 kV é responsável pelo atendimento às 

cargas da região metropolitana de Aracaju e a grandes consumidores industriais. 

Além disso, existe uma linha em 230 kV entre as SEs Itabaiana e Catu (BA), 

seccionada na SE Itabaianinha, a 77 km da SE Itabaiana, que atende às cargas do 

litoral sul do Estado. As cargas do litoral norte do Estado são atendidas pela SE 

Penedo que fica localizada no Estado de Alagoas. 

Atendimento ao Estado da Bahia 

Do ponto de vista da Rede Básica, o sistema de transmissão da área Sul que 

atende o Estado da Bahia pode ser dividido geoeletricamente nas áreas 

metropolitana de Salvador, e extremo Sul. 

O atendimento de energia elétrica à área onde se encontra a capital do Estado e 

que concentra quase 90% do consumo de energia, é realizado pelas linhas de 

transmissão em 500 kV e 230 kV ligadas ao complexo de geração de Paulo Afonso, 

Luiz Gonzaga e Xingó. Dessas usinas partem três circuitos em 500 kV que 

convergem para a SE Camaçari II 500/230 kV, respectivamente com 352 km, 

396 km e 410 km de extensão. A subestação de Camaçari II é responsável pelo 

atendimento das cargas de toda a área metropolitana de Salvador, além das cargas 

do Pólo Petroquímico e do Complexo Industrial de Aratu. 

Chegam à subestação de Catu três circuitos de 230 kV oriundos de Paulo Afonso, 

tendo como pontos intermediários as SEs 230/69 kV de Cícero Dantas e 

Itabaianinha, esta última no Estado de Sergipe, que distam, respectivamente, 

335 km e 307 km. Da subestação de Catu partem dois circuitos em 230 kV para 

Camaçari II, com 25 km de extensão, e um terceiro circuito para a SE Governador 

Mangabeira, com 77 km de extensão. 

O extremo sul do Estado da Bahia é atendido a partir das subestações de 

Camaçari II e Catu por meio três circuitos em 230 kV, sendo dois de Camaçari II 

para Governador Mangabeira, com 85 km de extensão, e um partindo de Catu para 


Governador Mangabeira, com 77 km de extensão. Da subestação Governador 

Mangabeira partem três circuitos em 230 kV para Sapeaçu, com 22 km de 

extensão, e daí até Funil, com 199,5 km de extensão. De Funil, segue um circuito 

230 kV para SE Brumado, com 263 km de extensão, e dois circuitos, também em 

230 kV, para a SE Itapebi, com 200 km de extensão, e daí para a SE Eunápolis, 

com 45 km de extensão, última subestação da Rede Básica no extremo sul da 

Bahia. 

A SE 500/230 kV Sapeaçu, com dois transformadores de 600 MVA, é a subestação 

de integração da Interligação Sudeste/Nordeste que se encontra a 1054 km da SE 

Serra da Mesa, no Estado de Goiás. 


distribuição de energia elétrica, nessa área, é realizada pelas empresas Coelba, 

através da subestação 500/230/69 kV Camaçari II, e das subestações 230/69 kV 

Catu, Governador Mangabeira, Santo Antônio de Jesus, Tomba, Brumado, 

Jacaracanga, Cotegipe, Pituaçu e Matatu, estas três últimas na área metropolitana 

de Salvador, além da subestação 230/138/69 kV Funil e da SE 230/138 kV 

Eunápolis no Estado da Bahia, e pela Energipe e Sulgipe, no Estado de Sergipe, 

através da subestação 500/230/69/13,8 kV Jardim, que atende às cargas da área 

metropolitana de Aracaju e consumidores especiais 69 kV e 230 kV, além de parte 

das cargas da área sul do Estado, da SE 230/69/13,8 kV Itabaiana que atende parte 

das cargas das áreas norte e sul do Estado e da subestação 230/69 kV 

Itabaianinha, que também atende parte das cargas da área sul do Estado. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Sul 


máxima anual na área Sul no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.7.4-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Sul 

Atual 2004 2005 2006 


UHE (MW) 


UTE (MW) 


Anual (MW) 

500 (1) 500 680 (2) 680 

237,4 (3) 537,4 (3) 537,4 537,4 

2279 2562 2658 2729 

Obs.: 

(1) UHEs Funil (30 MW), Pedra (20 MW) e Itapebi (450 MW) 

(2) UHE Pedra do Cavalo (180 MW) 

(3) UTEs Camaçari (50 MW atualmente e 350 MW total) Termobahia (187,4 MW) 



Em condições normais não são visualizados problemas para a operação das 

instalações da Rede Básica da Área Sul. Entretanto, caso não seja possível 

implementar a solução em negociação entre a Chesf e a Coelba para reforçar a 

transformação da SE Catu, será observada sobrecarga nesta subestação, estando 

o sistema íntegro. 






Tensões altas na área Sul, mais especificamente no extremo sul da Bahia. 

Foram observadas dificuldades de controle de tensão, na condição de carga 

leve, mesmo contando com os recursos disponíveis do compensador estático 

de Funil, da UHE Itapebi, da UTE Termobahia e dos compensadores 

síncronos de Camaçari II. Além disso, ressalta-se que, na indisponibilidade 

de metade do compensador estático de Funil, as tensões do sistema 

ultrapassarão os limites definidos nos Procedimentos de Rede, apresentando 

valores elevados, especialmente na SE Brumado II. A solução visualizada 

para o problema de regulação de tensão nessa área é a implantação de um 

reator manobrável de 10 Mvar no barramento de 230 kV da SE Brumado II, 

autorizado pela Aneel através da Resolução 143/2003, com entrada em 

operação prevista para abril/2004. Destaca-se que a implantação deste 

reator, além de melhorar significativamente o controle de tensão na condição 

de carga leve, agiliza o processo de recomposição do sistema. 


equipamentos 

Na contingência de uma das LTs 230 kV Camaçari II – Jacaracanga, na 

condição de carga média, sem a presença da UTE Termobahia, verificam-se 

sobrecargas no circuito remanescente que variam de 20% em 2004 a 24% 

em 2006. Também na contingência da LT 230 kV Camaçari – Cotegipe C1, 

verifica-se sobrecarga no circuito remanescente da ordem de 7% em 2006. É 

importante destacar que o sistema de transmissão da Rede Básica que 

atende a região metropolitana de Salvador encontra-se atualmente acima do 

seu limite de capacidade para o atendimento ao critério N-1, visto que, 

contingências simples de linhas de transmissão em 230 kV, nessa área, 

provocam sobrecarga nos circuitos remanescentes. Dessa forma, como 

ainda não se dispõe de uma solução de planejamento para resolver esses 

problemas, é de extrema importância à presença da UTE Termobahia para 

possibilitar o atendimento ao critério de contingência simples no horizonte do 


PAR. Entretanto, verifica-se a necessidade de um estudo de planejamento do 

CCPE, com a participação da Coelba e do ONS, para indicar a melhor 

alternativa de expansão da Rede Básica, na região metropolitana de 

Salvador, considerando um horizonte de longo prazo. 

Considerando a ocorrência simultânea de carregamentos elevados na 

interligação Sudeste/Nordeste (da ordem de 900 MW) e de despacho pleno 

da UHE Itapebi (aproximadamente 450 MW), na condição de carga leve, a 

perda de um dos circuitos 230 kV Camaçari II – Governador Mangabeira, 

provoca sobrecarga da ordem de 110% no circuito 230 kV Catu - Governador 

Mangabeira. Estudos recentes indicaram a necessidade de complementação 

da interligação Sudeste/Nordeste, com a construção da LT 500 kV Sapeaçu - 

Camaçari II. A implantação dessa obra, atualmente em fase de licitação, 

soluciona o problema de sobrecarga apresentado. 

Para evitar problema de sobrecarga em contingências de transformadores 

230/69 kV nas subestações da área metropolitana de Salvador, além do 

esgotamento físico da SE Matatu, no que diz respeito à expansão do 

barramento de 69 kV desta subestação, a Coelba solicitou acesso para 2005 

na futura SE 230/69 kV Narandiba, conforme preconiza a Resolução Aneel 

433/00. Ainda de acordo com essa Resolução o barramento de 230 kV da SE 

Narandiba e o lançamento do 2º circuito 230 kV Pituaçu – Narandiba é de 

responsabilidade da Rede Básica, enquanto que a transformação 230/69 kV 

e as conexões associadas são de responsabilidade da Coelba. 


Perda temporária de toda a carga da SE Brumado II na contingência do único 

circuito 230 kV entre Funil e Brumado. A solução para este sistema radial, na 

Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de Trabalho, com 

a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras. 




Para o cenário Norte exportador, a contingência dupla das LTs 500 kV 

Presidente Dutra – Teresina C1/C2 leva ao desligamento da UHE Itapebi por 

perda de estabilidade. 

Para o cenário Nordeste exportador a perda do barramento de Governador 

Mangabeira 230 kV, provoca instabilidade entre o Norte, Nordeste e Sudeste. 

Este problema não se verifica após a entrada em operação da LT 500 kV 

Sapeaçu – Camaçari. 






Tabela 3.7.4-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Sul 


ITABAIANA – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 

ITABAIANINHA – 230/69 kV 0,89 a 0,86 2004 a 2006 

OLINDINA – 230/13,8 kV 0,86 2004 a 2006 

CAMAÇARI II – 230/69 kV 0,91 2004 a 2006 

GOV. MANGABEIRA – 230/69 kV 0,92 2004 a 2006 

MATATU – 230/11,9 kV 0,91 2004 a 2006 

Obs.: 




Caso não seja possível implementar a solução em negociação entre a Chesf 

e a Coelba para reforçar a transformação da SE Catu, será observada 

sobrecarga nesta subestação, estando o sistema íntegro, já a partir de 2003. 



A perda de um dos transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE Jardim 

provoca carregamentos elevados nos transformadores remanescentes, 

variando de 129% em 2004 a 148% em 2006. A solução apresentada pela 

Energipe é a implantação do 4º transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE 

Jardim, em dezembro de 2005. Para o ano de 2004 a solução é a 

transferência de carga para os regionais Itabaianinha e Itabaiana. 

A perda de um dos transformadores 230/11,9 kV – 40 MVA na SE Matatu 

provoca carregamento elevado no transformador remanescente, variando de 

167% em 2004 a 157% em 2006, ocasionando o desligamento da 

subestação pela proteção. A solução informada pela Coelba para ser 

considerada no horizonte do PAR é transferência de carga, através do 

sistema de distribuição em 11,9 kV. 



A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Governador 

Mangabeira provoca corte de toda a carga da subestação até a transferência 

de carga, através do sistema de distribuição, para as SEs Tomba e Santo 

Antônio de Jesus. Esta foi a solução informada pela Coelba para ser 

considerada no horizonte do PAR. 

A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Santo Antônio 

de Jesus provoca corte temporário de toda a carga da subestação até a 

transferência, através do sistema de distribuição para as SEs Governador 

Mangabeira e Irecê (para possibilitar a transferência para o regional de 

Governador Mangabeira é necessário construir a LT 69 kV São Felipe – 

Santo Antônio, prevista para 2006). Esta foi a solução informada pela Coelba 

para ser considerada no horizonte do PAR. 

A perda do único transformador 230/13,8 kV – 40 MVA na SE Olindina 

provoca corte de toda a carga da subestação. A solução informada pela 

Coelba é a implantação de um segundo transformador na subestação, 

previsto no seu plano de obras para DEZ/2008. 



 



Tabela 3.7.4-3 – Principais Obras propostas para área Sul ainda sem concessão 


LT 500 kV Sapeaçu – Camaçari II, circuito simples, 102 km 

LT 230 kV Pituaçu – Narandiba, lançamento do 2 o circuito, 4 km 

SE Narandiba (Nova): Barramento de 230 kV 

DATA DE 

NECESSIDADE 

Necessária 

atualmente 

NOV/2005 

NOV/2005 


• Realizar estudos de planejamento de longo prazo visando definir a solução 

estrutural para a expansão do sistema que atende à Região Metropolitana de 

Salvador (CCPE/ONS). 





3.7.5 Área Centro 

 


A Área Cento do Sistema Nordeste, que compreende a região onde estão 

localizadas as usinas hidroelétricas de Sobradinho, Luiz Gonzaga, Xingó e do 

Complexo de Paulo Afonso, localizadas nos Estados de Pernambuco, Alagoas e 

Bahia, além das subestações 230/69 kV da Rede Básica, Abaixadora e Cícero 

Dantas, localizadas no Estado da Bahia. Destaca-se que integração da malha de 

transmissão da Rede Básica com o sistema de distribuição de energia elétrica, 

nessa área, é realizada pelas empresas Celpe, Ceal, Energipe e Coelba. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Centro 


máxima anual na área Centro no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.7.5-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Centro 

Atual 2004 2005 2006 


UHE (MW) 


Anual (MW) 

9.395 (1) 9.395 9.395 9.395 

60 72 75 78 

Obs.: (1) UHEs Sobradinho (1050 MW), Luiz Gonzaga (900 MW), Apolônio Sales (400 MW), Xingó (3162 MW) e Complexo 

de Paulo Afonso (3883 MW) 

 



operação da Área Centro. 








equipamentos 








Para o cenário Norte exportador a perda das duas LTs 500 kV Sobradinho - 

Luiz Gonzaga resulta em perda de estabilidade entre os subsistemas Norte, 

Nordeste e Sudeste, provocando atuação do ERAC do Nordeste e 

subfreqüência na área Norte. 

A mesma contingência dupla, no cenário Nordeste exportador, provoca perda 

de estabilidade entre os subsistemas Norte e Nordeste e entre o Nordeste e 

o Sudeste, ocasionando atuação do ERAC do Nordeste e tensões elevadas 

na área Norte. 


• Necessidade de compensação reativa – baixo fator de potência. 

Nada a Registrar. 







A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Abaixadora 

provoca corte temporário de toda a carga das empresas Celpe, Ceal, 

Energipe e Coelba atendida por essa subestação. A solução informada pela 

Coelba é a implantação do transformador 230/69 kV – 100 MVA, previsto 

para DEZ/2006, conforme plano de obras da empresa. 



 





3.7.6 Área Sudoeste 

 


A Área Sudoeste do Sistema Nordeste, que compreende a região oeste Estado da 

Bahia, é atendida através de um longo sistema em 230 kV, com cerca de 926 km de 

extensão, passando por Juazeiro, Senhor do Bonfim, Irecê, Bom Jesus da Lapa e 

chegando a Barreiras. Duas pequenas usinas hidráulicas, Alto Fêmeas e 

Correntina, que juntas fornecem uma geração máxima de 18 MW, complementam o 

suprimento de energia nessa área. Recentemente foi energizada a linha de 

interligação Sudeste-Nordeste, LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas – Bom 

Jesus da Lapa II – Ibicoara – Sapeaçu, com 1054 km de extensão, com dois 

autotransformadores 500/230 kV – 300 MVA na SE Bom Jesus da Lapa II. 


distribuição de energia elétrica, nessa área, é realizada pela empresa Coelba, 

através das subestações 230/69 kV Juazeiro, Senhor do Bonfim, Bom Jesus da 

Lapa e Barreiras e da subestação 230/138/69 kV Irecê. 

 

Evolução da Geração e do Mercado na Área Sudoeste 


máxima anual na área Sudoeste no horizonte deste PAR. 

Tabela 3.7.6-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima Anual – Área Sudoeste 

Atual 2004 2005 2006 


UHE (MW) 


Anual (MW) 

18 (1) 18 18 18 

315 350 363 378 

Obs.: 

(1) Alto Fêmeas (10 MW) e Correntina (8 MW) 

 


Em condições normais não são visualizados problemas para a operação da Área 

Sudoeste. 











Perda de toda a carga da SE Barreiras na contingência do único circuito 

230 kV entre Bom Jesus da Lapa e Barreiras. A solução para este sistema 

radial, na Rede Básica, está sendo discutida no âmbito de um Grupo de 

Trabalho, com a participação do CCPE, ONS e Distribuidoras. 









Tabela 3.7.6-2 – Subestações com fator de potência abaixo de 95% – Área Sudoeste 


IRECÊ – 230/69 kV 0,90 2004 a 2006 

Obs.: 

Fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da 

carga, da compensação reativa e do transformador da subestação 





A perda de um dos transformadores 230/69 kV – 100 MVA na SE Juazeiro 

provoca carregamentos no transformador remanescente da ordem de 143% 

em 2004, 148% em 2005, e 155% em 2006. A solução informada pela 

Coelba é a implantação do terceiro transformador na subestação, previsto no 

seu plano de obras para JUL/2006. 


A perda de um dos transformadores 230/69 kV – 40 MVA (04T2) na SE Bom 

Jesus da Lapa provoca carregamentos no transformador (04T3) da ordem de 

110% em 2004, 133% em 2005, e 141% em 2006. A solução informada pela 

Coelba é a implantação da transformação 230/138 kV – 55 MVA em 

MAI/2008 e a substituição do transformador de 33 MVA (04T1) por outro de 

50 MVA, previsto no seu plano de obras para DEZ/2009. 


A perda do único transformador 230/138 kV – 55 MVA na SE Irecê provoca 

corte de carga temporário até a substituição da unidade defeituosa pelo 

transformador reserva. A solução informada pela Coelba é a implantação de 

um segundo transformador na subestação, previsto no seu plano de obras 

para JUL/2007. 

A perda do único transformador 230/69 kV – 100 MVA na SE Barreiras 

provoca corte temporário de toda a carga e atendimento de até 33 MW após 

a substituição pelo transformador reserva. A solução informada pela Coelba 

é a implantação de um transformador 230/138 kV – 100 MVA, previsto para 

MAI/2004, e um segundo transformador 230/69 kV - 39 MVA, previsto para 

JUL/2007, conforme plano de obras da empresa. 



 




Figura 3.7.6-1 – Configuração das Interligações Iner-regionais e Principais Pontos de Medição de Intercâmbio 

N 

Imperatriz 

P. Dutra 

P. Dutra 

Teresina 

Boa Esperança 

NE 

SE/CO 

Correntina 

AR 

SUL 

Londrina 

Ivaiporã 

Garabi 

UR 

Uruguaiana 

Livramento 

S.Mesa 

Assis 

Itaberá 

Ibiúna 

Bateias 

Interligações entre 

Subsistemas 

Interligações 

Internacionais 

FUTURAS 


4 Síntese das Condições de Desempenho das Interligações Interregionais 

A experiência brasileira tem demonstrado que a operação de forma coordenada do 

sistema interligado, aproveitando-se as diversidades observadas entre regiões, no 

que tange à hidrologia e ao comportamento da carga, proporciona maior 

disponibilidade de energia do que a operação de cada subsistema isoladamente. 

Para tal, existem instalações de transmissão pelas quais é realizada a troca de 

energia entre bacias hidrográficas. Estas instalações constituem as interligações 

inter-regionais. 

Como parte das análises desenvolvidas visando a identificação da necessidade de 

ampliações e reforços na Rede Básica, o ONS tem realizado estudos sobre o 

desempenho das interligações entre os diversos subsistemas. 

Neste PAR 2004-2006, foram efetuadas análises em regime permanente e dinâmico 

sobre o desempenho das interligações, buscando-se avaliar também os impactos 

sobre os sistemas receptores. Ressalta-se, porém, que o principal produto deste 

trabalho é a determinação dos limites de intercâmbio entre subsistemas. 

Nos estudos de limites de intercâmbio entre os subsistemas, procura-se maximizar 

as trocas de energia entre os subsistemas envolvidos, levando em conta a 

manutenção dos níveis de segurança e as restrições de equipamentos. No cálculo 

dos limites são considerados cenários energéticos, caracterizados a partir da 

diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas. Para cada cenário energético, 

os intercâmbios entre os subsistemas são aumentados até que seja encontrada 

alguma violação no sistema, podendo esta violação ser de regime permanente ou 

dinâmico. 

Os limites de intercâmbio são utilizados no planejamento da operação energética, 

além de fornecerem subsídios para a indicação da necessidade de ampliações e 

reforços no sistema. 

No desenvolvimento dos estudos envolvendo as interligações inter-regionais foram 

adotados os critérios descritos no item 6.5. deste documento. Em função das 

necessidades do planejamento da operação energética, a determinação dos limites 

máximos de intercâmbio contempla o horizonte de 2007. 

Para efeito de apresentação, este item, referente aos estudos das interligações, 

está dividido em três partes. No item 4.1 é apresentada uma descrição sucinta das 

interligações inter-regionais, onde se busca caracterizar, para cada uma delas, a 

configuração atual e sua evolução. No item 4.2 é mostrado um resumo dos limites 

de intercâmbio obtidos, enquanto que o item 4.3 contém uma descrição dos 

principais aspectos que caracterizam o desempenho das interligações no período 

estudado. 


4.1 Descrição das Interligações 

Tradicionalmente, o Sistema Interligado Nacional (SIN) tem sido dividido em quatro 

subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste. 

Todos estes subsistemas estão operando de forma interligada, tornando bastante 

complexas as análises de avaliação do desempenho da rede elétrica nacional. 

4.1.1 Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste 

Atualmente, a interligação entre as regiões Sul e Sudeste é feita, principalmente, 

pelo sistema de transmissão em 750 kV que escoa a energia da usina de Itaipu 60 

Hz. Os pontos desse sistema onde são efetuadas as conexões são as subestações 

de Ivaiporã 750/500 kV, localizada no Estado do Paraná e Tijuco Preto 750/500- 

345 kV, localizada no Estado de São Paulo. 

Além dessa rede de transmissão em 750 kV existem outras redes de menor 

capacidade que conectam o sistema de transmissão do Estado de São Paulo à área 

norte do Estado do Paraná (em 230 kV e 88 kV) e ao Estado do Mato Grosso do Sul 

(em 138 kV). 

No início de 2003, entrou em operação a LT 500 kV Bateias - Ibiúna, circuito duplo, 

com compensação série, que proporcionou um aumento na capacidade de 

intercâmbio entre estas regiões. 

A expansão da interligação Sul/Sudeste, após a entrada em operação da LT 500 kV 

Bateias/Ibiúna, será realizada através da LT 500 kV Londrina - Araraquara, 

passando por Assis para futura transformação 500/440 kV. Estudos realizados pelo 

ONS concluíram que além do aspecto de integração energética das regiões Sul e 

Sudeste, a implantação desta LT agregando a transformação 500/440 kV na SE 

Assis, se mostrou bastante efetiva para melhorar as condições de segurança do 

SIN quando da ocorrência de contingências múltiplas na rede de 440 kV [14]. 

A Figura 4.1.1-1 e a Tabela 4.1.1-1 apresentam as principais linhas de transmissão 

que compõem a interligação Sul/Sudeste, bem como os pontos de medição dos 

fluxos que melhor caracterizam o desempenho dessa interligação. 


Figura 4.1.1-1 - Configuração da interligação Sul/SE no Horizonte do ano 2006 e os principais pontos de 

medição de intercâmbio 

SU D ESTE 

Araraquara 500 kV 

FSE 

Assis 440 kV 

Assis 500 kV 

Ibiúna 500 kV 

Itaipu 60 Hz 

~ 

Ivaiporã 750 kV 

Itaberá 750 kV 

Tijuco Preto 750 kV 

Cascavel Oeste 525 kV 

Ivaiporã 525 kV 

Londrina 525 kV 

FLUXO SUL- 

(FSUL/RSU) 

Salto Caxias 525 kV 

Salto Santiago 525 kV 

SUL 

Bateias 525 kV 

FLUXO 

PARANÁ – 

PA ÃULO 


Tabela 4.1.1-1 – Descrição dos Intercâmbios Considerados 

INTERCÂMBIOS 

FSE 

DESCRIÇÃO 

Somatório do fluxo de potência ativa nas LTs 750 kV Ivaiporã - 

Itaberá C1, C2 e C3 

Somatório do fluxo de potência ativa nas seguintes instalações: 

LT 230 kV: 

Fluxo 

Norte Paraná 

 

São Paulo 

Guaíra - Dourados; 

Londrina - Assis; 

Maringá - Assis; 

Figueira – Chavantes 

LT 138 kV Loanda - Rosana. 

LT 88kV Andirá - Salto Grande. 

RSE 

(Recebimento do 

Sudeste) 

FSE + (Fluxo Norte Paraná⇒São Paulo)+ Fluxo na LT 500 kV 

Bateias – Ibiúna C1 e C2 + Fluxo na LT 500 kV Londrina - Assis 


Transformadores de Ivaiporã: 3x750/500 kV; 

SULSE (FSUL: 

Exportação do 

Sul) 

e 

SESUL (RSUL: 

Recebimento do 

Sul) 

LT 500 kV: 

Bateias - Ibiúna C1 e C2; 

Londrina - Assis. 

LT 230 kV: 

Guairá - Dourados; 

Londrina - Assis; 

Maringá – Assis; 

Figueira – Chavantes. 

LT 138 kV Loanda - Rosana. 

LT 88kV Andirá - Salto Grande. 

4.1.2 Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste 

Atualmente, a interligação entre as regiões Norte e Nordeste é feita, principalmente, 

pelo sistema de transmissão em 500 kV, que conecta a subestação de Presidente 


Dutra, localizada no Estado do Maranhão, às subestações de Teresina II e Boa 

Esperança, localizadas no Estado do Piauí. 

Além dessa rede de transmissão em 500 kV existe uma outra de pequena 

capacidade em 230 kV, que interliga a subestação de Peritoró, no Maranhão, à 

subestação de Teresina, no Piauí. 

A interligação Norte/Nordeste foi bastante reforçada nesse início de 2003, com a 

entrada em operação das LTs 500 kV, Açailândia - Presidente Dutra C1 e 

Presidente Dutra – Teresina II C2. No futuro, a essa interligação serão agregadas 

as LTs 500 kV Tucuruí – Marabá C4 e Marabá – Açailândia C2, já licitadas, além da 

LT 500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II C2, em fase de licitação pela Aneel. 

A interligação entre as regiões Norte e Sudeste é feita, na configuração atual, pela 

linha de transmissão em 500 kV que conecta a subestação de Imperatriz, no Estado 

do Maranhão, à subestação de Serra da Mesa, no Estado de Goiás. Esta linha 

possui três subestações intermediárias: Colinas, Miracema e Gurupi, todas 

localizadas no Estado do Tocantins. 

Este sistema de transmissão, que interliga as subestações de Imperatriz e Serra da 

Mesa, em 500 kV, é denominado de Interligação Norte – Sul. 

Em Fevereiro de 2004 prevê-se completar a duplicação da LT 500 kV Serra da 

Mesa - Imperatriz (Norte/Sul II) e a implantação de um conjunto de reforços no 

sistema receptor Sudeste. Destaca-se nesse grupo o 3º circuito da LT 500 kV Serra 

da Mesa - Samambaia e a compensação série, não só nesse 3º circuito como 

também nos circuitos existentes. Além disso, a região do rio Paranaíba será 

interligada à região do rio Grande pela LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo, cuja 

operação está prevista para dezembro de 2004. 

Hoje os subsistemas Sudeste e Nordeste estão interligados diretamente pela LT 

500 kV Serra da Mesa - Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa II- Ibicoara – 

Sapeaçu. 

A Figura 4.1.2-1 e a Tabela 4.1.2-1 apresentam as interligações da Região Sudeste 

com as regiões Norte e Nordeste, além da interligação entre o Norte e o Nordeste, 

no horizonte considerado. Nessa figura são destacados os principais pontos de 

medição das grandezas que melhor caracterizam o desempenho das interligações. 


Tabela 4.1.2-1 – Descrição dos Intercâmbios Considerados 

INTERCÂMBIOS 

SEN 

(Fluxo SE/N) 

NSE 

(Fluxo N/SE) 

NNE e NEN 

(Fluxo N/NE) 

SENE e NESE 

(Fluxo SE/NE) 

EXPORTAÇÃO 

DO NORTE e 

RECEBIMENTO 

DO NORTE 

DESCRIÇÃO 

Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV Miracema - 

Colinas C1 e C2. 

Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV Miracema – 

Gurupi C1 e C2. 

Somatório do fluxo de potência ativa nas LT 500 kV: 

- Presidente Dutra - Boa Esperança; 

- Presidente Dutra - Teresina C1 e C2. 

Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das 

Éguas. 



- Presidente Dutra - Teresina C1 e C2; 

- Miracema - Colinas C1 e C2. 


RECEBIMENTO 

DO NORDESTE 

- Serra da Mesa – Rio das Éguas; 


- Presidente Dutra - Teresina C1 e C2. 

FLUXO SERRA 

DA MESA (FSM) 


- LT 500 kV Serra da Mesa – Samambaia 

C1/C2/C3. 


Figura 4.1.2-1 - Configuração da interligação N/NE/SE no Horizonte 2007 e os principais pontos de medição 

de intercâmbio 

FLUXO N-NE 

TUCURUÍ 500 

AÇAILÂNDIA 500 

FORTALEZA 500 

TERESINA 500 

NORTE 

IMPERATRIZ 500 

P. DUTRA 

BOA ESPERANÇA 500 

FLUXO SE-N 

COLINAS 

S. J. PIAUÍ 

SOBRADINHO 

UHE LAJEADO 

MIRACEMA 500 

NORDE STE 

FLUXO N-SE 

GURUPI 

FLUXO SE-NE 

UHE SERRA DA MESA 

UHE CANA BRAVA 

UHE PEIXE 

350MW 

X 

S. DA MESA 500 

CORRENTINA 

B J LAPA 

IBICOARA 

CAMAÇARI 

SAPEAÇU 

S. MESA 230 

SAMAMBAIA 500 

FSM 

SAMAMBAIA 345 

ITUMBIARA 500 EMBORCAÇÃO 500 

USINAS DO RIO PARANAÍBA 

MARIMBONDO 500 

USINAS DO RIO GRANDE 

4.2 Conclusões 

Neste item é apresentado um resumo das principais conclusões obtidas nas 

análises realizadas para as interligações inter-regionais. 

 

Com relação às Oscilações Inter-Área 

Verificou-se que, após a entrada da interligação Sudeste/Nordeste e do segundo 

circuito da interligação Norte/Sul, a freqüência de oscilação entre os subsistemas 


Sudeste e Norte/Nordeste, que antes era de aproximadamente 0,2 Hz, fica em torno 

de 0,35 Hz. 

 

Com relação às Oscilações de Tensão 

Um dos critérios de estabilidade adotados nos estudos considera que a variação 

máxima da oscilação de tensão, após 10 s da aplicação do defeito, não deve ser 

superior a 2%. Este critério foi o que mais restringiu os intercâmbios em todos os 

subsistemas. No subsistema Sudeste a barra de Tijuco Preto 750 kV foi a que mais 

apresentou oscilação de tensão, já nos subsistemas Norte/Nordeste as barras 

críticas foram Bom Jesus da Lapa II 500 kV, Presidente Dutra 500 kV e São Luís 

500 kV. 

 

Com Relação ao Colapso de Tensão em Samambaia 

A tendência ao colapso de tensão na região de Samambaia, sistema receptor da 

interligação N/S no Sudeste, ocorre no cenário “Sudeste Importador” em todo 

horizonte do estudo, em função de defeitos do tronco de 750 kV que são seguidos 

do desligamento de uma máquina de Itaipu 60 Hz. Após a expansão da interligação 

Sul/Sudeste com a implantação da LT 500 kV Londrina - Araraquara, o colapso de 

tensão em Samambaia fica menos acentuado pelo fato da falta no tronco de 750 kV 

tornar-se menos severa, no que diz respeito ao consumo de reativo e conseqüente 

afundamento de tensão do próprio tronco de 750 kV. Para defeitos na região de 

Samambaia não se verificou esta tendência ao colapso de tensão e sim oscilações 

pouco amortecidas para os patamares de carga pesada e média, piorando no 

patamar de carga leve. 

 

Com Relação ao FSE 

O FSE, que representa o somatório dos fluxos dos circuitos do tronco de 750 kV 

entre Ivaiporã e Itaberá, tem sido um dos sinalizadores do intercâmbio máximo do 

Sul para o SE, nos cenários “Sul e Sudeste Exportadores” e “Sudeste Importador”. 

Verificou-se que 7.500 MW seria o valor máximo de FSE para ser considerado em 

todo horizonte do estudo. Valores acima podem acarretar sobrecarga nas 

transformações de Tijuco Preto, em decorrência da perda de uma unidade, e 

sobrecarga no tronco de 750kV entre Ivaiporã e Itaberá, na perda de um circuito do 

trecho mesmo considerando-se o desligamento de uma máquina de Itaipu 60Hz. 

Nos casos estudados este valor máximo ocorreu somente no ano 2006, patamar de 

carga pesada e caso base referente à contingência simples. 

 

Com Relação à 10 a máquina de Itaipu 60 Hz 

Esta máquina está prevista para entrar em operação no ano 2005. O aumento da 

geração total decorrente de sua entrada está limitado pela capacidade da 

transformação de Foz 500/750 kV 4x1650 MVA (6600 MVA), agregando 

basicamente potência sincronizada ao sistema. 


Expansão da interligação Sul/Sudeste – LT 500 kV Londrina – Assis - 

Araraquara 

A LT 500 kV Londrina – Assis – Araraquara, com transformação 500/440 kV em 

Assis, apresenta-se como um importante reforço na Interligação Sul/Sudeste. Esta 

linha, cuja entrada em operação está prevista para Junho de 2005, redistribui o 

fluxo Sul/Sudeste, aliviando a LT 500 kV Bateias – Ibiúna, o tronco de 750 kV e a 

transformação 750/525 kV de Ivaiporã. Tudo isto resulta em aumentos no 

intercâmbio Sul/Sudeste, sobretudo quando se considera a contingência dupla da 

LT 500 kV Bateias – Ibiúna. 

Esta expansão, conjuntamente com os reforços no Sul, proporciona um ganho no 

RSE da ordem de 1.000 MW para os casos de perda simples e de 1.800 MW para 

os casos de perda dupla. No ano 2006, com o reforço do trecho entre Ivaiporã e 

Londrina, os ganhos para os casos de perda simples e dupla, com relação ao ano 

2005, são de aproximadamente 1.000 MW e 500 MW, respectivamente. 

 

Recebimento pelo Sudeste – RSE 

A tabela 4.2-1 apresenta o máximo recebimento pelo Sudeste, no período 2004 a 

2006 e nos três patamares de carga, considerando os critérios de contingências 

simples e contingências de circuitos duplos que compartilham a mesma estrutura. 

Tabela 4.2-1 - Valores máximos de recebimento pelo Sudeste (RSE) 

RSE (MW) 

CRITÉRIO 

Patamar 

ANO 

de Carga 2004 2005 2006 

Pesada 9500 10200 10900 

Perda Simples 

Média 9200 10300 11300 

Leve 9000 9800 10800 

Pesada 8400 10200 10600 

Perda Dupla 

Média 8000 10000 10300 

Leve 7700 9300 10000 

Na tabela 4.2-1 acima, os valores em negrito na tabela indicam que o limite foi 

determinado por outras restrições, não relativas à estabilidade do sistema. No ano 

de 2005 foi atingida a capacidade instalada na Região Sul e, no ano 2006, o 

máximo valor de exportação apresentado na tabela foi aquele que resultou no FSE 

limite (7.500MW). 


Exportação do Sul – FSUL 

A tabela 4.2-2 apresenta a exportação máxima da Região Sul, no período 2004 a 

2006 e nos três patamares de carga, correspondente ao máximo RSE mencionado 

na tabela 4.2-1, considerando os critérios de contingências simples e contingências 

de circuitos duplos que compartilham a mesma estrutura. 

Tabela 4.2-2 - Valores máximos de exportação do Sul (FSUL) 

FSUL (MW) 

CRITÉRIO 

Patamar 

ANO 

de Carga 2004 2005 2006 

Pesada 4000 4600 5300 

Perda Simples 

Média 4300 5400 6500 

Leve 4200 5000 6000 

Pesada 3000 4600 5000 

Perda Dupla 

Média 3100 5000 5400 

Leve 2900 4500 5100 

Os valores em negrito na tabela 4.2-1 acima indicam que o limite foi determinado 

por outras restrições, não relativas à estabilidade do sistema. No ano de 2005 foi 

atingida a capacidade instalada na Região Sul e, no ano 2006, o máximo valor de 

exportação apresentado na tabela foi aquele que resultou no FSE limite (7.500MW). 

 

Importação do Sul – RSUL 

A tabela 4.2-3 apresenta o máximo recebimento do Sul, no período 2004 a 2006 e 

nos três patamares de carga. Na referida tabela são também indicados os fatores 

limitantes. 


Tabela 4.2-3 - Valores máximos de importação do Sul (RSUL) 


Trafo de Ivaiporã 750/525 kV 

(na contingência de uma unidade – 

sem utilização de esquemas) 

Trafo de Ibiúna 525/345 kV 

(na contingência de uma unidade) 

Trafo de Assis 440/230 kV 1x122MVA 

(regime permanente) 

Patamar 

de Carga 

Pesada 

e Média 

RSUL (MW) 

2004 2005 2006 

- 6.000 6.000 

3.600 - - 

2.900 - - 

50% da Carga (ERAC Sul) Pesada 5.100 5.200 5.500 

50% da Carga (ERAC Sul) Média 4.500 4.600 5.000 

50% da Carga (ERAC Sul) Leve 3.000 3.100 3.200 

 

Duplicação dos circuitos 500 kV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II – Ano 

2005 

A duplicação dos circuitos Teresina – Sobral - Fortaleza tem como principal 

impacto o aumento da confiabilidade no atendimento às cargas da região 

metropolitana de Fortaleza à qual, a partir da incorporação dessa obra, convergirão 

três circuitos em 500 kV. Observa-se também um ganho nos limites de transmissão 

no cenário Norte exportador para a Região Nordeste. Estima-se um ganho de 

300 MW para todas as condições de carga. 

 

Com relação à interligação Norte/Sul 

A capacidade da interligação Norte/Sul, em regime permanente, está limitada pelos 

equipamentos de compensação série cuja capacidade nominal é de 1.500 A. Logo, 

no ano 2004, pode-se transportar até 3.000 A através dos dois circuitos. Entretanto, 

as simulações mostraram que o fluxo máximo admissível na interligação é inferior a 

este e, foi determinado pela estabilidade eletromecânica do sistema. 

Para a determinação do fluxo máximo, primeiramente, verificou-se que defeitos 

internos à interligação com perda de um dos circuitos e o “bypass” dos capacitores 

série no circuito remanescente, dependendo do fluxo nesta, apresentavam uma 

tendência de perda de estabilidade entre os sistemas Norte e Sudeste. Desta forma, 

foi pesquisado o fluxo na interligação durante este defeito que apresentasse um 

desempenho aceitável, reduzindo a partir daí cerca de 100 MW, chegando-se a um 

valor máximo de 2.200MW nos dois sentidos da interligação Norte/Sul. 


Posteriormente, admitiu-se esquema de corte de geração (ECG), chegando-se a um 

valor máximo de 2500 MW no sentido NorteÞSul, condicionados a corte de 

unidades geradoras de Tucuruí. O defeito que balizou este limite foi emergência da 

LT 500 kV Imperatriz - Colinas. Para fluxos no sentido inverso, SulÞNorte, o valor 

máximo manteve-se em 2.200 MW devido à ineficácia do corte de geração, de 

unidades da UHE Serra da Mesa. Os defeitos que balizaram este limite foram a 

emergência da LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi e a perda da interligação 

Sudeste/Nordeste. 

 

Principais Contingências que Balizaram os Intercâmbios N/NE/SE 

Cenário Norte Exportador 

a) Perda de circuitos no trecho Boa Esperança – São João do Piauí: esta 

contingência limitou o recebimento do Nordeste, cujas conseqüências são 

oscilações de tensão pouco amortecidas violando os critérios, principalmente em 

Presidente Dutra, e abertura das interligações Norte/Nordeste e 

Sudeste/Nordeste com conseqüente atuação do ERAC; 

b) Perda de um dos circuitos no trecho Tucuruí – Vila do Conde: esta contingência 

limita a exportação do Norte, ocasionando a perda da estabilidade, em função 

do aumento do nível de curto com a entrada em operação das máquinas de 

Tucuruí II, entre todos os subsistemas, sendo necessário o desligamento de três 

máquinas de Tucuruí; 

c) Perda um dos circuitos no trecho no Tucuruí – Marabá: limitou a exportação do 

Norte, pois acarreta oscilações de tensão pouco amortecidas, principalmente em 

Presidente Dutra, sendo necessário o desligamento de duas máquinas de 

Tucuruí. 

Cenário Sudeste Exportador 

d) Perda de um dos circuitos no trecho Serra da Mesa – Rio das Éguas: limitou a 

exportação do Sudeste, gerando oscilações de tensão pouco amortecidas, 

principalmente em Presidente Dutra e São Luiz, ou até perda de sincronismo 

entre subsistemas. 

Cenário Nordeste Exportador 

e) Perda de circuitos no trecho Boa Esperança – São João do Piauí: esta 

contingência limitou a exportação do Nordeste, cujas conseqüências são 

oscilações de tensão de baixo amortecimento, principalmente em Bom Jesus da 

Lapa. 

 

Máxima Exportação e Recebimento das regiões N/NE/SE 

A tabela 4.2-4 apresenta os valores máximos de exportação e de recebimento das 

Regiões Norte, Nordeste e Sudeste, através das interligações Norte/Sul, 

Sudeste/Nordeste e Norte/Nordeste, no período 2004 a 2006 e nos três patamares 

de carga. 


Tabela 4.2-4- Valores máximos de exportação e de recebimento das regiões Norte/Nordeste/Sudeste 

ANO 

PATAMAR 

DE 

CARGA 

MÁXIMA 

EXPORTAÇÃO 

DO NORTE 

MÁXIMO 

RECEBIMENTO 

DO NORDESTE 

MÁXIMA 

EXPORTAÇÃO 

DO SUDESTE 

MÁXIMA 

EXPORTAÇÃO 

DO NORDESTE 

2004 

2005 

2006 

Pesada 3300 (*) 2200 3000 1000 

Média 3300 (*) 2100 3000 1150 

Leve 3600 1500 2700 1150 

Pesada 4400 2400 3100 1100 

Média 4400 2400 3100 1000 

Leve 4200 2000 3000 1150 

Pesada 4400 2400 3000 850 

Média 4400 2400 3000 900 

Leve 4200 2000 2700 1100 

(*) ESGOTOU A GERAÇÃO DE TUCURUÍ 

4.3 Resumo dos Limites de Intercâmbio entre Subsistemas 

As tabelas a seguir apresentam um resumo dos limites de intercâmbio entre 

subsistemas. Nessa síntese, são apresentados os valores obtidos para cada 

interligação, considerando diversos cenários energéticos. Ressalta-se a influência 

do programa de obras de transmissão e de geração nos limites de intercâmbio, bem 

como das premissas adotadas. 

4.3.1 Limites de Intercâmbio entre as Regiões Sul e Sudeste 

4.3.1.1 Configurações Analisadas 

Para a interligação Sul/Sudeste, são apresentados os limites de intercâmbio 

considerando os empreendimentos apresentados nos itens 2 e 6. Para a 

configuração de cada ano estudado e para os cenários energéticos considerados, 

foram simuladas contingências simples e duplas, considerando-se geração de Itaipu 

“ALTA” e “BAIXA”. 

4.3.1.2 Cenários Energéticos 

Os limites de intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste foram estabelecidos para 

os seguintes cenários energéticos: 


Sudeste Importador 

N 

NE 

SE 

Sul 

 

Sul Importador e Norte Exportador; 

N 

NE 

SE 

Sul 

 

Sul e Sudeste Exportadores. 

N 

NE 

SE 

Sul 

4.3.1.3 Premissas Básicas 

Na determinação desses valores foram consideradas as premissas básicas 

descritas no item 6.5. 


4.3.1.4 Limites Considerando Perda Simples 

A seguir são apresentados os limites de intercâmbio entre as Regiões Sul e 

Sudeste, obtidos considerando-se contingências que resultam na perda de um único 

elemento no sistema. 

 

Cenário Sudeste Importador 

Com a entrada dos reforços no sistema receptor de Samambaia e a consideração 

do desligamento de no máximo uma máquina de Itaipu 60 Hz, em função de faltas 

no tronco de 750 kV, o colapso de tensão em Samambaia passa a ter menos 

influência na determinação do intercâmbio Sul/Sudeste para o Cenário “Sudeste 

Importador”. 

A Tabela 4.3.1-1 apresenta os Limites de Intercâmbio para o Cenário ”Sudeste 

Importador”, no patamar de carga pesada. Ressalta-se que para os patamares de 

carga média e leve não é possível atingir a condição de máximo intercâmbio nos 

sentidos NorteÞSudeste e SulÞSudeste de forma coincidente. Isso acontece devido 

à restrição de inércia mínima admissível para as usinas hidrelétricas da Região 

Sudeste. 

Em todo horizonte do estudo, o defeito em Foz, seguido da abertura da LT 750 kV 

Foz - Ivaiporã C1 e do desligamento de uma máquina de Itaipu 60Hz, apresenta-se 

como o mais grave, podendo acarretar colapso de tensão em Samambaia. 

Entretanto, este defeito restringiu o intercâmbio S⇒SE somente no ano 2004. 

Tabela 4.3.1-1 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sudeste Importador”, considerando 

Contingências Simples e Itaipu com despacho “BAIXO” 

Ano 

Patamar Intercâmbio (MW) 

Carga RSE FSM FSUL 

Defeito 

Conseqüência 

2004 

Pesada 9.350 3.600 3.800 

LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/ 

“trip” 1 maq. Itaipu 60 Hz 

Tendência ao colapso de 

tensão em Samambaia 

Média/Leve - - - - Inércia mínima no SE 

2005 

Pesada 10.200 3.600 4.650 - 

Esgotou a geração do Sul 

e tendência ao colapso 

de tensão em 

Samambaia 


2006 

Pesada 10.900 3.600 5.350 - 

FSE máximo e tendência 

ao colapso de tensão em 

Samambaia 



No ano 2005, Itaipu “BAIXO” e patamar de carga pesada, foi possível esgotar a 

geração do Sul sem que os critérios fossem violados. 

Já no ano 2006 o fator que limitou o intercâmbio do Sul para o Sudeste foi o valor 

do FSE máximo admissível, que é de 7.500 MW, de forma a evitar sobrecargas 

devido a contingências nas transformações de Tijuco Preto e no tronco de 750kV. 

O limite de recebimento pelo Sudeste (RSE) correspondente ao ano 2007 não foi 

analisado, pois os fatores que limitaram os intercâmbios no ano 2006 foram 

restrições nos subsistemas Sul, de transmissão e geração, e não há previsão de 

reforço de transmissão nem geração adicional para estas regiões no ano 2007. 

Estes limites estarão muito próximos aos encontrados para o ano 2006. 


Contingências Simples e Itaipu com despacho “ALTO” 

Ano 



Defeito 


2004 Pesada 8900 3600 2700 


TRIP 1 maq. Itaipu 60 Hz 

Tendência ao colapso 

de tensão em 

Samambaia 

2006 Pesada 10800 3600 4600 - FSE 

 

Cenário Sul e Sudeste Exportadores 

Os valores de RSE para este cenário são bastante parecidos com os valores do 

cenário “Sul Importador” devido ao fato da rede de transmissão dos sistemas 

receptores no Sudeste terem sido reforçadas. Com isto a restrição do intercâmbio 

Sul/Sudeste em conseqüência do colapso de tensão em Samambaia foi 

praticamente eliminada. 


Tabela 4.3.1-3 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores” 

considerando Contingências Simples e Itaipu 60Hz com despacho “BAIXO” 

Ano 

Patam 

ar 

Carga 

Intercâmbio (MW) 

RSE FSE FSUL 

Defeito 


Pesada 9.500 7.100 3.950 

LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/ TRIP 

1 maq. Itaipu 60 Hz 

Oscilação de tensão no 

tronco de 750 kV 

2004 

Média 9.200 6.700 4.300 

LT Areia/Bateias 525 kV 

LT C.Novos/Machadinho 525 kV 

LT S.Santiago/Ivaiporã 525 kV 

Oscilações de tensão 

pouco amortecidas 

S/SE 

Leve 9.050 6.350 4.200 

LT Foz/Ivaiporã 750 kV c/ TRIP 

1 maq. Itaipu 60 Hz 


Tronco de 750 kV 

2005 

Pesada 10.200 7.250 4.650 - 

Média 10.300 7.000 5.400 LT Ivaiporã/Londrina 525 kV 

Leve 9.850 6.300 4.950 LT Ivaiporã/Londrina 525 kV 

Esgotou a geração do 

Sul 



S/SE 



S/SE 

Pesada 10.900 7.500 5.350 - Viola FSE máximo 

2006 

Média 11.350 7.350 6.500 LT Londrina/Assis 525 kV 

Leve 10.850 6.600 5.950 LT Londrina/Assis 525 kV 





No ano 2004, as faltas mais severas ocorrem no tronco de 750 kV e no subsistema 

Sul. Isto se deve ao fato dos reforços previstos para o subsistema Sul ocorrerem 

somente a partir de 2005. 

Já nos anos 2005 e 2006, nos patamares de carga média e leve, o fator que limita o 

intercâmbio é a perda da LT 525 kV Ivaiporã - Londrina. Nos patamares de carga 

pesada e média esgotou a geração do subsistema Sul. 

No patamar de carga pesada, o esgotamento da geração do subsistema Sul limita o 

intercâmbio Sul/SE para o ano de 2005. Já em 2006, a limitação ocorre em função 

do elevado fluxo no troco de 750 kV. Valores acima de 7500 MW podem provocar 

sobrecarga nas transformações de Tijuco Preto, em decorrência da perda de uma 

unidade. Além disso, a perda de um circuito de 750 kV Ivaiporã - Itaberá, poderá 

levar os dois circuitos remanescentes a operarem em sobrecarga, mesmo 

considerando-se o desligamento de uma máquina de Itaipu 60 Hz. 


Tabela 4.3.1-4 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no Cenário “Sul e Sudeste Exportadores”, 

considerando Contingências Simples e Itaipu com despacho “ALTO” 

Ano 


Carga RSE FSE FSUL 

Defeito 


2004 Pesada 9.150 7.100 2.950 


TRIP 1 maq. Itaipu 60 Hz 


Tronco de 750 kV 

2005 Pesada 10.200 7.400 4.000 LT Ivaiporã/Londrina 525 kV 


no Tronco de 750 kV 

2006 Pesada 10.800 7.500 4.600 - Viola FSE máximo 

 

Cenário Sul Importador 

Este cenário é caracterizado pelo despacho reduzido das máquinas do Sul, levando 

este subsistema a operar com baixa inércia, e conseqüentemente apresentar 

comportamento oscilatório. A Tabela 4.3.1-5 apresenta uma evolução do 

Recebimento do Sul (RSUL) para o Cenário ”Sul Importador”. 

Tabela 4.3.1-5 – Máximo Recebimento do Sul (RSUL) para o cenário Sul Importador 


Trafo de Ivaiporã 750/525 kV 

(na contingência de uma unidade – 

sem utilização de esquemas) 

Trafo de Ibiúna 525/345 kV 

(na contingência de uma unidade) 

Trafo de Assis 440/230 kV 1x122MVA 

(regime permanente) 

Patamar 

de Carga 

Pesada 

e Média 

RSUL (MW) 

2004 2005 2006 

- 6.000 6.000 

3.600 - - 

2.900 - - 

50% da Carga (ERAC Sul) Pesada 5.100 5.200 5.500 

50% da Carga (ERAC Sul) Média 4.500 4.600 5.000 

50% da Carga (ERAC Sul) Leve 3.000 3.100 3.200 

4.3.1.5 Limites Considerando Perda Dupla 

Segundo o item 8.3.3 do submódulo 23.3 - “Diretrizes e Critérios para Estudos 

Elétricos” – dos Procedimentos de Rede, a perda dupla poderá ser adotada no caso 


de circuitos localizados em uma mesma torre ou na mesma faixa de passagem 

quando, em função de dados estatísticos ou da relevância destes. 

No caso das LTs de Interligações, somente a LT Bateias - Ibiúna enquadra-se nesta 

categoria. 

Devido à redução observada no valor do máximo RSE, em relação àquele obtido 

considerando apenas contingências simples, foi considerado um ECE, que desliga 

uma máquina de Itaipu, como forma de reduzir o impacto sobre o limite de 

intercâmbio. Ressalta-se que as simulações com o ECE, para o qual ainda não foi 

feita nenhuma avaliação da viabilidade técnica da sua aplicação, devem ser 

encaradas como considerações preliminares. As questões relativas ao correto ECE 

a ser implementado, foram estudadas no âmbito dos estudos pré-operacionais da 

LT 500 kV Bateias/Ibiúna. 

 


O limite de recebimento pelo Sudeste (RSE) correspondente ao ano 2007 foi 

considerado o mesmo do ano 2006. Isso decorre de não haver obras previstas para 

as regiões onde são observadas restrições nos intercâmbios no ano 2006. As 

principais restrições são nos subsistemas Sul podendo, entretanto, ocorrer para 

algumas situações, restrições também no sistema receptor Sudeste (região de 

Samambaia). A Tabela 4.3.1-6 apresenta uma evolução do recebimento do Sudeste 

(RSE) para o Cenário ”Sudeste Importador”. 


Contingências Duplas e Itaipu com despacho “BAIXO” 

Ano 



Defeito 


2004 

Pesada 8.550 3.600 3.000 

LT Bateias/Ibiúna 525 kV 

C1 & C2 


tronco de 750 


2005 

Pesada 10.200 3.600 4.650 


C1 & C2 




2006 

Pesada 10.600 3.600 5.050 


C1 & C2 

Atuação do limitador 

da corrente de campo 

de Itaipu 60 Hz 



Cumpre destacar que para os patamares de carga média e leve não é possível 

atingir a condição de máximo intercâmbio nos sentidos Norte→Sudeste e 

Sul→Sudeste de forma coincidente, devido à restrição de inércia mínima admissível 

para as usinas hidrelétricas da Região Sudeste. 

 


O limite de recebimento pelo Sudeste (RSE) correspondente ao ano 2007 foi 

considerado o mesmo do ano 2006. Isso porque o fator que determinou o limite foi o 

critério para oscilação de tensão devido à contingência da LT Bateias – Ibiúna, e a 

expectativa é que ocorra o mesmo desempenho no ano 2007. Além disso, existe a 

possibilidade dos limites para o ano 2007, principalmente no patamar de carga 

pesada, serem inferiores ao informado por não haver geração suficiente na Região 

Sul. 

Tabela 4.3.1-7 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores” 

considerando Contingências Duplas e Itaipu 60Hz com despacho “BAIXO” 

Ano 

Patama 

r 

Carga 


RSE FSE FSUL 

Pesada 8.400 6.550 2.900 

Defeito 

LT 500 kV Bateias - Ibiúna 

C1 & C2 




2004 

Média 7.950 6.050 3.100 


C1 & C2 



Leve 7.700 5.650 2.850 


C1 & C2 



Pesada 10.200 7.250 4.650 


C1 & C2 



2005 

Média 9.950 6.850 5.000 


C1 & C2 



Leve 9.300 6.100 4.450 


C1 & C2 



Pesada 10.600 7.350 5.050 


C1 & C2 

Atuação do Limitador da 

Corrente de Campo de 

Itaipu 60 Hz 

2006 

Média 10.300 6.900 5.450 


C1 & C2 



Leve 10.000 6.200 5.150 


C1 & C2 




4.3.2 Limites de Intercâmbio entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste 

4.3.2.1 Cenários Energéticos 

Os limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste foram 

estabelecidos para os seguintes cenários energéticos: 

 

Norte Exportador: 

N 

NE 

SE 

Sul 

 

Nordeste Exportador: 

N 

NE 

SE 

Sul 

 

Sudeste exportador: 

N 

NE 

SE 

Sul 


4.3.2.2 Premissas Básicas 

Na determinação dos limites de intercâmbio foram consideradas as premissas básicas 

descritas no item 6. 

4.3.2.3 Limites de Intercâmbios 

 


Na Tabela 4.3.2-1 estão resumidos os limites obtidos para o período 2004 a 2006, 

quando a interligação Norte/Sul contará com dois circuitos. São apresentados, para 

cada patamar de carga, os valores calculados para duas condições: maximizando o 

recebimento do Nordeste e maximizando o fluxo para o Sudeste. 

Tabela 4.3.2-1 –Limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Norte Exportador 

Ano 

Patamar 


Fator Limitante 


Carga N→SE SE→NE N→NE 

Pesada 

1.700 650 1.600 

LT S.Mesa / R. Éguas 

LT BEA / S.J.do Piauí 

2.500 150 700 LT Tucuruí / V. Conde 

Abertura da N / NE - ERAC 

Perda de sincronismo 

N / NE / SE 

2004 

Média 

1.700 600 1.500 

LT S.Mesa / R. Éguas 

LT BEA / S.J. do Piauí 

2.500 200 700 LT Tucuruí / V. Conde 

Abertura da N / NE - ERAC 


N / NE / SE 

Leve 

2.000 550 1.500 LT BEA / S.J. do Piauí Abertura da N/NE - ERAC 

2.450 350 1.150 LT Tucuruí / V. Conde 


N / NE / SE 

Pesada 




N / NE / SE 


N / NE / SE 

2005 

Média 

2.500 450 1.950 LT BEA / S.J. do Piauí Abertura da N / NE – ERAC 

2.500 450 1.950 LT BEA / S. J. do Piauí Oscilação de tensão 

Leve 

2.350 450 1.900 LT BEA / S.J.do Piauí Oscilação de tensão 

2.500 400 1.800 LT BEA / S.J.do Piauí Oscilação de tensão 

Pesada 2.500 400 2.000 LT Tucuruí / V. Conde Oscilação de tensão 

2006 

Média 2.500 450 2.000 LT BEA / S.J. do Piauí Abertura da N / NE – ERAC 

Leve 2.500 400 1.900 LT BEA / S.J. do Piauí Oscilação de tensão 

(*) para contingência da LT 500kV Tucuruí/Vila do Conde foi considerado desligamento de até três unidades da UHE 

Tucuruí. 



Na Tabela 4.3.2-2 são resumidos os limites obtidos para o cenário Sudeste 

Exportador. 

Tabela 4.3.2-2 –Limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Sudeste 

Exportador 

Ano 


Carga SE→N SE→NE N→NE 



2004 

Pesada 2.200 750 850 

LT S. Mesa / Gurupi 

Média 2.200 800 900 

Leve 2.100 700 650 LT S. Mesa / Rio das Éguas 


Oscilação de tensão 

em P.Dutra 

2005 

Pesada 2.200 950 1.450 

Média 2.200 950 1.250 

LT S. Mesa / Rio das Éguas 

Oscilação de tensão 

em P.Dutra 

Leve 2.200 800 900 

2006 

Pesada 2.150 850 1.200 

Média 2.050 850 1.200 

Leve 2.000 850 1.000 

LT S. Mesa / Rio das Éguas 

Oscilação tensão em 

P.Dutra 

 


A tabela 4.3.2-3 resume os limites obtidos para o período 2004 a 2006, para o cenário 

Nordeste Exportador. Ressalta-se que na determinação desses limites, não foram 

admitidos corte de carga por atuação do ERAC, nem devido à atuação da proteção de 

subtensão. 

Tabela 4.4.3.2-3 –Limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste para o cenário Nordeste 

Exportador 

Ano 


Patamar 

Carga N→SE NE→SE NE→N 



Pesada 2.500 350 650 LT BEA / S. João do Piauí 

Oscilação de tensão em 

B.J.Lapa 

2004 

Média 2.500 350 800 

LT Sobradinho/ S.J. do 

Piauí 


B. J.Lapa 

Leve 2.500 350 800 LT BEA / S. João do Piauí 


B.J.Lapa 


Ano 


Patamar 

Carga N→SE NE→SE NE→N 



Pesada 2.350 400 700 LT BEA / S. João do Piauí 


B. J.Lapa 

2005 

Média 2.200 300 700 

LT Sobradinho/ S.J. do 

Piauí 


B. J.Lapa 

Leve 2.200 400 750 LT BEA / S. João do Piauí 


B. J.Lapa 

Pesada 2.300 350 500 

LT Sobradinho/S.J. do 

Piauí 


B.J.Lapa 

2006 

Média 2.200 300 600 

LT Sobradinho/S.J. do 

Piauí 


B.J.Lapa 

Leve 2.400 400 700 

LT BEA/São João do 

Piauí 


B.J.Lapa 

4.3.2.4 Avaliação Preliminar de Restrições ao Despacho da UHE Tucuruí 

Com o objetivo de identificar situações onde possa haver restrição ao despacho 

pleno das UHEs Tucuruí e Tucuruí II, em função de limitação da capacidade de 

transmissão nas interligações, foi feita uma análise de balanço de carga x geração. 

A avaliação, basicamente elétrica, buscou quantificar a geração na Região Norte 

que, atendidos os mercado desse subsistema, leva ao esgotamento da respectiva 

capacidade de exportação através de interligações inter-regionais. Ou seja, 

procurou-se avaliar o montante de excedente, em termos de percentual da geração 

local, que poderia ser despachado atendendo o mercado local e exportando o 

excedente, sem que fossem atingidos os limites de transmissão. Nesta análise 

simplificada, os valores de geração no Norte que poderiam ser exportados, foram 

obtidos como se segue: 

Geração Tucuruí = Mercado Norte + Capacidade Norte-Nordeste + Capacidade 

Norte-Sul 

Excedente 

de Tucuruí 

Capacidade Norte-Nordeste 

N 

NE 

UHE 

Lajeado 

850 MW 

Capacidade Norte-Sul 

~ 

450 MW 

~ 

UHE Peixe 

Angical 

SE 


A capacidade Norte-Sul é determinada pelo fluxo que chega em Serra da Mesa que 

é resultante da composição da potência oriunda da Região Norte com a geração na 

UHE Lajeado. O que pode ser exportado de Tucuruí através da interligação 

Norte/Sul depende, portanto, do despacho da UHE Lajeado. No sentido de fixar um 

dos parâmetros, considerou-se a UHE Lajeado gerando 850 MW em todos os anos 

analisados e a UHE Peixe Angical com 450 MW a partir de 2006.O limite dinâmico 

de intercâmbio determinado para a interligação Norte-Sul foi de 2.200 MW no 

sentido Sul -> Norte e 2.500 MW no sentido inverso, ambos medidos em Miracema. 

No caso do limite no sentido Norte->Sul, de 2.500 MW, irá requerer um esquema de 

corte de geração de Tucuruí de até 3 máquinas 

Nesta análise, ao mercado do Norte foi acrescentado 5% para representar as 

perdas. Os valores de geração obtidos foram comparados com a capacidade 

instalada nas UHEs Tucuruí e Tucuruí II. Ressalta-se que para fins desta análise, 

não foram considerados fatores limitantes ao despacho das usinas e interligações 

internacionais, seja por questões hidrológicas, seja por questão de indisponibilidade 

de unidades geradoras. A figura 4.3.2-1 resume os resultados obtidos. 

Figura 4.3.2-1 – Avaliação preliminar de restrições ao despacho da UHE Tucuruí 

100,0% 

90,0% 

80,0% 

70,0% 

Despacho em Tucuruí para atingir limite de exportação do Norte 

(Considerando UHE Lajeado com 850 MW e UHE Peixe com 450 MW) 

Cap. Instalada: UHE Tucurí I (12 x 350 MW) e UHE Tucuruí II (11 x 375 MW) 

% da 

capacidade 

instalada 

60,0% 

50,0% 

40,0% 

30,0% 

20,0% 

10,0% 

0,0% 

2004 2005 2006 2007 

Pesada Média Leve 

Observa-se que no cálculo da capacidade instalada a UHE Tucuruí foi considerada 

com 12 x 350 MW e a UHE Tucuruí II com 11 x 375 MW (sendo a 2ª, 3ª e 4ª 

unidades em 2003, 5ª, 6ª e 7ª em 2004, 8ª, 9ª e 10ª em 2005 e a 11ª unidade em 

2006). 

Os seguintes aspectos podem ser destacados da análise da figura: 


(a) os valores de despacho na UHE Tucuruí, que levam ao aproveitamento integral 

da capacidade de transmissão para as Regiões Nordeste e Sudeste, situam-se 

em torno de 90% da capacidade instalada na usina, ao longo de todo o 

horizonte analisado, sendo os montantes de geração mais baixos observados no 

patamar de carga leve; 

(b) a conclusão da interligação Norte/Sul II, em 2004, permite escoar praticamente 

toda a capacidade instalada da UHE Tucuruí, inclusive contando com as 

primeiras unidades da UHE Tucuruí 2, sendo necessário despacho superior a 

86% para provocar o esgotamento da capacidade de exportação do Norte; 

(c) a continuação da motorização da UHE Tucuruí 2 leva ao aproveitamento maior 

da capacidade de transmissão nas interligações, podendo haver restrição 

significativa ao despacho daquela usina a partir de 2006, que deve ser 

acentuada já em 2007 com a entrada em operação das usinas hidrelétricas 

previstas para o Tocantins; e 

(d) ressalta-se que esses valores foram obtidos considerando geração de 850 MW 

na UHE Lajeado e 450 MW na UHE Peixe Angical, esta em 2006. Despachos 

menores nessas usinas proporcionam maior capacidade de escoamento da 

energia gerada na UHE Tucuruí. 

Da análise das condições de escoamento da UHE Tucuruí, recomenda-se que 

sejam agilizados os estudos de planejamento da expansão de longo prazo, 

conduzidos pelo CCPE, visando estabelecer a evolução estrutural das interligações 

Norte/Sul, Norte/Nordeste e Sudeste/Nordeste, além dos reforços associados nos 

subsistemas receptores. A necessidade de caracterizar a expansão dessas 

interligações fica também evidenciada quando se considera o Programa de 

Licitação da Concessão de Usinas Hidrelétricas, sob responsabilidade da Aneel, o 

qual contempla diversas usinas a serem instaladas nessa Região. 

4.3.3 Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais 

As figuras 4.3.3-1 e 4.3.3-2 apresentam a síntese da evolução da capacidade de 

transmissão nas interligações inter-regionais, respectivamente, para perda dupla e 

perda simples, considerando os principais eventos previstos no horizonte analisado. 

Observa-se que por simplicidade de representação, não foram destacados diversos 

empreendimentos necessários para garantir os intercâmbios indicados na figura. Os 

valores indicados representam a média dos limites de transmissão para os 

patamares de carga pesada, média e leve, ponderada pela duração de cada 

patamar. 


Figura 4.3.3-1 – Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais, considerando o 

despacho “Baixo” da UHE Itaipu (contingências simples) 

EXPORTAÇÃO DO NORTE 

3.400 MWmed Fev /2004 

4.300 Mwmed - 2005 

Tucurui / Açailândia C2 + 

CE S. Luis 

N 

FLUXO Sul ->Norte 

FSN 

NE 

2.100 Mwmed - Fev /2004 

2.250 Mw med-2005 

Teresina/Fortaleza 500kV + 

C.Serie BEA/SJI/USB 

RECEBIMENTO DO NORDESTE 

2. 200 MWmed - Fev 2004 

Miracema/I mperatriz 500kV 

Lajeado 

FLUXO Norte->Sul 

2.500 Mwm ed - Fev 2004 

Miracema/Imperatriz 500kV 

Valores considerando 

contingência simples 

Itaip 

3. 700 MWmed - 2004 

5.000 Mw med - 2005 

Londrina - Araraquara 500kV 

+ Trafo T. Preto 750/500 kV 

5. 300 MW med – 2006 

Ivaiporã/Londrina 500kV 

RE CE BIMENTO DO S UL 

FNS 

SE 

S 

RECEBIMENTO DO SUDESTE 

9. 200 MWmed- Fev/2004 

Miracem a/Imperatriz 500kV 

10.100 MWmed - 2005 

Londrina- Araraquara 500kV 

11.000 MWmed – Jun / 2006 

Ivaiporã/Londrina 525kV + 

C.Oeste/Ivai porã 525kV + 

2005 

S.Santiago/I vai porã 525kV 

4.200 Mwmed - 2004 

5.100 MWmed - 2005 

Londrina- Arar aquara 500kV 

6.000 MW med – 2006 


EXPORTAÇÃO DO SUL 


Figura 4.3.3-2 – Evolução dos Limites de Intercâmbio das Interligações Inter-regionais, considerando o 

despacho “Baixo” da UHE Itaipu (contingência dupla com ECE) 

EXPORTAÇÃO DO NORTE 

3. 400 MWmed Fev /2004 

4.300 Mwm ed - 2005 

Tucurui / Açail ândia C2 + N 

CE S. Luis 

FLUXO Sul ->Norte 

2. 200 MWmed - Fev 2004 


FSN 

Lajeado 

NE 

2.100 Mwmed - Fev /2004 

2.250 MWmed - 2005 

Teresina/Fortaleza 500kV + 

C.Serie BEA/SJI/USB 

RECEBIMENTO DO NORDESTE 

FLUXO Norte->Sul 

2.500 MWmed - Fev 2004 


Valores considerando 

contingência dupla com ECE 

RE CE BIMENTO DO S UL 

Itaip 

3.700 MWmed - 2004 

5.000 Mwmed - 2005 

Londrina - Araraquara 500kV 

5.300 MW med – 2006 


FNS 

SE 

S 

RECEBIMENTO DO SUDESTE 

7. 900 MWmed- Fev/2004 


9. 800 MWmed - 2005 


10.100 MWmed – Jun / 2006 

Ivaiporã/Londri na 525kV + 

C.Oeste/I vaiporã 525kV + 

2005 

S.Santiago/Ivaiporã 525kV 

3.000 Mw med - 2004 

4. 800 MWmed - 2005 


5.200 MW med – 2006 


EXPORTAÇÃO DO SUL 

4.4 Desempenho das Interligações Inter-Regionais 

Para cada interligação Inter-regional, a análise do desempenho é apresentada em 

três partes: primeiramente são identificados os fatores que acarretam restrições 

para os intercâmbios, a seguir é apresentada uma síntese do comportamento da 

interligação para cada cenário analisado e, por fim, são descritas análises 

adicionais realizadas nas avaliações efetuadas sobre as interligações. 

4.4.1 Interligação entre as Regiões Sul e Sudeste 

4.4.1.1 Fatores que Influenciam os Intercâmbios 

 

Despacho de Itaipu 60 Hz no RSE (Recebimento do Sudeste) 

O despacho da usina de Itaipu 60 Hz, apresentado no item.6, somente tem 

influência no valor do Recebimento pelo Sudeste (RSE) no ano 2004, onde a LT 

500 kV Londrina – Assis - Araraquara ainda não está em operação, e para o critério 

de perda simples. Nestes casos o despacho reduzido de Itaipu garante valores de 

RSE mais elevados. 

A partir do ano 2004, com a entrada da a LT 500 kV Londrina – Assis - Araraquara, 

a influência do despacho da usina de Itaipu no RSE mostra-se inexpressiva. 


Despacho de Itaipu 60 Hz no FSUL (Exportação pelo Sul) 

A exportação pelo Sul compete com a geração de Itaipu através do tronco de 

750 kV. Sendo assim, o montante de energia transferida do Sul para o Sudeste é 

maior para os casos com despacho de Itaipu reduzido. Como conseqüência, estes 

casos possuem fluxo na LT 500 kV Bateias - Ibiúna mais elevado. 

 

Restrições no Subsistema Sul 

Nos Cenários em que o subsistema Sul exporta energia para o subsistema Sudeste, 

“Sul e SE Exportadores” e “SE Importador”, os limites de intercâmbio estão 

condicionados ao plano de obras considerado neste trabalho. Tanto para os casos 

base de fluxo de potência de perda simples como para os de perda dupla, verificouse 

ainda que: 

(b) é necessário manter os esquemas de corte de geração das usinas do Iguaçu; 

(c) em 2006 ocorre sobrecarga de 20% no transformador de Campos Novos 

525/230kV quando do despacho pleno das UHEs Barra Grande e Campos 

Novos; 

(d) para a prática dos intercâmbios apresentados, nos casos de fluxo de potência 

de perda simples, faz-se necessário ECG de 2 ou 3 máquinas de Itá para a falta 

Salto Santiago - Itá 525 kV, para que os critérios de oscilação de tensão sejam 

atendidos. Uma outra opção, proposta pelo estudo pré-operacional da LT 

Bateias - Ibiúna, a ser estudada, é o ajuste dos PSS de Itá e Machadinho. 

 

Restrições no Subsistema Sudeste 

(e) Sistema receptor da área São Paulo 

A partir do ano 2004 verificaram-se algumas restrições no sistema receptor de 

São Paulo, no patamar de carga pesada, agravando-se para a condição de 

Itaipu 60Hz “Alto”, para os casos de fluxo de potência de perda simples e para 

os anos futuros. Um sinalizador importante de problemas no sistema receptor 

da interligação Sul/SE, em Tijuco Preto, é o FSE (somatório dos fluxos dos três 

circuitos entre Itaberá e Tijuco Preto). As seguintes restrições foram verificadas 

nos casos de fluxo de potência correspondentes aos limites de intercâmbios: 

- em todos os anos ocorreu sobrecarga em torno de 40% no circuito 

remanescente quando da perda da LT 345kV Tijuco Preto - Itapeti; 

- o sistema receptor Sudeste, na região de Tijuco Preto, pode 

apresentar sobrecarga para valores de FSE a partir de 7.400MW, em 

certas condições de despacho das usinas da Região Sudeste; 

- No ano 2004, na perda de um dos transformadores 750/345 kV de 

Tijuco Preto ocorre sobrecarga de cerca de 20% nas transformações 

remanescentes. A partir do ano 2005, quando está previsto a quarta 

unidade, este problema é solucionado; 


- nos anos 2005 e 2006, no patamar de carga pesada, na perda de 

um dos transformadores 500/345 kV de Campinas a transformação 

remanescente fica no limite de carregamento; 

- a perda do trecho da interligação Sul/SE entre as SEs de Assis e 

Araraquara pode acarretar sobrecarga na LT Assis - Bauru 440 kV. 

No ano 2006, patamar de carga pesada, caso de perda simples, a 

sobrecarga foi de 5%; 

(f) Sistema da área de Brasília 

No ano 2004, quando a expansão da interligação Norte/Sul é concluída e 

utilizada plenamente, i.é., intercâmbios entre os Subsistemas Norte/Nordeste e 

o Sudeste (entre Miracema e Gurupi) da ordem de 2.500 MW, verificou-se que 

na carga pesada o FSM máximo é da ordem de 3.600 MW. Deste modo o 

critério de oscilações de tensão, para defeitos na região são respeitados. O 

defeito que balizou o FSM máximo foi o curto em Samambaia com abertura da 

LT 500 kV Samambaia - Emborcação e a barra crítica foi Samambaia 345 kV. 

Na situação de carga leve estes defeitos agravam estas oscilações. 

Ainda no ano 2004 e carga pesada observaram-se sobrecargas nas LT’s 500kV 

Itumbiara - Emborcação e 345kV Itumbiara - Porto Colômbia, respectivamente 

de 15% e 10%, para o referida defeito. 

A partir de 2005 estas sobrecargas são eliminadas em virtude da entrada em 

operação da LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo, prevista para Dezembro de 

2004, ainda que as referidas LT’s apresentem carregamentos elevados. 

Para o cenário em que o Sudeste exporta energia, da ordem de 2.900 MW, para 

as regiões Norte e Nordeste, no ano de 2004, a emergência da LT 500 kV 

Samambaia - Itumbiara (1x1.665 MVA) acarreta sobrecarga de 10% na LT 

500 kV Samambaia - Emborcação quando se tem as UHE’s Serra da Mesa e 

Cana Brava operando com apenas uma máquina. Do mesmo modo a perda da 

LT 500 kV Samambaia - Emborcação (1x 1665 MVA) causa os mesmos 10% de 

sobrecarga na LT 500 kV Samambaia - Itumbiara nas condições acima 

mencionadas. Para um despacho de S. Mesa de 600 MW estas sobrecargas 

são eliminadas. 

Nos anos de 2005 e 2006, apesar do aumento de 300 MW de exportação para o 

Norte/Nordeste, não foram constatadas sobrecargas uma vez que a LT 

Itumbiara - Marimbondo já se encontra operando. 

4.4.1.2 Desligamento de Máquinas da UHE Itaipu 60 Hz X Limite de Intercâmbio 

Sul⇒Sudeste (RSE) X FSM 

Em todo o horizonte do estudo, para todos os cenários e patamares de carga, 

verificou-se que o desligamento de mais de uma máquina de Itaipu 60Hz, em 

decorrência de defeitos no tronco de 750 kV, não apresenta ganhos consideráveis 

no RSE. 


Para o cenário “Sudeste Importador” o valor do FSM ainda limita o numero de 

máquinas de Itaipu a serem desligadas, isto é, para os casos com FSM próximo do 

máximo (Fluxo na interligação Norte/Sul de 2500 MW e despacho alto nas UHEs de 

Serra da Mesa e Cana Brava) o “TRIP” de duas máquinas de Itaipu acarreta 

colapso de tensão em Samambaia. Porém, como já foi mencionado acima, não se 

observam ganhos significativos no RSE para “TRIP” de mais de uma máquina de 

Itaipu. 

4.4.1.3 Perda Dupla da LT 500 kV Bateias – Ibiúna 

Nos cenários em que o Sudeste recebe energia do Sul, na ocorrência desta 

contingência dupla, considerou-se um esquema de corte de geração que desliga 

uma unidade da usina de Itaipu, reduzindo o impacto da falta. Constata-se que para 

o ano de 2004, o impacto da contingência dupla é maior que nos anos posteriores. 

Isto porque, a partir de 2005, a interligação Sul/Sudeste é reforçada pela LT 500 kV 

Londrina - Araraquara. 

Para os casos em que o Sul importa energia do Sudeste, nenhum esquema foi 

considerado e a perda dupla da LT 500 kV Bateias -Ibiúna não resulta em 

problemas mais graves no que tange à estabilidade eletromecânica e de tensão. 

Para a configuração de 2004, o caso se mostra oscilatório (0,66 Hz no Sul) e a falta 

pode provocar sobrecarga na transformação 750/525 kV de Ivaiporã. Para os anos 

seguintes, essa falta não impõe limitações para este cenário. 

4.4.1.4 Sumário dos Fatores Restritivos aos Intercâmbios entre Subsistemas 

A seguir são relacionados os fatores restritivos descritos anteriormente, referente à 

interligação Sul/Sudeste: 

- ERAC da Região Sul, para o cenário Sul Importador; 

- inércia mínima na Região Sudeste, nos patamares de carga leve e média, para 

o cenário SE Importador; 

- falta de suporte de tensão (Compensação reativa adicional) na Região Sul, no 

leste de Santa Catarina e Paraná, nos patamares de carga pesada e média, no 

cenário Sul exportador; l. 

- geração disponível na Região Sul no cenário Sul exportador. Ocorreu somente 

no ano 2005 nos patamares de carga pesada e média; 

- transformação de 750/345 kV de Tijuco Preto, em regime permanente, nos 

Cenários “Sudeste Importador” e “Sul e Sudeste Exportadores” no ano 2004; 

- LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti, nos Cenários “Sudeste Importador” e “Sul e 

Sudeste Exportadores”; 

- perda dupla da LT 500 kV Bateias - Ibiúna com ou sem a presença do ECE; 

- tendência de colapso de tensão na região de Samambaia, para o cenário 

“Sudeste Importador”; 


- ocorrência de oscilação de tensão acima de 2%, valor máximo de critério; 

- FSE máximo admissível: Valor determinado para garantir que não ocorra 

sobrecarga nas transformações de Tijuco Preto e no tronco de 750 kV durante 

contingências dos mesmos. Ocorreu somente no ano 2006; 

- Sobrecarga na LT 525 kV Salto Santiago – Ivaiporã; 

- Sobrecarga na LT 525 kV Machadinho – Campos Novos; 

- Sobrecarga no AT 525/230 kV da SE Cascavel Oeste; 

- Sobrecarga no AT 525/230 kV na SE Londrina; 

- Sobrecarga no AT 525/230 kV na SE Bateias; 

- Sobrecarga no AT 525/230 kV na SE Curitiba;; 

- Sobrecarga na LT 230 kV Salto Osório – Pato Branco; e 

- Sobrecarga na LT 230 kV cascavel – Guairá. 

4.4.1.5 Síntese do Desempenho para cada Cenário Analisado 

A seguir apresenta-se uma síntese do desempenho dinâmico dos cenários 

analisados, para as condições de intercâmbios máximos. Quando não for 

mencionado o contrario, os casos analisados consideram despacho de Itaipu 60 HZ 

“Baixo”. 

 


Neste cenário ocorre transferência de energia dos subsistemas Sul para o Sudeste, 

através da Interligação Sul/Sudeste (RSE de 8.000 MW a 11.000MW), e do 

subsistema Sudeste para o Norte/Nordeste (3.000MW), via as interligações 

Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. Devido à elevada importação do Sudeste, as usinas 

desta Região encontram-se com despacho baixo, principalmente na carga leve. 

Com relação à análise de regime permanente, este cenário caracteriza-se por 

elevados carregamentos na rede de transmissão do subsistema Sul, no tronco de 

750 kV, na transformação de Água Vermelha 440/500 kV e na interligação 

Norte/Sul. Já nas regiões de São Paulo e Minas houve dificuldade no controle de 

tensão, principalmente nos casos de carga leve, onde foi necessário desligar linhas 

do 440 kV e do 500 kV. 

Sob o ponto de vista da estabilidade eletromecânica, este cenário caracteriza-se 

por poucas máquinas sincronizadas nos subsistemas Sudeste, Norte e Nordeste. 

Observa-se, principalmente no patamar de carga leve, comportamento oscilatório 

entre os subsistemas Sudeste e Norte/Nordeste (freqüência em torno de 0,35 Hz no 

ano 2004 e 0,45 Hz no ano 2006) e entre os subsistemas Sul e Sudeste em torno 

de 0.6Hz, conforme mostra a figura abaixo. 

Estas oscilações entre os subsistemas Sudeste e Norte/Nordeste estão presentes 

em todo o horizonte do estudo e podem melhorar com o ajuste TCSC para esta 


configuração. Para tal devem ser realizados estudos para determinar o novo ajuste 

dos TCSC que devem englobar vários cenários de intercâmbios, patamares de 

carga e fluxo na interligação. 

Figura 4.4.1-1- Fluxos na Interligação Norte/Sul e no Tronco 750 kV 

FLXA 65 IVAIPORA-765 69 IV-ITA-1-765 1 $19+$23 

ANO 2004 –CARGA LEVE-RSE=9000MW-EXP.SUL=3000MW 

2366 

FLXA MIRACEMA/GURUPI C1+C2 

2011 

1656 

FLXA IVAIPORÃ/T.PRETO C1 

L4SXAS1.PLT 

1301 

0, 4, 8, 12, 16, 20, 

X Title 

(a) Ano 2004 

Com a entrada da LT 500 kV Bateias/Ibiúna, e o conseqüente aumento da 

exportação de potência do subsistema Sul, este cenário apresenta elevado 

carregamento das LT 525 kV que transmitem energia do oeste para o leste do 

Paraná e Santa Catarina. Daí a necessidade de compensação reativa na área 

leste de Santa Catarina, Curitiba e Bateias, principalmente nos casos de carga 

pesada e média. Parcialmente este problema foi resolvido com a previsão de 

250 Mvar de compensação shunt em Blumenau e 50 Mvar em Palhoça. 

As contingências de LTs de 525 kV que interligam as usinas do rio Iguaçu, embora 

estejam bastante carregadas, não acarretam problemas de estabilidade e/ou 

sobrecarga nas linhas remanescentes, caso se continue adotando os Esquemas de 

Corte de Geração (ECG) associados à saída destas linhas. Além dos esquemas 

existentes acima mencionados, considerou-se mais um esquema adicional de corte 

de geração que consta do desligamento de duas máquinas da UHE de Salto 

Caxias, na ocorrência da abertura da LT 500 kV Salto Santiago/Salto Caxias, para 

evitar perda de sincronismo da UHE de Salto Caxias no ano 2004. 


A contingência da LT 525 kV Machadinho - Campos Novos, acarreta sobrecarga na 

LT 525 kV Segredo - Areia e vice-versa. Porém, está previsto um ECG que desliga 

duas máquinas de Machadinho de forma a contornar a situação. 

Neste ano 2004, para os casos de perda simples, os defeitos que balizaram os 

limites de intercâmbio foram o curto em Foz 750 kV seguido da abertura da LT 

750 kV Foz - Ivaiporã e desligamento de 1 máquina de Itaipu 60 Hz, nos patamares 

de carga pesada e Leve, e o curto em Areia com de abertura da LT 525 kV Areia - 

Bateias, no patamar de carga média. Para os casos de perda dupla o defeito que 

balizou os limites de intercâmbio foi o curto em Bateias 500 kV seguido da abertura 

da LT 500 kV Bateias - Ibiúna C1 e C2. 

A exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 4.000 MW para os casos de perda 

simples, e em torno de 3.000 MW, para os casos de perda dupla. Para todos os 

casos o fator que limitou o intercâmbio foram as oscilações de tensão pouco 

amortecidas, principalmente em Tijuco Preto 750 kV. 

Para os casos com Itaipu “Alto”, patamar de carga pesada, perda simples, a 

exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 3.000 MW, embora tenha ocorrido uma 

redução de somente 300 MW no recebimento do Sudeste (RSE= Itaipu 60Hz + 

RSUL). Já para os casos de perda dupla, a exportação do Sul (FSUL) ficou em 

torno de 2.200 MW, redução de 700 MW, porém não houve alteração no RSE. 

(b) Ano 2005 

A partir do ano 2005 foi considerado reforço no subsistema Sul, mais precisamente, 

a linha de transmissão 525 kV Salto Santiago - Ivaiporã C2 e a LT 525 kV 

Machadinho - Campos Novos C2, e na interligação Sul/Sudeste por meio da LT 

525 kV Londrina - Araraquara e do terceiro banco transformador de Ivaiporã 

750/525 kV. Esses reforços, além de proporcionarem aumento na exportação do 

subsistema Sul, diminuem o impacto da perda dupla com relação a perda simples. 

Nesse ano 2005, para os casos de perda simples, o defeito que balizou os limites 

de intercâmbio foi o curto em Ivaiporã seguido de abertura da LT 525 kV Londrina - 

Ivaiporã. Para os casos de perda dupla, o defeito que balizou os limites de 

intercâmbio foi o curto em Bateias 525 kV seguido da abertura da LT 500 kV 

Bateias - Ibiúna C1 e C2. 

Nos casos com Itaipu “Baixo”, a exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 

5.000 MW para os casos de perda simples e de perda dupla. Para os casos de 

perda dupla, o fator que limitou o intercâmbio foram as oscilações de tensão pouco 

amortecidas, principalmente em Tijuco Preto 750 kV, e nos casos de perda simples 

foi a falta de geração no subsistema Sul, apesar de ocorrerem também oscilações 

de tensão pouco amortecidas. 

Para os casos com Itaipu “Alto”, patamar de carga pesada, perda simples e perda 

dupla, a exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 4.000 MW e o recebimento do 


Sudeste (RSE= Itaipu 60Hz + FSUL) em torno de 10.200, mesmo valor para o caso 

com Itaipu “Baixo”. 

(c) Ano 2006 

A partir do ano 2006 foi considerado reforço na interligação Sul/Sudeste, através da 

LT 525 kV Londrina - Ivaiporã C2. Este reforço conjuntamente com a LT 525 kV 

Salto Santiago – Ivaiporã - Cascavel do Oeste, prevista para o ano 2005, 

proporciona um aumento de 1.000MW do RSE e em torno de 900MW na 

exportação do subsistema Sul. Ressalta-se, entretanto, que este aumento da 

exportação acarreta um maior carregamento da rede de transmissão do Subsistema 

Sul. 

Neste ano 2006, para os casos de perda simples, o defeito que balizou os limites de 

intercâmbio foi o curto em Londrina com a abertura da LT 500 kV Londrina - Assis 

nos patamares de carga média e leve, e o FSE máximo no patamar de carga 

pesada. Outros defeitos relevantes foram o curto em Itá 525 kV seguido da abertura 

da LT 525 kV Ita - Salto Santiago, com desligamento de 2 máquinas de Itá no 

patamar de carga média, e curto em Blumenau com abertura da LT 525 kV Campos 

Novos - Blumenau. Para os casos de perda dupla o defeito que balizou os limites de 

intercâmbio foi o curto em Bateias 525 kV seguido da abertura da LT 500 kV 

Bateias -Ibiúna C1 e C2. 

A exportação do Sul (FSUL) ficou em torno de 5.500 MW para os casos de perda 

simples e de 5.000 MW para perda dupla. Para os casos de perda dupla e simples, 

o fator que limitou o intercâmbio foram as oscilações de tensão pouco amortecidas, 

principalmente em Tijuco Preto 750 kV, também ocorreu falta de geração no 

subsistema Sul nos casos de carga pesada e média. 

Para os casos com Itaipu “Alto”, patamar de carga pesada, perda simples, a 

exportação do Sul (FSUL) fica em torno de 5.000 MW. Entretanto, o recebimento do 

Sudeste (RSE= Itaipu 60Hz + FSUL) em torno de 10.900, praticamente o mesmo 

valor para o caso com Itaipu “Baixo”. 

 


No cenário Sudeste Importador, os subsistemas Sul e Norte exportam energia para 

o Sudeste. Este cenário é caracterizado pelo despacho reduzido das máquinas do 

Sudeste, levando este subsistema a operar com baixa inércia. 

Nos patamares de carga leve e média, o limite de inércia mínima é rapidamente 

atingido, impossibilitando uma definição dos limites de interligação. Para o patamar 

de carga pesada, os limites de intercâmbio são muito próximos aos limites do 

cenário Sul e Sudeste Exportadores, apesar dos fatores limitantes serem distintos. 

No cenário Sudeste Importador e contingências simples, o máximo recebimento 

pelo Sudeste (RSE) é limitado, para o ano 2004, pela perda da LT 750 kV Foz - 

Ivaiporã seguido do desligamento de 1 máquina de Itaipu 60 Hz. Nota-se, para esta 

falta, tendência de colapso de tensão na região de Brasília. 


Sob o ponto de vista da estabilidade eletromecânica do sistema interligado, este 

cenário caracteriza-se por poucas máquinas sincronizadas nos subsistemas 

Sudeste. Verificam-se oscilações pouco amortecidas entre os subsistemas Sudeste 

e Norte/Nordeste, em torno de 0,35 Hz no ano 2004 e 0,45 Hz no ano 2006, e entre 

os subsistemas Sul e Sudeste em torno de 0.6Hz, conforme mostra a figura abaixo. 

Figura 4.4.1-2 – Fluxo na Interligação Norte/Sul e no Tronco de 750 kV 

2863 

FLXA 65 IVAIPORA-765 69 IV-ITA-1-765 1 -($32+$36) 

ANO 2004 – CARGA PESADA - RSE=11000MW-EXP.SUL=5500MW 

FLUXO S.MESA/GURUPI C1&C2 

2366 

1870 

FLUXO IVAIPORÃ/ITABERÁ C1 

P4SEAS1.PLT 

1373 

0, 4, 8, 12, 16, 20, 

X Title 

 

Cenário Sul Importador 

Neste cenário temos a transferência de energia do subsistema Sudeste para o Sul 

através da interligação Sul/Sudeste e dos subsistemas Norte/Nordeste para o 

Sudeste via as interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste. 

Este cenário é caracterizado pelo despacho reduzido das máquinas do Sul, levando 

este subsistema a operar com baixa inércia. 

(a) Ano 2004 

A entrada da LT 500 kV Bateias - Ibiúna, que reforça a interligação Sul/Sudeste, 

permite um aumento considerável no intercâmbio entre estes dois subsistemas. 

A seguir são listados os fatores que limitam o recebimento do Sul (RSUL), para o 

patamar de carga pesada, por ordem de severidade: 

 

Sobrecarga no Transformador 440/230 kV de Assis 

Para níveis de RSUL a partir de 2.900 MW, o transformador 440/230 kV de Assis 

passa a operar em sobrecarga. Uma forma de contornar este problema consiste em 

operar-se o sistema com este transformador desligado. 


Sobrecarga no Transformador 500/345 kV de Ibiúna 

Para níveis de RSUL a partir de 3.600 MW, a emergência num dos transformadores 

500/345 kV de Ibiúna, ocasiona sobrecarga no remanescente. 

 

Sobrecarga no Transformador 750/525 kV de Ivaiporã 

Para valores de RSUL a partir de 4.000 MW, a perda dupla da LT 500 kV Bateias - 

Ibiúna causa sobrecarga na transformação 750/525 kV de Ivaiporã. Já a perda de 

um destes transformadores, mesmo estando o RSUL em torno de 5.000 MW, não 

acarreta a saída do remanescente por sobrecarga (50%), caso a lógica 6 esteja em 

operação. 

 

Limite Para Atuação do ERAC/S 

Uma das possíveis limitações do RSUL se dá em função do esquema regional de 

alívio de carga por sobrefreqüência da Região Sul (ERAC/S), que corta até 50% da 

carga do Sul. Para valores de RSUL dessa ordem, foram simuladas emergências no 

Sul e Sudeste, não sendo constatados problemas de instabilidade transitória, de 

tensão ou oscilações não amortecidas. Em relação à sobrecarga nos equipamentos, 

vale o que foi apresentado nos itens anteriores. 

(b) Anos 2005 e 2006 

A entrada das LTs 525 kV Londrina – Assis - Araraquara, Salto Santiago - Ivaiporã 

C2, Cascavel do Oeste - Ivaiporã, Machadinho - Campos Novos C2 e do segundo 

transformador 440/230 kV de Assis, reforça consideravelmente a interligação 

Sul/Sudeste. Para valores de RSUL da ordem de 50% da carga do Sul (limite do 

ERAC/S), as sobrecargas nos equipamentos verificadas no ano de 2004 não mais 

se apresentam. Além disso, problemas de instabilidade ou oscilações pouco 

amortecidas não foram constatados. 

4.4.2 Interligação entre as Regiões Norte, Nordeste e Sudeste 

4.4.2.1 Síntese do Desempenho e Evolução dos intercâmbios para cada Cenário 

Analisado 

 


Este cenário caracteriza-se pela exploração da geração da área Norte com 

priorização para o Nordeste ou para o Sudeste. 

 

Norte Exportador com prioridade para o Nordeste 

(a) Horizonte 2004 

Neste horizonte será possível exportar da área Norte para o Nordeste, cerca de 

1.500 MW, estando limitado por contingências internas ao Nordeste, no eixo 

Presidente Dutra-Sobradinho, alem das externas, perda da interligação 

Sudeste/Nordeste. Em ambos os casos, há riscos de isolamento da área Nordeste, 

pela atuação das PPS, entre os sistemas acarretando perda de carga por atuação 

do esquema de rejeição de carga por subfreqüência. 


(b) Horizonte 2005 

Com a incorporação do segundo circuito Teresina II – Sobral III – Fortaleza II 

500 kV e da compensação série (70%) dos circuitos Boa Esperança - São João do 

Piauí – Sobradinho, além do AT 500/230 kV de Sobral e do CE 150/-70 Mvar de São 

Luis, será possível exportar até 2.100 MW do Norte para o Nordeste, representando 

um acréscimo de cerca de 600 MW em relação ao horizonte de 2004. A principal 

contingência balizadora deste cenário é a perda de circuito do trecho Boa 

Esperança - Sobradinho, acarretando, neste caso, oscilações de baixo 

amortecimento na região de Presidente Dutra. A contingência de perda de um 

circuito Tucuruí - Vila do Conde, com intercâmbio elevado na interligação Norte/Sul 

necessita da ativação de esquema de rejeição de geração em Tucuruí, tendo em 

vista risco de instabilidade entre os sistemas. 

(c) Horizonte 2006 

Neste horizonte não está previsto nenhum reforço de transmissão, razão pela qual 

os limites permanecerem praticamente os mesmos de 2005, apesar do acréscimo 

de carga neste horizonte. As contingências balizadoras são as mesmas de 2005, 

com as conseqüências já comentadas. 

 

Cenário Norte Exportador com prioridade para o Sudeste 

Com a incorporação de um esquema de alívio de geração em Tucuruí para perda de 

circuitos na interligação Norte/Sul, será possível exportar até 2.500 MW na 

interligação Norte/Sul, medidos no circuito Miracema - Gurupi. 


Neste cenário, a perda de um circuito Tucuruí - Vila do Conde é a contingência 

balizadora. Deste modo, limitando-se o desligamento a três geradores de Tucuruí, 

será possível exportar do Norte para o Nordeste 700 MW nos períodos de carga 

pesada e média e 1.100 MW em carga leve. Portanto, o Norte poderá exportar para 

o Nordeste e Sudeste, simultaneamente, cerca de 3.200 MW nos períodos de carga 

pesada e média e 3.600 MW em carga leve. Desta forma, será possível explorar em 

torno de 90% da capacidade máxima totalizada das usinas de Tucuruí e Lajeado no 

período de carga pesada. 


Neste cenário, com a incorporação das obras na Região Nordeste e a ampliação da 

Usina de Tucuruí, com a linha de transmissão associada, será possível exportar do 

Norte para o Nordeste até cerca de 1.900 MW, por limitação dinâmica. Neste caso, 

além das contingências dos circuitos Tucuruí - Vila do Conde, que exigirão o 

desligamento de geradores, a perda dos circuitos Boa Esperança - Sobradinho 

serão balizadoras deste cenário. 

Este reforço de transmissão e geração representará um acréscimo de cerca de 

1.200 MW nos períodos de carga pesada e média e de 700 MW em carga leve na 


capacidade de exportação do Norte. Deste modo, neste horizonte, será possível 

utilizar cerca de 90% da geração das Usinas de Tucuruí e Lajeado, máxima 

totalizada, previstas para este horizonte, no período de carga pesada. 


Neste horizonte, além dos 2.500 MW exportados na interligação Norte/Sul, será 

possível exportar simultaneamente do Norte para o Nordeste cerca de 2.000 MW. 

As contingências balizadoras são as mesmas do horizonte 2005, com as mesmas 

medidas a serem adotadas. 

Neste horizonte, será possível utilizar cerca de 90% da geração de Tucuruí e 

Lajeado, máxima totalizada, no período de carga pesada. 

 


Neste cenário, a máxima transferência de potência na interligação Norte/Sul está 

limitada a 2.200 MW no trecho Miracema - Imperatriz por motivo de contingências 

internas a este trecho, de modo a evitar possíveis atuações de proteções de 

sobrecarga dos capacitores série que desencadeiem perda de sincronismo entre as 

áreas. 


Neste horizonte será possível o Sudeste exportar cerca de 2.900 MW medidos nos 

fluxos Miracema - Colinas e Sudeste/Nordeste, totalizados. As contingências 

balizadoras deste cenário são a perda dos circuitos ligados a Serra da Mesa. 

Destaca-se que a contingência no circuito Serra da Mesa - Rio das Éguas acarreta 

oscilações de tensões na interligação Norte/Nordeste de baixo amortecimento 

nestes intercâmbios. Com os intercâmbios estabelecidos verificou-se sensibilização 

da PPS da interligação Sudeste/Nordeste, sendo este fato limitador para os 

intercâmbios balizadores. 


Neste horizonte, verifica-se uma elevação da capacidade de exportação do Sudeste 

de cerca de 350 MW médios em relação ao horizonte de 2004. Será elevada, ainda, 

a capacidade de importação do Nordeste devido a incorporação das obras de 

transmissão do Nordeste nos eixos Teresina-Fortaleza e Boa Esperança- 

Sobradinho. Deste modo, a contingência balizadora neste cenário é a perda da 

interligação Sudeste/Nordeste que acarreta oscilações de baixo amortecimento na 

interligação Norte/Nordeste. 


Neste horizonte, a capacidade de exportação do Sudeste estará no patamar de 

2004, i.e. 2.900 MW, atribuindo-se essa redução, em relação a 2005, à elevação de 

carga do sistema. Com a máxima exportação do Sudeste será possível exportar 

para o Nordeste cerca de 2.000 MW nos períodos de carga pesada e média. As 


contingências balizadoras deste cenário são as perdas da interligação Norte/Sul e 

Sudeste/Nordeste. 

 


Neste cenário, foi explorada a máxima exportação do Nordeste considerando, 

simultaneamente, a máxima exportação do Norte para o Sudeste. 

Este cenário não apresentou evolução ao longo do período analisado, mesmo com 

a incorporação das obras no Nordeste. Em todos os horizontes, a máxima 

exportação do Nordeste não superou 1.160 MW medidos nas interligações 

Norte/Nordeste e Nordeste/Sudeste somados. A principal limitação é oscilação de 

baixo amortecimento na interligação Sudeste/Nordeste, quando de contingência no 

eixo Boa Esperança - Sobradinho. 

 

Cenário Norte Importador 

Este cenário foi analisado nos horizontes 2005 e 2006 nos períodos de carga 

pesada, como complementação de ponta de carga. 

(a) Horizontes 2005/2006 

Nos horizontes analisados limitou-se a importação do Norte pelo número de 

máquinas sincronizadas em Tucuruí, de tal modo que foi considerado um mínimo de 

8 máquinas nesta usina. Desta forma, a importação máxima do Norte seria de cerca 

de 1.900 MW. Com esta premissa não foram detectados problemas de origem 

dinâmica. 

4.4.2.2 ANÁLISE DAS CONTINGÊNCIAS BALIZADORAS DOS INTERCÂMBIOS 

 

Cenário Norte Exportador: 

Este cenário se caracteriza pela maximização da geração da usina de Tucuruí I e II, 

o que acarreta fluxos elevados nos eixos Tucuruí – Marabá – Imperatriz, bem como 

elevação do nível de curto circuito na SE Tucuruí. 

Alternativamente, esse cenário se desdobra em duas situações: 

- maximizar o recebimento do Nordeste; 

- maximizar o fluxo no sentido Norte⇒Sudeste. 

(a) Perda do circuito Boa Esperança –S. João do Piauí 

Esta contingência, juntamente com Tucuruí – Vila do Conde, foi balizadora para a 

maioria dos casos, podendo ocasionar abertura das interligações Norte/Nordeste e 

Nordeste/Sudeste com conseqüentes cortes de carga pela ativação de ERAC, além 

de oscilações de baixo amortecimento no Nordeste. 

(b) Perda do circuito Tucuruí – Vila do Conde 

A elevação do nível de curto-circuito da SE Tucuruí torna esta contingência crítica, 

cujas conseqüências são a perda de sincronismo entre os subsistemas e a 

presença de oscilações pouco amortecidas entre o Norte e o Nordeste. Utilizou-se 


então esquema de desligamento de até 3 máquinas de Tucuruí a fim de evitar os 

referidos problemas. 

(c) Perda do circuito Tucuruí-Marabá C2 

A motorização da 5ª, 6ª e 7ª unidades geradoras de Tucuruí II ao longo de 2004 

eleva consideravelmente o fluxo nesse trecho causando perda de estabilidade 

quando da perda de um dos circuitos, sendo necessário esquema de desligamento 

de uma (carga pesada e média) ou duas unidades (carga leve) de Tucuruí. A partir 

de 2005, a entrada do 4º circuito Tucuruí - Marabá e do 2º circuito Marabá - 

Açailândia permite a prática dos intercâmbios mencionados sem a utilização de 

esquema de desligamento de máquinas de modo a evitar perda de sincronismo. 

(d) Perda do Circuito do Eixo Serra da Mesa - Bom Jesus da Lapa II 

Observou-se que em algumas situações neste cenário, esta contingência foi 

balizadora devido à presença de oscilações de tensão pouco amortecidas entre o 

Norte e o Nordeste, principalmente quando se prioriza o recebimento do Nordeste. 

 

Cenário Sudeste Exportador: 

Esse cenário caracteriza-se por fluxos elevados na interligação Norte/Sul (da ordem 

de 2.200MW no Sentido Serra da Mesa - Imperatriz) e na interligação 

Sudeste/Nordeste (em torno de 800 MW no sentido Serra da Mesa – Governador 

Mangabeira). 

(a) Perda da Interligação Sudeste/Nordeste (S. Mesa – Rio das Éguas) 

Neste cenário o máximo intercâmbio na interligação Sudeste/Nordeste, de tal modo 

que a perda desta interligação acarreta o escoamento instantâneo do fluxo para as 

regiões Norte e Nordeste, tendo como conseqüência um aumento do intercâmbio 

entre as áreas Norte e Nordeste, levando ao risco de perda de sincronismo entres 

estas áreas além de oscilações de tensão entre o Norte e o Nordeste de baixo 

amortecimento. Esta contingência é, balizadora para este cenário juntamente com a 

perda de um dos trechos da Norte-Sul, especificamente S. Mesa - Gurupi. 

(e) Perda do trecho Serra da Mesa / Gurupi 

Esta contingência apresenta-se como a de maior severidade no ano de 2004, ano 

este que antecede a entrada dos reforços no Norte e no Nordeste, havendo risco de 

instabilidade do sistema para fluxos da ordem de 2.200 MW na interligação Norte- 

Sul. 

 

Cenário Nordeste Exportador: 

Esse cenário caracterizou-se pela seguinte distribuição de fluxo: 

- Eixo Sobradinho - Boa Esperança - Presidente Dutra com fluxo elevado; 

- Eixo Luiz Gonzaga – Milagres - Fortaleza com fluxo elevado; 

- Interligação Sudeste/Nordeste com fluxo no sentido Sapeaçu ⇒ Serra da Mesa; 


- Eixo Presidente Dutra – Teresina II – Fortaleza II com fluxo reduzido. 

(f) Perda no trecho Boa Esperança - Sobradinho 

Para esta falta observou-se o aparecimento de oscilações não amortecidas entre 

os sistemas, onde destacamos as oscilações de tensão em Bom Jesus da Lapa II, 

fator limitante para a definição dos intercâmbios limites. 


5 Síntese da Análise da Confiabilidade da Rede Básica 

Este item apresenta os principais resultados comentados e respectivas premissas 

da avaliação probabilística preditiva dos níveis de confiabilidade, em regime 

estacionário (adequação), da Rede Básica brasileira, no horizonte 2003 - 2005, 

consoante o Plano de Ampliações e Reforços - PAR [5]. Uma descrição detalhada 

da avaliação da confiabilidade do SIN pode ser encontrada no relatório 

“Confiabilidade da Rede Básica no Período 2003-2005” [7]. 

Tais resultados constituem subsídio relevante para as ações de operação / 

planejamento, dado que complementam a análise tradicionalmente efetuada, em 

bases essencialmente determinísticas. As informações aqui disponibilizadas podem 

facilitar a gradativa evolução do clássico, porém rígido, critério "n-1" de 

planejamento, para o uso de critérios que reconheçam as incertezas e riscos 

intrínsecos a todo sistema elétrico de potência. Nessa perspectiva, o uso rotineiro e 

continuado da análise aqui apresentada possibilitará, futuramente, a caracterização 

dos paradigmas de riscos admissíveis na gestão da operação e planejamento do 

sistema [7]. 

É fundamental ressaltar que todos os resultados apresentados são estritamente 

condicionados ao conjunto de premissas registradas na subseção 6.5.6 deste 

documento e descritas em detalhe no relatório [7]. Em particular, alerta-se o leitor 

que foi permitido o uso de medidas corretivas (e.g. redespacho de potência ativa) 

para a eliminação de violações operativas, em consonância com a práxis 

internacional em estudos de confiabilidade enfocando adequação. Também deve 

ser lembrado que todos os índices de confiabilidade são muito sensíveis aos 

intercâmbios do sistema. No estudo em pauta, um único ponto de operação foi 

analisado. Nos estudos do PAR, considerando outros cenários de geração e fluxos 

na interligação Norte – Sul, foram observadas maiores solicitações em alguns 

pontos do sistema, não investigadas na presente análise de confiabilidade. 

Estruturalmente esta seção está organizada da seguinte forma: Na subseção 5.1 

são mencionados alguns conceitos importantes para o bom entendimento do 

assunto tratado. Um brevíssimo glossário é aí esboçado. Na subseção 5.2 

apresentam-se os resultados, alguns deles inéditos, da análise de confiabilidade do 

sistema elétrico brasileiro, sob o ponto de vista global. Na subseção 5.3 

apresentam-se as principais conclusões. Como já foi acima mencionado, na 

subseção 6.5.6 registram-se as premissas usadas na avaliação numérica da 

confiabilidade. 

5.1 Aspectos Conceituais 

Visando facilitar a leitura deste documento, esta seção apresenta um conjunto 

resumido de alguns conceitos pertinentes ao tema tratado. 

- Adequação - é um tipo de análise clássica de confiabilidade realizada 

estritamente sob o ponto de vista do regime permanente. Nesse tipo de análise 


é usual permitir-se o emprego de todas as medidas corretivas disponíveis para 

a eliminação de violações. A restrição do uso de medidas corretivas 

(principalmente o redespacho) pode ser realizada no âmbito de um estudo de 

confiabilidade enfocando a segurança (que considera o regime dinâmico do 

sistema). 

- Índices ou indicadores de confiabilidade ou desempenho - são as diversas 

mensurações de riscos passíveis de cálculo numérico. Usualmente o termo 

"confiabilidade" é usado para avaliações preditivas considerando as incertezas 

(i.e. em cenários futuros), enquanto o termo "desempenho" refere-se ao 

horizonte pretérito (i.e. a pós-operação). Ambos os termos englobam tanto 

aspectos sistêmicos como aspectos associados a componentes ou 

equipamentos. Existem muitos índices de confiabilidade, entre os quais, os 

usados neste trabalho são os seguintes: Severidade, PPS, PPC, ENS, DPC, 

FPC. 

- Severidade - é um dos mais modernos e importantes indicadores de risco 

probabilístico. A severidade é um índice normalizado, dado pela divisão de um 

valor estimado da energia interrompida (em MWh) por uma base de potência 

em MW (geralmente a ponta de carga do sistema ou de uma área). O valor 

numérico é multiplicado por 60 para a conversão em minutos. A severidade é 

então expressa em sistema-minuto ou simplesmente minuto. Assim, ele exprime 

um tempo fictício de um blecaute imaginário, que seria necessário para 

acumular uma energia não suprida exatamente equivalente àquela calculada, 

se toda a carga do sistema fosse afetada. Trata-se de um índice que captura 

não apenas a habitualidade das falhas do sistema, mas também a gravidade e 

conseqüências das mesmas. Pelo fato de ser um indicador normalizado, 

permite a comparação de sistemas de portes e naturezas distintas, advindo daí 

a sua importância. A severidade é um dos poucos indicadores probabilísticos de 

curso internacional e que já dispõe de uma escala de valoração classificatória, 

com base logarítmica. O conceito que o embasa é o da classificação dos 

eventos de forma semelhante àquele empregado no tratamento de terremotos, 

onde cada escala é diferenciada da antecedente por uma ordem de grandeza. A 

Tabela 5.2.1 mostra a hierarquia usada na classificação da confiabilidade do 

sistema via severidade. Cabe ainda ressaltar que entre dois sistemas, o mais 

confiável é o que apresenta menor valor numérico de severidade. Outra grande 

vantagem da severidade como indicador de risco, advém da possibilidade de 

calculá-lo tanto para eventos pretéritos, como de forma preditiva. A título de 

exemplo, a avaliação pretérita do blecaute do dia 11.03.1999 ocorrido no Brasil, 

mostrou que o mesmo alcançou o grau 3 (muito grave), com aproximadamente 

117 sistema-minutos. 


Tabela 5.2.1 - Classificação do Risco pela Severidade [6] 

Classificação 

Severidade S 

(sistema-minuto) 

Interpretação 

Comentário 

Grau 0 S < 1 aceitável condição normal 

Grau 1 1 ≤ S < 10 não grave significativa p/ poucos agentes / consumidores 

Grau 2 10 ≤ S < 100 grave sério impacto p/ todos os agentes / consumidores 

Grau 3 100 ≤ S < 1000 muito grave 

Grau 4 1000 ≤ S catastrófica 

muito sério impacto p/ todos os agentes / 

consumidores, blecaute 

extremo impacto p/ todos: colapso do sistema, 

blecaute total 

- PPS - é um indicador de confiabilidade adimensional (%) que exprime a 

probabilidade de problemas no sistema. Esse índice reflete a situação 

estacionária do sistema imediatamente após a ocorrência das contingências, 

porém sem a aplicação de qualquer medida corretiva. Não diferencia a 

gravidade dos eventos, apenas os contabiliza. 

- PPC - é um indicador de confiabilidade adimensional (%) que exprime a 

probabilidade de perda de carga. Esse índice reflete a situação estacionária do 

sistema imediatamente após a ocorrência das contingências, porém com a 

aplicação de todas as medidas corretivas liberadas na análise em questão. Não 

diferencia a gravidade dos eventos, apenas os contabiliza. 

- ENS - é um indicador de confiabilidade (em MWh) que exprime a expectância 

de energia não suprida (ou seja, o valor médio da energia interrompida). Esse 

indicador diferencia a gravidade dos eventos e permite uma valoração 

econômica através do custo da energia interrompida. 

- DPC - é um indicador de confiabilidade (em horas) que exprime a duração de 

perda de carga (ou seja, o valor médio da duração da perda de carga) 

- FPC - é um indicador de confiabilidade (em ocorrências/ano) que exprime a 

freqüência de perda de carga (ou seja, a freqüência média de interrupção de 

carga). 

- Critério "n-1" - é, possivelmente, o mais tradicional critério determinístico de 

planejamento de sistemas elétricos de potência. Grosso modo, impõe que o 

sistema planejado deve ser infenso a todas as possíveis contingências simples. 


- Malha e Fronteira - elementos da malha são as linhas de transmissão e 

transformadores da rede básica conectados a outros elementos da própria 

malha, em ambas as extremidades. Elementos de fronteira são os 

transformadores que conectam a malha à rede não básica. 

- Níveis de risco - neste documento é sinônimo de níveis de confiabilidade. 

- Probabilidade - reflete o conceito de incerteza. É um valor numérico entre zero 

e um, que indica a chance de ocorrência de um fato qualquer. O valor unitário 

está associado à certeza absoluta, enquanto o valor zero indica a 

impossibilidade do fato acontecer. 

- Risco probabilístico intrínseco - refere-se à possibilidade de falha inerente a 

qualquer sistema físico, por mais robusto que seja. Em outras palavras, reflete o 

conceito básico da análise probabilística de confiabilidade de que a única 

certeza possível é a que afirma que todo sistema falha. 

- Função transmissão principal - refere-se ao transporte de energia 

exclusivamente pelas linhas de transmissão da rede básica. No documento 

essa função é amiúde denotada por LT. 

- Função transformação - refere-se ao transporte de energia exclusivamente 

pelos transformadores de malha de rede básica. No documento, essa função é 

geralmente denotada por TM (trafo de malha). 

- Função transformação de fronteira - refere-se ao transporte de energia 

exclusivamente pelos transformadores de fronteira da rede básica. No 

documento essa função é denotada por TF (trafo de fronteira). 

- Enumeração - é um método de análise de confiabilidade baseado na 

investigação exaustiva de uma lista de contingências. 

- Margem operacional de manobras - reflete os recursos e flexibilidade de um 

sistema para a eliminação de eventuais violações operativas. 

- Modos de falha - são as situações definidas como sendo os "defeitos" do 

sistema, tais como, subtensões, sobretensões, ilhamentos, sobrecargas, déficits 

de geração, etc. 

- Área elétrica - são os conjuntos de barramentos e linhas, geralmente 

associados a uma empresa ou região geográfica, definidos tradicionalmente nos 

estudos de fluxos de potência. 

- Simulação Monte Carlo - é uma forma de cálculo numérico da confiabilidade, 

cuja precisão é passível de controle pelo usuário, através da especificação de 

um parâmetro chamado "coeficiente de variação". 

- Enumeração - é outra forma de cálculo numérico da confiabilidade na qual o 

analista especifica rigorosamente todas as linhas de transmissão, 

transformadores e geradores que serão submetidos a contingências. 


5.2 Resultados Globais: Confiabilidade do Sistema Brasileiro 

5.2.1 Evolução Temporal do Risco Probabilístico Intrínseco da Malha Elétrica 

 

Intróito: 

As simulações realizadas geram um grande volume de indicadores probabilísticos 

diferenciados, representativos dos riscos do sistema elétrico. Entre eles destaca-se 

a denominada Severidade, expressa em minutos (também se usa a expressão 

"sistema-minuto"), e que será primeiramente utilizada para ilustrar a evolução 

temporal do risco no horizonte de análise, cobrindo oito configurações do sistema 

elétrico brasileiro, ao longo do horizonte 2003-2005. 

As oito configurações analisadas são as seguintes: junho 2003, dezembro 2003, 

fevereiro 2004, junho 2004, dezembro 2004, fevereiro 2005, junho 2005, dezembro 

2005. 

 

Resultados e Interpretação: 

A Figura 5.2.1 ilustra (vide a linha pontilhada) a evolução temporal do risco do 

sistema de transmissão brasileiro, expresso pela severidade. A linha cheia mostra a 

evolução da carga. Embora tenham sido analisadas apenas oito instantes de tempo, 

representando configurações estáticas, em regime de carga pesada, os gráficos são 

apresentados de forma contínua, no intuito de facilitar a visualização das variações 

entre cada instante, através dos coeficientes angulares de cada trecho das curvas. 

Toda a análise reflete a aplicação de contingências simples em todos os elementos 

com incertezas representadas. 

Deve ser ressaltado que na Figura 5.2.1 observa-se a evolução da severidade 

(minutos) do sistema brasileiro considerando as incertezas da totalidade de linhas 

(LT), transformadores de malha (TM) e transformadores de fronteira (TF) da rede 

básica brasileira. A evolução da ponta de carga (MW) de todo o sistema, também 

mostrada nessa figura, tem a função de possibilitar uma comparação do 

crescimento da carga com os recursos agregados aos sistema. A análise 

concentrou-se no regime de carga pesada e contingências simples. 

(Nota de esclarecimento: trafos de fronteira ou acesso são os que conectam a rede 

básica à rede não básica, trafos de malha são os que conectam ao menos dois 

elementos da rede básica). 

A severidade [6] é um índice normalizado, dado pelo quociente da energia não 

suprida (MWh) pela ponta (MW) do sistema analisado e com o resultado convertido 

em minutos. 

Na Figura 5.2.1, a comparação dos coeficientes angulares da curva de carga com 

os coeficientes angulares da severidade informa se o percentual de variação da 

carga foi ou não acompanhado de uma degradação ou melhoria percentual 

compatível do risco expresso pela severidade. Nota-se, por exemplo, que entre 

fevereiro de 2005 e junho 2005, o crescimento da carga levou a um significativo 


crescimento da severidade, violando a fronteira do grau 1, que sinaliza uma 

situação grave (vide Tabela 5. 2.1). Caso houvesse um critério de planejamento que 

sugerisse o grau 1 como meta a ser perseguida, a indicação do gráfico estaria 

apontando a necessidade de antecipação de algumas ampliações e/ou reforços do 

sistema. 

A Figura 5.2.2 mostra um outro resultado qualitativo interessante, comparando o 

risco intrínseco apenas das linhas de transmissão (LT) e apenas dos trafos de 

malha (TM) com os riscos acumulados totais e acumulados de linhas mais trafos de 

malha. Pode-se aí notar que os riscos nodais, associados aos trafos de malha, 

situam-se num patamar de alta confiabilidade, abaixo do grau zero. Por outro lado, 

a diferença entre a curva superior (LT+TM+TF) e a curva agregando (LT+TM) 

evidencia a contribuição significativa dos transformadores de fronteira(TF) para a 

degradação do risco. 

Esse resultado é muito importante porque alerta que a confiabilidade da grande 

massa de consumidores é mais afetada pelas interfaces da rede básica com os 

subsistemas de subtransmissão e distribuição (também aqui denominada como 

função transformação de fronteira) do que pelos elementos da malha de alta tensão. 

Deve-se lembrar que a curva associada ao desempenho dos transformadores de 

malha foi obtida considerando que todos os transformadores têm supostamente a 

mesma taxa de falha e tempo de reparo. Futuros estudos, utilizando parâmetros 

mais precisos, poderão apontar resultados com um grau maior de variabilidade. 

Finalmente, com base nas Figuras 5.2.1 e 5.2.2, conclui-se que o sistema brasileiro, 

como um todo, não atende ao critério "n-1", seja no que concerne a linhas de 

transmissão, transformadores de malha ou transformadores de fronteira (o critério 

seria atendido quando o valor da severidade fosse nulo). Uma avaliação do grau de 

aderência ao critério "n-1" pode ser vista em [7]. 


Figura 5.2.1 - Evolução da Severidade na Rede Básica 

SEV G lo b a l 2003 

2004 2005 

Caso jun/03 dez/03 fev/04 jun/04 dez/04 fev/05 jun/05 dez/05 

Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira 11,02 10,03 9,24 9,57 9,25 9,59 10,82 9,51 

Carga Global 54004,25 53410,62 53878,59 56874,24 56035,98 56614,34 59485,66 58488,45 

Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira 

Carga Global 

12,00 

70000,0 

10,00 

60000,0 

50000,0 

8,00 

Severidade (sistema-minuto) 

6,00 

4,00 

GRAU 0 

40000,0 

30000,0 

Carga Global do Sistema (MW) 

20000,0 

2,00 

10000,0 

0,00 

jun/03 dez/03 fev/04 jun/04 dez/04 fev/05 jun/05 dez/05 

Meses/Ano 

0,0 


Figura 5.2.2 - Contribuições de Linhas e Trafos para os Níveis de Risco do Sistema Brasileiro 

SEV G lo b a l 2003 

2004 2005 


Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira 11,02 10,03 9,24 9,57 9,25 9,59 10,82 9,51 

Linhas +Tr. Malha 7,70 7,61 6,92 7,13 6,87 7,37 8,11 6,96 

Linhas 7,28 7,33 6,63 6,95 6,68 7,16 7,91 6,78 

Tr. Malha 0,42 0,29 0,29 0,18 0,19 0,20 0,20 0,18 

LT+Tr.M+Tr.F 

LT+Tr.M 

LT 

Tr. M 

12,00 

10,00 

GRAU 1 

8,00 


6,00 

4,00 

2,00 

GRAU 0 

0,00 


Meses/Ano 


5.2.2 Desempenho Esperado por Nível de Tensão 

 

Intróito: 

Os elementos de transmissão de cada nível de tensão provocam, sabidamente, 

impactos distintos no desempenho global da malha sistêmica. A identificação da 

responsabilidade de cada nível é importante porque facilita a procura de ações 

gerenciais de planejamento mais direcionadas. Tal argumento justifica a análise 

realizada nesta seção. A evolução temporal do risco foi espelhada pela severidade. 

Embora vários elementos da malha de 750 kV não pertençam à rede básica, a 

análise global desse nível de tensão foi incluída pelo seu forte impacto no 

desempenho da própria rede básica. 

 


As Figuras 5.2.3 a 5.2.5 ilustram a evolução temporal do risco discriminado por 

malhas de tensões distintas. Cumpre inicialmente ressaltar que os resultados 

retratam tão-somente a influência das contingências simples das linhas de 

transmissão (LT) e transformadores de malha (TM). Nessas análises não foram 

aplicadas contingências nos transformadores de fronteira (TF). Apenas o regime de 

carga pesada foi tratado. 

Inicialmente, na Figura 5.2.3, comparam-se os desempenhos das malhas de 230 kV 

das regiões Norte/Nordeste, Sul e Sudeste/Centro-Oeste, observando-se que em 

nenhum caso o critério "n-1" é atendido (como a simulação realizada contempla 

apenas contingências simples, o atendimento ao critério "n-1" seria verificado 

quando o índice fosse nulo). Entretanto, destacam-se os excepcionais 

desempenhos relativos da malha da Região Sul (inferior ao grau zero em todo o 

horizonte analisado) e em menor escala, mais ainda assim muito bom, o 

desempenho da malha de 230 kV da Região Sudeste/Centro-Oeste. 

Comparativamente, o desempenho da malha de 230 kV da Região Norte/Nordeste é 

o que apresenta debilidade mais acentuada. Nota-se porém, que em nenhum 

momento a severidade atinge a marca dos 5,0 minutos. Uma das possíveis causas 

dessa situação advém da própria estrutura fortemente radializada da Região 

Norte/Nordeste, em contraposição a uma estrutura mais malhada, que se verifica 

nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. 

Na Figura 5.2.4 constata-se que a malha de 500 kV do Sudeste e a de 525 kV do 

Sul atendem ao clássico critério "n-1" de planejamento em algumas das 

configurações analisadas. Fica evidente que a antecipação de obras levaria o 

sistema de 500 kV do Sudeste e 525 kV do Sul a operar atendendo ao critério "n-1" 

ao longo de todo o horizonte estudado. O mesmo não ocorre com a malha de 

500 kV do Norte/Nordeste, muito embora o desempenho sob o ponto de vista da 

severidade seja excelente (permanece durante todo o período na faixa do grau 

zero, vide Tabela 5.2.1). 


Finalmente, na Figura 5.2.5 nota-se a grande robustez das malhas de 750 kV e 

440 kV que também atendem parcialmente ao critério "n-1". O sistema de 345 kV 

apresenta comportamento oscilatório, porém com um nível de risco medianamente 

na faixa do grau zero. 

Comparando agora o comportamento relativo de todos os níveis de tensão percebese 

de forma nítida que talvez seja pertinente uma discussão sobre a conveniência 

de fixação de critérios probabilísticos diferenciados para cada nível de tensão. Isso 

ocorre porque se pode notar que os patamares médios de risco de cada nível de 

tensão são identificados qualitativamente, grosso modo via inspeção visual, sem 

dificuldades. 


Figura 5.2.3 - Evolução da Severidade na Rede Básica por Nível de Tensão – 230 kV 

SEV por Nível de Tensão 2003 2004 2005 


Linhas +Tr. Malha 230 kV (SE/CO) 1,09 0,98 0,82 0,96 0,97 1,02 0,99 0,72 

230 kV (N/NE) 4,48 4,84 4,30 4,30 4,67 4,56 4,49 4,85 

230 kV (S) 0,49 0,59 0,69 0,50 0,31 0,44 0,44 0,28 

230 kV (SE/CO) 

230 kV (N/NE) 

230 kV (S) 

6,00 

5,00 


4,00 

3,00 

2,00 

GRAU 0 

1,00 

0,00 


Meses/Ano 


Figura 5.2.4 - Evolução da Severidade na Rede Básica por Nível de Tensão - 500 kV 



Linhas +Tr. Malha 500 kV (N/NE) 0,28 0,29 0,29 0,18 0,19 0,23 0,22 0,18 

500 kV (SE) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,07 0,00 

525 kV (SUL) 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,04 0,00 

500 kV (N/NE) 

500 kV (SE) 

525 kV (SUL) 

0,35 

0,30 

0,25 


0,20 

0,15 

0,10 

0,05 

0,00 


Meses/Ano 


Figura 5.2.5 - Evolução da Severidade na Rede Básica por Nível de Tensão - 750/440/345 kV 



Linhas +Tr. Malha 765 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,25 0,00 

345 kV 1,20 0,90 0,82 1,19 0,73 0,84 1,49 0,94 

440 kV 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,12 0,00 

765 kV 

345 kV 

440 kV 

1,60 

1,40 

1,20 


1,00 

0,80 

0,60 

GRAU 0 

0,40 

0,20 

0,00 


Meses/Ano 

5.2.3 Impacto de Contingências Múltiplas de Transmissão 

 

Intróito: 

Pela própria definição, o tradicional critério "n-1" refere-se ao impacto de 

contingências envolvendo elementos singulares. Sabe-se que o teste exaustivo de 

todas as contingências simples, embora oneroso, é ainda computacionalmente 

factível para a Rede Básica Brasileira. Ocorre, entretanto, que grandes blecautes do 

sistema são amiúde provocados por contingências múltiplas, o que tem originado as 

seguintes questões: "Qual o impacto das contingências múltiplas na confiabilidade 


do sistema?"; "Seria viável o uso prático do critério "n-2" clássico, visando garantir 

maior confiabilidade ao sistema?" Visando uma resposta preliminar às indagações 

acima, foi realizada uma investigação do sistema envolvendo contingências 

múltiplas. 

 


A Figura 5.2.6 ilustra a comparação da severidade causada por contingências 

simples com a evolução da severidade causada por contingências múltiplas. 

Entenda-se como "contingências múltiplas" um conjunto envolvendo 

acumuladamente todos os tipos de contingências, isto é, contingências simples, 

duplas, triplas, quádruplas e de ordem superior. Essa simulação foi realizada via 

Monte Carlo, com um coeficiente de variação (incerteza) de 3%. Em toda a análise 

foi considerado apenas o regime de carga pesada e a malha tratada englobou 

linhas, trafos de malha e trafos de fronteira. 

Observando as duas curvas é claro que as mesmas diferem aproximadamente de 4 

minutos, o que representa, também grosso modo, cerca de 40% do valor associado 

unicamente às contingências simples. Portanto, o desprezo das contingências de 

ordem superior às singulares representa um montante de risco em torno de 40%, 

que é bastante significativo. Essa constatação responde à primeira questão acima 

proposta. 

Na tentativa de responder à segunda questão, foi realizada uma simulação, por 

enumeração, envolvendo acumuladamente todas as contingências simples e duplas 

da configuração de junho de 2003, em carga pesada. A severidade resultante 

situou-se em 15,60 minutos, apontada com um único sinal triangular na Figura 5.2.6 

e pela barra intermediária na Figura 5.2.7. 

Essa simulação, envolvendo 879801 processamentos de fluxos de potência, via 

algoritmo de pontos interiores, revelou-se bastante onerosa computacionalmente, 

dado que requereu aproximadamente 269 horas (» 11 dias) de cálculo, num 

computador Pentium III, 733 MHz, 128 kb RAM, exclusivamente dedicado. Para que 

fique bem caracterizado o esforço computacional associado às contingências 

duplas registra-se que apenas o cálculo do conjunto de todas as contingências 

simples (1326 casos propostos) utilizando o mesmo computador, requereu um total 

aproximado de 135 minutos. Esse fato responde à segunda questão levantada, 

demonstrando a dificuldade operacional do cálculo rotineiro e exaustivo (por 

enumeração) de todas as contingências duplas da malha nacional, com a tecnologia 

e algoritmos atualmente disponíveis. Isso implica na adoção da metodologia Monte 

Carlo, caso uma análise do efeito de contingências de ordem superior seja 

necessária. 

É interessante notar que, no caso simulado (carga pesada, junho/2003), a parcela 

de severidade correspondente apenas às contingências duplas, cobre 

aproximadamente 75% da diferença entre as simples e as múltiplas. Então, a 

contribuição das contingências triplas e de ordem superior situar-se-ia em torno de 


1 (um) minuto. Caso a extrapolação destes percentuais fosse válida, tal 

consideração poderia ser útil para a fixação preliminar de fronteiras conservativas 

de desempenho probabilístico, refletindo a possibilidade de ocorrências múltiplas. 

A configuração topológica base de junho de 2003 tem uma probabilidade de 

ocorrência de 65,52%. Isso significa que aproximadamente durante 35% de uma 

base de tempo muito extensa, a Rede Básica não está intacta (ou seja, ocorre 

algum tipo de desligamento). Para esta configuração, o percentual analisado do 

espaço probabilístico de estados, considerando-se o caso base e também todas as 

contingências simples, atinge 92,70%, ou seja, a diferença (92,70 - 65,52 = 27,18%) 

corresponde apenas às contingências simples. O percentual do espaço não 

analisado (100 - 92,70 = 7,30%) corresponde então ao somatório das contingências 

duplas, triplas e de ordem superior. (Nota Auxiliar de Esclarecimento: Julga-se aqui 

oportuno lembrar a diferença conceitual entre probabilidade e duração de um 

estado probabilístico.) 

O percentual analisado do espaço probabilístico de estados considerando o casobase 

mais todas as contingências simples, mais todas as contingências duplas, 

atinge 97,992%. Infere-se então que a parcela associada apenas às duplas, 

corresponde aproximadamente a (97,992 - 92,70 = 5,29%) e o percentual de 

aproximadamente (100 - 97,992 = 2,0%) representa as contingências triplas, 

quádruplas e de ordem superior. 

Para o analista, o grande aspecto de interesse aqui é a constatação que apenas 

durante 2% de uma base de tempo muito extensa, a Rede Básica está 

significativamente debilitada, com desligamentos triplos ou de ordem superior. 

Porém, durante 5% desse tempo pode-se verificar a incidência de desligamentos 

duplos na Rede Básica. 

Não obstante, foi indicado (vide seção 6.3 da Ref. 3) que o montante de energia 

cortada oriundo de contingências múltiplas não importa em valor econômico que 

justifique investimentos capazes de mitigar essas contingências de ordem superior. 


Figura 5.2.6 – Impacto das Contingências Múltiplas de Transmissão - Severidade (Carga Pesada) 

SEV Global 

Contingências 

2003 

2004 2005 


Linhas +Tr. Malha + Tr. Fronteira Simples 11,02 10,03 9,24 9,57 9,25 9,59 10,82 9,51 

Simples + Duplas 15,60 

Simples + Duplas + Ordem Superior 17,40 15,17 14,09 14,75 14,20 14,73 17,53 14,91 

Contingências Simples 

Contingências Simples + Duplas + Ordem Superior 

Contingências Simples + Duplas 

20,0 

18,0 

16,0 


14,0 

12,0 

10,0 

8,0 

6,0 

4,0 

2,0 

0,0 


Meses/Ano 


Figura 5.2.7 – Impacto das Contingências Múltiplas de Transmissão - Severidade 

Contingências Simples 

Contingências Simples + Duplas 

Contingências Simples + Duplas + Ordem Superior 

20 

18 

17,40 

16 

15,60 


14 

12 

10 

8 

6 

11,02 

4 

2 

0 

jun/03 

Meses/Ano 

5.3 Principais Conclusões 

Neste item são enumeradas as principais conclusões retiradas dos estudos 

efetuados. As análises levam em conta a classificação conceitual exposta na Tabela 

5.2.1. explicitada na subseção 5.1 - Aspectos Conceituais. 

 

Evolução do Risco da Rede Elétrica Brasileira 

- Foi constatado que a rede elétrica básica brasileira planejada, consoante o PAR 

2003/2005, tem um risco probabilístico intrínseco expresso, aproximadamente, 

por um valor de severidade inferior a 10 (dez) sistema-minutos, para 

contingências simples e regime de carga pesada (vide Figura 5.2.1). 

- Foi também confirmado que o sistema brasileiro planejado não atende ao 

critério determinístico referido como "n-1"(o critério seria atendido quando o 

valor da severidade fosse nulo). 

 

Desempenho da Rede: Transmissão, Transformação e Transformação de 

Fronteira 

- Foi confirmado que, do ponto de vista funcional, uma importante fonte de risco 

para a malha nacional advém da função transformação de fronteira (vide 

definição na subseção 5.1) - TF. Esse resultado sugere que um melhor 


desempenho pode ser alcançado caso haja um maior aporte de recursos nesse 

segmento da rede básica (vide Figura 5.2.2). 

- Foi constatada uma acentuada robustez no desempenho dos transformadores 

de malha - TM (vide definição na subseção 5.1) situados na faixa do grau de 

severidade zero (vide Tabela 5.2.1 e Figura 5.2.2). 

- Pode-se estimar que cerca de 75% do risco total intrínseco da rede básica é 

oriundo da função transmissão principal - LT (vide definição na subseção 5.1 e 

também a Figura 5.2.2). 

 

Desempenho da Rede por Nível de Tensão 

- Verifica-se que quando a rede básica planejada do SIN é discriminada por nível 

de tensão, certas configurações das malhas de 750, 500, 525 e 440 kV 

atendem ao critério "n-1" de planejamento (vide Figuras 5.2.4 e 5.2.5). 

- Os níveis de tensão 230 kV da Região S/SE, 230 kV da Região CO, o nível de 

440 kV, os níveis de 500 e 525 kV de todas as regiões e o nível de 750 kV 

situam-se no grau de severidade zero (i.e. menor do que 1 sistema-minuto), 

sinalizando um desempenho aceitável, conforme o critério da Tabela 5.2.1 (vide 

Figuras 52.3, 5.2.4 e 5.2.5). 

- O nível de tensão de 230 kV da Região N/NE situa-se no grau de severidade 

um, sinalizando um desempenho degradado, porém não grave. Esse resultado 

advém da estrutura eminentemente radializada desse sistema (vide Figura 

5.2.3). 

- O nível de tensão de 345 kV apresenta um desempenho oscilatório em torno de 

um minuto de severidade (vide Figura 5.2.5). Pode-se notar que esta malha 

apresenta em determinadas configurações uma severidade superior ao grau 1, 

não atendendo ao critério "n-1". A possível causa dessa situação advém de 

alguns sistemas radiais, especialmente no norte do Estado de Minas Gerais. 

 

Avaliação do Impacto de Contingências Múltiplas 

- Para a rede básica brasileira planejada, as contingências de ordem superior 

(i.e. duplas, triplas, etc) embutem um risco intrínseco equivalente a cerca de 

40% do risco associado às contingências simples (vide Figura 5.2.6). 

- Com a tecnologia atualmente disponível para estudos de confiabilidade não é 

recomendável o cálculo rotineiro da enumeração exaustiva do conjunto de 

contingências duplas da malha nacional. Assim, não é factível a aplicação 

rigorosa do critério "n-2", pois que o tempo computacional necessário é 

proibitivo (na investigação descrita na subseção 5.2.3 foram necessários 11 

dias de cálculo). 

Foi constatado que a probabilidade de ocorrência do estado topológico onde a Rede 

Básica está intacta é de 65,52%, ou seja, durante cerca de 35% de uma base de 

tempo muito extensa (tempo→∞), a Rede Básica pode sofrer algum tipo de 


desligamento. A probabilidade de todas as contingências simples atinge cerca de 

28% e a chance de desligamentos duplos e de ordem superior atinge 

aproximadamente 7%. Dentre estes, os desligamentos estritamente duplos 

contabilizam da ordem de 5% e os triplos e superiores, os restantes 2% (vide seção 

5.2.3). 


6 Condicionantes dos Estudos 

Este item trata das premissas utilizadas para a elaboração dos estudos que 

resultaram no Plano de Ampliações e Reforços proposto. Basicamente são 

enfocados o mercado, através das previsões de demanda, a previsão de geração e 

os critérios considerados. 

6.1 Mercado 

6.1.1 Contexto 

Em junho de 2002, foi realizado um Workshop Interno focando os produtos da 

consolidação das previsões de carga em seus diversos horizontes e escopos. A 

partir deste, foi possível detectar as melhorias necessárias ao processo para 

implementar plenamente o Módulo 5, priorizando os trabalhos de acordo com as 

necessidades levantadas. 

Foi então elaborado, em julho, o Termo de Referência de modo a informar e 

estabelecer compromissos com os envolvidos - Agentes e clientes internos do ONS 

- na consolidação das previsões de carga para o PAR ciclo 2004-2006, quanto à 

forma de execução, as análises a serem desenvolvidas e o cronograma de 

atividades. 

Esta consolidação foi executada conforme consta dos Procedimentos de Rede do 

ONS - Submódulo 5.2, com um sensível aprimoramento em relação ao ciclo 

anterior, objetivando um maior grau de automatização e agilidade no processo, 

cumprimento dos prazos, e também evitar retrabalhos e erros advindos da 

manipulação da volumosa massa de dados envolvida, de modo a aperfeiçoar 

principalmente a qualidade das análises procedidas. 

Salienta-se que havia uma forte preocupação com a retomada do consumo após o 

período de racionamento que vigorou a partir do 2º semestre de 2001 até fevereiro 

de 2002. A base histórica era insuficiente para minimizar a considerável incerteza 

com relação aos impactos sobre diversos parâmetros pertinentes, tais como a sazonalidade 

ao longo do ano, as relações entre as condições de carga, pois o nível 

de racionalização foi bastante diferenciado de acordo com a participação dos 

diversos segmentos de consumo e características sócio-econômicas regionais. 

6.1.2 Dados 

As projeções de carga referem-se ao período de janeiro de 2003 a dezembro de 

2006. Dado o contexto em que se realizou o estudo, a solicitação contemplou 

também os dados verificados por barramento para os anos de 2000, 2001 e 2002, 

necessários para análises comparativas. 

A definição negociada junto aos Agentes, de quais as condições de carga a serem 

fornecidas para utilização nos estudos de cada Subsistema foi feita de forma 

criteriosa, face às características dos mercados regionais aliadas à dinâmica de 

evolução do comportamento de suas cargas. De acordo com os Procedimentos de 


Rede, espera-se que haja uma evolução para que futuramente sejam informadas 

todas as condições de carga para todos os meses. 

Quadro 6.1.2-1 Condições de carga solicitadas 

6.1.3 Processo 

O processo consiste basicamente de três etapas: 

- Consolidar as previsões de carga ativa e reativa nos barramentos da Rede de 

Simulação, a partir dos dados informados pelos Agentes; 

- Solicitar aos Agentes revisões nas previsões enviadas; e 

- Disponibilizar para os Agentes informações utilizadas e geradas no processo de 

consolidação da previsão de carga. 

Vale destacar que a etapa de consolidação, além da análise dos dados 

propriamente dita, inclui a definição do padrão para envio dos dados, a solicitação 

dos dados, a articulação com os Agentes para esclarecer dúvidas sobre o processo 

e o controle dos prazos e da conformidade das informações. 

O processo de consolidação traz basicamente a comparação das previsões para o 

período 2003/2006 em relação ao valor previsto para o Estudo de Ampliações e 

Reforços do ciclo 2003/2005, bem como o confronto com o valor estimado para 

2002 e o verificado em 2000 e 2001, abrangendo as seguintes informações e 

indicadores: 


- Desvios das previsões de demanda ativa e reativa por barramento da Rede de 

Simulação dentro de condições de carga pré-estabelecidas => diferenças 

percentuais, diferenças absolutas, crescimentos, sazonalidade, fator de 

potência, fator de participação do barramento e de agrupamentos de 

barramentos no total da carga, fator de carga, relações entre diferentes 

condições de carga; 

- Comparações com valores históricos => premissas adotadas nas previsões 

quanto a sazonalidade, crescimento,.... 

- Privilegiar a análise visual => Gráficos de vários tipos (de barras, “pizzas”, 

linhas contínuas); 

- Análise do fator de potência do barramento, agrupamento de barramentos, 

áreas e empresa; 

- Análise das curvas de carga típicas para dias úteis e sábados, por empresas, 

mês a mês para todo o ciclo, de forma a ratificar a escolha dos “momentos” de 

carga de interesse para estabelecimento de casos a serem analisados pela 

equipe de elaboração dos estudos; 

- Somatório da demanda ativa e reativa por barra compondo o total por: 

• Agrupamento de barramentos; 

• Empresas; 

• Áreas; e 

• Subsistemas. 

Primeiramente, foi elaborado o Relatório Síntese sobre conformidade de 

informações e prazos, que foi enviado aos Agentes. A partir dos dados recebidos 

para o período 2003/2006 do PAR, o ONS enviou texto abordando uma análise da 

carga por Empresa. Foram solicitadas eventuais revisões e/ou confirmações das 

projeções elaboradas pelos Agentes, acompanhadas de justificativas, bem como 

quaisquer outras informações que o Agente julgasse necessárias ao processo de 

consolidação de carga. 

6.1.4 Resultados 

Os dados formatados para utilização no ANAREDE foram disponibilizados ao final 

de outubro, apesar de diversos atrasos ocorridos ao longo do processo. A análise 

comparativa entre os ciclos foi concluída já no início de novembro. Todo o processo 

foi mais bem acompanhado e documentado que no ciclo anterior. 

Os primeiros resultados foram apresentados nas reuniões dos Grupos Especiais de 

Elaboração do PAR para o Sudeste e Sul, Norte/Nordeste, realizadas em São 

Paulo, Recife, e Florianópolis nos dias 9, 11 e 15 de outubro, respectivamente. 

Os resultados são mostrados a seguir através de comparação do somatório das 

cargas da rede de simulação que compõem a carga de cada estado, subsistemas e 


SIN. O detalhamento por empresa, área e agrupamentos para os subsistemas foi 

disponibilizado aos Agentes ao longo da consolidação, sendo objeto de consulta 

caso haja interesse. 

A síntese dos resultados destaca, através de visualização gráfica: 

- a comparação da previsão de carga pesada por barramentos para meses de 

interesse, entre o PAR 2003-2005 e o PAR 2004-2006, mostrando os desvios 

percentuais das previsões nas setas verticais; 

- o atraso da carga constatado; 

- o crescimento anual percentual para o novo ciclo, mostrados nas setas 

horizontais, inclusive em relação ao maior valor verificado em 2002; 

- curvas de carga típicas diárias para um dia útil de inverno e de verão 

(escolhidos meses de maio e fevereiro para o Sul, julho, fevereiro e dezembro 

para o Sudeste/Centro Oeste, e junho e dezembro para o Norte Nordeste); e 

- gráficos do tipo “pizza” mostrando participações de cada subsistema no SIN, e 

de cada estado no subsistema, para a ocorrência da maior carga pesada. 

A carga consolidada adotada para a elaboração do ciclo atual do Plano de 

Ampliações e Reforço apresenta uma defasagem em relação ao ciclo 2003-2005 

para o SIN de pouco mais de um ano em média para o triênio, com desvios até da 

ordem de 5%. 

A composição da carga por Subsistema também é apresentada a seguir: 


Figura 6.1.4-1 Sistema Interligado Nacional – Comparação entre ciclos 

Figura 6.1.4-2 

SIN – Composição por Subsistema – previsão para a carga pesada de junho 


Tabela 6.1.4-1 Previsão de Carga para o Sistema Interligado Nacional (MW) 

Tabela 6.1.4-2 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Sistema Interligado Nacional (%) 

6.1.4.1 Norte 

O Subsistema Norte apresenta desvios positivos na comparação entre ciclos, nos 

anos de 2004 e 2005, decorrentes da performance da carga industrial da ELETRO- 

NORTE, nos estados do Pará e Maranhão. Para o conjunto de distribuidoras CEL- 

PA, Cemar e CELTINS, a defasagem é em torno de um ano, ou seja, a carga 

prevista para 2003 no PAR 2003-2005 não ocorre até dezembro de 2004 no atual 

estudo. Já para as cargas atendidas pela Eletronorte, basicamente eletrointensivos, 

observa-se um acentuado crescimento, a partir de 2003. Os gráficos a 

seguir ilustram os comentários. 


Figura 6.1.4-3 Subsistema Norte – Comparação entre ciclos 

Figura 6.1.4-4 Subsistema Norte – Composição por Agente e por Áreas – diferentes meses e condições de 

carga 

Observa-se que a Área Pará apresenta uma maior participação que a Área 

Maranhão, para a condição de carga pesada dos dias úteis. A participação da carga 

da Eletronorte é maior que a do conjunto das distribuidoras Celpa, Cemar e 

CELTINS, elevando-se de 57%, na carga pesada dos dias úteis para 72%, na carga 

mínima. 


Tabela 6.1.4-3 Previsão de Carga para o Sistema Norte – Áreas (MW) 

Tabela 6.1.4-4 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Sistema Norte – Áreas (%) 

Figura 6.1.4-5 Subsistema Norte – Comparação entre ciclos – ÁREAS 



Análise das Curvas de Carga do Norte 

As curvas de carga de dias úteis apresentam uma sazonalidade com variação de 

até cerca de 6% nos montantes previstos para os períodos de carga média e 

pesada, dependendo do mês em questão. Para este Subsistema, o fator 

temperatura e conseqüentes hábitos de consumo não são preponderantes (clima 

equatorial), estando a demanda mais ligada principalmente a aspectos de produção 

industrial. 

Figura 6.1.4-6 Curvas típicas para meses distintos – dia úti – Subsistema Nortel 


6.1.4.2 Nordeste 

Para o Subsistema Nordeste os resultados finais indicam uma defasagem de quase 

dois anos entre estes ciclos. Observa-se, por exemplo, que a carga prevista para o 

ciclo 2004-2006 é 8,5% inferior ao ciclo 2003-2005, em dezembro de 2004 e 2005, 

para a carga pesada. As previsões apresentadas para o ciclo 2004-2006 indicam 

um crescimento de 8%, entre a maior demanda ocorrida em 2002 e a carga de 

dezembro de 2003, seguido de crescimentos anuais em torno de 5%. A condição de 

carga média do ciclo anterior é da mesma ordem de grandeza que a de pesada do 

ciclo atual. Para o conjunto das distribuidoras, a defasagem é pouco maior que um 

ano. 

Figura 6.1.4-7 Subsistema Nordeste – Comparação entre ciclos – Carga de verão 


Figura 6.1.4-8 Subsistema Nordeste – Comparação entre ciclos - Carga de inverno 

Figura 6.1.4-9 Subsistema Nordeste – Composição por Agente e por Áreas – diferentes meses e condições de 

carga 


Tabela 6.1.4-5 Previsão de carga para o Sistema Nordeste – Áreas (%) 

Tabela 6.1.4-6 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Sistema Nordeste – Áreas (%) 

Figura 6.1.4-10 Subsistema Nordeste – Comparação entre ciclos - ÁREAS 



Análise das Curvas de Carga do Nordeste 

A sazonalidade ao longo dos diferentes meses reflete a influência dos 

consumidores industriais horosazonais, que contribuem no verão, juntamente com o 

efeito do horário de verão, para a carga pesada não ser tão elevada. Analogamente, 

nos meses de inverno, verifica-se uma queda de consumo e uma retomada a 

seguir, logo após o término do período de ponta. 

As áreas Norte, Sul e Sudoeste apresentam um perfil similar ao da curva do 

Subsistema. Um destaque para as áreas Sul e Sudoeste, é que a carga fora da 

ponta está maior que a do período de ponta. Merecendo atenção, pois as 

solicitações diurnas são superiores às noturnas, com maior impacto no atendimento 

devido ao limite de carregamento das linhas de transmissão ser menor que o 

noturno. Indica também, a necessidade de alertar a Aneel no sentido de avaliar o 

sinal de preço que estimula a modulação da carga do consumidor final. 


As áreas Leste e Oeste têm um comportamento similar ao conjunto das 

distribuidoras, com a máxima solicitação ocorrendo na ponta. A destacar que a 

ponta do sábado já é bem próxima da dos dias úteis. 

Figura 6.1.4-11 Curvas típicas para meses distintos – dia útil – Subsistema Nordeste 

6.1.4.3 Sudeste/ Centro-Oeste 

A análise das comparações entre os ciclos foi feita visando a avaliação das maiores 

solicitações de carga. O período de inverno foi caracterizado pelo mês de maio para 

os anos de 2003 e 2004. Para os demais anos, foram consideradas as maiores 

cargas informadas pelas empresas no período de abril a setembro. Ressalta-se 

que, com relação aos valores informados para 2004, os meses de julho e agosto 

apresentam valores muito próximos ao de maio. Para a carga do período de verão, 

foram analisados os meses de dezembro e fevereiro. 

O subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresenta uma defasagem de aproximadamente 

um ano para este novo ciclo, quando comparado com o anterior. Destaca-se 

que o Centro Oeste e o Sudeste mostram comportamento similar no que se refere 

ao atraso entre ciclos, apesar dos valores dos desvios e taxas de crescimento do 

Centro-Oeste serem mais elevados que os do Sudeste. 


Em termos do crescimento esperado, está sendo prevista uma retomada da carga a 

partir de 2003, com taxas mais atenuadas que no ciclo anterior. A retomada da 

carga após o racionamento pode ser avaliada pelo crescimento de 10% entre a 

carga prevista para o inverno de 2003 e a verificada em 2002 e pela taxa 

geométrica de 6% entre a carga prevista para o inverno de 2004 e o verificado em 

2002. No ciclo anterior, estes indicadores eram 2% mais elevados, ou seja, 12% e 

8%, respectivamente. 

Figura 6.1.4-12 Subsistema Sudeste – Comparação entre ciclos 

A participação de cada área no total de carga do Subsistema é bastante variável em 

função da condição de carga e estação /mês do ano: 


Figura 6.1.4-13 Subsistema Sudeste – Composição por Áreas – diferentes meses e condições de carga 

Tabela 6.1.4-7 Previsão de Carga para o Subistema Sudeste/Centro-Oeste (MW) 

PAR 2003-2005 PAR 2004-2006 

Áreas Mês 2002 2003 2004 2005 2003 2004 2005 2006 

Minas Gerais Inv 5.838 6.238 6.538 6.869 6.066 6.217 6.350 6.575 

São Paulo Inv 17.004 17.611 18.267 18.986 16.909 17.522 17.946 18.558 

Mato Grosso Inv 1.084 1.093 1.213 1.253 1.093 1.140 1.207 1.256 

Goiais+Dist.Federal Inv 1.896 2.129 2.285 2.451 2.010 2.137 2.276 2.415 

Rio + E.Santo 7.011 7.405 7.589 7.757 7.659 7.436 7.663 7.868 

Subsistema SE-CO Inv 32.833 34.477 35.892 37.315 33.738 34.452 35.442 36.672 

Tabela 6.1.4-8 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Subsistema Sudeste/Centro Oeste (%) 

PAR 2003-2005 PAR 2004-2006 PAR 04-06 / PAR 03-05 

Áreas 03 / 02 04 / 03 05 / 04 04 / 03 05 / 04 06 / 05 2003 2004 2005 

Minas Gerais 6,9% 4,8% 5,1% 2,5% 2,1% 3,5% -2,8% -4,9% -7,6% 

São Paulo 3,6% 3,7% 3,9% 3,6% 2,4% 3,4% -4,0% -4,1% -5,5% 

Mato Grosso 0,9% 10,9% 3,3% 4,3% 5,9% 4,1% 0,0% -6,0% -3,7% 

Goiais+Dist.Federal 12,3% 7,3% 7,3% 6,3% 6,5% 6,1% -5,6% -6,5% -7,1% 

Rio + E.Santo 5,6% 2,5% 2,2% -2,9% 3,0% 2,7% 3,4% -2,0% -1,2% 

Subsistema SE-CO 5,0% 4,1% 4,0% 2,1% 2,9% 3,5% -2,1% -4,0% -5,0% 

A análise individualizada por Área indica um atraso superior a um ano para São 

Paulo e Minas Gerais, que juntas correspondem a 70% da carga deste Subsistema, 

embora haja uma considerável variação na composição da estrutura de mercado 

das diversas concessionárias, o que leva a diferentes conseqüências do 


constrangimento imposto à carga. A Área Rio de Janeiro + Espírito Santo, por 

exemplo mostra um atraso inferior a um ano em 2005 e 2006. 

Figura 6.1.4-14 Subsistema Sudeste/ Centro Oeste – Comparação entre ciclos - Áreas 

Minas Gerais - Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h) 

Evolução e diferença entre ciclos 

7000 

6800 

6600 

6400 

2003 2004 2005 2006 

-4,9% 

-7,6% 

6200 

6000 

-2,8% 

crescimento de 3,5% 

5800 

5600 

5400 

5200 

crescimento de 

2,5% 

crescimento de 

2,1% Atrasos: 

2004 ~ = 1 ano 

2005 > 1 ano 

2006 > 1 ano 

5000 

Inv/03 Inv/04 Inv/05 Inv/06 

PAR 03-05 Pes DU 


São Paulo- Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h) 


19500 

19000 

18500 

18000 

2003 2004 2005 2006 

-4,1% 

-5,5% 

17500 

17000 

16500 

16000 

15500 

-4,0% 


crescimento de2,4% 


Atrasos: 

2004 > 1 ano 

2005 > 1 ano 

2006 > 1 ano 

15000 





650 

630 

610 

590 

570 

550 

530 

510 

490 

470 

450 

Mato Grosso do Sul - Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h) 


2003 2004 2005 2006 

-1,4% 




-4,6% 


-1,4% 


Atrasos: 

2004 = 1 ano 

2005 = 1 ano 

2006 < 1 ano 



Mato Grosso - Pesada dia útil - 2003 - 2006 (MWh/h) 


750 

2003 2004 2005 2006 

700 

650 

-5,6% 

600 

-7,3% 


550 

500 

1,3% 



Atrasos: 

2005 ~= 1 ano 

2006 ~= 1 ano 

450 




 

Análise das Curvas de Carga do Sudeste/Centro Oeste 

Para o Subsistema como um todo, as várias áreas contribuem para uma 

conformação da curva de carga ao longo do ano que denota uma variação mais 

expressiva nos horários no entorno da ocorrência da ponta de carga. O efeito do 

horário de verão é notável, como se pode observar no deslocamento do horário de 

ponta, e também na sua diminuição, bem como através da previsão de um “vale” no 

período que a antecede. 

A máxima demanda de carga no ano ocorre no inverno, sendo que a carga média 

vespertina é maior nos meses de verão. 


Figura 6.1.4-15 Curvas típicas para meses distintos – dia útil – Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste 

Para as curvas das diferentes áreas, estas traduzem as diversas composições do 

mercado consumidor que as formam, com as diferentes intensidades nas 

participações dos segmentos tradicionais (residencial, comercial, industrial, poderes 

públicos, rural, etc..) 

Destaca-se que embora haja variações de destaque entre as Áreas, no geral a 

forma básica da curva de carga é a mesma, com a ponta descolada do restante da 

curva e representando a ocorrência da máxima carga do dia. A exceção é a área do 

Mato Grosso+ Mato Grosso do Sul, aonde se verifica a carga média vespertina 

empatando ou eventualmente até ultrapassando a ponta nos meses de verão, o que 

se verifica também em várias empresas da Região Sul. 


Figura 6.1.4-16 Curvas típicas para meses distintos – dia útil – Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste - Áreas 

6.1.4.4 Sul 

As previsões para o ciclo 2004-2006, quando comparadas com as do ciclo anterior, 

mostram desvios que levam a um atraso da carga global da Região Sul de 

aproximadamente um ano para 2004. A defasagem para todas as concessionárias é 

também desta ordem, à exceção da Copel, que apresentou atrasos de quase dois 

anos no início do novo ciclo e de pouco mais de um ano para o período restante. 

Tal retração está sendo esperada basicamente em função das expectativas de 

consumo e do cenário econômico nacional e regional. 


O crescimento está sendo previsto na faixa de 5% ao ano para o horizonte 

considerado, um pouco inferior ao que já se verificou recentemente para a Região, 

no biênio 1999/2000. 

A participação de cada estado na composição da carga regional é bastante 

diferenciada, variando em função da condição de carga e do período do ano. 

A seguir, são apresentados gráficos que consubstanciam os comentários acima. 

Figura 6.1.4-17 Subsistema Sul – Comparação entre ciclos 


Figura 6.1.4-18 Subsistema Sul – Comparação entre ciclos - ÁREAS 


Tabela 6.1.4-9 Previsão de Carga para o Subistema Sul mês de maio(MW) 

PAR 2003-2005 PAR 2004-2006 

Áreas Mês 2002 2003 2004 2005 2003 2004 2005 2006 

Paraná Mai 3.321 3.447 3.819 4.030 3.178 3.344 3.557 3.742 

Santa Catarina Mai 2.282 2.434 2.558 2.716 2.349 2.453 2.589 2.725 

Rio Grande do Sul Mai 3.381 3.615 3.717 3.889 3.617 3.706 3.870 4.041 

Subsistema Sul Mai 8.984 9.496 10.094 10.635 9.144 9.503 10.016 10.508 

Tabela 6.1.4-10 Taxas de Crescimento e diferença entre ciclos – Subsistema Sul – mês de maio (%) 

PAR 2003-2005 PAR 2004-2006 PAR 04-06 / PAR 03-05 

Áreas 03 / 02 04 / 03 05 / 04 04 / 03 05 / 04 06 / 05 2003 2004 2005 

Paraná 3,8% 10,8% 5,5% 5,2% 6,4% 5,2% -7,8% -12,5% -11,7% 

Santa Catarina 6,7% 5,1% 6,1% 4,4% 5,5% 5,3% -3,5% -4,1% -4,7% 

Rio Grande do Sul 6,9% 2,8% 4,6% 2,5% 4,4% 4,4% 0,1% -0,3% -0,5% 

Subsistema Sul 5,7% 6,3% 5,4% 3,9% 5,4% 4,9% -3,7% -5,9% -5,8% 


Figura 6.1.4-19 Subsistema Sul– Composição por Estado – ano de 2005 – carga média de verão e carga 

pesada de inverno 

 

Análise das Curvas de Carga do Sul 

As análises das curvas de carga global das empresas foram determinativas para 

definição de quais as cargas a serem consideradas para os estudos. As máximas 

solicitações ocorrem no verão no mês de março, durante o período vespertino – 

carga média – de dia útil, e no inverno, durante o período da ponta – carga pesada 

– igualmente de dia útil, em junho. 

A análise confirma a tendência de alteração na conformação destas curvas, em 

função da influência da carga vespertina, que faz com que durante todos os meses 

do verão o dia útil apresente a carga média acima da carga coincidente com o 

período de ponta do SIN. Este formato começou a se delinear no Rio Grande do 

Sul, aonde ainda é mais significativo, tendo evoluído para todo o Sul, a menos do 

Paraná. Destaca-se ainda que a componente reativa desta carga, em função de sua 

natureza ligada a aspectos como temperatura, etc, a torna interessante objeto de 

estudos dentro do escopo considerado. 

São apresentadas as curvas para os meses de inverno e de verão, este com as 

previsões com e sem a vigência do horário de verão (HV), de forma a explicitar a 

sazonalidade das mesmas e os importantes deslocamentos na ocorrência da máxima 

demanda. 


Figura 6.1.4-20 Subsistema Sul – Curva de carga diária típica para dias úteis–verão (com e sem HV) e inverno 

Figura 6.1.4-21 Curvas de carga diária típica para dias úteis – Subsistema Sul -verão e inverno - ÁREAS 


6.1.5 Requisitos Máximos Anuais 

Para uma visão de conjunto da evolução dos requisitos máximos anuais por 

Subsistema ao longo do tempo, estão apresentados a seguir os valores de 

demanda máxima verificados até dezembro de 2002 e os requisitos máximos 

previstos no PAR 2004-2006. 

Tais requisitos são obtidos a partir da previsão por barramentos para as condições 

de carga associadas nas quais se espera a ocorrência da máxima carga anual para 

cada Subsistema, acrescidas de perdas previstas nos sistemas de transmissão. 

Estas perdas são obtidas a partir de estudos de casos de fluxo de potência 

elaborados com critérios e metodologias adotadas nos estudos do Plano de 

Ampliações e Reforços – PAR – do ciclo em análise, com considerações específicas 

quanto ao cenário de despacho de geração e topologia da rede. 

Conforme estabelecido no Submódulo 5.2 dos Procedimentos de Rede, estão sendo 

mostradas também as previsões de demanda máxima integrada constantes do 

Plano de Operação 2003 – Cenário de Referência, de forma a ter-se uma idéia das 

diferenças entre estas previsões. 

Cabe comentar que as premissas adotadas para as previsões de carga para o PAR 

e para o Plano de Operação diferem por concepção. No ambiente do Plano de 

Operação, o que se pretende á analisar a capacidade de atendimento à demanda 

global (não é analisada a distribuição espacial da carga), focando também a 

questão energética, em consonância com os cenários de mercado elaborados no 

âmbito do CCPE/CTEM. Não há a necessidade de se ter alternativas de expansão 

respaldadas contratualmente, o que faz com que as previsões sejam mais 

“ousadas”. Já o PAR guarda o compromisso contratual para a sinalização de 

expansões para a Rede Básica, o que leva a uma postura mais conservadora por 

parte dos previsores de carga. 

Foi elaborada a Tabela 11 abaixo, aonde são mostradas as previsões em questão e 

as diferenças, as perdas embutidas e os crescimentos envolvidos. 


Figura 6.1.4-22 Comparação entre as previsões do PLANO de OPERAÇÃO e o PAR 2004/2006 




Os desvios observados para os Subsistemas entre as previsões de demanda 

máxima para o PAR e para o Plano evoluem de valores na faixa de 2 a 5% em 2004 

para 6 a 9% em 2006. Estas diferenças mostram-se significativas quando 

confrontadas com as taxas de crescimento anuais. 

É importante frisar que os requisitos são extremamente sensíveis às perdas 

agregadas. Um parâmetro muito importante é o despacho de geração que é 

considerado implicitamente no CASO-BASE a partir do qual obtêm-se essas perdas. 

Comparações entre as previsões de carga para o PAR com as utilizadas nos 

estudos do CCPE/CTET, também por barramentos, não estão sendo realizadas no 

momento por indisponibilidade de dados para tal. 

6.2 Geração 

Conforme estabelecido no termo de referência [8], no desenvolvimento dos estudos 

que resultaram na proposta de ampliações e reforços contida neste documento, foi 


adotado o programa de geração contemplado na elaboração do Plano Anual da 

Operação Energética, considerando: 

- usinas existentes; 

- usinas novas com contratos de concessão ou com solicitações de novos acesso 

já formalizados junto ao ONS/Agentes; 

- transferências contratadas em interligações internacionais; 

- as datas de entrada em operação das máquinas das usinas hidrelétricas são 

aquelas constantes no Acompanhamento das Usinas Hidrelétricas em 

Construção, versão de 10/10/2001, elaborado pela Aneel; e 

- as datas de entrada em operação das máquinas das usinas térmicas são 

aquelas constantes do processo de solicitação de acesso ao ONS/Agentes. 

No Volume III, é apresentado o programa de geração considerado na elaboração 

deste Plano de Ampliações e Reforços. 

6.3 Programa de Obras na Rede Básica 

Neste item é apresentado o programa de obras de transmissão adotado como 

premissa nos estudos que resultaram neste PAR 2004-2006. Os empreendimentos, 

que estão relacionados nas Tabelas 6.3-1 a 6.3-4, estão em construção, tendo sido 

já objeto de licitação ou de autorização pela Aneel. Destaca-se a importância de 

que o cronograma de implantação dessas obras seja mantido e, se possível, 

antecipado. 


Tabela 6.3-1 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Interligações Inter-regionais 

LINHAS DE TRANSMISSÃO 

ou SUBESTAÇÃO 

kV 

km 

ou 

MVA 

UF 

SITUAÇÃO CONCESSIONÁRIA 

ENTRADA EM OPERAÇÃO 

PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

TUCURUÍ – MARABÁ C4 E 

500 464 PA/MA Licitada EMPRESA NORTE 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

MARABÁ – AÇAILÂNDIA C2 

DE TRANSMISSÃO 

circuito simples, com 

DE ENERGIA S.A. 

compensação série em Marabá e 

Açailândia 

(interligação Norte/Nordeste) 

IVAIPORÃ 

750/ 

1.650 PR Autorizado 

FURNAS JUN/2004 JUN/2004 


525/ 

69 

(Resolução 

Aneel 

799/02) 

IMPERATRIZ – COLINAS – 

500 1.278 MA/TO 

Licitada NOVATRANS OUT/2003 

OUT/2003 

MIRACEMA – GURUPI – SERRA 

/GO 

(S Mesa - 

(S Mesa - 

DA MESA C2 

Miracema) e 

Miracema) e 

circuito simples, com 

compensação série 

(Interligação Norte/Sul II) 

FEV/2004 

(Miracema - 

Imperatriz) 

FEV/2004 

(Miracema - 

Imperatriz) 


Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul 



kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

DONA FRANCISCA – ITAÚBA 


GRAVATAÍ 2 – PORTO 

ALEGRE 8 


PORTO ALEGRE 8 

SE nova (setor de 230 kV) 

230 23 RS Autorizada 

(Res. 

186/03) 

230 16,5 RS Autorizada 

(Res. 

497/01) 

230 -- RS Autorizada 

(Res. 

497/01) 

CEEE FEV/2005 FEV/2005 

CEEE OUT/2002 DEZ/2004 

CEEE OUT/2002 DEZ/2004 

PRESIDENTE MÉDICI - 

PELOTAS 3 

230 130 RS Licitada CEEE JUL/2004 JUL/2004 


TAQUARA - CAXIAS 



(Res. 

557/00 e 

208/03) 

CEEE MAI/2003 JUL/2003 


Tabela 6.3-2 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para a Região Sul (continuação) 



kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

TAQUARA - OSÓRIO 



(Res. 

557/00 e 

208/03) 

CEEE MAI/2003 JUL/2003 

BATEIAS – JAGUARIAÍVA 

230 137 PR Licitada COPEL FEV/2003 AGO/2003 


CAMPO COMPRIDO - UMBARÁ 

circuito duplo seccionamento 

para SE Cidade Industrial de 

Curitiba 

CIDADE INDUSTRIAL DE 

CURITIBA 

SE nova (associada ao 

seccionamento da LT 230 kV 

Campo Comprido – Umbará) 

AREIA 

Unidade reserva do banco de 

autotransformadores existente 

230 2x4 PR Autorizada 

(Res. 

086/01) 

230 --- PR Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

550/00) 

525 --- PR Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 

COPEL DEZ/2001 NOV/2003 

COPEL JAN/2002 NOV/2003 

ELETROSUL JUN/2004 JUN/2004 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

AREIA – SÃO MATEUS 

recapacitação 

BLUMENAU 

banco de capacitores – 

2x125 Mvar 

BLUMENAU 

Complementação do arranjo para 

disjuntor e meio para o 

transformador 

CAMPOS NOVOS 

conexão para reator de barra 

100 Mvar 

230 129 PR Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 

230 --- SC Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 


(Resolução 

Aneel 

033/03) 


(Resolução 

Aneel 

532/01) 

ELETROSUL JUL/2004 JUL/2004 

ELETROSUL ABR/2004 ABR/2004 


ELETROSUL MAR/2003 JUN/2003 

CAMPOS NOVOS 

525/ 

--- Autorizado 

ELETROSUL MAI/2003 JUN/2003 

complementação da configuração 

disjuntor e meio, com instalação 

de disjuntores para o TR 5 

230 

(Resolução 

Aneel 

427/01) 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

CAMPOS NOVOS 

525/ 

672 Autorizado 

ELETROSUL MAI/2003 JUL/2003 


e unidade reserva 

230 

(Resolução 

Aneel 

427/01) 

CAMPOS NOVOS 

conexão para reator da linha de 

Areia 

CAXIAS 

reator manobrável de 150 Mvar e 

unidade reserva 

DOURADOS 

conexão para reator da linha de 

Guaíra 

ITÁ 

reencabeçamento da LT Salto 

Santiago e conexão para reator 

de barra de 150 Mvar 


(Resolução 

Aneel 

033/03) 

525 --- RS Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 

230 --- MS Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 


(Resolução 

Aneel 

033/03) 

ELETROSUL FEV/2004 FEV/2004 


ELETROSUL DEZ/2003 DEZ/2003 






kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

IVAIPORÃ FURNAS – 

IVAIPORÃ ELETROSUL 


LONDRINA 

Complementação do arranjo para 

disjuntor e meio para o 

transformador 

PALHOÇA 

banco de capacitores – 50 Mvar 

SALTO OSÓRIO – CAMPO 

MOURÃO 


525 0,7 PR Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 

525 --- PR Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 


(Resolução 

Aneel 

033/03) 

230 2X181 PR Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

033/03) 



ELETROSUL ABR/2004 ABR/2004 


MAÇAMBARÁ 

230 -- RS Licitada STE - SUL 

AGO/2004 

AGO/2004 

reator manobrável – 30 Mvar 

TRANSMISSORA 

DE ENERGIA 

LTDA. 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

MAÇAMBARÁ – SANTO 

230 205 RS Licitada STE - SUL 

AGO/2004 

AGO/2004 

ÂNGELO 

TRANSMISSORA 


DE ENERGIA 

LTDA. 

SANTO ÂNGELO 2 – SANTA 


AGO/2004 

AGO/2004 

ROSA C2 

TRANSMISSORA 


DE ENERGIA 

LTDA. 

UTE URUGUAIANA – 


AGO/2004 

AGO/2004 

MAÇAMBARÁ 

TRANSMISSORA 


DE ENERGIA 

LTDA. 

LAGOA VERMELHA 

230 -- RS Licitada TREZEGUET 

AGO/2004 

AGO/2004 


(associada à nova conexão da 

PARTICIPAÇÕES 

LTDA. 

RGE e às LTs 230 kV Campos 

Novos – Lagoa Vermelha e 

Lagoa Vermelha – Santa Marta) 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

LAGOA VERMELHA - CAMPOS 

230 84 RS/SC Licitada TREZEGUET 

AGO/2004 

AGO/2004 

NOVOS 


circuito simples (associada à SE 

LTDA. 

Lagoa Vermelha) 

LAGOA VERMELHA – SANTA 

230 96 RS Licitada TREZEGUET 

AGO/2004 

AGO/2004 

MARTA 


circuito simples (associada à SE 

LTDA. 

Lagoa Vermelha) 


Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste 



kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

TIJUCO PRETO – CACHOEIRA 

500 180 SP Licitada CACHOEIRA 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

PAULISTA C2 

PAULISTA 


TRANSMISSORA 

DE ENERGIA 

LTDA. 

BOM DESPACHO 3 

SE nova para seccionamento das 

LTs 500 kV Jaguara – Neves, 

Jaguara - São Gonçalo do Pará e 

São Gotardo 2 – Neves. reator 

manobrável de barra – 91 Mvar 

NEVES 

conexão para reator da LT 

500 kV São Gotardo 2 – Neves – 

91 Mvar 

ANHANGUERA 


(associada à LT 345 kV 

Guarulhos – Anhanguera) 

500 --- MG Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

542/02) 


(Resolução 

568/02 da 

Aneel) 

345 --- SP Autorizada à 

(Resolução 

Aneel 

230/01) 

CEMIG MAR/2004 MAR/2004 

CEMIG MAI/2003 JUN/2003 

CTEEP DEZ/2003 DEZ/2004 


Tabela 6.3-3 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Sudeste e Centro-Oeste (continuação) 



kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

AVARÉ NOVA 



CFL Santa Cruz) 

230 --- SP Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

312/02) 


ARARAQUARA 

conexão para o reator RE-2 – 

180 Mvar 


(Resolução 

Aneel 

591/02) 

CTEEP ABR/2004 ABR/2004 

BAIXADA SANTISTA 

Instalação de um disjuntor e 2 

chaves seccionadoras 

BAURU 

conexão para os reatores RE-2 – 

90 Mvar e RE-3 – 180 Mvar 


(Resolução 

Aneel 

139/03) 


(Resolução 

Aneel 

591/02) 

CTEEP OUT/2003 OUT/2003 






kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

CABREÚVA 

conexão para o reator RE-3 – 

90 Mvar 


(Resolução 

Aneel 

272/01) 

CTEEP JAN/2003 JUN/2003 

CABREÚVA 

440/ 


CTEEP JUL/2004 JUL/2004 


(Obra associada a expansão do 

consumidor CBA) 

230 

(Resolução 

Aneel 

503/02) 

CABREÚVA 

substituição de disjuntores e 

equipamentos de 7 bays (Obra 

associada ao 3º banco de 

autotransformadores 440/230 kV) 

230 --- Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

503/02) 

CTEEP JUL/2004 JUL/2004 

CHAVANTES – BOTUCATU C2 

230 137 SP Licitada CTEEP JUN/2003 DEZ/2003 


GUARULHOS – ANHANGUERA 


(associada à SE Anhanguera) 

345 2x25 SP Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

542/00) 






kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

INTERLAGOS 

345/ 

500 SP Autorizado 



230 

(Resolução 

Aneel 

785/02) 

JUPIÁ 

instalação de disjuntor na 

interligação de barras 440 kV 

TIJUCO PRETO – BAIXADA C3 

circuito duplo, lançamento do 2º 

circuito 

COXIPÓ 

reatores de linha – 2x30 Mvar 

(associado à LT 230 kV Jauru – 

Coxipó) 


(Resolução 

Aneel 

591/02) 

345 26 SP Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

319/01) 

230 --- MT Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

335/01) 


CTEEP OUT/2002 OUT/2003 

ELETRONORTE OUT/2002 JUN/2003 

JAURU 

230/ 

300 MT Autorizada 


SE nova (associada às LT 230 kV 

Jauru – Coxipó) com banco de 

transformadores e unidade 

138 

(Resolução 

Aneel 

335/01) 

reserva 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

JAURU – COXIPÓ 


reatores de linha 2 x 30 Mvar na 

SE Jauru 

SINOP 

compensador estático - (- 30, 

70) Mvar 

230 2x360 MT Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

335/01) 

230 --- MT Autorizada 

(Resolução 

569/02 da 

Aneel) 


ELETRONORTE JUN/2004 JUN/2004 

AIMORÉS – GOVERNADOR 

VALADARES 

230 131 MG Autorizada ESCELSA NOV/2003 NOV/2003 

recapacitação – circuito simples 

(associada à conexão da UHE 

Aimorés) 

ITUMBIARA – MARIMBONDO 

500 210 MG Licitada EXPANSION AGO/2004 AGO/2004 


CACHOEIRA PAULISTA – 

ADRIANÓPOLIS C3 

circuito simples (trecho entre a 

torre 214 e a SE Adrianópolis) 

500 178 SP/RJ Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

335/01) 

FURNAS JAN/2003 SET/2003 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

CAMPINAS 

reator manobrável de linha – 

136 Mvar (em substituição ao 

reator de 73 Mvar existente na LT 

Campinas – Cachoeira Paulista) 

ITUTINGA 

reator manobrável de barra – 

60 Mvar 

500 --- Autorizada 

(Resolução 

641/02 da 

Aneel) 


(Resolução 

641/02 da 

Aneel) 

FURNAS MAI/2004 MAI/2004 

FURNAS MAI/04 MAI/04 

OURO PRETO 2 

500/ 

400 MG Autorizado 

FURNAS MAI/2003 14 meses após 


(associado à LT 345 kV Ouro 

Preto 2-Vitória) 

345 

(Resolução 

Aneel 

335/01) 

a obtenção da 

Licença de 

Instalação 

OURO PRETO 2 – VITÓRIA 


345 370 MG/ES Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

335/01) 

FURNAS JUL/2003 14 meses após 

a obtenção da 

Licença de 

Instalação 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

SAMAMBAIA 

banco de compensação série – 1 

x 252 Mvar (na LT para Serra da 

Mesa – no 3º circuito compacto) 


(Resolução 

Aneel 

335/01) 

FURNAS ABR/2003 JUN/2003 

TIJUCO PRETO 

750/ 

1.650 Autorizado 

FURNAS OUT/2002 OUT/2003 


500 

(Resolução 

Aneel 

193/01) 


Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste 



kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

BRUMADO II 

reator de barra manobrável – 

10 Mvar 

230 --- BA Autorizado 

(Resolução 

Aneel 

143/03) 

COELBA ABR/2004 ABR/2004 


230/ 

39 PI Autorizado 

CHESF 

DEZ/2000 

Previsão para 

3° transformador 

69 

apenas o 

transformad 

(apenas o 

transformador) 

entrar em 

operação: 

or sem as 

Depende de 

conexões 

autorização da 

(Resolução 

Aneel para as 

Aneel 

conexões 

166/00) 

CAUÍPE – FORTALEZA II C1/C2 


(obra associada às UTEs 

TERMOCEARÁ e FORTALEZA) 

230 2x56 CE Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

233/02) 

CHESF AGO/2003 AGO/2003 


Tabela 6.3-4 Programa de Obras na Rede Básica Considerado para as Regiões Norte e Nordeste (continuação) 



kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

FORTALEZA II – PICI C1/C2 


(associada à implantação da SE 

Pici) 

MILAGRES – FORTALEZA 

Complementação da conversão 

das LTs 230 kV transformáveis 

Milagres – Banabuiú - Fortaleza 

PARAÍSO 

SE nova seccionando a LT 

230 kV Campina Grande II – 

Natal II – 04V1 


Cosern) 


(Resolução 

Aneel 

166/00) 

500 401 CE Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

333/00) 

230 --- RN Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

402/02) 

CHESF DEZ/2000 Obra paralisada 

por decisão 

Judicial 

CHESF MAR/2002 AGO/2003 

CHESF JAN/2004 JAN/2004 

PICI 

230/ 

2X100 CE Autorizada 

CHESF DEZ/2000 Depende da LT 

SE nova com 2 transformadores 

69 

(Resolução 

Aneel 

Fortaleza II – 

Pici, paralisada 

166/00) 

por decisão 

Judicial 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

PIRAPAMA II 

substituição de 2 disjuntores das 

conexões dos transformadores 

(associada à UTE 

Termopernambuco) 

QUIXADÁ 

SE nova de chaveamento 

(associada à conversão de LTs 

de 230 kV para 500 kV no eixo 

Paulo Afonso – Fortaleza) 

RECIFE II – PAU FERRO C1/C2 


230 --- PE Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

233/02) 

500 --- CE Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

079/01) 

230 2x32 PE Autorizada 

(Resolução 

Aneel 

166/00) 

CHESF DEZ/2003 DEZ/2003 

CHESF MAR/2002 SET/2003 

CHESF DEZ/2000 OUT/2003 

RECIFE II – PIRAPAMA II C1/C2 

230 2x28, 

PE 

Autorizada 

CHESF DEZ/2003 DEZ/2003 

recapacitação (de 232 MVA para 

350 MVA) 

(associada à UTE 

5 

(Resolução 

Aneel 

233/02) 

Termopernambuco) 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

SÃO JOÃO DO PIAUÍ 

bancos de compensação série – 

480 Mvar (Boa Esperança) e 

435 Mvar (Sobradinho) 

SOBRAL II – SOBRAL III 

circuito duplo (associada ao 1º 

banco de autotransformadores 

500/230 kV da SE Sobral III) 

500 -- PI Autorizada 

(Resolução 

717/02 da 

Aneel) 


(Resolução 

257/03 da 

Aneel) 

CHESF NOV/2004 NOV/2004 

CHESF MAR/2005 MAR/2005 

SOBRAL III 

500/ 

600 CE Autorizada 

CHESF MAR/2005 MAR/2005 


(associada à LT 230 kV Sobral II 

– Sobral III) 

230 

(Resolução 

257/03 da 

Aneel) 

ALTAMIRA 

230/ 

60 PA Autorizado 

ELETRONORTE DEZ/2001 SET/2003 


69/ 

13,8 

(Resolução 

Aneel 

233/01) 

SÃO LUÍS II 

compensador estático 

(- 100,150) Mvar 

230 -- MA Autorizada 

(Resolução 

569/02 da 

Aneel) 

ELETRONORTE AGO/2004 AGO/2004 





kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

TRANSAMAZÔNICA 

230/ 

30 PA Autorizado 

ELETRONORTE DEZ/2001 SET/2003 


34,5 

(Resolução 

Aneel 

233/01) 

VILA DO CONDE – SANTA 

230 179 PA Licitada EMPRESA 

AGO/2004 

AGO/2004 

MARIA 

REGIONAL DE 


TRANSMISSÃO DE 

ENERGIA S.A. 

GOIANINHA – MUSSURÉ II C3 

230 51 PE/PB Licitada GTESA JUL/2003 JUL/2003 


ANGELIM II 

2 bancos de autotransformadores 

500/ 

230 

2x600 PE Licitada NTE JAN/2004 JAN/2004 

ANGELIM II – CAMPINA 

GRANDE II 

230 186 PE/PB Licitada NTE JAN/2004 JAN/2004 


XINGÓ - ANGELIM II 

500 200 AL/PE Licitada NTE JAN/2004 JAN/2004 






kV 

km 

ou 

MVA 

UF 



PRAZO 

PREVISÃO 

CONTRATUAL 

PARAÍSO – AÇU II 

230 135 RN Licitada PARAÍSO-AÇU 

MAR/2004 

MAR/2004 

circuito simples (antiga Santa 

Cruz – Açu II) 

TRANSMISSORA 

DE ENERGIA S.A. 


6.4 Programa de Obras das Distribuidoras 

Neste item são apresentados os programas de obras encaminhados até o presente 

momento pelas distribuidoras, referentes às instalações não integrantes da Rede 

Básica. 

6.4.1 CEEE-D 

A tabela 6.4.1-1 apresenta as principais obras constantes dos planos de obras das 

instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade 

da empresa de distribuição CEEE-D, informadas pela distribuidora no âmbito do 

Grupo Especial Sul/Mato Grosso do Sul. 

Tabela 6.4.1-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEEE-D 

OBRA 

SE Arroio do Sal, 1º transformador, 230/69 kV, 83 MVA 

SE Guaíba, 2° transformador, 230/69 kV, 50 MVA 

SE Camaquã, 2º transformador, 230/69 kV, 83 MVA 

SE Bagé 2, 2° transformador, 230/69 kV, 50 MVA 

SE Porto Alegre 8, 1º e 2º transformadores, 230/69kV, 2 x 83 MVA 

SE Porto Alegre 10, 2º transformador, 230/69 kV, 83 MVA 

SE Porto Alegre 6, 2º transformador, 230/13,8 kV, 50 MVA 

SE Porto Alegre 7, 1º e 2º transformadores, 230/13,8 kV, 2 x 50 

DATA 

Nov/06 

Mar/06 

Out/06 

Abr/06 

Dez/04 

Set/05 

Jun/04 

Dez/06 

6.4.2 RGE 



da empresa de distribuição RGE, informadas pela distribuidora no âmbito do Grupo 

Especial Sul/Mato Grosso do Sul. 

Tabela 6.4.2-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – RGE 

OBRA 

SE Caxias 5, 1º banco de transformadores, 230/69 kV, 165 MVA 

SE Garibaldi, 2º transformador, 230/69 kV, 83 MVA 

SE Lagoa Vermelha, 1º transformador, 230/138 kV, 150MVA 

DATA 

Dez/04 

Dez/04 

Ago/04 


OBRA 

SE Passo Fundo, 2º transformador, 230/138 kV, 84 MVA 

SE Tapera 2, 1° e 2° transformador, 230/69 kV, 2x83 MVA 

DATA 

Dez/04 

Jul/04 

6.4.3 AES 



da empresa de distribuição AES, informadas pela distribuidora no âmbito do Grupo 

Especial Sul/Mato Grosso do Sul. 

Tabela 6.4.3-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – AES 

OBRA 

SE Sapucaia 2, 1º transformador (banco), 230/138 kV, 150 MVA 

DATA 

Jul/05 

6.4.4 CELESC 



da empresa de distribuição Celesc, informadas pela distribuidora no âmbito do 


Tabela 6.4.4-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celesc 

OBRA 

LT 138 kV Lages - Vidal Ramos Jr., 1km 

LT 69 kV Araranguá 2 - Araranguá, 2km (para Ermo) 

LT 69 kV Araranguá 2 - Araranguá, 2km (para Maracajá) 

LT 138 kV Itajaí - Brusque, 17km 

LT 138 kV Itajaí - Navegantes, 21km 

SE Araranguá 2, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 83 MVA 

SE Biguaçú, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 150 MVA 

SE Campos Novos (Eletrosul), 4º transformador, 230/138 kV, 150 MVA 

SE Campos Novos (Eletrosul), complementação pátio 138kV 

DATA 

Dez/05 

Fev/06 

Fev/06 

Dez/04 

Dez/04 

Jan/06 

Dez/06 

Dez/05 

Jun/04 


OBRA 

SE Itajaí, 3º transformador, 230/138 kV, 150 MVA, 

SE Itajaí, 4º transformador, 230/138 kV, 150 MVA 

SE J.Lacerda, 2º transformador, 230/69 kV, 83MVA 

SE Lages, 1o e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 150 MVA 

SE Palhoça, 4º transformador, 230/138 kV, 150 MVA 

SE Palhoça, substituição transformador TT2, 230/138 kV, 150 MVA 

SE Siderópolis Eletrosul, substituição transformador TT2, 230/69 kV, 

83 MVA 

SE Xanxerê, substituição transformador TT1, 230/138 kV, 150 MVA 

SE Xanxerê, substituição transformador TT2, 230/138 kV, 150 MVA 

DATA 

Dez/04 

Dez/05 

Dez/05 

Dez/05 

Dez/04 

Dez/03 

Dez/04 

Mai/04 

Dez/05 

6.4.5 COPEL-D 



da empresa de distribuição Copel-D, informadas pela distribuidora no âmbito do 


Tabela 6.4.5-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Copel-D 

OBRA 

LT 138 kV Belém - Palmeira, 2x0, 5 km 

LT 138 kV Mandaguari - Jardim Tropical, 2x3,0 km 

LT 138 kV Posto Fiscal - GBA, GPS, 2 km 

LT 138 kV Guarapuava – Santa Clara, 60 km 

LT 138 kV Vila Carli – Santa Clara, 12 km 

LT 69 kV Atuba - Quatro Barras, 2x0,5 km 

LT 69 kV Cid. Indl. Curitiba - Novo Mundo, 7,2 km 

LT 69 kV Colombo - Santa Mônica, 19,8 km 

LT 69 kV Guaraituba - Santa Mônica, 7,1 km 

LT 69 kV LT1 Atuba - Santa Mônica, 5 km 

LT 69 kV LT2 Atuba - Santa Mônica, 5 km 

DATA 

Jun/06 

Mar/05 

Mai/05 

Jan/05 

Jan/05 

Mar/05 

Fev/05 

Mar/05 

Mar/05 

Mar/05 

Mar/05 


OBRA 

LT 69 kV Santa Mônica - Quatro Barras, 8 km 

LT 69 kV Santa Quitéria - Novo Mundo, 5,3 km 

SE Campo Mourão, 2º transformador, 230/138 kV, 150 MVA 

SE Cidade Industrial de Curitiba, 1º e 2º transformadores, 230/13,8 kV, 

2 x 50 

SE Cidade Industrial de Curitiba, 1º e 2º transformadores, 230/69 kV, 2x 

150MVA 

SE Cidade Industrial de Curitiba, Banco de capacitores, 69, kV, 

2x15 Mvar 

SE Foz do Iguaçu Norte, 1º transformador, 230/138 kV, 150 MVA 

SE Jaguariaíva, 3º transformador, 230/138 kV, 150 MVA 

SE Novo Mundo, 1º e 2º transformadores, 69-13,8 kV, 41,67 MVA 

SE Pilarzinho, Banco de capacitores, 69 kV, 30 Mvar 

SE Ponta Grossa Norte, 1º transformador (substituição), 230/138 kV, 

75 MVA 

SE Ponta Grossa Sul, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 75 MVA 

SE Posto Fiscal, 1º transformador, 230/138 kV, 150MVA 

SE Santa Mônica, 1º e 2º transformadores, 230/69 kV, 2 x 150 MVA 

SE Sarandi, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 2 x 150 MVA 

SE Uberaba, Banco de capacitores, 69 kV, 30 Mvar 

SE Umbará, Banco de capacitores, 69 kV, 30 Mvar 

DATA 

Out/06 

Fev/05 

Jul/04 

Nov/03 

Nov/03 

Nov/03 

Jan/06 

Set/03 

Fev/05 

Jan/05 

Jan/03 

Jun/06 

Mai/05 

Mar/05 

Mar/05 

Jan/05 

Jan/05 

6.4.6 ENERSUL 



da empresa de distribuição Enersul, informadas pela distribuidora no âmbito do 


Tabela 6.4.6-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Enersul 

OBRA 

SE Anastácio, 2º transformador, 230/138 kV, 75 MVA 

DATA 

Dez/03 


OBRA 

SE Dourados, 3º transformador, 230/138 kV, 75 MVA 

SE Imbirussu, 1º e 2º transformadores, 230/138 kV, 150 MVA 

DATA 

Dez/03 

Dez/05 

Nota: A Enersul informou, no fechamento deste PAR, que a expansão da SE Anastácio poderá ser feita com a substituição 

do transformador de 75 MVA por uma unidade de 150 MVA, sendo remanejado o transformador de menor capacidade para 

Dourados 

6.4.7 ESCELSA 

A tabela 6.4.7-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das instalações 

de transmissão não integrantes da Rede Básica, sob a responsabilidade das 

empresas de distribuição da área RJ/ES, conforme disposto no artigo 9 o da 

Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela Escelsa. 

Tabela 6.4.7-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Escelsa 

OBRA 

Subestação de Distribuição Barra do Sahy – capacitor de 26,7 Mvar 

Paralelismo do 3º Transformador de 138/69 kV na SE de Distribuição 

Nova Venécia 

Recapacitação da LT 138 kV Pitanga – CST 

Subestação de Distribuição 138/13,8 kV Vila Rica (Nova) 

SE Areinha 345/138 kV 

LT 138 kV Pitanga – Civit 

Recapacitação da LT 138 kV João Neiva – Linhares c1 

Recapacitação da LT 138 kV Nova Venécia – Linhares 

Subestação de Distribuição Linhares – capacitor de 26,7 Mvar 

Recapacitação da LT 138 kV Itarana – Suiça 

Subestação de Distribuição Pinheiros – capacitor de 26,7 Mvar 

Subestação de Distribuição 138/13,8 kV Goiabeiras (Nova) 

Subestação de Distribuição 138/13,8 kV Lameirão (Nova) 

DATA 

Jun/03 

Mar/04 

Jun/04 

Out/04 

Jun/05 

Jun/05 

Ago/05 

Ago/05 

Ago/05 

Ago/05 

Abr/06 

Set/06 

Set/06 


6.4.8 CELG 



empresas de distribuição da área de Goiás, conforme disposto no artigo 9 o da 

Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela Celg. 

Tabela 6.4.8-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celg 

OBRA 

LT Real/Goya – Independência 138 kV – 795 MCM – 4,98 km – c. duplo 

SE Independência 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC 

LT Marajoara/Pamplona – Rio Vermelho 138 kV – 397,5 MCM – 8,72 km 

– circ. Duplo 

DATA 

Abr/03 

Abr/03 

Abr/03 

OBS: seccionamento a 8,0 km de Marajoara 

SE Rio Vermelho 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC 

LI Samambaia (Furnas) – Rio Vermelho 138 kV – 397,5 MCM – 42,0 km 

SE Aeroporto 3º TR 138/13,8 kV – 25 MVA 

SE DAIA – TR 138/13,8 kV – 25 MVA retirar 

TR 138/13,8 kV – 33 MVA instalar 

LT Jundiai/Anápolis – Santana 138 kV – 397,5 MCM – 2,4 km – c. duplo 

OBS: Secciona a LT Jundiai – Anápolis a 6,0 km de Anápolis 

LT Petrobrás – Senador Canedo 138 kV – 397,5 MCM – 1,65 km 

SE Senador Canedo 138/13,8 kV – 25 MVA – C/ LTC 

Abr/03 

Abr/03 

Jun/03 

Jun/03 

Jul/03 

Jul/03 

Jul/03 

SE Carajás 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC 

OBS: será alimentada pela LT Anhanguera-Palmeiras circ. 2 

(atualmente em 69 kV) 

LT Carajás – Atlântico 138 kV – 795 MCM – 6,0 km 

LT Carajás – Independência/Goya 138 kV – 795 MCM – 2,5 km – c. 

duplo 

Dez/03 

Dez/03 

Dez/03 

OBS: secciona a LT Independência – Goya a 6,0 km de Goya 

LT Pirineus – Santana 138 kV – 795 MCM – 6,5 km – c. duplo 

SE Pirineus 230/138 kV – 1x225 MVA C/ LTC 

SE Jussara 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC 

Jan/04 

Jan/04 

Jun/04 


OBRA 

SE Meia Ponte – TR 138/13,8 kV – 25 MVA (retirar) 

TR 138/13,8 kV – 33 MVA (instalar) 

DATA 

Jun/04 

SE Real – 

TR 138/13,8 kV – 25 MVA retirar 

TR 138/13,8 kV – 33 MVA 

Jul/04 

LT Inhumas – Itaberaí 138 kV – 397,5 MCM – 50,0 km 

SE Itaberaí 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC 

SE Carajás 230/138 kV – 225 MVA C/ LTC 

LI Rio Verde (Furnas) – Gessy Lever – Acreuna 138 kV – 397,5 MCM – 

90,2 km 

OBS: lançamento do 2º circuito no trecho I da LT Rio Verde – Perdigão 

Dez/04 

Dez/04 

Fev/05 

Jun/05 

Construção do trecho Gessy Lever – Acreuna – 73,0 km 

SE Acreuna 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC 

SE Santana 138/13,8 kV – 33 MVA – C/ LTC 

LT UHE Corumbá (Furnas) – Serra de Caldas 138 kV – 397,5 MCM – 

30,0 km 

Jun/05 

Jul/05 

Jan/06 

OBS: Vão de linha 138 kV na SE Corumbá (Furnas) 

SE Serra de Caldas 138/69 kV – 50 MVA – C/ LTC 

SE DIMIC TR 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC 

OBS: Tape na LI Catalão – Emborcação 138 kV a 10 km de Catalão 

Jan/06 

Jun/06 

SE Rio Verde 

TR 138/69 kV – 25 MVA (retirar) 

TR 138/13,8 kV – 25 MVA (instalar) 

Jun/06 

LT Santana – Anápolis Universitária 138 kV – 397,5 MCM – 7,5 km 

LT Xavantes/DAIA – Santa Genoveva 138 kV – 397,5 MCM 3,31 km – c. 

duplo OBS: tape a 3,6 km de Xavantes. 

SE Santa Genoveva 138/13,8 kV – 33 MVA C/ LTC 

LT Samambaia (Furnas) – Sto. Antônio do Descoberto 138 kV – 

397,5 MCM – 10,0 km 

SE Santo Antônio do Descoberto 138/13,8 kV – 25 MVA C/ LTC 

SE Pires do Rio 138/69 kV – 50 MVA – C/ LTC 

LI Rio Verde (Furnas) – Santa Helena 138 kV – 397,5 MCM – 33,0 km 

SE Santa Helena 138/69 kV – 50 MVA C/ LTC 

Jul/06 

Jul/06 

Jul/06 

Dez/06 

Dez/06 

Dez/06 

Dez/07 

Dez/07 


OBRA 

SE Cachoeira Alta ampliação 138/69 kV – 25 MVA C/ LTC 

SE Parque das Emas 138/34,5 kV – 20 MVA C/ LTC – (retirar) 

138/34,5 kV – 33 MVA C/ LTC – (instalar) 

LT Pacaembu/Marajoara – Estrela Dalva 138 kV – 397,5 MCM – 8,0 km 

OBS: seccionamento a 8,0 km de Marajoara 

SE Estrela Dalva 138/13,8 kV – 33,0 MVA – C/ LTC 

DATA 

Dez/07 

Jun/07 

Jun/07 

Jun/07 

6.4.9 CEB 



empresas de distribuição da área do Distrito Federal, conforme disposto no artigo 9 o 

da Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela CEB. 

Tabela 6.4.9-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEB 

OBRA 

Complementação provisória da LT 34,5 kV Taguatinga – Brazilândia, 

com substituição do cabo 4/0 AWG por 336 MCM, extensão de 18,7 km 

SE Vale do Amanhecer provisória com 1 transformador 69/13,8 kV – 

5/6,25 MVA e conexões de 69 e 13,8 kV, 4 alimentadores, 1 cubículo 

para serviço auxiliar, 1 cubículo para banco de capacitores e banco de 

capacitores de 2,4 Mvar (transformador provisório vindo de Santa Maria 

e definitivo de Brazilândia) 

Implantação da LT 34,5 kV Brasília Geral – Estrutura de Brasília Geral – 

circuito duplo subterrâneo, cabo 600 MCM, extensão de 0,50 km. 

Implantação da LT 34,5 kV Brasília Geral – SE 01 (trecho entre SE 01 e 

SE 02), 2º e 3º circuitos subterrâneos, cabo 600 MCM, extensão de 

0,20 km. Complementação da substituição dos cabos 

Implantação da SE São José definitiva 1ª etapa com 1 transformador 

69/13,8 kV – 5/6,25 MVA, e conexões de 69 e 13,8 kV, 4 alimentadores, 

1 cubículo para serviço auxiliar, 1 cubículo para banco, 1 banco de 

capacitores de 2,4 Mvar e previsão para reguladores de tensão 

(transformador vindo de Sobradinho Transmissão) 

DATA 

Mar/03 

Mar/03 

Mar/03 

Mar/03 

Jun/03 


OBRA 

Implantação da LT Tap Sobr. Transm. – PAD para a SE São José – LT 

69 kV, circuito simples, estrutura de concreto, cabo 336,4 MCM, 

extensão de 32 km 

Implantação da LT B. Norte – Contagem – LT 138 kV, lançamento de 

circuito nas estruturas da LT B. Norte – Tocantins, cabo 477 MCM, 

extensão de 17,9 km 

Ampliação da SE Monjolo – 01 entrada de linha 138 kV 

Implantação de subestação de Chaveamento em Santa Maria – 

Implantação do setor de 138 kV com 6 entradas de linha para conexão 

da usina de Corumbá IV 

Implantação da LT São Sebastião – Brasília Centro – LT 138 kV, 1º 

circuito, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, (19 km) e trecho em 

cabo isolado na travessia do lago pela terceira ponte e na chegada a B. 

Centro (2,0 km) 

Ampliação da SE Brasília Centro – Uma entrada de LT 138 kV 

Implantação da LT Samambaia – Brasília Sul (Tap para Monjolo e Santa 

Maria) – LT 138 kV, circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 

477 MCM, extensão de 17,0 km 

Implantação da LT Santa Maria – São Sebastião – LT 138 kV, 1º 

circuito, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão de 30 km 

Implantação da SE São Sebastião – SE definitiva – 1ª etapa com 1 

transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 

e 13,8 kV, duas entradas de linha 138 kV, 8 alimentadores, 1 cubículo 

para serviço auxiliar, 1 cubículo para capacitores 

Ampliação da SE Contagem – 1 entrada de linha de 138 kV 

Ampliação da LT Estrutura Provisória – Sobradinho Transmissão – LT 

138 kV, C21circuito duplo, cabo 477 MCM, extensão de 9,1 km, em 

substituição à linha da Celg 

Ampliação da SE Sobradinho Transmissão – 1 entrada de linha de 

138 kV 

Implantação da LT Sobr. Transm. – Tap PAD – LT 69 kV, 2º circuito, 

estrutura de concreto, cabo 266,8 MCM, extensão de 10 km 

Remanejamento das linhas B. Sul – TG, TG – CN e TG – RAD no 

corredor do Pistão Norte e Pistão Sul – LT's 138 kV, 2 circuitos 

duplos/simples, cabo 477 MCM, extensão de 3,0, 4,5 e 4,0 km, 

respectivamente 

DATA 

Jun/03 

Dez/03 

Set/04 

Set/04 

Set/04 

Set/04 

Set/04 

Set/04 

Set/04 

Out/04 

Out/04 

Out/04 

Out/04 

Dez/04 


OBRA 

Remanejamento das linhas B. Sul – B. Norte do corredor atual para a 

via Estrutural – LT 138 kV, 2 circuitos duplos, cabo 477 MCM, extensão 

de 25,9 e 22,6 km, respectivamente. Lançamento do 4º circuito até 

Brasília Norte 

Remanejamento das linhas Taguatinga – Gama no corredor do Pistão 

Sul – LT 34,5 kV, 3 circuitos, cabo 336,4 MCM, extensão de 3,0 km 

Compactação das linhas de 230 kV de Furnas no trecho entre B. Sul e 

B. Geral – LT 230 kV, 2 circuito duplo, cabo 1272 MCM, extensão de 

13,5 km 

Implantação da LT Núcleo Bandeirante – SE Sudoeste – LT 138 kV, 

circuito duplo/simples /duplo aéreo, cabo 636 MCM, extensão de 

16,1 km (5,4 D + 7,5S + 3,2 D) 

Implantação da LT Núcleo Bandeirante – SE 05 – LT 138 kV, circuito 

duplo/simples /duplo, aéreo, cabo 636 MCM, extensão de 13,7 km (5,4 

D + 7,7S+0,6D). 

Retrofit da SE 05 de 34,5 para 138 kV – Implantação do setor de 138 kV 

com 1 transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, 2 entradas 

de LT e conexões de 138 e 13,8 kV, 12 cubículos e banco de 

capacitores de 6,0 Mvar 

Implantação da LT SE 05 – Brasília Centro II – LT 138 kV, circuito 

duplo/simples /duplo aéreo, cabo 636 MCM, extensão de 3,9 km (0,6D + 

2,1S + 1,2D) 

Implantação da LT SE Brasília Centro II – Brasília Centro – LT 138 kV, 

circuito duplo/simples aéreo, cabo 636 MCM, extensão de 6,4 km (1,2D 

+ 5,2S) 

Implantação da LT Samambaia – Núcleo Bandeirante – LT 138 kV, 

circuito duplo aéreo, estrutura de concreto, cabo 636 MCM, extensão de 

26,2 km 

Implantação da LT Brasília Norte – Sudoeste – LT 138 kV, circuito 

simples/duplo, cabo 636 MCM, extensão de 7,7 km (4,5S + 3,2 D). 

Implantação da SE Sudoeste – SE 1ª etapa com 1 transformador 

138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 e 13,8 kV, 2 

entradas de linha de 138 kV, 8 alimentadores, 1 cubículo para serviço 

auxiliar, 1 cubículo para bancos de capacitores e 1 cubículo de 

interligação 

DATA 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 

Dez/04 


OBRA 

Implantação da SE Brasília Centro II – SE definitiva – primeira etapa 

com 2 transformadores 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, 

conexões de 138 e 13,8 kV, 1 entrada de linha de 138 kV, 18 cubículos 

para alimentadores, 2 cubículos de interligação de barras, 1 cubículo 

para serviço auxiliar, 2 cubículos para bancos de capacitores e 2 

bancos de 6,0 Mvar 

Ampliação da SE Brasília Centro – Uma entrada de linha 138 kV 

Ampliação da SE 04 – 2ª etapa – Terceiro transformador 34,5/13,8 kV – 

20/25 MVA e conexões de 34,5 e 13,8 kV (transformador vindo da SE 

05) 

Ampliação da SE 09 – Segundo transformador 34,5/13,8 kV – 

20/25 MVA e conexões de 34,5 e 13,8 kV, 1 cubículo para interligação 

de barras, 6 alimentadores, 1 cubículo para banco de capacitores e 1 

banco de capacitores de 2,4 Mvar (transformador vindo da SE 05) 

Implantação da SE Núcleo Bandeirante em 138 kV – SE definitiva com 2 

transformadores 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, 2 entradas de 

linhas de 138 kV e 16 cubículos para alimentadores, 1 cubículo para 

serviço auxiliar, 2 cubículo para banco de capacitores e 2 bancos de 

6,0 Mvar 

Implantação da SE Taguatinga Norte – SE definitiva – primeira etapa 

com 1 transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões 

de 138 e 13,8 kV, 2 entradas de linhas de 138 kV, 8 alimentadores, 1 

cubículo para serviço auxiliar, um cubículo para banco de capacitores e 

banco de 6,0 Mvar 

Compensação reativa na SE 01 – Banco de capacitores de 1 x 4,8 Mvar 

– 13,8 kV 


– 13,8 kV 


– 13,8 kV 

Compensação reativa na SE Gama – Banco de capacitores de 1 x 

2,4 Mvar – 13,8 kV 

Ampliação da SE Sobradinho Transmissão – Terceiro transformador de 

138/69 kV – 50 MVA e conexões de 138 e 69 kV (Transformador vindo 

da SE Ceilândia Sul) 

DATA 

Dez/04 

Dez/04 

Jun/05 

Jun/05 

Out/05 

Out/05 

Out/05 

Out/05 

Out/05 

Out/05 

Dez/05 


OBRA 

Ampliação da SE Vale do Amanhecer – Segundo transformador 

69/13,8 kV – 10/12,5 MVA e conexões de 69 e 13,8 kV, banco de 

2,4 Mvar e vão de linha 69 kV (transformador vindo de Núcleo 

Bandeirante) 

Ampliação da SE São Sebastião – SE Definitiva, 2ª etapa, com 

barramento duplo de 138 kV e 3 entradas de linha 

Implantação da SE Guará II – SE definitiva – primeira etapa com 1 

transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões de 138 

e 13,8 kV, 2 entradas de linhas de 138 kV, 8 alimentadores, 1 cubículo 

para serviço auxiliar, 1 cubículo para banco de capacitores e 1 banco de 

6,0 Mvar 

Implantação da LT Tap Rio Descoberto – Brazilândia – LT 138 kV, 

circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão de 12 km 

Implantação da SE Brazilândia – SE definitiva – primeira etapa com 1 

transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexão de 

138 kV, 2 entradas de linha de 138 kV. Manutenção da barra de 13,8 kV 

existente, acrescida de 2 cubículos 

Implantação da SE Samambaia Oeste – SE definitiva – primeira etapa 

com 1 transformador 138/13,8 kV – 20/26/32 MVA com LTC, conexões 

de 138 e 13,8 kV, 2 entradas de linhas de 138 kV, 8 alimentadores, 1 

cubículo para serviço auxiliar, um cubículo para banco de capacitores e 

banco de 6,0 Mvar 

Implantação da LT Samambaia – Samambaia Oeste – LT 138 kV, 

circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão de 

6,0 km – Primeira etapa da LT Samambaia – Tap Rio Descoberto 

Implantação da LT Samambaia Oeste – Tap Rio Descoberto – LT 

138 kV, circuito duplo, estrutura de concreto, cabo 477 MCM, extensão 

de 16,5 km 

DATA 

Dez/05 

Out/06 

Out/06 

Out/06 

Out/06 

Out/07 

Out/07 

Out/07 

6.4.10 CEMAT 

A tabela 6.4.10-1 apresenta as obras constantes dos planos de obras das 


das empresas de distribuição da área MT, conforme disposto no artigo 9 o da 

Resolução 489/2002 da Aneel, apresentado pela Cemat. 


Tabela 6.4.10-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cemat 

OBRA 

LTs 138 kV 

Sinop Cemat / Sinop Centro, 10 km, 336.4 MCM 

Colider / Matupá, 98 km, 336.4 MCM 

Pch Braço Norte III / Matupá, 65 km, 336.4 MCM 

DATA 

out/04 

abr/03 

abr/03 

Der. SE Manobra/ Sapezal, 137 km, 336.4 MCM 

Campo Novo dos Parecis/Brasnorte, 186 km, 336.4 MCM 

Brasnorte/Faz.Cortez, 57 km, 336.4 MCM 

Faz. Cortez / Juina, 90 km, 336.4 MCM 

Faz. Cortez / Juara, 100 km, 336.4 MCM 

Couto Magalhães / Alto Araguaia, 35km, 336.4 MCM 

Santana do Araguaia / Confresa, 154 km, 336.4 MCM 

Confresa/Alto Boa Vista, 140 km, 336.4 MCM 

jul/04 

out/04 

dez/04 

dez/04 

dez/04 

out/05 

out/05 

dez/06 

Total LTs 138 kV = 1072 km 

LTs 69 kV 

N. Mutum/São José do Rio Claro, 90 km, 336.4 MCM nov/04 

Itanorte / Deciolândia, 55 km, 336.4 MCM 

Total LTs 69 kV = 145 km 

SEs 138 kV 

Sinop Centro, 138/13.8 kV, 25 MVA 

Matupá, 138/34.5 kV, 25 MVA 

Sapezal, 138/34.5 kV, 25 MVA 

Sapezal bay de reator, 138 kV, 5 Mvar 

Canarana, 138/13.8 kV, 12.5 MVA 

Campo Verde (Subst. transformador), 138/34.5 kV, 25 MVA 

Brasnorte, 138/13.8 kV, 12.5 MVA 

Brasnorte bay reator, 138 kV, 10 Mvar 

Juína, 138/13.8 kV, 25 MVA 

Juína bay reator, 138 kV, 5 Mvar 

Juara, 138/13.8 kV, 25 MVA 

set/06 

out/04 

out/04 

jul/04 

jul/04 

set/04 

set/04 

out/04 

nov/04 

dez/04 

dez/04 

dez/04 


OBRA 

DATA 

Juara bay reator, 138 kV, 5 Mvar 

Jaciara (Subst. transformador), 138/34.5 kV, 25 MVA 

Trevo do Lagarto, 138/13.8 kV, 25 MVA 

Sinop Centro – 2º transformador, 138/13.8 kV, 25 MVA 

Alto Araguaia, 138/34.5 kV, 25 MVA 

Confresa bay reator, 138 kV, 5 Mvar 

Confresa, 138/13.8 kV, 12.5 MVA 

Rodoviária – 2.º transformador, 138/13.8 kV, 25 MVA 

Sozinho, 138/34.5 kV, 12.5 MVA 

Rondonópolis II – 2.º transformador, 138/13.8 kV, 25 MVA 

Alto Boa Vista- bay reator, 138 kV, 5 Mvar 

Alto Boa Vista, 138/13.8 kV, 12.5 MVA 

dez/04 

mar/05 

set/05 

set/05 

out/05 

dez/05 

dez/05 

set/06 

set/06 

set/06 

dez/06 

dez/06 

Total transf. SEs 138 kV = 337.5 MVA 

SEs 69 kV 

Sorriso – 2º transformador, 69/13.8 kV, 12.5 MVA 

São José do Rio Claro, 69/13.8 kV, 12.5 MVA 

Nova Mutum, 69/13.8 kV, 15 MVA 

Deciolândia, 69/34.5 kV, 12.5 MVA 

dez/03 

nov/04 

dez/04 

set/06 

Total transf. SEs 69 kV = 52.5 MVA 

6.4.11 SÃO PAULO 



das empresas de distribuição da área São Paulo, conforme Relatório 

RT/CCPE/CTET/NAR-SP/003/2003. Observa-se que a efetiva data de implantação 

das obras relacionadas será estabelecida quando da celebração de contratos entre 

distribuidores e transmissores. 

Tabela 6.4.11-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Sâo Paulo 

OBRA DATA EMPRESA 

LT 138 kV Três Irmãos – “Engate Ilha” – 2 km e 2 “bays” 12/2004 

Elektro 


138 kV na SE Ilha Solteira 


LT 138 kV Três Lagoas – Três Lagoas Y – 3 km - 


LT 138 kV Mairiporã – Santo Ângelo (Arujá) – 23 km - 


LT 138 kV CS Araraquara – São Carlos – 48 km, 1 “bay” 

em Araraquara e 1 “bay” em São Carlos 

LT 138 kV Jupiá – Três Irmãos (Castilho) – 36 km – 

reconstrução para 636 kcmil 

LT 138 kV Embu – Parelheiros – 7 km - 


LT 138 kV Guarulhos – Mairiporã - CD – 15 km e 2 

“bays” em Mairiporã 

Constituição da LTs 138 kV Rosana – Presidente 

Prudente, Rosana – Dracena, Taquaruçu – Dracena e 

Taquaruçu – Presidente Prudente 

LT 138 kV Votuporanga – S. José do Rio Preto – 75 km 

– recapacitação 

LT 138 kV Mogi Mirim III – Mogi Mirim II – 11 km - 


LT 138 kV Mogi Mirim III – Jaguariúna – CD - 18 km e 2 

“bays” em Mogi Mirim III 

LT 88 kV Canoas II (Y) – Assis – 40 km - 


LT 88 kV Canoas II (Y) – Salto Grande – 5 km - 


LT 88 kV Salto Grande – Ourinhos II – 20 km - 


SE Jupiá 440/138 kV – substituição do transformador de 

150 MVA por 300 MVA 

SE Mogi Mirim III 440/138 kV - 3o transformador de 

300 MVA 

12/2004 Elektro 

12/2004 Bandeirante/ 

Elektro 

12/2004 CPFL Paulista 


12/2004 Eletropaulo (*) 

12/2005 Eletropaulo/ 

Piratininga/ 

Elektro 


12/2005 Elektro/CPFL 

Paulista 


12/2006 Elektro/ 

Jaguari 

12/2006 Grupo Rede (*) 

12/2006 Grupo Rede (*) 

12/2006 Grupo Rede/ 

Santa Cruz (*) 



SE Bauru 440/138 kV – 3o transformador de 150 MVA 12/2004 CPFL Paulista 

SE Bom Jardim 440/88 kV – 3o. transformador de 12/2004 CPFL 



300 MVA Piratininga 

SE Botucatu 230/138 kV – substituição de dois 

transformadores de 75 MVA por dois de 150 MVA 

SE Santa Bárbara 440/138 kV – 4o transformador de 

300 MVA 

SE Anhangüera 345/88 kV (nova) – dois 

transformadores 345/88 kV de 400 MVA 

SE Embu Guaçu 440/138 kV – 3o transformador de 

300 MVA 





SE Jurumirim 230/138 kV – 

75 MVA 

3o transformador de 

12/2004 Santa Cruz (*) 

SE Piratininga II 230/88 kV – 3 x 150 MVA (nova) 12/2004 Eletropaulo (*) 

SE Cabreúva 440/138 kV – 

150 MVA 



SE Itararé II 230/138 kV – 180 MVA 12/2005 Elektro 

SE Baixada 345/88 kV – 3o transformador de 400 MVA 12/2005 CPFL 

Piratininga 

SE Bom Jardim – banco de capacitores 30 Mvar / 88 kV 12/2005 CPFL 

Piratininga 

SE Guarulhos 345/138 kV – instalação de um banco de 

400 MVA e fase reserva 

SE Capivara 440/138 kV – substituição do 

transformador de 150 MVA por 300 MVA 

SE Água Vermelha 440/138 kV – 2o transformador de 

300 MVA 

SE Botucatu 230/138 kV – substituição de um 

transformador de 75 MVA por outro de 150 MVA 

12/2005 Bandeirante/ 

Eletropaulo (*) 




SE Sumaré 440/138 kV – 3o transformador de 300 MVA 12/2006 CPFL Paulista 

SE Ribeirão Preto 440/138 kV – 3o transformador de 

300 MVA 


SE Campinas 345/138 kV – 

150 MVA 



(*) Fonte: Relatório RT/CCPE/CTET/NAR-SP/003/2003 


6.4.12 CEMIG 


instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica, encaminhadas 

formalmente pela Cemig para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.12-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cemig 

OBRA 

DATA 

SITUAÇÃO 

ATUAL 

SE Betim 4 138/13,8kV 12/2003 Aprovada 

SE Ipatinga1 TR 230/138 kV – 150 MVA 04/2004 Aprovada 

SE Pimenta 3º AT 345/138-150 MVA 08/2004 Estudo Viabilidade 

LT 138 kV Jaguara - Araxá 2 09/2004 Aprovado 

SE Sete Lagoas 4 345/138 kV-2x150MVA 05/2006 Plano Expansão (*) 

(*) não há solicitação de acesso até o momento 

6.4.13 CELPA 



formalmente pela Celpa para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.13-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpa 

OBRA 

SE Eldorado dos Carajás (implantação) 

LT Utinga – Miramar – Reduto 69 kV - Recondutoramento 

SE Marabá (ampliação) – Pátio 69/13,8 kV para Celpa 

SE Abel Figueiredo (implantação) 69/13,8 kV 

SE Tomé Açu (ampliação) – Pátio 138/13,8 kV 

DATA 

SET/2002 

JUN/2003 

DEZ/2003 

DEZ/2004 

Dez/2004 


6.4.14 CELTINS 



formalmente pela CELTINS para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.14-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CELTINS 

OBRA 

LT Secc. LT Agro – Dianopolis – 138 kV – 1 km 

LT UHE A Limpa – Areia – 138 kV – 5 km 

LT Dianopolis – Almas – 138 kV – 40 km 

LT Almas – Natividade – 138 kV – 65 km 

LT Natividade – Peixe – 138 kV – 100 km 

LT Secc. Gurupi – LT (PAR-GUR) – 138 kV - 2km 

LT Isamu Ikeda – Porto Nacional – 138 kV – 77 km 

LT Palmas – Porto Nacional – 138 kV – 55 km 

LT Palmas II – Santa Tereza – 138 kV – 70 km 

LT Santa Tereza – Novo Acordo – 138 kV – 40 km 

SE Palmas IV: EL 138kV 

SE Palmas IV: CT 138 kV 

SE Palmas IV: CT 13,8 kV 

SE Palmas IV: Transformador 138/13,8 kV – 30 MVA 

SE Araguatins: EL 69 kV 

SE Araguatins: Transformador 69/13,8 kV – 5 MVA 

SE Araguatins: CT 13,8 kV 

SE Augustinopolis: 2 ELs 69 kV 

SE Augustinopolis: Transformador 69/13,8 kV – 5 MVA 

SE Augustinopolis: CT 69 kV 

SE Augustinopolis: CT 13,8 kV 

SE UHE Água Limpa: EL 138 kV 

SE UHE Água Limpa: Transformador 138/6,4 kV – 15 MVA 

SE UHE Água Limpa: CT 138 kV 

DATA 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

ABR/2005 

NOV/2005 

NOV/2005 

DEZ/2007 

JUN/2007 

JUN/2007 

AGO/2008 

AGO/2008 

AGO/2003 

AGO/2003 

AGO/2003 

AGO/2003 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

JUN/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 


OBRA 

SE UHE Água Limpa: 2 CTs 6,4 kV 

SE UHE Areia: 3 ELs 138 kV 

SE UHE Areia: CT 138 kV 

SE UHE Areia: CT 6,4 kV 

SE UHE Areia: Transformador 138/6,4 kV – 20 MVA 

SE Dianópolis: EL 138 kV 

SE Gurupi: Transformador 138/13,8 kV – 25 MVA 

SE Gurupi: CT 138 kV 

SE Gurupi: CT 13,8 kV 

SE Araguaína II: 2 ELs 138 kV 

SE Araguaína II: Transformador 138/13,8 kV – 20 MVA 

SE Araguaína II: CT 13,8 kV 

SE Gurupi II: EL 138 kV 

SE Gurupi II: Transformador 138/13,8 kV – 15 MVA 

SE Isamu Ikeda: EL 138 kV 

SE Monte do Carmo: 4 ELs 138 kV 

SE Palmas II: 2 ELs 138 kV 

SE Porto Nacional: EL 138 kV 

SE Toquaralto: 2 ELs 138 kV 

SE UHE Novo Acordo: 2 ELs 138 kV 

SE UHE Novo Acordo: 2 Transformadores 138/13,8 kV – 30 MVA 

SE UHE Novo Acordo: 2 CTs 138 kV 

SE UHE Santa Tereza: 4 ELs 138 kV 

SE UHE Santa Tereza: 3 Transformadores 138/13,8 kV – 25 MVA 

SE UHE Santa Tereza: 3 CTs 138 kV 

DATA 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

DEZ/2004 

NOV/2005 

DEZ/2005 

DEZ/2005 

DEZ/2005 

MAI/2007 

MAI/2007 

MAI/2007 

DEZ/2007 

DEZ/2007 

JUN/2007 

JUN/2007 

AGO/2008 

JUN/2007 

JUN/2007 

AGO/2008 

AGO/2008 

AGO/2008 

AGO/2008 

AGO/2008 

AGO/2008 


6.4.15 COELCE 



formalmente pela Coelce para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.15-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Coelce 

OBRA 

DATA 

SE Cauípe: 2º Transformador 230/69 kV 100 MVA 2005 

SE Pici: 3º Transformador 230/69 kV 100 MVA 2004 

SE Icó: 2º Transformador 230/69 kV 100 MVA 2004 

SE Tauá (Nova): Transformador 230/69 kV 100 MVA 2005 

SE Banabuiú: 3º Transformador 230/69 kV 50 MVA 2006 

SE Russas: 2º Transformador 230/69 kV 100 MVA 2006 

6.4.16 COSERN 



formalmente pela Cosern para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.16-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cosern 

OBRA 

SE Santa Cruz II - substituição do Transformador 69/13,8 kV – 5 MVA por 

outro de 10/12,5 MVA 

DATA 

2004 

SE Paraíso (implantação) 230/138 kV – 100 MVA 2004 

SE Paraíso: 2 ELs 138 kV 2004 

SE Açu II: 2º Transformador 230/138 kV – 55 MVA 2004 

SE Açu II: 2 ELs 138 kV 2004 

SE Icó: EL 69 kV 2004 

SE Natal Sul (implantação) – 2 transformadores 230/69 kV – 100 MVA 2006 

SE Natal Sul: 4 ELs 69 kV 2006 


OBRA 

DATA 

SE Santana dos Matos II – transformador 138/69 kV – 50 MVA 2006 

6.4.17 CELPE 



formalmente pela Celpe para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.17-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpe 

OBRA 

DATA 

SE Várzea (implantação): 2 Transformadores 230/69 kV - 150 MVA 2004 

SE Limoeiro (implantação): 2 Transformadores 230/69 kV – 100 MVA 2006 

SE Urbana (implantação): 2 Transformadores 230/69 kV – 100 MVA 2007 

SE Angelim: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 2003 

SE Bom Nome: 2° Transformador 230/138 kV – 100 MVA 2003 

SE Goianinha: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 2004 

SE Tacaimbó: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 2004 

SE Pirapama: 4° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 2005 

SE Pau Ferro: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 2006 

SE Ribeirão: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 2007 

SE Várzea: 3° Transformador 230/69 kV – 150 MVA 2007 

SE Pau Ferro: 4 Bays 69 kV 2003 

SE Angelim: 2 Bays 69 kV 2004 

SE Juazeiro II: 1 Bay 69 kV 2004 

SE Angelim: 1 Bay 69 kV 2005 

SE Pirapama: 1 Bay 69 kV 2005 

SE Várzea: 2 Bays 69 kV 2005 

SE Tacaimbó: 2 Bays 69 kV 2006 

SE Bom Nome: 1 Bay 138 kV 2007 


OBRA 

DATA 

SE Várzea: 2 Bays de 69 kV 2007 

6.4.18 ENERGIPE 



formalmente pela Energipe para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.18-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Energipe 

OBRA 

DATA 

LT Penedo – Carrapicho 69 kV - C2 2004 

SE São Cristóvão: Banco de Capacitor 1,2 MVA 15 kV 2004 

SE Itaporanga: Banco de Capacitor 1,2 MVA 15 kV 2004 

SE Jardim: 4° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 2005 

6.4.19 COELBA 



formalmente pela Coelba para elaboração do PAR 2004-2006. 

Tabela 6.4.19-1 – Instalações de transmissão não integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Coelba 

OBRA 

SE Abaixadora: 2º Transformador 230/69 kV – 100 MVA 

SE Barreiras: Transformador 230/138 kV – 100 MVA 

SE Barreiras: Transformador 230/69 kV – 39 MVA (2º trafo na 

subestação) 

SE Barreiras: 2° Transformador 230/138 kV – 100 MVA 

SE Bom Jesus da Lapa: substituição do transformador 230/69 kV de 

33 MVA por outro de 50 MVA 

SE Bom Jesus da Lapa: 1º transformador 230/138 kV – 55 MVA 

DATA 

DEZ/2006 

MAI/2004 

JUL/2007 

JUL/2007 

DEZ/2009 

MAI/2008 


OBRA 

SE Bom Jesus da Lapa: 2º transformador 230/138 kV – 55 MVA 

SE Catu: substituição de um dos transformadores 230/69 kV - 

40 MVA por outro de 100 MVA (2º trafo de 100 MVA) 

SE Funil: substituição do transformador 230/138 kV - 67 MVA por 

outro de 100 MVA (4º trafo de 100 MVA) 

SE Cícero Dantas: 1° Transformador 230/69 kV – 39 MVA (3º trafo da 

subestação) 

SE Cotegipe: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 

SE Irecê: 2° Transformador 230/138 kV – 55 MVA 

SE Irecê: substituição de um dos transformadores 230/60 kV - 

39 MVA por outro de 100 MVA (1º trafo de 100 MVA) 

SE Jacaracanga: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 

SE Juazeiro II: 3° Transformador 230/69 kV – 100 MVA 

SE Narandiba (implantação): 2 Transformadores 230/69 kV – 

100 MVA 

SE Narandiba: 3º Transformador 230/69 kV – 100 MVA 

SE Eunápolis: 4º Transformador 230/138 kV – 100 MVA 

SE Olindina: 2° Transformador 230/69 kV – 40 MVA 

SE Narandiba: 6 ELs 69 kV (SEs CAB, BRS, MTT, PIT, FDR) 

SE Senhor do Bonfim: 1º Transformador 230/138 kV – 55 MVA 

LT 69 kV São Felipe – Santo Antônio de Jesus 

DATA 

DEZ/2009 

OUT/2008 

DEZ/2008 

JUL/2010 

DEZ/2006 

JUL/2007 

JUL/2010 

DEZ/2007 

JUL/2006 

NOV/2005 

DEZ/2008 

DEZ/2012 

DEZ/2008 

NOV/2004 

OUT/2008 

MAI/2006 

6.5 Critérios 

Os estudos foram desenvolvidos com base nos procedimentos, diretrizes e critérios 

descritos nos seguintes Submódulos dos Procedimentos de Rede: 4.2 (Elaboração 

do Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica), 4.5 (Procedimentos para a 

Determinação das Ampliações e Reforços da Rede Básica), 4.6 (Critérios para 

Determinação das Ampliações e Reforços na Rede Básica), 23.2 (Critérios para a 

Definição das Redes do Sistema Elétrico Interligado) e 23.3 (Diretrizes e Critérios 

para Estudos Elétricos). 

Como determinado no módulo 4 dos Procedimentos de Rede, os condicionantes e o 

escopo dos estudos para elaboração deste PAR 2003-2005 foram estabelecidos no 


início do ciclo e consolidados no documento “Estudo para Identificação das 

Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período 2003-2005 – Termo de 

Referência” [8], preparado no âmbito dos Grupos Especiais de Ampliações e 

Reforços. 

Alguns dos critérios descritos nos Procedimentos de Rede, devido à sua relevância 

para a realização dos estudos elétricos, são destacados a seguir. 

6.5.1 Critérios com Relação aos Níveis de Tensão 

As simulações foram realizadas buscando-se ajustar as tensões nos barramentos 

da Rede Básica dentro dos limites operativos apresentados na Tabela 1 – Níveis de 

Tensão (fase-fase) em Corrente Alternada, do item 5.3.1 (Níveis de Tensão) do 

Submódulo 23.3 (Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos) e reproduzida na 

Tabela 6.5.1-1 a seguir. 

Tabela 6.5.1-1 – Níveis de Tensão da Rede Básica (fase-fase) em Corrente Alternada 

Nominal (kV) Máxima (p.u.) Mínima (p.u.) 

230 1,05 0,95 

345 1,05 0,95 

440 1,045 0,95 

500 1,10 1,00 

525 1,05 0,95 

750 1,046 0,94 

Ainda neste ciclo de estudos do PAR e tendo em vista as características regionais, 

os critérios utilizados para a avaliação do desempenho do sistema com relação aos 

níveis operativos de tensão para as condições normais e emergência foram os 

seguintes: 

- as tensões nos barramentos do secundário dos transformadores das 

subestações de fronteira com a Rede Básica, em condições normais de 

operação, poderão ser ajustadas para atender às necessidades dos 

acessantes, desde que isso não afete o desempenho do sistema. Se o 

acessante solicitar tensão acima de 1,0 p.u. e isso implicar em reforços ou 

ampliações na Rede Básica, este valor de tensão não será atendido; 

- caso a tensão na barra secundária dos transformadores das subestações de 

fronteira com a Rede Básica, em condições normais de operação, fique abaixo 

e 1,0 p.u., serão propostas ampliações/reforços na Rede Básica para atender 

ao limite mínimo de 1,0 p.u., desde que atendida a condição de fator de 

potência mínimo de 0,95 nesse ponto; 


- nas simulações de emergências, poderão ser aceitas tensões mínimas de 0,95 

p.u. nas barras do secundário dos transformadores das subestações de 

fronteira com a Rede Básica e 0,90 p.u. nas demais barras da rede de 

simulação. Nos casos em que não houver tempo hábil para implantação de 

obras, são explicitadas as conseqüências sobre o desempenho do sistema. 

6.5.2 Critérios para Fator de Potência 

Foram considerados os valores de carga reativa resultantes do processo de 

consolidação de previsão de carga, descrito no Submódulo 5.2 (Consolidação da 

Previsão de Carga para Estudos de Ampliações e Reforços na Rede Básica), dos 

Procedimentos de Rede. 

Nos pontos de conexão à Rede Básica devem ser assegurados os valores de fator 

de potência descritos no item 7.3 (Fator de Potência das Instalações) do Submódulo 

3.8 e reproduzidos na Tabela 6.5.2-1. Conforme estabelecido no CUST – Contrato 

de Uso do Sistema de Transmissão, ponto de conexão é o equipamento ou conjunto 

de equipamentos que se destina a estabelecer a conexão elétrica na fronteira entre 

os sistemas das partes. 

Tabela 6.5.2-1 – Fator de Potência nos Pontos de Conexão 

Tensão nominal do ponto de conexão 

Vn ≥ 230 kV 

Faixa de fator de potência 

0,98 indutivo a 0,98 capacitivo 

69 kV ≤ Vn < 230 kV 0,95 indutivo a 0,95 capacitivo 

Vn < 69 kV 

0,92 indutivo a 0,92 capacitivo 

Nos casos em que não houver tempo hábil para implantação de obras, bem como 

nos casos de demandas com fator de potência fora do valor indicado, serão 

explicitadas as conseqüências sobre o desempenho do sistema. 

6.5.3 Critérios de Carregamento de Linhas de Transmissão 

Os critérios para definição dos limites de carregamento das linhas de transmissão 

existentes e futuras, para avaliação do desempenho dos sistemas elétricos, estão 

descritos no item 5.3.3 (Carregamento de Linha de Transmissão) do Submódulo 

23.3. 

Deverão ser relacionados no PAR todos os elementos terminais que limitarem o 

carregamento de linhas, para recomendação de futuro ajuste ou substituição. 

6.5.4 Critérios de Carregamento de Transformadores 

Os critérios para definição dos limites de carregamento dos transformadores 

existentes e futuros, para avaliação do desempenho dos sistemas elétricos, estão 

descritos no item 5.3.4 (Carregamento de Transformadores) do Submódulo 23.3. 


6.5.5 Critérios para os Estudos das Interligações Regionais 

As diretrizes e os critérios para a realização dos estudos de estabilidade estão 

descritos no item 8 (Diretrizes e Critérios para Estudos de Transitórios 

Eletromecânicos) do Submódulo 23.3. 

(a) 

Critérios adicionais para os estudos de fluxo de potência e estabilidade das 

interligações entre as regiões Sul e Sudeste. 

 

Critérios para despacho de geração 

Os principais critérios adicionais são: 

- para as usinas de Itaipu 60 Hz e Itaipu 50 Hz será adotado despacho igual; 

- serão considerados dois cenários para a geração de Itaipu, conforme Tabela 

6.5.5-1 abaixo; e 

- como geração mínima das usinas hidráulicas do Sul/Sudeste será adotado o 

resultado, mostrado na Tabela 6.5.5-2, obtido no estudo consolidado no 

documento “Reavaliação do Despacho Ótimo por Usina e por Unidade 

Geradora e determinação do Montante de Carga no Período de Carga Leve”, 

elaborado pelo ONS. 

Tabela 6.5.5-1 – Despachos da UHE Itaipu considerado em cada patamar de carga 

Patamares de 

carga 

Despacho de Itaipu 60 Hz/50 Hz (MW) 

Despacho Elevado Despacho Reduzido 

“ALTO” 

“BAIXO” 

Pesada 2 x 6.300 2 x 5.600 

Média 2 x 6.300 2 x 4.900 

Leve 2 x 4.900 2 x 4.900 

MWmédios 2 x 5.890 2 x 4.987 


Tabela 6.5.5-2– Parque Gerador Mínimo na Região Sul 

Usina / 

Importação 

Garabi I e II 

Alternativa A 

Parque Gerador Mínimo 

Fora de operação 

Alternativa B 

(Iguaçu no Mínimo) 

UTE Uruguaiana Com despacho de 500 MW Com despacho de 320 MW 

Usinas Térmicas 

do 230 kV 

Usinas Hidráulicas 

(as hidráulicas que 

não estão 

despachadas 

foram simuladas 

operando como 

compensador 

síncrono) 

Com despacho mínimo, 

porém todas as unidades sincronizadas 

UHE Itá - 1 Maq. 

UHE Itá - 1 Maq. 

UHE Salto Santiago- 1 Maq. UHE Salto Santiago- 2 Maq. 

UHE Salto Osório - 1 Maq. UHE Salto Osório - 0 Maq. 

UHE Salto Segredo - 1 Maq. UHE Salto Segredo - 0 Maq. 

UHE Salto Caxias - 1 Maq. UHE Salto Caxias - 1 Maq. 

UHE G.B.Munhoz - 0 Maq. UHE G.B.Munhoz - 0 Maq. 

UHE P.Fundo - 0 Maq. UHE P.Fundo - 0 Maq. 

Todas as unidades da 

CGTE sincronizadas com 

despacho mínimo. 

Todas as unidades da 

CGTE sincronizadas com 

despacho mínimo. 

UTE J. Lacerda-2 máq. desl. 

Total ~2.800MW ~2.000MW 

 

Critérios com relação à determinação dos limites de intercâmbio operacionais 

(Regime Dinâmico) 


- foi simulada a aplicação de curto 1Φt, 80ms, seguido de abertura de um circuito 

e/ou dois circuitos, respectivamente, para o caso de linhas de circuito simples e 

duplo; 

- não se admitiu sobrecargas durante contingências, tendo como base os valores 

do CPST; 

- as Interligações devem permanecer em sincronismo e com oscilações bem 

amortecidas, para os defeitos simulados, tendo sido utilizados os seguintes 

critérios: 

• critério de estabilidade transitória: a tensão mínima transitória admissível na 

1º oscilação pós-distúrbio deve ser superior a 60% do valor da tensão préfalta 

e superior a 80% nas demais oscilações; e 

• critério de estabilidade dinâmica: as oscilações de tensão não devem ser 

superiores a 2% a partir do 10o segundo e as oscilações de potência não 


devem ser superiores a 10%, em relação ao valor médio calculado entre 

picos a partir do 10° segundo. 

- a partir da entrada em operação do segundo circuito da interligação Norte/Sul, a 

Proteção de Perda de sincronismo (PPS) dessa interligação foi considerada 

bloqueada, i.é, os limites de intercâmbio devem ser tal que não sensibilizem 

esta PPS para os defeitos simulados; 

- na barra do capacitor série entre as subestações de Foz do Iguaçu e Ivaiporã, 

750 kV foi permitido um valor de tensão máximo de 1,02 p.u.; 

- no barramento de 345 kV da subestação de Samambaia foi permitida uma 

tensão mínima de 0,8 p.u. no transitório, após a retirada do defeito; 

- no barramento de 750 kV da SE Tijuco Preto foi admitida uma tensão mínima 

de 0,73 pu no transitório, após a retirada do defeito; 

- foi permitida a atuação do limitador de corrente de campo de Itaipu 60 Hz 

transitoriamente após o defeito até 700ms; 

- foram simulados os Esquemas de Corte de Geração (ECG) existentes e futuros: 

• desligamento de 1 ou 2 máquinas da usina de Itaipu 60 Hz, em 200ms, na 

abertura de uma linha do tronco de 750 kV, comandado por CLP; 

• atuação da Lógica 6, que desliga até duas máquinas da UHE Itaipu 60 Hz, 

com objetivo de evitar a abertura da interligação Sul-Sudeste, no trecho da 

transformação de Ivaiporã 750/500 kV, por sobrecarga nos transformadores 

desta subestação; 

• desligamento de máquinas da UHE Serra da Mesa ou da UHE Lajeado, na 

perda de um dos circuitos de 500 kV entre Serra da Mesa e Samambaia, 

comandado por CLP; e 

• desligamento de 1 ou 2 máquinas da região do Iguaçu, em 200ms, na perda 

de linhas de 525 kV que saem desta região, conforme ECG hoje implantado. 

 

Critérios com relação à operação das máquinas 

Não foi permitida a atuação do limitador de corrente de campo das máquinas de 

Itaipu 60 Hz, mesmo que transitoriamente após o defeito. 

(b) 

Critérios adicionais para os estudos de fluxo de potência e estabilidade das 

interligações entre as regiões Norte e Nordeste. 

 

Critérios para despacho de geração 

Como geração mínima das usinas hidráulicas da Região Nordeste será adotado o 

resultado apresentado no relatório “Inércia Mínima no Nordeste”, elaborado pelo 

ONS. 


Critérios com relação à determinação dos limites de intercâmbio de regime 

permanente 


- carregamento dos equipamentos de compensação de potência reativa variáveis: 

foi adotado como limite o valor de 60% da potência nominal do primeiro 

equipamento que atingir este valor, depois de esgotado os recursos da 

regulação; e 

- níveis de tensão: na rede que interliga as regiões Norte e Nordeste foi 

considerada a tensão mínima de 1.04 p.u. na subestação de Presidente Dutra. 

 

Critérios com relação à determinação dos limites de intercâmbio operacionais 

(regime dinâmico) 


- no barramento de 345 kV da subestação de Samambaia foi admitida tensão 

mínima de 0,8 p.u. no transitório, após a retirada do defeito; 

- não foi admitida a atuação do ERAC com perda de carga generalizada; 

- não foi admitida a atuação dos equipamentos de proteção de sobretensão que 

acarretem perda de carga; 

- não foi admitido o desligamento dos compensadores síncronos da interligação 

na área do subsistema Norte e área oeste do subsistema Nordeste; e 

- não foi admitido o desligamento dos autotransformadores por sobrecarga, com 

conseqüente perda de carga. 

- remoção dos reatores de linha quando da abertura dos circuitos; 

- foram aplicados curtos monofásicos com duração de 100ms; 

- foi considerada potência mínima sincronizada no Nordeste de 80% da carga; 

- foi adotado despacho de 70% da capacidade nominal das Usinas Térmicas em 

qualquer patamar de carga; 

- o despacho de unidades térmicas não deve limitar os intercâmbios, quando 

então deverão ser desligados; 

- foi admitido Esquema de Corte de Geração (ECG); 

- foram considerados fluxos limites quando, ao elevarmos o intercâmbio de 

100 MW as contingências simples de circuito acarretaram uma das seguintes 

conseqüências: 

• atuação do ERAC devido a Subfreqüência acarretadas por perda de geração 

ou ilhamento; 

• sobrefreqüência superiores a 66 Hz, ocorridas devido a rejeições de grande 

porte. Essas sobrefreqüência tendem a ocorrer na Região Norte e são 


controláveis pelos esquemas de rejeição de geração nas usinas de Tucuruí e 

Lajeado. As sobrefreqüência máximas admissíveis são as seguintes: 

máquinas hidráulicas suportam 20% e térmicas 10%; 

• desligamento de compensadores síncronos por sobrecarga; 

• desligamento de carga por sobre ou subtensão; 

• violação do seguinte critério com relação à estabilidade transitória (três 

primeiros ciclos): a tensão mínima transitória admissível na 1º oscilação 

pós-distúrbio deve ser superior a 60% do valor da tensão pré-falta e superior 

a 80% nas demais oscilações; 

• violação do seguinte critério com relação à estabilidade dinâmica: a partir do 

10 o segundo a oscilação de tensão deve ser inferior a 2% e as oscilações de 

potência menores que 10%, em relação ao valor médio calculado entre 

picos a partir do 10 o segundo; 

• desligamento de autotransformador com conseqüente desligamento de 

carga; 

• tensão mínima transitória pós-distúrbio de 0,8 pu em Samambaia; 

• Corrente superior a 3.000A por até 10 segundos em circuito da interligação 

Norte/Sul; 

- foram admitidas aberturas das interligações por atuação da PPS ou outros 

esquemas quando não acarretaram perda de carga; 

- foi admitida perda de carga por atuação do esquema de subtensão da área 

Norte e Oeste da Região Nordeste, pela ocorrência de contingência local. 

6.5.6 Critérios para os Estudos de Confiabilidade 

Os critérios para os estudos de confiabilidade que permitem a avaliação dos riscos 

probabilísticos inerentes ao sistema elétrico estão descritos no item 11.3 (Critérios 

para Estudos de Confiabilidade) do Submódulo 23.3. 

Em complementação às informações disponíveis nos Procedimentos de Rede, 

registram-se nesta seção os aspectos que influenciam a monitoração dos 

indicadores de risco selecionados. Basicamente serão discutidos quatro aspectos 

fundamentais, a saber: 

- Taxionomia, objetivos e condicionantes da análise realizada; 

- Caracterização de dados e modelagem de fenômenos, efeitos e componentes; 

- Descrição das etapas de trabalho (metodologia); 

- Caracterização da simulação computacional de confiabilidade. 


Taxionomia, Objetivos e Condicionantes 

O registro de uma breve taxionomia (i.e. classificação por categorias ou tipos) da 

análise de confiabilidade realizada é útil porque o universo de possibilidades é 

muito vasto e essa caracterização ajuda a compreensão dos resultados obtidos. Os 

principais aspectos que merecem comentários são os seguintes: 

a) Quanto ao tipo e objetivo do estudo 

A análise encetada classifica-se como confiabilidade preditiva probabilística 

composta (ou de nível hierárquico dois) porque engloba os sistemas de 

geração e transmissão. Trata-se, porém, de um caso particular, já que o 

sistema de geração é tratado deterministicamente e apenas a transmissão é 

submetida a falhas (incertezas). 

O objetivo é a aferição dos patamares de riscos estáticos globais (SIN) e 

regionais (estados da federação e áreas elétricas) associados à rede básica 

brasileira para 8 configurações topológicas futuras no horizonte 2003 a 2005, 

previstas no Plano de Ampliações e Reforços - PAR. 

b) Quanto à abrangência espacial 

O enfoque concentra-se apenas na chamada rede básica brasileira. Não foram 

tratadas as incertezas das linhas de transmissão e dos transformadores com 

níveis de tensão inferiores a 230 kV. O sistema modelado abrangeu todo o 

território brasileiro (Sistema Interligado Brasileiro - SIN). O sistema de 750 kV 

foi integralmente representado, com suas incertezas. O demais sistemas de 

525, 500, 440, 345, e 230 kV foram também totalmente representados, com 

suas incertezas. 

c) Quanto à abrangência temporal 

A análise restringiu-se a uma seqüência de avaliações pontuais no tempo, 

cada uma delas associada a um único patamar de carga. Cada avaliação 

refletiu uma nova topologia consoante o PAR. Para cada um dos três anos do 

horizonte do PAR, foram investigados os meses de fevereiro, junho e 

dezembro. 

d) Quanto à natureza dos modos de falha 

Dado que o programa computacional utilizado foi o NH2, na sua versão 5.21 

de Maio de 2001, Edição de 02/08/2001, os modos de falha tratados retratam 

apenas os aspectos de continuidade e adequação, ou seja, foi realizado um 

estudo de confiabilidade estática (regime permanente). A contabilização da 

continuidade é feita pela discriminação de ilhamentos e, por abuso de 

linguagem, dos déficits de geração. A contabilização da adequação se dá pela 

detecção de violações de carregamento e violações de limites permissíveis de 

tensões. 


e) Condicionantes adicionais 

O sistema (SIN) estudado foi partilhado em 59 áreas representando as regiões 

de interesse das empresas. 

O fluxo na interligação Norte/Sul, na configuração de Junho 2003 pesada, 

medido na barra # 7101, no trecho entre Gurupi/S. Mesa 500 kV (# 7101) e 

Serra da Mesa/Gurupi 500kV (# 7236), no caso-base de confiabilidade, 

situava-se em 1021 MW - j 214 Mvar na direção Norte para Sul. Para a 

configuração de dezembro 2005 pesada, esse fluxo era de 678 MW - j 

81 Mvar, também na direção Norte para o Sul. 

Toda a análise foi realizada utilizando a usina de Ilha Solteira como barra de 

referência. 

Os elos de corrente contínua foram representados por injeções equivalentes 

(Itaipu, Garabi, Alumar). 

Em todos os casos, a usina nuclear de Angra I foi despachada, enquanto a 

Usina de Angra II manteve-se sempre com geração nula. 

A topologia de junho 2003 pesada foi tratada com aproximadamente 3121 nós 

e 4503 ramos. A topologia de dezembro 2005 pesada foi representada por 

3300 nós e 4826 ramos. 

 

Dados e Modelos 

As Tabelas 6.5.6-1 a 6.5.6-3 registram aspectos de interesse relativos aos dados 

determinísticos e probabilísticos usados nas simulações. Os aspectos de 

modelagem de interesse são comentados a seguir: 

a) Fontes primárias de energia 

A influência das incertezas das fontes primárias de energia de natureza 

hidrológica podem ser representadas em estudos de confiabilidade composta 

atribuindo-se probabilidades aos diferentes cenários de despacho possíveis. 

No presente estudo permitiu-se a livre variabilidade de despacho de todas as 

unidades geradoras, dentro dos limites permitidos a cada uma delas, para fins 

de eliminação de violações dos casos-base de confiabilidade. Assim o 

despacho do caso-base de confiabilidade foi tratado com probabilidade 

unitária. 

b) Geração 

Embora as unidades geradoras tenham sido individualizadas para fins da 

busca do ponto de operação mais conveniente, nesse estudo a capacidade de 

geração foi representada deterministicamente, ou seja, não foram permitidas 

falhas nas unidades geradoras. 


Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos e Probabilísticos 

Tipo de Dado e 

Comandos Associados 

Fontes primárias de 

energia 

Topologia da rede: 

geração e compensação 

reativa (DBAR,DUSI) 

Topologia da rede: linhas 

de transmissão CA da 

Rede Básica (DLIN, 

DLCT) 


de transmissão CA não 

pertencentes à Rede 

Básica. (DLIN) 


de transmissão CC e 

terminais retificadores e 

inversores (DBAR) 


transformadores de 

malha da Rede Básica 

(DLIN, DLCT) 


transformadores de 

fronteira da Rede Básica 

(DLIN, DLCT) 

Características dos Dados Determinísticos (configuração 

topológica e parâmetros) 

As fontes primárias não foram diretamente modeladas nesse estudo. 

Configuração, parâmetros e despacho inicial do caso-base de fluxo 

de potência retirados dos arquivos históricos do PAR (vide 

Tabela 8.6). Para a montagem do caso-base de confiabilidade as 

unidades geradoras foram individualizadas de tal modo a emular 

tentativamente o despacho inicial proposto no caso-base de fluxo de 

potência do PAR 2003-2005. Os limites superiores de potência ativa 

permissível para cada unidade geradora foram observados. Os 

limites inferiores foram tomados como nulos, por motivo de 

conveniência de processamento. Os limites superiores e inferiores de 

potência reativa foram observados. 

Configuração e parâmetros retirados dos arquivos históricos do PAR. 

Limites de carregamento normal e de emergência iguais e consoante 

o CPST (folga de carregamento nula). Não foram modeladas as 

alterações vinculadas. 


Limites de carregamento infinito. Não foram modeladas as alterações 

vinculadas. 

Os elos de corrente contínua são automaticamente convertidos pelo 

programa NH2 em injeções equivalentes nas barras CA vizinhas 

adjacentes. 



o CPST (folga nula) para as regiões S, SE e CO. Para a Região N/NE 

o limite de emergência foi igual a 120% do limite normal. Não foram 

modeladas as alterações vinculadas. 



o CPST (folga nula) para as regiões S, SE e CO. Para a Região N/NE 

o limite de emergência foi igual a 120% do limite normal. Não foram 

modeladas as alterações vinculadas 

Característica dos Dados 

Probabilísticos (parâmetros) 

Não se aplica 

Não foram modeladas as 

incertezas da geração (DECG). 

Dados típicos reais da rede 

brasileira retirados de [12,13]. 

(DCTS). Vide Tabela 8.3. Não 

foram modeladas as falhas de 

modo comum. 

As incertezas dessas linhas não 

compuseram o espaço 

probabilístico de estados usado 

nas simulações. 

Incertezas não modeladas 

Foi utilizado um único valor típico 

estimado para a taxa de falha e o 

tempo médio de reparo para 

todos os trafos do SIN (DCTS). A 

incerteza dos trafos de 3 

enrolamentos foi associada 

unicamente ao ramo conectado à 

maior tensão. Vide Tabela 8.3) 

Vide observação acima 

(continua) 


Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos e Probabilísticos (continuação) 

Tipo de Dado e 

Comandos Associados 

Topologia da rede: trafos 

elevadores e trafos não 

pertencentes à Rede 

Básica (DLIN) 


elementos em derivação 

(reatores e capacitores), 

(DBAR) 


subestações (DBAR) 


elementos de 

compensação reativa 

série (DBAR, DLIN) 

Carga ativa e reativa nos 

barramentos (DBAR) 

Tensões nas barras com 

tensão controlada (DBAR) 

Faixas de variação das 

tensões nos barramentos 

(DTEN) 

Faixas de variação dos 

tapes de trafos (DLIN) 

Características dos Dados Determinísticos (configuração 

topológica e parâmetros) 


Limites de carregamento infinito. Os trafos elevadores 

(individualizados ou equivalentados) usados no caso-base de 

confiabilidade foram mantidos sem alteração no caso-base de 

confiabilidade. Não foram modeladas as alterações vinculadas. 


Não foram modeladas as alterações vinculadas. 

Topologia nodal da malha do SIN retirada dos arquivos históricos do 

PAR. O arranjo topológico individual de cada subestação não foi 

modelado neste estudo. 

Os dados determinísticos dos elementos série do subsistema de 

Itaipu foram explicitamente representados. A configuração e os 

parâmetros dos demais subsistemas com compensação série foram 

retirados ipsis-litteris dos arquivos históricos do PAR. Os limites de 

carregamento desses elementos são tomados como sendo infinitos 

ou idênticos aos da própria linha. 

Valores retirados dos arquivos históricos do PAR. Uma parcela das 

cargas foi modelada como função da tensão. 

Valores retirados dos arquivos históricos do PAR. 

Limites normais diferenciados dos limites de emergência. Vide Tabela 

8.2. A Atribuição das faixas foi realizada visando a conveniência de 

processamento computacional 

Valores retirados dos arquivos históricos do PAR. 

Característica dos Dados 

Probabilísticos (parâmetros) 



As Incertezas internas das 

subestações foram indiretamente 

refletidas nas taxas de falha das 

linhas de transmissão. 

Incertezas não tratadas. 

As incertezas das cargas não 

foram consideradas. Os regimes 

de carga pesada, média e leve 

foram 

processados 

separadamente. 





Tabela 6.5.6-2 - Limites Inferiores e Superiores Admissíveis para a Variação das Tensões 

Classe 

do 

Barramento 

Limite Inferior 

Normal 

(pu) 

Limite Superior 

Normal 

(pu) 

Limite Inferior 

Emergência 

(pu) 

Limite Superior 

Emergência 

(pu) 

Z 0,7 1,3 0,7 1,3 

D 0,94 1,046 0,9 1,046 

C 1,0 1,1 0,9 1,1 

B 0,95 1,050 0,9 1,050 

E 0,95 1,045 0,9 1,045 

A 0,80 1,20 0,8 1,2 

X 0,8 1,2 0,8 1,2 

O 0,8 1,2 0,8 1,2 

Tabela 6.5.6-3- Dados Probabilísticos da Rede Elétrica Brasileira [3] 

Tensão (kV) 

Taxa de Falha p/ LT 

(falhas/km.ano) 

Reatância Tempo Médio de 

Média Reparo (horas) 3 

(% / km) 1 


69 0,6334 

88 0,6070 

138 0,04092 0,260 2,958 

230 0,01981 0,0740 2,286 

345 

0,01804 

3,142 

(modo comum) 2 0,0316 

(0,01466) 

(0,198) 

440 0,01057 0,0166 3,411 

500, 525 0,01382 0,0127 1,521 

750 0,00978 0,005786 14,635 

Taxa de Falha p/ Trafos 

(falhas/unidade.ano) 4 

todas 0,020 40,0 

(1) Base = 100 MVA 

(2) Para a tensão 345 kV dispõe-se dos parâmetros da falha de modo comum coletados para a área de São Paulo. 

(3) O tempo médio de reparo está associado a contingências forçadas permanentes e fugitivas, todas com duração superior 

a 1 minuto, considerando todas as causas (internas, externas, secundárias e operacionais) e sem expurgar quedas de 

torres. 

(4) O valor utilizado em estudos anteriores foi de 0,11 falhas / unidade.ano 

 

Topologia (rede de transmissão) 

Nessa avaliação foram representadas todas as linhas e transformadores incluídos 

nos casos-base de fluxo de potência do PAR. Entretanto, foram atribuídas 

incertezas apenas aos elementos da Rede Básica. O tratamento dessas incertezas 


aseou-se na modelagem clássica de cadeias de Markov a dois estados, com todos 

os condicionantes tradicionais (ausência de: envelhecimento, regeneração, 

tendências e correlações). Os elementos da transmissão foram classificados em 

três categorias: linhas (LT), transformadores de malha (TM) e transformadores de 

fronteira (TF). Todas as categorias foram discriminadas por níveis de tensão. A 

classe dos trafos de fronteira englobou aqueles trafos onde a maior tensão é igual 

ou maior a 230 kV e a segunda menor tensão é inferior a 230 kV. À toda malha de 

750 kV foram atribuídas incertezas, dado o impacto resultante das falhas nesse 

nível de tensão. 

Embora as unidades geradoras tenham sido individualizadas, os trafos elevadores, 

quando presentes, não sofreram o mesmo tratamento dado aos demais 

transformadores. 

A topologia nodal não foi explicitamente tratada. Entretanto, a influência das falhas 

das subestações foi parcialmente refletida nos parâmetros das linhas de 

transmissão da Tabela 6.5.3, dada a própria metodologia de coleta desses 

parâmetros. 

Nesse estudo não foram consideradas as falhas de modo comum nem as 

vinculações oriundas de esquemas de controle de emergência e proteção. Também 

não foram modeladas as falhas dos elementos transversais (capacitores e 

reatores). 

Os comprimentos das linhas de transmissão foram estimados usando os valores de 

reatância média dados na Tabela 6.5.3. Atribuiu-se um único valor para as 

incertezas dos transformadores de todas as classes, como mostrado na Tabela 

6.5.3. Os trafos elevadores foram tratados deterministicamente, exceto se passíveis 

de enquadramento como trafos de fronteira. Também não foram modelados os 

procedimentos de manutenção que impactam a malha de transmissão. 

 

Solicitação Ambiental 

Neste trabalho optou-se por não considerar nenhum efeito de solicitação ambiental 

com impacto na malha de transmissão e no regime hidrológico do sistema. 

 

Carga 

A modelagem da carga foi idêntica àquela utilizada nos casos de fluxo de potência 

do PAR para todas as configurações estudadas. A grande maioria das cargas foi 

modelada como valores de potência constante. No sistema N/NE algumas cargas 

foram modeladas funcionalmente, representando-se suas dependências com 

relação às variações de tensão. Tal representação facilita o processo de 

convergência, já que seu uso implica num corte implícito de carga quando da 

ocorrência de baixas tensões por esgotamento dos recursos dos sistema. Cumpre 

notar que esse aspecto tem influência direta nos valores dos índices de 

confiabilidade obtidos. 


Os regimes de carga pesada, média e leve, oriundos do PAR, foram processados 

de forma independente. Todos os três regimes foram processados de forma 

determinística (sem incertezas no patamar). A composição de indicadores de risco 

levando em conta todos os patamares de forma proporcional pode ser estimada 

usando as indicações da Tabela 6.5.6-4. 

Tabela 6.5.6-4 - Perfil da carga típica diária do SIN, c/ influência de dias úteis e fins de semana [6] 

Patamar: Pesada Média Leve 

Duração (horas) 2,0 

12,0 

10,0 

(8,33%) 

(50%) 

(41,67%) 

Fonte: GCPS/SE/CTST/GTIN/001-91, apud [6]. 

 

Composição do Espaço Probabilístico de Estados 

A composição do espaço probabilístico de estados tem extrema influência nos 

valores numéricos dos índices de confiabilidade. Por este motivo, é quase inútil o 

simples fornecimento de índices de confiabilidade, sem a descrição rigorosa da 

composição do espaço probabilístico de estados sobre o qual os mesmos índices 

foram gerados. 

Na avaliação realizada, este espaço foi composto apenas pelos circuitos (i.e. trafos 

e linhas) de transmissão. Para fins de referência e ilustração de ordens de grandeza 

a composição do espaço probabilístico da configuração de Junho de 2003 é 

aproximadamente especificada na Tabela 6.5.6-5. 

A probabilidade do caso-base de confiabilidade para a configuração de Junho 2003 

(i.e. rede completa sem contingências) é de 65,523926% Em Dezembro 2005 essa 

probabilidade se reduz a 62,343758% devido ao acréscimo de elementos. 

 

Metodologia (Etapas do Processamento Computacional) 

O processamento computacional compreendeu duas etapas encadeadas 

seqüencialmente, quais sejam: (i) Pré-processamento para obtenção do caso-base 

de confiabilidade; (ii) Cálculo numérico da confiabilidade. Todas as minúcias da 

simulação computacional podem ser vista em [7]. 


Tabela 6.5.6-5 - Composição do Espaço Probabilístico de Estados para Junho 2003, Pesada 

Elementos Número de Elementos Número de Estados Associados 

ao Elemento 

Geradores Individualizados 626 1 (não gera combinações) 

Linhas de transmissão 

750 kV 

9 2 

525 kV 

27 2 

500 kV 

83 2 

440 kV 

34 2 

345 kV 

94 2 

230 kV 

394 

2 

Total de linhas 641 

Transformadores de Malha 

750 kV 

525 e 500 kV 

12 

80 2 

440 kV 

8 2 

345 kV 

74 

2 

Total de trafos de Malha 174 

Total de trafos de Fronteira (230 kV) 

510 2 

Patamares de carga por regime 1 1 (não gera combinações) 

Total de Elementos a 2 Estados 641 + 174 + 510 = 1325 

Total Aproximado de Elementos do 

Espaço Probabilístico de Estados 

2 1325 = 10 398,86 


7 Aspectos Relacionados à Fronteira da Rede Básica com a Rede de 

Distribuição 

A Resolução Aneel nº 433/00, emitida pela Aneel em novembro de 2000, revisou o 

conceito da Rede Básica estabelecendo que o ponto de conexão à Rede Básica se 

dá no barramento de alta tensão das subestações. Neste contexto, os novos 

transformadores com tensão secundária inferior a 230 kV não mais integram a Rede 

Básica, sendo a sua implantação de responsabilidade dos distribuidores, dos 

consumidores livres ou dos geradores. Para os transformadores existentes, a 

reclassificação se dará a partir de 2003, nas datas fixadas para a revisão tarifária 

das distribuidoras. 

O ONS, com o apoio da Aneel, tem procurado estimular discussões envolvendo os 

transmissores e distribuidores visando disseminar os novos conceitos estabelecidos 

pela Resolução Aneel nº 433/00, bem como buscar soluções para assegurar a 

viabilização dos reforços em transformação na fronteira entre a Rede Básica e a 

rede de distribuição. 

Por outro lado, no desenvolvimento dos estudos para a elaboração deste Plano de 

Ampliações e Reforços, o ONS em conjunto com os Agentes através dos Grupos 

Especiais, identificaram situações nas quais os critérios adotados não são 

atendidos, sendo abordado em particular, os casos de violação para os 

transformadores com tensão secundária inferior a 230 kV, que não mais integrarão 

a Rede Básica. 

Neste sentido, as tabelas apresentadas neste item resumem as situações 

encontradas onde os critérios adotados nos estudos não são atendidos. Quando 

disponíveis, são registradas as soluções indicadas pelo Agente responsável. 

Os problemas estão organizados por região elétrica / concessionária de 

distribuição, sendo indicadas as violações de critério encontradas tanto em 

condições normais de operação como em contingências. No caso do Estado de São 

Paulo, em função do grande número de Agentes envolvidos, os problemas 

identificados foram agrupados em seis áreas de conexão, segundo critério utilizado 

pela Aneel para o estabelecimento dos correspondentes encargos de conexão. 

Observa-se que a solução a ser implementada, para que possa levar a melhores 

resultados do ponto de vista técnico-econômico, deve considerar que: 

− o conjunto de empreendimentos indica a pior situação, ou seja, não foi 

considerada a possibilidade de operação dos transformadores com carregamento 

20% acima de sua capacidade nominal, nem o remanejamento de carga através da 

rede de distribuição; 

− a entrada em operação das usinas termelétricas, notadamente na rede de 

distribuição, pode acarretar em modificação na natureza e na cronologia dos 

problemas identificados; 


− no caso de instalações compartilhadas, o critério de rateio dos encargos de 

conexão tem influência nas análises técnico-econômicas; e 

− a indicação de sobrecarga em instalações muito próximas sinaliza a possibilidade 

de que determinadas soluções eliminam simultaneamente mais de um problema. 

Neste item são sinalizados também os locais nos quais foram identificados baixos 

valores de fator de potência, calculados do lado de alta dos transformadores, que 

devem merecer atenção especial por parte das concessionárias de distribuição. 

Finalmente são relacionados problemas detectados pelas próprias distribuidoras na 

sua área de atuação, que demandam expansões a partir da Rede Básica. Estes 

casos foram informados pelos respectivos Agentes envolvidos, no âmbito dos 

Grupos Especiais, antecipando a intenção de uma futura solicitação de acesso. 

Salienta-se que deverão ser adotadas medidas urgentes para a solução dos casos 

onde já ocorre, ou está prevista para ocorrer, sobrecarga em condições normais de 

operação, relacionados na Tabela 7-1. Esse problema foi identificado em 22 

subestações, cerca de 7% das SEs integrantes da Rede Básica atualmente. 

Tabela 7-1 – Locais onde é prevista sobrecarga em condições normais de operação 

SUBESTAÇÃO 

UF 

1º ANO COM 

SOBRECARGA 

SE PICI – 230/69 kV – 2x100 MVA CE Jun/2004 

SE IPATINGA - 230/161– 1x150 MVA e 161/138 kV – 

1x120MVA 

MG 

Jul/2003 

SE MASCARENHAS DE MORAES - 345/138 kV – 150 MVA MG Jul/2004 

SE ANASTÁCIO - 230/138 kV – 1X75 MVA MS Jun/2004 

SE BOM NOME – 230/138 kV – 100 MVA PE Dez/2004 

SE BONGI – 230/13,8 kV – 2x40 MVA PE Dez/2004 

SE BONGI – 230/69 kV – 4x100 MVA PE Dez/2004 

SE BOA ESPERANÇA – 230/69 kV – 2x33 MVA PI Dez/2005 

SE CASCAVEL – 230/138 kV – 3x150 MVA PR Jun/2005 

SE BAGE – 230/69 kV – 2x50 MVA RS Jun/2004 

SE CAXIAS 2 – 230/69 kV – 165 MVA RS Fev/2005 

SE CHARQUEADAS - 230/69 kV – 86 MVA RS Jun/2006 

SE PORTO ALEGRE 10 – 230/13 kV – 50 MVA RS Fev/2005 

SE PORTO ALEGRE 6 – 230/69 kV – 2X83 MVA RS Jun/2004 


SUBESTAÇÃO 

UF 

1º ANO COM 

SOBRECARGA 

SE SANTA MARTA – 230/69 kV – 83 MVA RS Jun/2004 

SE BOM JARDIM – 440/138 kV – 2x300 MVA SP Jul/2003 

SE BOTUCATU – 230/138 kV – 3x75 MVA SP Jul/2003 

SE CABREÚVA – 440/138 kV – 1x150 MVA SP Jul2006 

SE CAMPINAS – 345/138 kV – 4x150 MVA SP Jul/2004 

SE CAPIVARA – 440/138 kV – 1x150 MVA SP Jul/2004 

SE JUPIÁ – 440/138 kV – 1x150 MVA SP Jul/2003 

SE JURUMIRIM – 230/138 kV – 2x75 MVA SP Jul/2003 

Além dos problemas em condições normais de operação, a contingência simples de 

um transformador resultou em carregamentos superiores a 140% nos equipamentos 

remanescentes em 23 locais (7,3% do total), ao longo do horizonte estudado. 

Nesses casos, há risco de desligamento em cascata e conseqüente perda da 

subestação. 

Em 36 SEs (11,5% das subestações), a perda de um transformador provocou 

carregamentos acima da capacidade nominal dos trafos remanescentes. Ressaltase, 

ainda, o caso de 25 subestações (8% do total) que contam com apenas um 

transformador, cuja indisponibilidade implica em, no mínimo, corte temporário de 

toda a carga atendida. 

Para os casos em que foram identificadas sobrecargas em condições de 

contingência, deverá ser estudada a implantação de esquema especiais de alívio de 

carga para preservar os equipamentos remanescentes. 


7.1 Região Sul 

7.1.1 CEEE 

SUBESTAÇÃO/SISTEMA PROBLEMA IDENTIFICADO SOLUÇÃO INDICADA 

SE CIDADE INDUSTRIAL 

230/138 kV – 2 X 150 MVA 

SE GRAVATAI 

230/69 kV – 2 X 165 MVA 

Na perda de um dos transformadores, o remanescente fica 

submetido a carregamentos da ordem de 167% em 2005 



LOCAIS ONDE FORAM IDENTIFICADOS BAIXOS FATORES DE POTÊNCIA 


BAGÉ - 230/69 kV 0,86; 0,95; 0,95 2004 a 2006 

CHARQUEADAS - 230/69 kV 0,91; 0,91; 0,91 2004 a 2006 

ELDORADO - 230/23 kV 0,94; 0,94; 0,94 2004 a 2006 

GUAÍBA - 230/69 kV 0,86; 0,86; 0,86 2004 a 2006 

PELOTAS 3 - 230/138 kV 0,88; 0,90; 0,90 2004 a 2006 

PORTO ALEGRE 10 - 230/13 kV 0,92; 0,89; 0,89 2004 a 2006 






PORTO ALEGRE 8 - 230/69 kV 0,88; 0,88 2005 e 2006 

QUINTA - 230/69 kV 0,92; 0,90; 0,90 2004 a 2006 

Obs.: fator de potência calculado no lado de baixa do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da SE 


7.1.2 RGE 


SE FARROUPILHA 

230/69 kV – 2 X 88 MVA 

SE SANTA MARTA 

230/138 kV – 2 X 75 MVA 

SE GUARITA 

230/69 kV – 2 X 83 MVA 


submetido a carregamentos da ordem de 125% em 2004, 

185% em 2005 e 156% em 2006 




submetido a carregamentos da ordem de 153% em 2005 e 

157% em 2006 

Conforme RGE, com a entrada em 

operação do 2° TR, 230/69 kV, 83 MVA, 

na SE Garibaldi e do banco 230/69 kV, 

165 MVA, na SE Caxias 5 é possível 

remanejamento da carga no setor de 

69 kV no caso da perda de um TR da 

SE Farroupilha. 

Conforme RGE, esse problema será 

solucionado com a entrada em 

operação da SE Lagoa Vermelha em 

Set/04. 

A RGE informou que está estudando 

uma solução para o problema. 



GRAVATAI - 230/69 kV 0,93; 0,93 2005 e 2006 

GUARITA - 230/69 kV 0,91; 0,91 2005 e 2006 



MISSÕES - 230/69 kV 0,88; 0,88 2005 e 2006 

NOVA PRATA - 230/69 kV 0,94; 0,94 2005 e 2006 

SANTA MARTA - 230/138 kV 0,94 2006 

SANTA MARTA - 230/69 kV 0,92; 0,92 2005 e 2006 

SANTO ÂNGELO - 230/69 kV 0,93; 0,93 2005 e 2006 

TAQUARA - 230/138 kV 0,93; 0,89 2005 e 2006 

Obs.: fator de potência calculado no lado de baixa do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga e da compensação reativa da 

SE 


7.1.3 AES 


SE CAMPO BOM 

230/69 kV – 2 X 83 MVA 

Na perda de um dos transformadores, o remanescente 

fica submetido a carregamentos da ordem de 178% em 

2005 e 191% em 2006 



CAMPO BOM - 230/69 kV 0,93; 0,93 2005 e 2006 

LAJEADO - 230/69 kV 0,94; 0,94 2005 e 2006 

POLO PETROQUÍMICO - 230/69 kV 0,90; 0,89; 0,86 2004 a 2006 

SANTA CRUZ - 230/69 kV 0,94; 0,94 2005 e 2006 

SANTA MARIA 3 – 230/69 kV 0,94; 0,94 2005 e 2006 

SÃO BORJA - 230/69 kV 0,88; 0,88 2005 e 2006 

SÃO VICENTE - 230/69 kV 0,94; 0,94; 0,94 2004 a 2006 

URUGUAIANA 5 - 230/69 kV 0,92; 0,92; 0,92 2004 a 2006 


SE 


7.1.4 CELESC 


SE XANXERÊ 

230/138 kV – 1 X 150 MVA + 2 X 

84 MVA + 1 X 75 MVA 

Na perda do transformador de 150 MVA, a unidade de 

75 MVA fica submetida a carregamentos da ordem de 

153% em 2005 



JORGE LACERDA A - 230/138 kV 0,93; 0,82 2005 e 2006 

JORGE LACERDA A - 230/69 kV 0,90; 0,93 2005 e 2006 

PALHOÇA - 230/138 kV 0,93; 0,85; 0,82 2004 a 2006 

XANXERÊ - 230/138 kV 0,95; 0,87 2005 e 2006 


SE 


7.1.5 COPEL 


SE PONTA GROSSA NORTE 

230/138 kV – 2 X 75 MVA 

Na perda de um dos transformadores, o remanescente 


2006 

LT 138 kV Rosana - Loanda Sobrecarga de 17% na carga pesada de inverno de 2006 

em condição normal de operação, com despacho pleno 

da UHE Rosana e intercâmbio de energia sudeste – sul 

de 4.000 MW. 



APUCARANA - 230/138 kV 0,91; 0,91 2005 e 2006 

CAMPO COMPRIDO - 230/69 kV 0,95 2005 

CAMPO DO ASSOBIO - 230/13 kV 0,86; 0,84; 0,84 2004 a 2006 

CAMPO DO ASSOBIO - 230/138 kV 0,92; 0,89; 0,88 2004 a 2006 

FOZ DO IGUAÇU NORTE- 230/138 kV 0,79 2006 

GOV. PARIGOT SOUZA - 230/138 kV 0,80; 0,95 2005 e 2006 

GUAÍRA - 230/138 kV 0,91; 0,88; 0,82 2004 a 2006 

LONDRINA - 230/138 kV 0,94; 0,94 2005 e 2006 



MARINGÁ - 230/138 kV 0,84; 0,79; 0,81 2004 a 2006 

PATO BRANCO - 230/138 kV 0,87; 0,91 2004 e 2006 

PILARZINHO - 230/69 kV 0,94 2005 

PONTA GROSSA NORTE - 230/138 kV 0,80; 0,63; 0,62 2004 a 2006 

PONTA GROSSA NORTE - 230/34 kV 0,79; 0,85; 0,91 2004 a 2006 

PONTA GROSSA SUL - 230/34 kV 0,84; 0,82; 0,76 2004 a 2006 

POSTO FISCAL - 230/138 kV 0,85; 0,75 2005 e 2006 

SÃO MATEUS - 230/13 kV 0,90; 0,89; 0,89 2004 a 2006 

SÃO MATEUS - 230/34 kV 0,91; 0,89; 0,89 2004 a 2006 

SARANDI - 230/138 kV 0,90; 0,88 2005 e 2006 

UBERABA - 230/69 kV 0,87; 0,88; 0,86 2004 a 2006 


SE 


7.2 Região Sudeste 

7.2.1 RIO DE JANEIRO / ESPÍRITO SANTO 


SE JACAREPAGUÁ 

345/138 kV – 4 X 225 MVA 

SE VITÓRIA 

345/138 kV – 4 x 225 MVA 

SE MASCARENHAS 

230/138 kV – 1 X 150 MVA 

A transformação de Jacarepaguá 345/138 kV - 

4x225 MVA pode apresentar sobrecarga da ordem de 

12% para o ano de 2006, para cenários de geração 

térmica reduzida nas usinas Eletrobolt, Santa Cruz e 

Termorio e elevado nas usinas Macaé Merchant e N. 

Fluminense para a contingência da LT 500 kV C. 

Paulista – Grajaú ou em um de seus bancos de 

transformadores. 

Nos diversos cenários analisados, já com a presença da 

LT 345 kV Ouro Preto – Vitória, observa-se que a 

transformação de Vitória 345/138 kV (4X225 MVA) 

encontra-se bastante solicitada já em regime normal de 

operação, com carregamento em torno do nominal, de 

tal forma que na contingência de um transformador, 

pode-se encontrar sobrecarga de até 33% (2006) no 

transformador remanescente de menor impedância 

desta subestação. 

Com a usina de Aimorés em operação, a transformação 

de Mascarenhas, com um transformador de 150 MVA, 

não suportaria a contingência da LT 230 kV Aimorés - 

Conselheiro Pena 

SE AREINHA (Nova) – TR 345/138 kV – 

300 MVA (sem solicitação de acesso 

até o momento) 

Seccionamento de um circuito da LT 

345 kV Campos – Vitória 2 X 1 km (obra 

da Rede Básica) 

Substituição do TR 230/138 kV de 

150 MVA por um de 300 MVA 

(associada a UHE Aimorés) 




Nilo Peçanha 230/138 kV 0,84 / 0,93 2004 - 2006 

Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e 

do transformador da SE. 


7.2.2 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 1 (CLFSC, CPFL PIRATININGA, CSPE, ELEKTRO E ELETROPAULO) 


SE BAIXADA SANTISTA 

345/88 kV – 2 X 400 MVA 

SE BAIXADA SANTISTA 

230/138 kV – 2 X 150 MVA 

Na perda de uma unidade o carregamento na restante 

supera o seu valor nominal, em diferentes condições de 

carga, a partir de 2004. Com despacho mínimo na UHE 

Henry Borden 88 kV (19 MW), os fluxos na unidade 

restante em 2005 são de 403 MVA / 101% na carga 

média e 531 MVA / 133% na carga pesada, com a LT 

88 kV Henry Borden – Pedreira aberta em Henry 

Borden. Caso essa linha opere aberta em Pedreira os 

carregamentos na unidade restante são elevados para 

466 MVA / 116% em carga média e 667 MVA / 167% 

em carga pesada. É importante observar que está 

considerada a transferência da carga da Carbocloro do 

sistema em 88 kV para o em 230 kV a partir de junho 

de 2003. 

O fluxo nos transformadores 230/138 kV de Baixada 

Santista sofre influência do despacho de geração na 

área (UHE Henry Borden e UTEs Piratininga e Nova 

Piratininga). Com despachos máximos nessas usinas, 

na perda de uma unidade, há carregamentos de 105% 

em 2004, 110% em 2005 e 112% em 2006 na unidade 

restante, na carga pesada de dezembro. Para 

despachos de geração mínimos nas usinas da área, o 

valor nominal dos transformadores não é excedido em 

emergências. 

3 º banco de transformadores 345/88 kV 

- 400 MVA (CPFL Piratininga – 

12/2005) 




SE BOTUCATU 

230/138 kV – 3 X 75 MVA 

SE CAPÃO BONITO 

230/138 kV – 2 X 75 MVA 

SE EMBU GUAÇU 

440/138 kV – 2 X 300 MVA 

Há carregamentos acima dos nominais em condição 

normal de operação. Em 2004, na carga pesada, em 

condição normal o fluxo é de 111% e na perda de uma 

de suas unidades 146% nas restantes. 

Na perda de uma unidade o carregamento na unidade 

restante é de 133% na carga pesada de 2004. 

Quando da perda de uma unidade, a remanescente 

apresenta carregamentos de 113% a partir de 2004 no 

patamar de carga pesada. 

Substituição de duas unidades de 

75 MVA por duas de 150 MVA (CPFL 

Paulista – 12/2004) e da terceira de 

75 MVA por 150 MVA (CPFL Paulista – 

12/2006). 

LT 230 kV, circuito simples, Jaguariaiva 

– Itararé II e SE com transformador 

230/138 kV 180 MVA na SE Itararé II 

(Elektro – 12/2005). 

3º banco de transformadores 

440/138 kV - 300 MVA (Eletropaulo - 

12/2004) 




SE JURUMIRIM 

230/138 kV – 2 X 75 MVA 

SE OESTE 

440/88 kV – 3 x 400 MVA 

Em 2004 poderá ocorrer carregamento de até 110% nos 

períodos de carga pesada em regime normal de 

operação. Na indisponibilidade de um banco, observase 

carregamento no transformador remanescente de até 

129% em carga pesada. 

Há sobrecargas nessa transformação também quando 

da perda das LTs 230 kV Chavantes – Botucatu (119%), 

Jurumirim – Avaré (134%), Avaré – Botucatu (129%) e 

Capão Bonito – Botucatu (148%) e de um 

transformador 230/138 kV em Capão Bonito (116%). 

Atualmente são necessárias medidas operativas para 

reduzir o carregamento dos transformadores existentes. 

A partir da solicitação de acesso da CBA para carga de 

129,5 MW no barramento de 88 kV de Oeste, quando da 

perda de uma de suas unidades acontecem 

carregamentos acima do nominal nas restantes: 7% em 

2004, 9% em 2005 e 19% em 2006, na condição de 

carga pesada e 5% em 2006 na carga média. 

Instalação do terceiro transformador 

230/138 kV – 75 MVA (CFLSC – 

12/2004) 

Transferência de carga da CBA do 

sistema em 88 kV para o sistema em 

230 kV atendido pela SE Cabreúva. 




BAIXADA SANTISTA – 345/88 kV 0,88 – 1,00 (1) 2004 - 2006 

BAIXADA SANTISTA – 230/138 kV 0,97 – 1,00 2005 

BOTUCATU – 230/88 kV 0,89 – 0,95 2004 - 2006 

CAPÃO BONITO – 230/138 kV 0,94 – 0,99 2004 - 2006 

JURUMIRIM – 230/138 kV 0,95 – 1,00 2004 - 2006 

OESTE – 440/88 kV 0,97 – 1,00 2005 - 2006 

(1) Há influência do despacho da UHE Henry Borden. 




7.2.3 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 2 (BANDEIRANTE, CPFL PIRATININGA, EEB, ELEKTRO E CESP) 


SE BOM JARDIM 

440/88 kV – 2 x 300 MVA 

SE BOM JARDIM 

440/138 kV - 150 MVA 

SE CABREÚVA 

440/138 kV - 150 MVA 

Na perda de uma unidade há carregamentos acima do 

nominal na unidade restante em 2004 nas cargas média 

(120%) e pesada (142%). 

O carregamento do transformador 440/138 kV de Bom 

Jardim é superior ao seu valor nominal (101% em 2004, 

109% em 2005 e 113% em 2006), notando-se elevados 

fluxos de reativos de Bom Jardim para Bragança 

Paulista. 

Há carregamentos superiores ao nominal no 

transformador 440/138 kV de Bom Jardim quando da 

perda do transformador 440/138 kV de Cabreúva (124% 

em 2004, 131% em 2005 e 135% em 2006). 

O carregamento do transformador 440/138 kV de 

Cabreúva é superior ao seu valor nominal em 

2006(102%). 

Há carregamentos superiores ao nominal no 

transformador 440/138 kV de Cabreúva quando da 

perda do transformador 440/138 kV de Bom Jardim 

(116% em 2004, 127% em 2005 e 130% em 2006). 

Na perda dos transformadores 440/138 kV de Bom 

Jardim ou de Cabreúva são verificadas tensões 

inferiores a 95% no sistema em 138 kV da área. 

Instalação da terceira unidade 

transformadora 440/88 kV – 300 MVA 

(CPFL Piratininga – Dez/2004) 

Instalação da segunda unidade 


em Cabreúva (Elektro – Dez/2005). 


7.2.3 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 2 (BANDEIRANTE, CPFL PIRATININGA, EEB, ELEKTRO E CESP) 


SE SANTO ÂNGELO 

440/138 kV – 1 X 300 + 2 X 150 MVA 

Na indisponibilidade do banco de 300 MVA, observamse 

carregamentos nos transformadores remanescentes 

de 103% em 2006, na carga pesada. 



APARECIDA - 230/88 kV 0,97 – 1,00 2006 

BOM JARDIM - 440/138 kV 0,67 – 0,89 2004 - 2006 

BOM JARDIM - 440/88 kV 0,94 – 0,98 2004 - 2006 

LT 230 kV – CD - CABREÚVA – CBA 0,94 - 0,94 2004 - 2006 

CABREÚVA – 440/138 kV 0,93 – 1,00 2005 - 2006 

MOGI – 230/88 kV 0,95 – 0,98 2004 - 2006 

SANTO ÂNGELO – 440/138 kV 0,95 – 0,98 2004 - 2006 

SÃO JOSÉ – 230/88 kV 0,96 – 0,99 2004 - 2006 




7.2.4 SÃO PAULO – ÁREA DE CONEXÃO 3 (CJE, CLFM, CPEE, CPFL PAULISTA, EEB, E ELEKTRO) 


SE ARARAQUARA 

440/138 kV- 3 X 300 MVA 

SE MOGI MIRIM III 

440/138 kV – 2 X 300 MVA 

SE RIBEIRÃO PRETO 

440/138 kV- 2 X 300 MVA 

Quando da perda de uma unidade o carregamento nas 

restantes vai de 107% em 2004 a 111% em 2006 

Na perda de uma unidade o carregamento na restante, 

381 MVA / 127% em 2004 na carga pesada, é superior 

ao seu valor nominal. 

Durante a perda de um transformador, a unidade 

restante apresenta carregamento que evolui de 107% 

em 2004 a 114% em 2006. 

3º banco de transformadores 

440/138 kV – 300 MVA (Elektro – 

12/2004) 



(CPFL Paulista– Dez/2006) 

SE SUMARÉ 

440/138 kV- 2 X 300 MVA 

Na perda de uma unidade o carregamento na restante 

supera seu valor nominal (105% em 2004, e 111% em 

2005 na carga pesada). 

Instalação do 3 o banco de 


(CPFL Paulista– Dez/2006) 


7.2.4 SÃO PAULO – ÁREA DE CONEXÃO 3 (CJE, CLFM, CPEE, CPFL PAULISTA, EEB, E ELEKTRO) 


SE SANTA BÁRBARA 

440/138 kV- 3 X 300 MVA 

O barramento de 138 kV da SE Santa Bárbara 

440/138 kV atualmente está operando aberto como 

medida para limitar o nível de curto-circuito no nível de 

138 kV. Nessa condição um dos transformadores de 

315 MVA alimenta as LTs 138 kV, circuito duplo, Santa 

Bárbara – Limeira 1 e Santa Bárbara – Mogi Mirim 2. As 

demais unidades de 300 MVA e 315 MVA suprem as 

linhas em 138 kV da CPFL. Em condições de 

emergência de um dos transformadores 440/138 kV o 

barramento de 138 kV é fechado. Na carga pesada de 

2004 o transformador 440/138 kV de 300 MVA de Santa 

Bárbara opera no limite em condição normal (294 MVA / 

98%) e, quando da perda de uma das unidades, após o 

fechamento do barramento de 138 kV, o fluxo nas 

restantes 318 MVA / 101% (unidade de 315 MVA) e 

330 MVA / 110% (unidade de 300 MVA) é superior a 

seus valores nominais. 

Instalação do 4 o banco de 

transformadores 440/138 kV – 315 MVA 

na SE Santa Bárbara (CPFL Paulista – 

12/2004) 




ARARAQUARA – 440/138 kV 0,96 – 1,00 2004 - 2006 

MOGI MIRIM 3 – 440/138 kV 0,91 – 0,98 2004 - 2006 

RIBEIRÃO PRETO - 440/138 kV 0,92 – 1,00 2004 - 2006 

SANTA BÁRBARA - 440/138 kV 0,92 – 0,97 2004 - 2006 

SUMARÉ - 440/138 kV 0,91 – 1,00 2004 - 2006 




7.2.5 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 4 (CAIUÁ, CLFSC E EEVP) 


SE ASSIS 

230/88 kV – 2 x 38 MVA 

SE CHAVANTES 

230/88 kV – 2 X 40 MVA 

As transformações 230/88 kV de Assis e de Chavantes 

operam no limite quando da perda de uma de suas 

unidades no ano 2006, na condição de carga pesada, 

para despacho de 88% nas UHEs Canoas I e II, Salto 

Grande, Ourinhos, Chavantes, Jurumirim e Piraju. Notase 

que o carregamento é devido ao fluxo de reativos do 

sistema em 230 kV para o em 88 kV, em função do fator 

de potência das cargas (média de 0,916). Despachos 

menores poderão causar carregamentos superiores ao 

nominal. 



ASSIS – 230/88 kV (1) 2004 - 2006 

AVARÉ – 230/138 kV 0,76 – 0,91 2004 - 2006 

CHAVANTES – 230/88 kV (1) 2004 - 2006 

SALTO GRANDE – 230/88 kV (1) 2004 - 2006 

(1) Há elevados fluxos de reativos do sistema em 230 kV para o em 88 kV, em todas as condições de carga, devido ao fator de potência das 

cargas (0,916). O carregamento desses transformadores é influenciado pelo despacho de geração das usinas ligadas ao sistema em 88 kV: 

Canoas I e II, Salto Grande e Ourinhos.Obs: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da 

carga, da compensação reativa e do transformador da SE. 


7.2.6 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 5 (CAIUÁ, CPFL PAULISTA, EEVP,ELEKTRO E ENERSUL) 


SE CAPIVARA 

440/138 kV - 150 MVA 

SE TAQUARUÇU 

440/138 kV – 300 MVA 

O transformador 440/138 kV de Capivara opera no limite 

em condição normal de operação em 2004. Há 

carregamentos acima do nominal na perda do 

transformador 440/138 kV de Taquaruçu (137%) e das 

LTs 440 kV Jupiá – Taquaruçu (110%), Taquaruçu – 

Assis (108%), Capivara – Assis (149%), Assis – Bauru 

(127%) e Assis –Sumaré (119%). 

Na perda dos transformadores 440/138 de Capivara ou 

de Taquaruçu são verificadas tensões baixas nos 

barramentos de 138 kV da área. 

Substituição do transformador de 

150 MVA por outro de 300 MVA (Elektro 

– 06/2006). 

Constituição das LTs 138 kV Rosana – 

Presidente Prudente, Rosana – 

Dracena, Taquaruçu – Dracena e 

Taquaruçu – Presidente Prudente 

(Elektro – 12/2005). 



CAPIVARA - 440/138 kV 0,87 – 1,00 2004 - 2006 




7.2.7 SÃO PAULO - ÁREA DE CONEXÃO 6 (CNEE, CPFL PAULISTA, ELEKTRO E ENERSUL) 


SE ÁGUA VERMELHA 

440/138 kV – 300 MVA 

O transformador 440/138 kV de Água Vermelha pode 

apresentar carregamentos elevados em condição 

normal de operação em função do despacho de geração 

das usinas da área e do fluxo nos transformadores 

500/440 kV de Água Vermelha. Em 2006, para 

despachos de geração hidráulica elevados no Sudeste, 

despachos de geração térmica e nuclear baixos no 

Sudeste, com intercâmbios do sistema Norte para o 

Sudeste (2000 MW) e do Sudeste para o Sul 

(4000 MW), o fluxo no transformador 440/138 kV de 

Água Vermelha é de 293 MVA / 98%. Nessas mesmas 

condições o seu carregamento é de 310 MVA / 103% 

em 2004 e 327 MVA / 109% em 2006 na perda do 

transformador de 440/138 kV Três Irmãos e 318 MVA / 

106% em 2006 na perda do transformador 440/138 kV 

de Jupiá. 

Em 2006, a indisponibilidade desse transformador 

acarreta tensões próximas a 90% em várias barras da 

rede de 138 kV que atende à região norte do Estado de 

São Paulo, na condição de carga pesada. 

2 o banco de transformadores 

440/138 kV – 300 MVA (Elektro – 

12/2006) 




SE BAURU 

440/138 kV – 2 X 150 MVA 

Em 2004 na perda de um transformador acontece 

carregamento de 122% na unidade restante. As 

condições de carregamento na transformação 

440/138 kV são influenciadas pelo despacho de geração 

nas usinas do rio Tietê conectadas ao sistema em 

138 kV. 



(CPFL Paulista – Dez/2004) 




SE JUPIÁ 

440/138 kV – 150 MVA 

Em 2004, na carga pesada, com as duas máquinas da UHE Jupiá despachadas e 

com a UTE Três Lagoas fora de operação, há superação da capacidade nominal 

do transformador 440/138 kV – 150 MVA de Jupiá quando da perda de um dos 

transformadores 440/138 kV de Água Vermelha (113%) ou Três Irmãos (160%). 

Com apenas uma máquina despachada na UHE Jupiá 138 kV e sem a UTE Três 

Lagoas o carregamento é superior ao nominal já em condição normal (116%). 

Substituição do transformador 

440/138 kV-150 MVA de Jupiá por outro 

de 300 MVA (Elektro – Dez/2004) 

Em 2004, na carga pesada, com as duas máquinas da UHE Jupiá despachadas e 

com a UTE Três Lagoas em operação (240 MW) o desempenho do sistema é 

adequado. Com apenas uma máquina da UHE Jupiá em operação, o 

carregamento no transformador 440/138 kV – 150 MVA de Jupiá é superior ao 

nominal quando da perda do transformador 440/138 kV de Três Irmãos (114%). 

Na carga leve, em condições de despachos máximos de geração na UHE Jupiá 

138 kV, UTE Três Lagoas e nas usinas do Mato Grosso do Sul (UHE Mimoso e 

UTE W. Arjona), o carregamento no transformador 440/138 kV - 150 MVA de 

Jupiá supera em cerca de 5% o seu valor nominal no caso de perda do 

transformador 440/138 kV de Três Irmãos. 

Após a substituição do transformador 440/138 kV por outra unidade de 300 MVA, 

são ainda verificados carregamentos superiores ao nominal durante a perda do 

transformador 440/138 kV de Três Irmãos, com apenas uma máquina 

despachada na UHE Jupiá 138 kV e sem a UTE Três Lagoas: 118% em 2004 e 

122% em 2006. A entrada em operação da nova interligação com o MS - 

transformador 440/230 kV de Porto Primavera e LT 230 kV Porto Primavera – 

Dourados, em 2006, reduzirá o carregamento no transformador 440/138 kV de 

Jupiá, quando da perda do transformador de Três Irmãos, de 122% para 101%, 

com uma máquina da UHE Jupiá 138 kV despachada e sem a UTE Três Lagoas. 




SE TRÊS IRMÃOS 

440/138 kV – 300 MVA 

A indisponibilidade do transformador 440/138 kV de 

Três Irmãos poderá provocar sobrecargas no 

transformador 440/138 kV – 150 MVA de Jupiá em 

situações com a UTE Três Lagoas fora de operação e 

em função do despacho de geração das unidades da 

UHE Jupiá conectadas ao sistema em 138 kV e das 

usinas térmicas na região de Corumbá (MS). Nessas 

mesmas condições, a perda do transformador 

440/138 kV de Jupiá provoca carregamento de 345 MVA 

/ 115% no transformador de Três Irmãos em 2004. 

Substituição do transformador 

440/138 kV de Jupiá por outro de 

300 MVA (Elektro – Dez/2004). 

2 o banco de transformadores 

440/138 kV – 300 MVA em Três Irmãos 

(Elektro – 12/2007) 



ÁGUA VERMELHA - 440/138 kV 0,95 – 0,99 (1) 2004 - 2006 

BAURU – 440/138 kV 0,88 – 0,97 2004 - 2006 

JUPIÁ – 440/138 kV 0,95 – 1,00 (1) 2004 - 2006 

TRÊS IRMÃOS – 440/138 kV 0,94 – 1,00 (1) 2004 - 2006 

(1) Há influência da UHE Jupiá 138 kV e da UTE Três Lagoas. 




7.2.8 SÃO PAULO – ELETROPAULO 


SE BANDEIRANTES 

345/88 kV – 3 X 400 MVA 

SE PIRATININGA 

230/88 kV – 4 X 100 MVA 

SE EDGARD DE SOUZA 

230/88 kV – 1 x 100 MVA + 3 x 150 MVA 

SE PIRITUBA 

230/88 kV – 4 X 150 MVA 

Na perda de uma unidade 345/88 kV de Bandeirantes 

há carregamentos de 104% nas unidades restantes em 

2004. 

Na perda de uma unidade 230/88 kV de Piratininga há 

carregamentos de 100% nas unidades restantes em 

2004, com a UTEs Piratininga e Nova Piratininga fora 

de operação. 

Na perda de um dos transformadores 230/88 kV da SE 

Edgard de Souza o carregamento nas unidades 

restantes é de 117% em 2004 na carga pesada. 

Durante a emergência de um dos transformadores 

230/88 kV da SE Pirituba o carregamento nas unidades 

restantes é de 122% na carga pesada de 2004. 

SE Piratininga II - 230/88 kV – 3 X 

150 MVA (instalação) e BC - 28,8 Mvar 

- 88 kV (Eletropaulo – 12/2004). 

Considerando a superação do nível de 

curto circuito será necessária a 

substituição de 7 bays de 88 kV. 

SE ANHANGÜERA - 345/88 kV - 2 x 

400 MVA (Eletropaulo – 12/2004) 


7.2.8 SÃO PAULO – ELETROPAULO 


SE SUL 1 

345/88 kV – 2 X 400 MVA 

SE SUL 2 

345/88 kV – 2 X 400 MVA 

ÁREA CENTRAL DA CIDADE DE SÃO 

PAULO 

Na perda de uma unidade de Sul 1, observa-se 

carregamentos na carga pesada de 110% em 2004, 

chegando a 120% em 2006 no transformador 

remanescente. 

Na perda de uma unidade de Sul 2, observa-se 

carregamentos na carga pesada de 129% em 2004 e 

128% em 2006 no transformador remanescente. Na 

carga média os carregamentos são de 121% em 2004 e 

118% em 2006. 

A partir de 2004, carregamento elevado na SE Centro 

aliado ao esgotamento do sistema de distribuição da 

região central de São Paulo. 

Fechamento do disjuntor de interligação 

das barras de 88 kV das SEs Sul 1 e 

Sul 2 colocando em paralelo os 3 

bancos de transformadores 

remanescentes. 

SE MIGUEL REALE (NOVA) bancos 

de transformadores de 345/88-138 kV - 

2 X 400 MVA e fase reserva de 

133 MVA 

(obra em andamento pela Cteep com 

previsão para energização para junho 

de 2003). 




BANDEIRANTES – 345/88/34,5 kV 0,96 – 1,00 2004 - 2006 

EDGARD DE SOUZA – 230/88 kV 0,97 – 1,00 2005 

MIGUEL REALE – 345/88/20 kV 0,96 – 0,97 2004 - 2006 

MILTON FORNASARO – 345/88 kV 0,96 – 1,00 2004 - 2006 

NORTE – 345/88 kV 0,96 – 0,99 2004 - 2006 

PIRITUBA – 230/88 kV 0,93 – 0,99 2004 - 2006 




7.2.9 SÃO PAULO – BANDEIRANTES 


SE SANTA CABEÇA 

230/88 kV – 2 x 60 MVA 

SE SÃO JOSÉ 

230/88 kV – 4 x 150 MVA 

Na perda de um dos dois transformadores há 

sobrecarga na unidade remanescente: 41% em 2004 e 

2005 e 50% em 2006, na carga pesada. 

Na perda de um dos quatro transformadores o 

carregamento nos restantes supera o valor nominal na 

condição de carga pesada: 104% em 2005 e 106% em 

2006. 



SANTA CABEÇA – 230/88 kV 0,93 – 0,98 2004 - 2006 




7.2.10 SÃO PAULO – CPFL PAULISTA 


SE CAMPINAS 

345/138 kV – 4 x 150 MVA 

Em situações com baixo despacho de geração nas 

usinas ligadas ao sistema em 440 kV verifica-se fluxo 

de cerca de 95%, em condição normal na carga pesada, 

na SE Campinas 345/138 kV em 2004 e 2005. Nessas 

mesmas condições, em 2006, com a entrada em 

operação da interligação em 500 kV Londrina – Assis - 

Araraquara e do 2º autotransformador 500/345 kV – 

560 MVA, na SE Campinas, o fluxo nos transformadores 

345/138 kV dessa subestação é 14% superior ao seu 

valor nominal. Na perda de uma unidade, o fluxo nas 

restantes é sempre superior ao valor nominal (178 MVA 

/ 119% em 2004 e 214 MVA / 143% em 2006). A 

ampliação da SE Santa Bárbara 440/138 kV com a 

instalação da quarta unidade de 300 MVA, em 

dezembro de 2004, reduz o fluxo nos transformadores 

345/138 kV de Campinas, mas o fluxo nas unidades 

restantes ainda é superior ao valor nominal (166 MVA / 

111% em 2005). 

Instalação do 5º banco 345/138 kV – 

150 MVA (CPFL Paulista – 12/2006). 


7.2.10 SÃO PAULO – CPFL PAULISTA 


SE MASCARENHAS DE MORAES 

345/138 kV – 1 X 150 MVA 

A SE Mascarenhas de Moraes está situada na área 

Minas Gerais, mas atende também a carga da CPFL 

Paulista na área de Franca. 

Dependendo do despacho de geração do sistema, 

principalmente das unidades da UHE Mascarenhas de 

Moraes conectadas em 138 kV e em 345 kV poderá 

haver sobrecarga no transformador 345/138 kV da SE 

Mascarenhas em condição normal de operação. 



CAMPINAS – 345/138 kV 0,92 – 0,99 2004 - 2006 




7.2.11 CEMIG 


SE IPATINGA 

230/161 kV 1x150 MVA e 

161/138 kV – 1x120 MVA 

SE NEVES 

500/138 kV – 3 X 300 MVA 

As transformações de Ipatinga 230/161 kV 1x150 MVA e 161/138 kV 

– 1x120 MVA apresentarão carregamentos acima do nominal na 

ponta de carga da área Minas Gerais, em regime normal de 

operação, com valores de 104% em 2004, podendo chegar a 116% 

em 2006. Estes carregamentos poderão ser reduzidos para 74% e 

85%, respectivamente nos anos de 2004 e 2006, se as PCHs Pipoca 

(2x12,5MW) e Areia Branca (2X10MW), previstas para a região de 

Caratinga, entrarem em operação no ano de 2004. Ressalta-se que 

estas usinas ainda não possuem licença de operação e não foram 

consideradas no estudo deste PAR. A solução, em fase de 

implantação pela Cemig é a instalação de um novo transformador 

230/138 kV – 225 MVA que, além de eliminar as sobrecargas 

mencionadas anteriormente, aumentará a confiabilidade do 

atendimento da área, eliminando a necessidade de corte de carga 

durante contingência nas transformações. 

A SE Neves apresenta esgotamento da capacidade transformadora 

em condições normais de operação. 

Banco de transformador 230/138 kV – 

225 MVA na SE Ipatinga 

SE VESPASIANO 2 - em construção – 

AT 500/138 kV – 2 X 300 MVA 

(seccionamento da LT 500 kV Neves - 

Mesquita – 2 X 3km) 

BC 3 X 41 Mvar - 138 kV 


7.2.11 CEMIG 


SE BARREIRO 

345/138 kV – 4 X 150 MVA 

A SE Barreiro apresenta carregamentos próximos à capacidade 

nominal de seus transformadores. 

SE VESPASIANO 2 - em construção – 

AT 500/138 kV – 2 X 300 MVA 

(seccionamento da LT 500 kV Neves - 

Mesquita – 2 X 3km) 

BC 3 X 41 Mvar - 138 kV 



JAGUARA - 345/138 kV 0,75 – 0,85 2004 - 2006 

JUIZ DE FORA – 345/138 kV 0,76 – 0,57 2004 - 2006 

IPATINGA – 230/161 kV 0,66 2004 - 2006 

TAQUARIL – 345/138 kV 0,80 2004 - 2006 

POÇOS DE CALDA – 345/138 kV 0,87 – 0.90 2004 - 2006 


7.3 Região Centro-Oeste 

7.3.1 CELG 


SE ANHANGUERA 

230/138 kV - 2x100 MVA 

Carregamento de 91% na condição normal de carga pesada de 

junho/2004. Na perda de um deles ocorre sobrecarga de 86% 

(186 MVA) no remanescente. 

Entrada da SE Carajás 230/138 kV, 

prevista para o primeiro trimestre de 

2005 e remanejamento de cargas. 

SE CACHOEIRA DOURADA 

230/138 kV - 1x120 MVA 

A saída de uma das LTs 500 kV Samambaia – Emborcação ou 

Itumbiara – Emborcação leva a sobrecargas da ordem de 17% 

(140 MVA). Essa sobrecarga tende a se intensificar nos casos de 

alta importação pelo Sudeste através da interligação Norte-Sul. A 

sobrecarga observada é justificada pelo valor relativamente alto das 

cargas na rede 138 kV na região do Triângulo Mineiro eletricamente 

próximas da SE Emborcação, as quais são supridas via 

transformação 500/138 kV de Emborcação e via LTs 138 kV 

derivadas de C. Dourada, formando um anel em 138 kV nessa área 

do sistema. 

SE XAVANTES 

230/138 kV - 3x150 MVA 

Na saída de uma das unidades, verificam-se nas remanescentes 

sobrecargas crescentes que atingem 24% (186 MVA) em 

junho/2006. 


7.3.1 CELG 


SE RIO VERDE 

230/138 kV - 2x100 MVA 

Na saída de uma das unidades, verificam-se sobrecargas na 

remanescente da ordem de 20% (120 MVA) em 2005 e 2006. 

Verificou-se que apenas o aumento de carga não justificaria essa 

ocorrência a partir de 2005, tendo-se constatado que a presença da 

compensação série na rede 230 kV que interliga as áreas Goiás e 

Mato Grosso, prevista para ser instalada até o início de 2005, influi 

no aumento do carregamento dos citados transformadores. 

SE RIO VERDE 

230/69 kV - 2x42 MVA 


remanescente da ordem de 52% (64 MVA) na condição de carga 

pesada de junho/2004. 

SE ITAPACI 

230/69 kV - 2x50 MVA 


remanescente a partir de 2005, observando-se um valor de 14% 

(57 MVA) na condição de carga pesada de junho/2006. 




CACHOEIRA DOURADA – 230/138 kV 0,93 – 0,95 2004 a 2006 

ANHANGUERA – 230/138 kV 0,94 2004 

ANHANGUERA – 230/69 kV 0,86 – 0,92 2004 a 2006 

XAVANTES – 230/138 kV 0,94 – 0,96 2004 a 2006 

ÁGUAS LINDAS – 230/69 kV 0,89 – 0,95 2004 a 2006 

GOIÂNIA – 230/13,8 kV 0,80 – 0,94 2004 a 2006 

N. TOCANTINS – 230/13,8 kV 

(consumidor) 

0,79 – 0,82 2004 a 2006 

CODEMIN – 230/13,8 kV (consumidor) 0,93 2004 a 2006 


7.3.2 CEMAT 


LTs 138 kV COXIPÓ- 

RONDONÓPOLIS e RONDONÓPOLIS- 

COUTO MAGALHÃES 

SE COXIPÓ 230/138 kV – 3x100 MVA 

Tais LTs, operando em paralelo com a rede 230 kV, 

tendem a se sobrecarregar, tornando-se elos restritivos 

para os despachos de geração local, inclusive da UTE 

Cuiabá em condições de carga leve e mínima. No 

trecho Rondonópolis-Couto Magalhães verificaram-se 

quedas acentuadas de tensão durante contingências 

nas LTs 230 kV Rondonópolis – B.Peixe – Rio Verde. 

É importante a caracterização dos fatores que afetam 

os limites de carregamento dessas linhas de 138 kV 

(74/86 MVA em condição normal/emergência, de 

acordo com as informações disponíveis). 

Com as usinas e as obras de transmissão previstas no 

período, observa-se que despachos elevados na UTE 

Cuiabá não mais ocasionam as sobrecargas 

mencionadas para as linhas de 138 kV, nas condições 

de carga leve e mínima. Ressalta-se, porém, que no 

caso da perda de um dos transformadores da SE 

Coxipó 230/138 kV pode ser verificada sobrecarga 

elevada nas unidades remanescentes. 

Com a entrada do 3 o elo em 230 kV 

entre as áreas de Coxipó e 

Rondonópolis, bem como a instalação 

de compensação série nos dois 

circuitos Rondonópolis-B. Peixe- 

R.Verde, incluindo o seccionamento do 

circuito no.1 e sua conexão na SE 

Barra do Peixe, obras essas previstas 

neste estudo para fevereiro/2005, 

serão eliminadas as sobrecargas e 

quedas de tensão citadas. 




NOVA MUTUM – 230/69 kV 0,83 – 0,87 2004 a 2006 

LUCAS DO RIO VERDE – 230/69 kV 0,86 – 0,88 2004 a 2006 

SORRISO – 230/69 kV 0,94 – 0,80 2004 a 2006 


7.3.3 ENERSUL 


SE ANASTÁCIO 

230/138 kV - 75 MVA 

SE DOURADOS 

230/138 kV – 2X75 MVA 

Sobrecarga em condição normal de operação, para 

intercâmbio elevado com o Sudeste, que se agrava com 

despacho reduzido na UTE William Arjona. 

Na saída de uma das unidades, sobrecarga na 

remanescente, de até 54% para intercâmbio Sul-Sudeste 

de 3400 MW, na carga pesada de inverno de 2004 






7.4 Região Norte 

7.4.1 CELPA 


SE GUAMÁ 

230/69 kV – 2 X 150 MVA 

SE UTINGA 

230/69 kV – 3 X 150 MVA. 

SE SANTA MARIA 

230/69 kV – 1 X 150 MVA. 

Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, o 

remanescente fica submetido a carregamentos da ordem 

de 124% em 2004, 131% em 2005 e 138% em 2006 



de 116% em 2004, 122% em 2005 e 129% em 2006 

Corte temporário de toda a carga na perda do único 

transformador 230/69 kV da subestação. 

230/138 kV – 1 X 100 MVA. Corte temporário de toda a carga na perda do único 

transformador 230/138 kV da subestação. Este trafo 

possui fase reserva local e o tempo para sua 

substituição é de 15 minutos. 

No Plano de Obras encaminhado pela 

Celpa não fica clara solução para os 

problemas identificados 

SE ALTAMIRA 

230/69/13,8 kV – 1 X 60 MVA + 1 X 

60 MVA (reserva quente) 

SE TRANSAMAZÔNICA 

230/34,5 kV – 1 X 30 MVA + 

1 X 30 MVA (reserva quente) 

Corte temporário de toda a carga na perda de um dos 

transformadores da subestação, até energização do 

outro transformador (reserva quente local). Duração da 

troca 30 minutos. 

Corte temporário de toda a carga na perda de um dos 

transformadores da subestação, até energização do 

outro transformador (reserva quente local). Duração da 

troca 30 minutos. 




UTINGA - 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 

TRANSAMAZÔNICA - 230/34,5 kV 0,89 2004 a 2006 

RURÓPOLIS - 230/138 kV 0,75, 0,71 e 0,74 2004 a 2006 

Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e do 

transformador da SE 


7.4.2 CELTINS 


SE MIRACEMA 

500/138 kV – 180 MVA 

Corte temporário de toda a carga, no caso de perda do 

único transformador existente. Após a energização do 

pólo reserva, que dura 4 horas, o corte de carga é 

eliminado. 

A CELTINS informou que, durante o 

período de substituição do banco 

monofásico defeituoso pelo reserva, 

existe a possibilidade de remanejar sua 

carga para a SE Porto Franco, da 

Eletronorte, e para a SE Porangatu, de 

Furnas. 


7.4.3 CEMAR 


SE IMPERATRIZ 

230/69 kV – 2 x 100 MVA 

SE COELHO NETO 

230/69 kV – 65 MVA 

SE PERITORÓ 

230/69 kV – 100 MVA 

SE MIRANDA 

230/138 kV – 100 MVA 

SE PORTO FRANCO 

230/138 kV – 100 MVA 

SE PRESIDENTE DUTRA 

230/69 kV – 50 MVA 



de 131% em 2004, 134% em 2005 e 139% em 2006 

Corte temporário, com duração de 48 horas, de toda a 

carga na perda do único transformador 230/69 kV da 

subestação. Não há possibilidade de remanejamento de 

cargas através da rede de distribuição. 


transformador 230/69 kV da subestação,até a entrada 

em operação do trafo reserva de 16,6 MVA e 

permanente do restante da carga. 

Corte permanente de toda a carga na perda do único 


Corte temporário de toda a carga da CELTINS e corte 

permanente de toda a carga da Cemar na perda do 

único transformador 230/138 kV existente na 

subestação. 

Corte temporário, com duração de 24 horas, de toda a 

carga na perda do único transformador 230/69 kV da 

subestação. 

A Cemar informou que a solução a ser 

adotada é interagir junto a Eletronorte 

para que esta viabilize a aquisição dos 

seguintes equipamentos para reserva 

regional: um transformador 230/69 kV – 

100 MVA, um transformador 230/69 kV 

– 50 MVA, um transformador 

230/138 kV – 100 MVA. 




PERITORÓ – 230/69 kV 0,89 a 0,90 2004 a 2006 

MIRANDA – 230/69 kV 0,89 2004 a 2006 

SÃO LUÍS – 230/69 kV 0,83 2004 a 2006 

IMPERATRIZ – 230/69 kV 0,86 2004 a 2006 

PORTO FRANCO 230/69 kV 0,87 a 0,89 2004 a 2006 

PRESIDENTE DUTRA 230/69 kV 0,86 a 0,84 2004 a 2006 

Obs.: fator de potência calculado no lado de alta do transformador, refletindo o consumo de reativo da carga, da compensação reativa e 

do transformador da SE 


7.5 Região Nordeste 

7.5.1 CEPISA 


SE TERESINA 

230/69 kV – 3 x 100 MVA 

SE SÃO JOÃO DO PIAUÍ 

230/69 kV – 1 x 33 MVA e 1 X 30 MVA 

SE PIRIPIRI 

230/69/13,8 kV – 2 x 33 MVA 

SE PIRIPIRI 

230/138 kV – 1 x 55 MVA 

SE BOA ESPERANÇA 

230/69 kV – 2 x 33 MVA 



de 134% em 2004, 138% em 2005 e 146% em 2006 

Na perda do transformador 230/69 kV – 33 MVA, o 


de 132% em 2004, 144% em 2005 e 152% em 2006 



de 101% em 2004, 108% em 2005 e 113% em 2006 

Corte de toda a carga, na perda do único transformador 

230/138 kV da subestação. Não há possibilidade de 

remanejamento de carga através da distribuição. 

Em condição normal de operação, os transformadores 

230/69 kV ficam submetidos a carregamentos da ordem 

de 100% em 2004, 102% em 2005 e 109% em 2006 

A Cepisa ainda não encaminhou ao 

ONS o Plano de Obras da empresa. 

69/13,8 kV – 1 x 5 MVA Corte permanente de toda a carga, na perda do único 

transformador 69/13,8 kV da subestação. 

SE PICOS 

230/69 kV – 2 x 33 MVA 



de 168% em 2004, 184% em 2005 e 199% em 2006 




TERESINA – 230/69 kV 0,89 2004 

PICOS – 230/69 kV 0,90 a 0,89 2004 a 2006 

BOA ESPERANÇA – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 




7.5.2 COELCE 


SE BANABUIÚ 

230/69 kV – 2 x 33 MVA 

SE CAUÍPE 

230/69 kV – 100 MVA 

SE FORTALEZA 

230/69 kV – 4 x 100 MVA 

SE DELMIRO GOUVEIA 

230/69 kV – 4 x 100 MVA 

SE ICÓ 

230/69 kV – 100 MVA 

SE MILAGRES 

230/69 kV – 2 x 100 MVA 


remanescente fica submetido a carregamentos da ordem de 

174% em 2004, 187% em 2005 e 202% em 2006 



Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, um dos 

remanescentes fica submetido a carregamentos da ordem de 

111% em 2006 (mesmo com a SE Pici) 


remanescentes fica submetido a carregamentos da ordem de 

112% em 2006 (mesmo com a SE Pici) 

Corte temporário de toda a carga da Cosern e permanente da 

Coelce na perda do único transformador 230/69 kV da 

subestação. Não há possibilidade de remanejamento da carga 

da Coelce através da rede de distribuição. 


remanescente fica submetido a carregamentos da ordem de 

104% em 2004, 115% em 2005 e 128% em 2006 

A Coelce informou que a solução é a 

implantação do 3º transformador 

50 MVA em 2006. 



100 MVA em 2005. 



100 MVA em 2004. 


7.5.2 COELCE 


SE PICI 

230/69 kV – 2 x 100 MVA 

SE RUSSAS II 

230/69 kV – 2 x 16,7 MVA + 

1x 100 MVA 

Os transformadores 230/69 kV ficam submetidos a um 

carregamento da ordem de 113% em 2004, 119% em 2005 e 

128% em 2006 em condição normal de operação. 

A perda do transformador de 100 MVA nesta subestação, 

provoca carregamentos da ordem de 222% em 2004, 239% 

em 2005 e 259% em 2006, nos transformadores 

remanescentes. 



100 MVA em 2004. 



100 MVA em 2006. 


SUBESTAÇÃO 

FATOR DE 

POTÊNCIA 

DATA 

FORTALEZA – 230/69 kV 0,92 2004 

PICI – 230/69 kV 0,91 a 0,90 2004 a 2006 

DELMIRO GOUVEIA – 230/69 kV 0,92 2004 

MILAGRES – 230 kV 0,93 2005 a 2006 

RUSSAS – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 




7.5.3 COSERN 


SE AÇU II 

230/138 kV – 1 x 55 MVA 

SE NATAL II 

230/69 kV – 4 x 100 MVA 

SE MOSSORÓ II 

230/69 kV – 2 x 100 MVA 

SE PARAÍSO (Nova) 

230/138 kV – 1 x 100 MVA 

Considerando a operação do eixo de 138 kV aberto, 

haverá corte temporário de toda a carga alimentada em 

138 kV na SE Açu e da carga da SE Santana dos Matos 



de 114% em 2004, 119% em 2005 



de 113% em 2005 e 115% em 2006 



Instalação do 2º transformador 230/138 kV, 

100 MVA, previsto para 2004. 

SE Natal Sul com dois transformadores 

230/69 kV - 100 MVA, previsto para 2006. 

Efetivação da geração Eólica no sistema de 

69 kV deste regional no horizonte 2004-2006. 

Carga totalmente atendida pelos 

transformadores 230/138 kV da SE Campina 

Grande II. 


SUBESTAÇÃO 

FATOR DE 

POTÊNCIA 

DATA 

MOSSORÓ II – 230/69 kV 0,92 a 0,93 2005 e 2006 




7.5.4 SAELPA 


SE COREMAS 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE MUSSURÉ 

230/69 kV – 4 X 100 MVA 



de 121% em 2004, 131% em 2005 e 139% em 2006. 



de 107% em 2005 e 114% em 2006. 

Em 2004 a solução é a transferência de 

carga pelo sistema de distribuição para 

os regionais de Icó, Milagres e Campina 

Grande. Em 2005, o Estudo 

CCPE/Saelpa recomenda a instalação 

do 3º transformador 230/69 kV - 

100 MVA. 

Transferência de carga através do 

sistema de distribuição para a SE 

Goianinha. 


SUBESTAÇÃO 

FATOR DE 

POTÊNCIA 

DATA 

COREMAS – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 




7.5.5 CELB e SAELPA 


SE CAMPINA GRANDE 

230/69 kV – 3 X 100 MVA 


remanescentes fica submetido a carregamentos da 

ordem de 113% em 2004, 121% em 2005 e 127% em 

2006. 


sistema de distribuição para as SEs 

Goianinha e Coremas. 


SUBESTAÇÃO 

FATOR DE 

POTÊNCIA 

DATA 

CAMPINA GRANDE – 230/69 kV 0,92 2004 a 2006 




7.5.6 CELPE 


SE ANGELIM 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE BOM NOME 

230/138 kV – 100 MVA 



de 136% em 2004, 146% em 2005 e 153% em 2006. 

Corte de carga atendida pelo 138 kV na perda do único 

transformadores 230/138 kV da subestação. Não há 

possibilidade de remanejamento de carga através da 

rede de distribuição. 

Instalar o 3º transformador 230/69 kV - 

100 MVA em 2003. 

Energização do transformador existente 

na SE. Depende de autorização da 

Aneel. O ONS já emitiu parecer à Aneel. 

(Previsto para 2003 no Plano de obras 

da Celpe). 

230/69 kV – 2 X 33 MVA Os transformadores 230/69 kV ficam submetidos a um 

carregamento da ordem de 100% em 2004, 104% em 

2005 e 110% em 2006 em condição normal de operação. 

Com a energização do 2º transformador 

230/138 kV – 100 MVA esse problema 

será eliminado. Depende de autorização 

da Aneel. 

SE BONGI 

230/69 kV – 4 X 100 MVA 

Em 2004, os transformadores 230/69 kV ficam 

submetidos a um carregamento da ordem de 103% em 

condição normal de operação e de cerca de 139% no 

caso de contingência de um deles. 

SE VÁRZEA 230/69kV – 2x150 MVA em 

2004 seccionando os três circuitos 

230 kV Recife II – Bongi. 

230/13,8 kV – 2 X 40 MVA Um dos transformadores 230/13,8 kV (04T6) fica 

submetido a um carregamento da ordem de 100% em 

2004, 103% em 2005 e 108% em 2006 em condição 

normal de operação 

Transferência de carga de para o 

transformador (04T7). Em contingência, 

remanejamento pela distribuição. 


7.5.6 CELPE 


SE GOIANINHA 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE MIRUEIRA 

230/69 kV – 4 X 100 MVA 

SE PAU FERRO (Nova) 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 



de 133% em 2004, 140% em 2005 e 145% em 2006. 




2006 



de 187% em 2004, 193% em 2005 e 137% em 2006. 


100 MVA em 2004. 

Implantação da SE LIMOEIRO 

230/69kV - 2 x 100MVA em 2006. 

Instalar o 3º transformador na SE Pau 

Ferro em 2006. 

SE PIRAPAMA 

230/69 kV – 3 X 100 MVA 

SE TACAIMBÓ 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE VÁRZEA (Nova) 

230/69 kV – 2 X 150 MVA 

Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, os 

remanescentes ficam submetidos a carregamentos da 


2006. 



de 119% em 2004, 127% em 2005 e 134% em 2006. 

Considerando a SE Várzea em operação a partir de 

2004, na perda de um dos transformadores 230/69 kV 

nesta subestação, o remanescente fica submetido a 

carregamentos da ordem de 104% em 2005 e 107% em 

2006. 

Instalar o 4º transformador 230/69 kV – 

100 MVA em 2005. 


100 MVA em 2004. 


150 MVA em 2007 




BONGI - 230/13,8 kV 0,77 a 0,78 2004 a 2006 

BOM NOME - 230/69 kV 0,90 a 0,91 2004 a 2006 




7.5.7 CEAL 


SE RIO LARGO II 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE MACEIÓ 

230/69 kV – 3 X 100 MVA 

SE PENEDO 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 


remanescente fica submetido a carregamentos da 

ordem de 102% em 2006. 

Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, os 



2006. 




2006. 

A Ceal ainda não encaminhou ao ONS 

o Plano de Obras da empresa. 



RIO LARGO II - 230/69 kV 0,78 a 0,83 2004 a 2006 

MACEIÓ - 230/69 kV 0,91 a 0,90 2004 a 2006 

PENEDO – 230/69 kV 0,94 a 0,93 2004 a 2006 




7.5.8 ENERGIPE 


SE ITABAIANA 

230/69 kV - 2 X 100 MVA 



de 105% em 2004, 112% em 2005 e 112% em 2006. 

Transferência de carga para os 

Regionais de Penedo, Cícero Dantas e 

Jardim durante o horizonte 2004/2006. 

69/13,8 kV - 3 X 5 MVA Na perda de um dos transformadores 69/13,8 kV, os 



2006. 

SE JARDIM 

230/69 kV - 3 X 100 MVA 




2006. 

Transferência da carga excedente para 

os Regionais de Itabaianinha e 

Itabaiana no ano de 2004; 

Instalação do 4º transformador 

230/69kV - 100 MVA, prevista para 

dezembro /2005 



ITABAIANA – 230/69 kV 0,93 2004 a 2006 




7.5.9 SULGIPE 


SE ITABAIANINHA 

230/69 kV - 2 X 33 MVA 

Atualmente os dois transformadores são conectados 

através de uma única CT de 230 kV. Corte temporário de 

toda a carga na perda de um dos transformadores 

230/69 kV da subestação. 

A Sulgipe ainda não encaminhou o 

Plano de Obras da Empresa. 



ITABAIANINHA – 230/69 kV 0,89 a 0,86 2004 a 2006 




7.5.10 COELBA 


SE ABAIXADORA 

230/69 kV – 100 MVA 

Corte de carga temporário quando da perda do único 

transformador 230/69/13,8 kV desta SE. 

Instalação do segundo transformador 

230/69kV 100 MVA previsto para 

dezembro de 2006 

SE BARREIRAS 

230/69 kV – 100 MVA 

A perda do único transformador da subestação, provoca 

corte temporário de toda a carga da subestação. 

Instalação de um 230/138 kV 

100 MVA, em maio de 2004. 


230/69 kV 39 MVA previsto para julho 

de 2007 

230/138 kV – 100 MVA A perda do único transformador da subestação provoca 

corte permanente de toda a carga atendida pelo 

barramento de 138 kV. 


230/138 kV - 100 MVA previsto para 

julho de 2007 

SE BOM JESUS DA LAPA 

230/69 kV – 2 X 40 MVA e 1 X 33 MVA 

SE CATU 

230/69 kV – 2 X 40 MVA + 1 X 100 MVA 

A perda de um dos transformadores 230/69 kV – 

40 MVA (04T2) na SE Bom Jesus da Lapa provoca 

carregamentos no transformador (04T3) da ordem de 

110% em 2004, 133% em 2005, e 141% em 2006. 

Na perda do transformador 230/69 kV, 100 MVA, um 

dos remanescentes fica submetido a carregamentos da 


2006 

Implantação da transformação 

230/138 kV – 55 MVA em maio de 

2008 e a substituição do transformador 

de 230/69 kV - 33 MVA (04T1) por 

outro de 50 MVA, previsto para 

dezembro de 2009. 

Substituição de um dos 

transformadores 230/69 kV 40 MVA por 

outro de 100 MVA previsto para 

outubro de 2008 


7.5.10 COELBA 


SE BRUMADO 

230/69 kV – 100 MVA + 1x33 MVA 

(Reserva fria) 

SE CÍCERO DANTAS 

230/69 kV – 2 X 16,7 MVA 

SE COTEGIPE 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE EUNÁPOLIS 

230/138 kV – 3 X 100 MVA 

SE GOVERNADOR MANGABEIRA 

230/69 kV –100 MVA 

A perda do único transformador da subestação, provoca 

corte temporário de toda a carga da subestação. 

Atualmente os dois transformadores são conectados 

através de uma única CT de 230 kV. Corte temporário 

de toda a carga na perda de um dos transformadores 

230/69 kV da subestação. 

Mesmo com os transformadores conectados com CTs 

independentes, a perda de um deles, o remanescente 


2005 e 137% em 2006. 



ordem de 107% em 2005, 110% em 2006. 

Na perda de um dos transformadores 230/138 kV, um 

dos remanescentes fica submetido a carregamentos da 

ordem de 104% 2006. 



O transformador de 33 MVA está 

associado a negociação com a Chesf 

sobre a SE Catu. 

Sem previsão. 

Instalação do terceiro 230/69 kV de 

39 MVA previsto para julho de 2010. 


230/69 kV de 100 MVA em dezembro 

de 2006. 


sistema Governador Mangabeira 69 kV 

para as SEs Tomba e Santo Antônio de 

Jesus. 


7.5.10 COELBA 


SE IRECÊ 

230/138 kV – 1 X 55 MVA 

SE JACARACANGA 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE JUAZEIRO II 

230/69 kV – 2 X 100 MVA 

SE MATATU 

230/69 kV – 3 X 100 MVA 

A perda do único transformador da subestação provoca 

corte permanente de toda a carga. 




2006. 




2006. 

Na perda de um dos transformadores 230/69 kV, em 

2004, os transformadores remanescentes ficam 

submetidos a carregamentos da ordem de 100%. Nessa 

mesma contingência o transformador 04T4 da SE 

Cotegipe fica submetido a um carregamento da ordem 

de 110%, além de ser verificado sobrecarga de 33% na 

LT 69 kV Pituaçu – Matatu C1/C2 


230/138 kV 55 MVA com previsão para 

julho de 2007. 


230/69 kV de 100 MVA, com previsão 

para dezembro de 2007. 



para julho de 2006. 

Implantação da SE Narandiba, prevista 

para novembro de 2005. 

230/11,9 kV – 2 X 40 MVA Na perda de um dos transformadores 230/11,9 kV, o 



2006 

Transferência de carga, através do 

sistema de distribuição em 11,9 kV. 


7.5.10 COELBA 


SE OLINDINA 

230/13,8 kV – 1 X 40 MVA 

SE SANTO ANTÔNIO DE JESUS 

230/69 kV – 100 MVA 

A perda do único transformador da subestação provoca 

corte permanente de toda a carga 





para dezembro de 2008. 

Transferência de cargas pelo sistema 

de 69 kV para os regionais de 

Governador Mangabeira e Irecê (para 

possibilitar a transferência para o 

regional de Governador Mangabeira é 

necessário construir a LT 69 kV São 

Felipe – Santo Antônio, prevista para 

2006). 


SUBESTAÇÃO 

FATOR DE 

POTÊNCIA 

DATA 

OLINDINA – 230/13,8 kV 0,86 2004 a 2006 

CAMAÇARI II – 230/69 kV 0,91 2004 a 2006 

GOV. MANGABEIRA – 230/69 kV 0,92 2004 a 2006 

MATATU – 230/11,9 kV 0,91 2004 a 2006 

IRECÊ – 230/69 kV 0,90 2004 a 2006 




8 Integração de Usinas 

A Tabela 8-1 sintetiza o impacto sobre o sistema de transmissão das conexões 

cujos processos de solicitação de acesso já foram concluídos, ou se acham em 

andamento para aqueles. Estão relacionados tanto as ampliações e os reforços na 

Rede Básica, como as obras necessárias nos níveis de tensão inferiores a 230 kV. 

São empreendimentos que devem integrar a Rede Básica, instalações de uso 

restrito do acessante e instalações da rede de distribuição. É essencial o 

equacionamento de todos as obras destacadas para que a integração desses novos 

agentes se dê de acordo com os padrões de desempenho estabelecidos nos 

Procedimentos de Rede. 


Tabela 8.1 – Resumo dos Pareceres de Solicitação de Acesso - Impacto sobre a Transmissão 

AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 

OBRAS NECESSÁRIAS 

OBSERVAÇÃO 

UHE CANA BRAVA 

Parecer 09/2002 

Em operação 

2º autotransformador 500/230 kV da SE 

Até a entrada em operação da 

3 x 157,2 MW 

CTA DAT- 

0877/02(15.03.02) 

Serra da Mesa – 400 MVA 

expansão da interligação Norte/Sul 

poderá haver limitação no despacho 

pleno simultâneo das UHE’s 

Lajeado, Serra da Mesa, Cana 

Brava e Tucuruí; 

Até a implantação do 2º 

autotransformador 500/230 kV da 

SE Serra da Mesa, haverá 

necessidade de implantar esquema 

de corte de geração para o caso de 

perda do autotransformador 

existente. 

UHE Funil 

Parecer de Acesso emitido 

Em operação 

Uma subestação seccionadora da LT de 

3 x 60 MW 

pela Cemig 

138 kV – Campo Belo – Lavras. Duas LT 

de 138 kV, circuito duplo, de 

aproximadamente 2 km de extensão, 

denominadas LT de 138 kV- Funil – 

Campo Belo e LT- Funil - Lavras 

UHE ITAPEBI 


Em operação 

LT 500 kV Sapeaçu – Camaçari II (em 

3 x 150 MW 

CTA DAT-177/01 

(18.07.01) CTA DAT- 

licitação pela Aneel) 

007/02 (08.01.02) – Rev. 1 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UHE LAJEADO 

5 x 190 MVA 


CTA DAT-124/01(06.06.01) 

CTA DAT-288/01(28.09.01) 

– Rev. 1 

Em operação Até a entrada em operação da 

expansão da interligação Norte/Sul 

haverá limitação no despacho 

simultâneo pleno das UHE’s 

Lajeado, Serra da Mesa, Cana 

Brava e Tucuruí 

UHE PIRAJU 


Em operação 

Adequação das proteções nos terminais 

Adequação ainda pendente. 

2 X 45 MW 

CTA DAT-063/01(14.03.01) 

CTA DAT-101/01(21.05.01) 

Chavantes e Jurumirim 230 kV (a cargo 

do acessante) 

– Rev. 1 

ONS-313/200/2002 

(04.09.02) – Rev. 2 

UHE PORTO ESTRELA 


Em operação 

Adequação das proteções nos terminais 

2 x 56 MW 

CTA DAT-247/01(14.09.01) 

– Rev.1 

Itabira 2-Ipatinga 1 230 kV 

UTE ELETROBOLT 

(360 MW) 

Parecer emitido pela Light Em operação Seccionamento do barramento 138 kV da 

SE Cascadura (fora da Rede Básica) 

Reconfiguração da rede de distribuição 

138 kV (fora da Rede Básica) Trafo 

230/138 kV da SE Nilo Peçanha 

Obras já implantadas 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UTE MACAÉ MERCHANT 


Em operação 

Troca dos equipamentos terminais (TCs, 

Obras ainda pendentes 

4 x 4 x 178 + 4 x 45 MW 

CTA DAT-076/01(02.04.01) 

CTA DAT-298/01(04.10.01) 

chaves, etc.) nas SEs Adrianópolis e 

Campos, nos circuitos Adrianópolis- 

Rev. 

Campos 345 kV Substituição de um bay 

em Campos 138 kV e na UTEC 138 kV 

(fora da Rede Básica) quando da 

motorização da 1ª etapa completa da UTE 

UTE CANOAS 


Em operação 

Associado à 1ª unidade: Adequação das 

2 x 160 +1 x 180 MW 

CTA DAT-304/01(10.10.01) 

CTA DAT-073/02(12.03.02) 

proteções nos terminais de C. Industrial e 

Gravataí 2; substituição dos disjuntores 

– Rev. 1 

138 kV dos trafos 2 e 3 da SE 

CTA DAT-137/02(24.04.02) 

Cachoeirinha e o disjuntor 138 kV do trafo 

– Rev. 2 

2 da SE Scharlau (fora da Rede Básica). 

CTA DAT-238/02(28.06.02) 

– Rev. 3 

Associado à 2ª unidade: substituição dos 

disjuntores dos terminais da linha Cidade 

Industrial - Gravataí 230 kV C1/C2 em 

Cidade Industrial (obra a cargo do 

acessante); substituição de 20 disjuntores 

da SE Cidade Industrial 230 kV e troca 

dos reles de proteção dos módulos de 

230 kV. 

UHE Guaporé 


Em comissionamento, 

LT 230 kV circuito duplo Jauru - /Coxipó 

Linha autorizada à Eletronorte com 

3 x 40 MW 

pela Cemat 

aguardando a conclusão da 

LT 230 kV Jauru - Coxipó 

previsão para maio/2003 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UHE Jauru 


Em comissionamento, 

LT 230 kV circuito duplo Jauru - /Coxipó 

Linha autorizada à Eletronorte com 

3 x 39,35 MW 

pela Cemat 

aguardando a conclusão da 

LT 230 kV Jauru - Coxipó 

previsão para maio/2003 

UTE ARAUCÁRIA E 


UTE ARAUCÁRIA 

LT 230 kV Gralha Azul -Umbará CD; 

Obras concluídas 

CONSUMIDOR CISA 

CTA DAT-313/00(20.12.00) 

Em operação 

Recapacitação da LT 230 kV Umbará - 

ONSUMIDOR CISA 

Cidade Industrial; 

Tendência: Maio/2003 

SE Gralha Azul, arranjo em barra dupla, 

com dois módulos de entrada de linha e 

um módulo de interligação de barras; 

ONS-310/200/2002 

Recapacitação da LT 230 kV em circuito 

(30/08/2002) 

duplo existente entre as subestações de 

Umbará e Uberaba (já concluída pela 

Copel-T); 

Novo módulo de linha de 230 kV na SE 

Umbará. 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UTE SENADOR CARLOS 


200 MW disponíveis para 

Linha de transmissão Cauipe-Fortaleza II 

Obra autorizada pela Resolução 

JEREISSATI 

CTA DAT-380/01(21.12.01) 

operação 

C1 230 kV; 

Aneel 233/02, de 24.04.2002; 

4 x 50 + 1 x 70 MW 

CTA DAT-182/02(03.06.02) 

100 MW em operação 

Até que seja concretizada a 

efetiva 

implantação da LT Cauípe – 

70 MW em 30/03/2004 

Fortaleza II C1, o acessante deverá 

implantar um ECG para perda na 

LT 230 kV Cauípe -Fortaleza I; 

Devido à restrição no fornecimento 

de gás natural, atualmente apenas 

2X 50 MW podem operar. O 

fornecimento de gás para 4 X 

50 MW deverá ser normalizado 

ainda em 2003. 

UTE TERMORIO 

Parecer emitido pela Cerj 

Janeiro/03 

Seccionamento do barramento 138 kV da 

A entrada em operação desta UTE 

6 x 105,7 + 2 x 120 + 1 x 

180 MW 

para a etapa provisória 

(190 MW) (conexão 

138 kV) 

Parecer 2/2000 emitido 

pelo ONS para a etapa 

definitiva (1036MW) em 

São José (Rede Básica até 

novembro de 2003) 

ONS 286/200/2002 de 

21.08.02 

SE São José quando da 7ª unidade – 

Fev/03 (fora da Rede Básica) 

Remanejamento dos circuitos 138 kV que 

saem da SE São José 138 kV (fora da 

Rede Básica). 

Na etapa provisória: lançamento dos 

cabos do 2o circuito de 138 kV Reduc- 

Imbariê (fora da Rede Básica) e 

substituição de bay em Imbariê na etapa 

provisória 

agrava os problemas de 

carregamento na LT São José- 

Magé 138 kV, necessitando rever 

os limites de carregamento ou 

procurar uma solução de 

planejamento. 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UTE NORTE FLUMINENSE 


Julho/03 

LT 345 kV Macaé – Campos C3 (proposta 

Caso não haja ampliação da rede 

3 x 223 + 1 x 342 MW 

CTA DAT-113/01(24.05.01) 

neste PAR). 

Necessidade da linha de transmissão 

Ouro Preto-Vitória 345 kV. 

Troca dos equipamentos terminais (TC, 

Chaves, etc.) nas SEs Campos e Vitória, 

nos circuitos Campos-Vitória 345 kV 

345 kV, haverá necessidade de 

corte de carga/geração em caso de 

contingência no circuito 345 kV no 

trecho entre a UTE Macaé 

Merchant e a SE Campos. A 

necessidade das obras em 

Adrianópolis 345 kV está associada 

Troca de 3 disjuntores na SE Adrianópolis 

ao efeito conjunto das UTEs Macaé 

345 kV 

Merchant, Norte Fluminense, 

Campos, Paracari e Termorio 

UTE SANTA CRUZ 

Solicitação de Acesso em 

Junho/03 

Seccionamento do barramento 138 kV da 

A SE Jacarepaguá 138 kV possui 6 

2 x 175 MW (Contrato de Gás 

Interruptível) 

andamento – Conexão no 

sistema da Light 

SE Jacarepaguá (fora da Rede Básica) 

Recapacitação e reconstrução da rede de 

conexão entre a UTE Santa Cruz e a SE 

Jacarepaguá 138 kV (fora da Rede 

bays de 37 kA que necessitam ser 

trocados em Dez de 2002 e não 

dependem da entrada em operação 

da UTE Sta. Cruz 

Básica) 

Expansões adicionais em Sta. Cruz 

Recapacitação da SE Santa Cruz 138 kV 

(fora da Rede Básica) 

levarão à necessidade da troca dos 

demais disjuntores da SE 

Jacarepaguá 

Necessidade de definição de 

medidas operativas na condição de 

disjuntores superados na SE Sta. 

Cruz 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UTE CAMPOS 


Maio/03 

Substituição de 9 disjuntores na SE 

Cronologicamente a troca de 

80 MW (Contrato de Gás 


andamento 

Campos 138 kV, 3 disjuntores na SE 

UTEC 138 kV e 5 disjuntores na SE UTEC 

69 kV (fora da Rede Básica). 

disjuntores será necessária quando 

da operação conjunta das UTEs 

Macaé, Norte Fluminense e 

Recapacitação dos circuitos Campos- 

UTEC 138 kV (2 km) (fora da Rede 

Básica), obra necessária 

independentemente da entrada da usina. 

Ampliação da transformação 138/69 kV da 

SE UTEC (fora da Rede Básica), obra 

necessária independentemente da 

entrada da usina 

Campos, em Julho de 2003. Do 

ponto de vista legal, Macaé e Norte 

Fluminense já possuem reserva de 

capacidade por terem assinado os 

contratos de uso. A UTE Campos 

poderá operar sem a troca dos 

equipamentos até a entrada da UTE 

Norte Fluminense, quando se 

tornará interruptível caso a troca de 

equipamentos não tenha sido 

concluída. 

UHE AIMORÉS 

3 x 116 MW 

Em Solicitação de Acesso Novembro/03 Recapacitação da LT 230 kV Gov. 

Valadares – Aimorés 230 kV; 2º Circuito 

da linha Aimorés –Mascarenhas, 20 km; 

pátio 230 kV da SE Mascarenhas e 

duplicação da transformação 230/138 kV 

– 150 MVA da SE Mascarenhas (fora da 

Rede Básica) 

(Obras já previstas no PAR 

2002/2004) 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UTE PARACAMBI 


Novembro/03 

“bypass” na SE Adrianópolis 500 kV e 

O “bypass” na SE Adrianópolis 

2 x 187 + 1 x 184 MW 

CTA DAT-060/02(01.03.02) 

implantação de banco de reator de 500 kV 

chaveável na SE Adrianópolis e 

500 kV deve ser também associada 

à entrada em operação do 3º 

Cachoeira Paulista. 

circuito Cachoeira Paulista – 

Adrianópolis. As obras citadas 

estão associadas não só a UTE 

Paracambi, mas ao conjunto de 

térmicas da área Rio e dependem 

do despacho de geração do Rio 

Grande 

UTE SÃO GONÇALO 


Outubro/03 

Troca de equipamentos nas subestações 

Impactos no sistema em avaliação 

190 MW (Contrato de Gás 


andamento 

Conexão no Sistema 

138 kV da Cerj 

vizinhas em avaliação pela Cerj 

pela Cerj no que se refere à 

substituição de equipamentos. O 

atraso na entrada em operação 

desta UTE agrava sobremaneira os 

problemas de carregamento na LT 

São José-Magé 138 kV acima 

citados 

UTE FORTALEZA 


Dezembro/03 

LT 230 kV Cauípe - Fortaleza II C2 (além 

Obra autorizada pela Resolução 

2 x 112 + 1 x 123 MW 

CTA DAT-006/02(08.01.02) 

do C1 já citado acima); substituição de 6 

disjuntores 69 kV da SE Fortaleza (fora da 

Aneel 233/02, de 24.04.2002. Caso 

não estejam presentes os dois 

Rede Básica) 

circuitos Cauipe-Fortaleza II, a UTE 

Fortaleza não poderá ser 

despachada simultaneamente com 

a UTE Termoceará. 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UTE TERMOPERNAMBUCO 


Dezembro/03 Recapacitação dos circuitos Recife II – 

Autorizadas pela Resolução Aneel 

2 x 160,75 +1 x 188,35 MW 

CTA DAT-095/01(09.05.01) 

Pirapama 230 kV w substituição dos 

nº 233/02, de 24.04.2002. 

disjuntores 230 kV dos trafos da SE 

Pirapama II 

UHE Itaipu 

2 x 700 MW 

Março de 2004 Caso haja contratação de 

montantes além dos estabelecidos 

nos contratos iniciais, há 

necessidade de reforços na Rede 

Básica para controle de tensão na 

Área São Paulo. 

UTE TERMOAÇU 


Junho/04 Linha de transmissão Paraíso-Açu II - 

A LT Paraíso – Açu II foi licitada 

2 x 157,5 MW 

CTA DAT-024/02(28.01.02) 

230 kV (obra prevista no PAR 2002/2004); 

Recapacitação da linha Açu II – Mossoró 

pela Aneel em 15/08/2002, com 

previsão de operação em 

II - 230 kV. 

março/2004.. Caso não estejam 

presentes a LT Paraíso-Açu II e a 

recapacitação da LT Açu II – 

Mossoró II, haverá restrição no 

despacho da UTE. 

CONVERSORA RIVERA 


Pendente de acertos 

Troca dos TC’s da linha Alegrete 2–Santa 

Até a entrada em operação das 

70 MW 

CTA DAT-126/01(01.06.01) 

referentes à transferência 

do contrato de energia da 

Maria 3 230 kV, Alegrete 2-Maçambará, 

Alegrete 2- Livramento e Livramento- 

linhas UTE Uruguaiana – 

Maçambará haverá limitação no 

Eletrosul para a Eletrobrás 

BagéArranjo definitivo da SE Livramento, 

despacho pleno simultâneo da UTE 

230 kV, autorizado pela Resolução Aneel 

Uruguaiana e da Conversora Rivera 

nº 016/2001 


AGENTE 

PARECER 

DATA ENTRADA 

EM OPERAÇÃO 


OBSERVAÇÃO 

UTE Camaçari 


Primeira máquina entrou 

5 x 70 MW (Contrato de Gás 


em janeiro/2004. 

em operação em 

abril/2003. 


Neste item são apresentadas de forma sucinta, as principais restrições associadas 

ao sistema de transmissão e o efeito das obras previstas no PAR 2004-2006 sobre 

o pleno despacho de usinas integradas ao SIN. As tabelas 8-1 a 8-3 relacionam as 

principais restrições identificadas. 

Regiões Sudeste e Centro-oeste 

Foram abordados os efeitos das obras com relação a onze (11) restrições 

existentes ao despacho de geração hidráulica e verifica-se que: 

• uma (1) não sofre alteração em decorrência das obras; 

• duas devem sofrer alteração, sendo que uma delas expressiva e 

• oito (a maioria delas) devem ser eliminadas 

Foram abordados os efeitos das obras com relação a oito (8) situações existentes 

quanto ao despacho de geração térmica e verifica-se que as obras previstas 

afetam todas as situações relacionadas, sendo que em grande parte dos casos, 

essas obras favorecem o despacho mínimo de geração térmica nas usinas do 

Sudeste e Centro-Oeste. 


Tabela 8-1 Principais Restrições ao Pleno despacho de Usinas nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, associadas à transmissão 

Legenda: A permite redução expressiva, B permite redução 

SE/CO – DESPACHOS DE GERAÇÃO TÉRMICA E EFEITO DAS OBRAS 

Efeito no despacho de geração 

Área Descrição da situação Obra Prevista PAR 2004 - 2006 Sem 

Alteração 

Permite 

Redução 

Permite GT 

mínimo 

RJ/ES 

No ano de 2003, até a entrada 

do 3º banco, será necessário 

despacho de geração na usina 

SE Adrianópolis - 3º Banco de 

autotransformadores 500/345 kV – 560 MVA 

(junho/2003) 

A 

Macaé =mín 

de Macaé 

Sem as obras de transmissão 

em construção e para os fluxos 

previstos no sistema de 500 kV 

LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis C3 

(junho/2003) 

A 

Exceto 

Macaé ou 

há necessidade de despacho 

NFlu 

de geração térmica na área. 

O atendimento ao ES requer 

geração térmica para fluxos 

FES superiores a cerca de 

LT 345 kV Ouro Preto 2 – 

atrasadas) 

Vitória (obras 

X 

Macaé=0 

1070 MW antes da obra de 

transmissão prevista 

NFlu=mín 






Alteração 

Permite 

Redução 

Permite GT 

mínimo 

A contingência da LT 500 kV 

Tijuco Preto - Cachoeira 

Paulista pode acarretar em 

sobrecarga na LT Tijuco Preto - 

Taubaté 

LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista C2 

(dezembro/2004) 

B 

SP 

Há restrições ao pleno 

despacho simultâneo das UTEs 

Piratininga (470 MW), Nova 

Piratininga (378 MW) e da UHE 

Henry Borden 230 kV 

(485 MW), no caso de perda do 

transformador 345/230 kV de 

Interlagos ou do transformador 

345/230 kV de Baixada Santista 

e ainda no caso 

da perda da LT 230 kV 

Piratininga – Henry Borden. 

Segundo banco de autotransformadores 

345/230 kV - 500 MVA na SE Interlagos e obras 

associadas (data contratual de 31/12/2003) 

X 

Piratininga= 

min 

Nova 

Piratininga= 

0 






Alteração 

Permite 

Redução 

Permite GT 

mínimo 

A área Minas Gerais é muito 

influenciada pelo fluxo na 

interligação Norte-Sul. Em 

cenários com importação 

elevada pelo Sudeste superior a 

Conexão do reator de Neves da LT 500 kV 

S.Gotardo – Neves já foi autorizada para a 

Cemig e está prevista para maio de 2003. 

1.500 MW e geração na bacia 

do Paranaíba elevada, mesmo 

após a entrada em operação da 

SE Bom Despacho, as 

contingências das LTs 500 kV 

Emborcação -São Gotardo 2 e 

Jaguará -Nova Ponte, podem 

levar a cortes de carga na 

SE Bom Despacho 500 kV (março de 2004) – 

(obra principal para redução de despacho de 

geração térmica) 

SE Ouro Preto 2 - conexão para reator 91 Mvar 

- 500 kV da LT Ouro Preto 2 – São Gonçalo do 

Pará - data de instalação solicitada para 

setembro de 2004 

região. Nesses cenários 

SE Jaguará - conexão para reatores nas LTs 

Igarapé=min 

MG 

poderão ser necessários 

despachos elevados nas usinas 

térmicas de Ibiritermo e Igarapé 

Jaguara – Neves e Jaguara – São Gonçalo do 

Pará (2x91 Mvar - 500 kV) - data de instalação 

solicitada para junho de 2005 

Ibiritermo=0 

J.Fora=0 

para um adequado controle de 

carregamento e de tensão da 

região central. 

SE Emborcação - conexão para reator 91 Mvar 

- 500 kV na LT São Gotardo 2 - - data de 

instalação solicitada para abril de 2005. 

SE São Gotardo 2 - reator manobrável de barra 

de 91 Mvar - 500 kV -- data de instalação 

solicitada para junho de 2005 






Alteração 

Permite 

Redução 

A 

Permite GT 

mínimo 

MT 

Situação atual – Tendo em vista 

a expansão expressiva do 

parque gerador nessa área, há 

restrição de geração hidráulica 

e térmica para exportação para 

o SIN, devido à restrição 

estrutural do sistema de 

transmissão. 

Compensação série nos circuitos C1 e C2 dos 

trechos de linhas entre Rondonópolis e 

Itumbiara 

LT 230 kV, circuito duplo (25 km), Coxipó - 

Cuiabá e LT 230 kV Cuiabá-Rondonópolis, 

compensada em série (60%). 

Permite 

reduzir GT 

no caso de 

importação 

pelo MT e 

aumenta o 

limite de 

transmissão 

no caso de 

Aumento de 

GH local 

permite 

Cuiabá=0 

exportação 

LT 500 kV Cuiabá - Itumbiara, com 

Elimina 

MT 

seccionamentos em Riberãozinho e 

qualquer 

Intermediária e demais obras associadas. 

restrição 


9 Referências 

[1] Módulo 4 dos Procedimentos de Rede, Revisão 0, autorizado pela Resolução Aneel 

240/00. 

[2] ONS, Planejamento da Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional - Período 

janeiro/2003 a abril/2004. 

[3] ONS/CCPE, Alternativas para Atendimento aos Sistemas Radiais – Termo de 

Referência, Abril, 2003. 

[4] ONS, Estudos de Curto-Circuito - Período 2002-2005, ONS RE 03/343/2002, Fevereiro, 

2003. 

[5] ONS, Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica, Período 2003 a 2005, Vol. 1/3, 

ONS-2.1-031/2002, Aprovado p/ Conselho de Administração em 13/06/2002, Junho, 

2002. 

[6] Fong C.C., et al., Bulk System Reliability Measurement and Indices, IEEE Trans on 

PWRS, Vol. 4, no 3, pp. 829-835, Aug 1989. 

[7] ONS, Confiabilidade da Rede Básica no Período 2003 a 2005, ONS-2.1-025/2003v3.0, 

Março, 2003. 

[8] ONS, Estudo para Identificação das Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período 

2003-2005 – Termo de Referência. 

[9] Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede, autorizado pela Resolução Aneel 140/02. 

[10] Módulo 2 dos Procedimentos de Rede, autorizado pela Resolução Aneel 140/02. 

[11] Módulo 3 dos Procedimentos de Rede, Revisão 2, autorizado pela Resolução Aneel 

140/02. 

[12] Submódulo 5.2 dos Procedimentos de Rede, autorizado pela Resolução Aneel 140/02. 

[13] CCPE, Programa Determinativo da Expansão da Transmissão – PDET 2003/2007. 

[14] ONS NT 030/2002: Identificação de Reforços para Maior Acoplamento entre as Redes 

de 500 kV e 440 kV da Região Sudeste. 

[15] ONS NT 048/2002: Identificação de Reforços para Evitar o Colapso do Sistema de 

Transmissão de Itaipu em Caso de Defeitos Múltiplos no 440 kV 

[16] ONS 2.1-088/2002: “Diagnóstico das Deficiências do Sistema Físico de Transmissão 

do Sistema Interligado Nacional – Região Sul – Vols. I e II; Relatório preparado por Caldas 

e Carvalho Consultoria; 

[17] ONS 2.1-089/2002: “Condições de Atendimento às Capitais da Região Sul – Vols. I e 

II”; 

[18] ONS 2.1-086/2002: “Estudos de Melhorias das Condições de Segurança do Sistema 

Interligado Nacional – Regiões Sudeste e Centro-Oeste – Vols. I a VII”; Relatório elaborado 

pela ENERGY CHOICE Engenharia e Representações 


[19] ONS 2.1-087/2002: “Diagnóstico do Sistema Interligado Norte/Nordeste/Sudeste”; 

Relatório preparado pela ANDESA Consultoria em Sistemas de Energia Elétrica” 

[20] ONS 3/320/2002: “Critérios e Diretrizes para Estudo de estabilidade Eletromecânica do 

ONS” 

[21] ONS NT 003/051/2001: “Reavaliação do Despacho Ótimo por Usina e por Unidade 

Geradora e Determinação do Montante Mínimo de Carga no Período de carga Leve – 

Sistema Sudeste/Centro-Oeste” 

[22] ONS “Consolidação da Carga para o PAR 2004-2006” 

[23] ONS 03/107/2003: “Estudos de Curto-Circuito - Superação de Disjuntores” 


Lista de figuras, quadros e tabelas 

Tabelas 

Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas 9 

Tabela 1.2 - Regiões Geoelétricas 11 

Tabela 2.1.1-1 – Proposta de Ampliações e Reforços na 

Rede Básica nas Interligações Inter-regionais sem 

a concessão equacionada 17 


Rede Básica na Região Sul e no Mato Grosso do 

Sul sem a concessão equacionada 18 


Rede Básica nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste 

sem a concessão equacionada 25 


Rede Básica nas Regiões Norte e Nordeste sem a 

concessão equacionada 43 

Tabela 2.2.1-1 – Acréscimo em km de Linhas de 

Transmissão – Relação Completa 49 

Tabela 2.2.1-2 – Acréscimo em Número de Linhas de 

Transmissão – Relação Completa 49 

Tabela 2.2.1-3 – Acréscimo em Capacidade de 

Transformação na Rede Básica (MVA) – Relação 

Completa 50 

Tabela 2.2.1-4 – Acréscimo em Número de 

Transformadores na Rede Básica – Relação 

Completa 50 

Tabela 2.2.2-1 – Acréscimo em km de Linhas de 

Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel 51 

Tabela 2.2.2-2 – Acréscimo do Número de Linhas de 

Transmissão ainda não Equacionadas pela Aneel 51 

Tabela 2.2.2-3 – Aumento da Capacidade de Transformação 

ainda não Equacionada pela Aneel 52 

Tabela 2.2.2-4 – Acréscimo do Número de Transformadores 

ainda não Equacionados pela Aneel 52 

Tabela 2.2.3-1 – Estimativa de Investimento Associado ao 

PAR 2004-2006 – Relação Completa (Valores em 

Milhões R$) 53 

Tabela 2.2.3-2 – Estimativa de Investimento Associado ao 

PAR 2004-2006 – Obras Cuja Concessão ainda 

não foi Equacionada (Valores em Milhões R$) 54 

Tabela 3.2-1 – Subestações Atendidas por meio de 

Circuitos Radiais Singelos 57 

Tabela 3.2-2 - Avaliação Preliminar dos Locais com 

Possíveis Problemas de Superação de Disjuntores 58 


Tabela 3.3.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima 

Anual – Região Sul (1) 62 

Tabela 3.3.1-2: Indisponibilidade da LT 525 kV Campos 

Novos – Blumenau, na carga média de verão 63 

Tabela 3.3.1-3: Déficit capacitivo em contingência – SE 

Caxias 65 

Tabela 3.3.1-5 – SE Gravataí 525/230 kV-carregamentos na 

perda do TR-1 da - carga média de verão 70 

Tabela 3.3.1-6 – SE Caxias 525/230 kV - Carregamentos em 

contingência - carga média de verão 71 

Tabela 3.3.1-5 – Principais Obras propostas para o Sistema 

Regional Sul ainda sem concessão 73 


Anual – Rio Grande do Sul 77 

Tabela 3.3.2-2 Carregamento na linha de circuito duplo, 

230 kV Gravataí 2 – Porto Alegre 6 79 

Tabela 3.3.2-3 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV de 

Caxias – Farroupilha e Caxias – Campo Bom 79 

Tabela 3.3.2-4 – Sobrecargas nas linhas de 230 kV 

Farroupilha – Caxias 5 – Lageado Grande – 

Siderópolis 80 

Tabela 3.3.2-5 – Restrições de despacho na UTE Presidente 

Médici 81 

Tabela 3.3.2-6 – Restrições de despacho na UTE 

Uruguaiana com geração máxima das usinas 

hidráulicas no Rio Grande do Sul (1123 MW) 83 

Tabela 3.3.2-7 – Restrições de despacho na UTE 

Uruguaiana com geração mínima das usinas 

hidráulicas no Rio Grande do Sul (235 MW) 84 

Tabela 3.3.2-8 – Efeito da variação do despacho da UTE 

Canoas na indisponibilidade da LT 525 Itá - 

Gravataí 87 


Canoas na indisponibilidade do TR 01 525/230 kV 

da SE Gravataí 88 


Canoas na indisponibilidade do TR 02 525/230 kV 

da SE Caxias 88 

Tabela 3.3.2-12 – Principais Obras propostas para o Rio 

Grande do Sul ainda sem concessão 89 

Tabela 3.3.3-1 - Capacidade Instalada e Demanda Máxima 

Anual – Santa Catarina 93 

Tabela 3.3.3-2 – Tensões no Leste de Santa Catarina 94 

Tabela 3.3.3-3 Carregamentos na LT 230 kV Salto Osório - 

Pato Branco 98 

Tabela 3.3.3-4 – Capacidade das linhas de 230 kV do leste 

de Santa Catarina 101 


Tabela 3.3.3-5 – Resultados com rede completa, antes da 

relocação da linha para Palhoça, em regime 

permanente 101 

Tabela 3.3.3-6- Resultados com rede completa, em regime 

permanente, após a relocação 102 

Tabela 3.3.3-7 – Resultados quando da indisponibilidade da 

LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, antes da 

relocação 103 

Tabela 3.3.3-8 – Resultados quando da indisponibilidade da 

LT 230 kV Jorge Lacerda B – Blumenau, após a 

relocação 104 

Tabela 3.3.3-9 Contingências duplas mais severas no 

atendimento a Florianópolis 105 

Tabela 3.3.3-10 – Principais Obras propostas para Santa 

Catarina ainda sem concessão 105 


Anual – Paraná 109 

Tabela 3.3.4-2 - Fluxos na LT 230 kV Cascavel Oeste – 

Cascavel na perda de um circuito 112 

Tabela 3.3.4-3 – Fluxos na LT 230 kV Umbará – Uberaba na 

perda do circuito paralelo 116 

Tabela 3.3.4-4 - Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido – 

Pilarzinho em condição normal- configuração 

atual 116 

Tabela 3.3.4-5 Fluxos na LT 230 kV Campo Comprido – 

Pilarzinho com expansões no anel de Curitiba 117 


atendimento a Curitiba 118 

Tabela 3.3.4-7 – Principais Obras propostas para o Paraná 

ainda sem concessão 119 


Anual – Rio de Janeiro e Espírito Santo 124 

Tabela 3.4.1-2 – Principais Obras propostas para o Sistema 

Regional Sudeste ainda sem concessão 130 

Tabela 3.4.1-3 – Capacidade Operativa das LTs 345 kV 

Adrianópolis – Campos - Vitória 133 

Tabela 3.4.1-4 – Carregamento na Transformação da SE 

Mascarenhas e na SE Vitória 136 


Anual – Área Minas Gerais 140 

Tabela 3.4.2-2 – Principais Obras propostas para a Área 

Minas Gerais ainda sem concessão 146 

Tabela 3.4.2-3 – Usinas hidrelétricas e térmicas previstas 

para a Área Minas Gerais até 2006 149 

Tabela 3.4.2-4 – Análise do Carregamento da LT 345 kV 

Furnas – Pimenta: Descrição do Cenário 

Analisado 153 

Tabela 3.4.2-5 – Carregamentos das Linhas e 345 kV em 

Condições Normais de Operação 153 


Tabela 3.4.2-6 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em 

emergência (Sem a LT Itumbiara – Marimbondo) 154 

Tabela 3.4.2-7 – Carregamentos das Linhas de 345 kV em 

emergência (Com a LT Itumbiara – Marimbondo) 154 

Tabela 3.4.2-8 - Carregamentos das Linhas de 345 kV em 

emergência – Efeito da duplicação da LT Furnas – 

Pimenta 155 

Tabela 3.4.2-9 – Cenários Considerados na Avaliação dos 

Carregamentos das Linhas em 345 kV, antes da 

Duplicação da LT Furnas – Pimenta 156 

Tabela 3.4.2-10 – Carregamentos das Linhas e 345 kV, em 

Condições Normais de Operação, nos Cenários 

Analisados 157 


Condições Normais de Operação, nos Piores 

Cenários, Considerando a duplicação da LT 

Furnas – Pimenta 157 


emergências, no Pior Cenário, Considerando a 

duplicação da LT Furnas – Pimenta 158 

Tabela 3.4.2-13 – Carregamentos em Linhas de 138 kV da 

Região da Mantiqueira, em Condições Normais de 

Operação 159 


Região da Mantiqueira, em Condições de 

Emergência da LT Furnas – Pimenta 160 


Região da Mantiqueira, em Condições de 

Emergência da LT Barbacena – Juiz de Fora 160 

Tabela 3.4.2-16 – Carregamentos em linhas de 345 kV e de 

138 kV, Considerando a Duplicação da LT Furnas 

– Pimenta 162 

Tabela 3.4.2-17 – Cenários Considerados na Análise do 

Efeito da Defasagem do Trafo da SE Mascarenhas 164 

Tabela 3.4.2-18 – Carregamentos nas Linhas de 230 kV no 

Leste de Minas Gerais, em função da Defasagem 

do Trafo da SE Mascarenhas 165 


Anual – Área São Paulo 169 

Tabela 3.4.3-2 – Principais Obras propostas para a área 

São Paulo ainda sem concessão 176 

Tabela 3.4.3-3 – Carregamento nos Autotransformadores 

500/440 kV de Água Vermelha 181 

Tabela 3.4.3-4 - Carregamento nos Autotransformadores 

500/440 kV de Água Vermelha com Despachos 

Reduzidos no Paranaíba e no Grande 183 

Tabela 3.4.3-5 – Sobrecarga nos Circuitos 230 kV Mogi – 

São José (com tap para Itapeti) e Mogi – São José 

(expressa) 192 


Tabela 3..5.1-1 – Capacidade Instalada e Demanda Máxima 

Anual – Goiás e Distrito Federal 203 

Tabela 3.5.1-2 – Principais Obras propostas para a área 

Goiás/Distrito Federal ainda sem concessão 207 

Tabela 3.5.1-3 – Área Goiás e Distrito Federal – Fluxos 

(MW) 210 


Anual – Área Mato Grosso 213 

Tabela 3.5.2-2– Principais Obras propostas para o sistema 

do Mato Grosso ainda sem concessão 216 

Tabela 3.5.2-3– Resultados da análise do estado do Mato 

Grosso – Ano 2004 e fevereiro/2005 220 


Grosso – Ano 2005 (junho e dezembro) 224 


Grosso – Ano 2006 224 

Tabela 3.5.2-6– Capacidade de geração e intercâmbios da 

área centro-norte do Mato Grosso 226 


Anual – Mato Grosso do Sul 229 

Tabela 3.5.3-2 – Cortes de Carga Estimados na 

Indisponibilidade da LT 230 kV Guaíra – Dourados 231 

Tabela 3.5.3-3 – Cortes de Carga Estimados na 

Indisponibilidade da LT 230 kV Dourados – 

Anastácio 232 


atendimento a Campo Grande 236 

Tabela 3.5.3-5 – Principais Obras propostas para o sistema 

do Mato Grosso do Sul ainda sem concessão 236 

Tabela 3.5.3-6 - Obras Necessárias de Responsabilidade da 

Enersul 237 


Anual – Área Pará 240 

Tabela 3.6.1-2 – Subestações com fator de potência abaixo 

de 95% – Área Pará 242 


Pará ainda sem concessão 243 

Tabela 3.6.2-1- Capacidade Instalada e Demanda Máxima 

Anual – Área Maranhão/Tocantins 246 


de 95% – Área Maranhão/Tocantins 249 


Maranhão/Tocantins ainda sem concessão 250 


Anual – Área Oeste 252 


de 95% – Área Oeste 254 


Oeste ainda sem concessão 255 



Anual – Área Norte 258 


de 95% – Área Norte 260 

Tabela 3.7.2-3 – Principais Obras propostas para Área 

Norte ainda sem concessão 262 


Anual – Área Leste 266 

Tabela 3.7.3-2– Subestações com fator de potência abaixo 

de 95% – Área Leste 268 

Tabela 3.7.3-3 – Principais Obras propostas para Área 

Leste ainda sem concessão 270 


Anual – Área Sul 273 


de 95% – Área Sul 276 

Tabela 3.7.4-3 – Principais Obras propostas para área Sul 

ainda sem concessão 277 


Anual – Área Centro 279 


Anual – Área Sudoeste 282 


de 95% – Área Sudoeste 283 

Tabela 4.2-1 - Valores máximos de recebimento pelo 

Sudeste (RSE) 294 

Tabela 4.2-2 - Valores máximos de exportação do Sul 

(FSUL) 295 

Tabela 4.2-3 - Valores máximos de importação do Sul 

(RSUL) 296 

Tabela 4.2-4- Valores máximos de exportação e de 

recebimento das regiões Norte/Nordeste/Sudeste 298 

Tabela 4.3.1-1 - Máximo Recebimento pelo Sudeste (RSE) 

no “Cenário Sudeste Importador”, considerando 

Contingências Simples e Itaipu com despacho 

“BAIXO” 300 



Contingências Simples e Itaipu com despacho 

“ALTO” 301 


no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores” 

considerando Contingências Simples e Itaipu 

60Hz com despacho “BAIXO” 302 


no Cenário “Sul e Sudeste Exportadores”, 

considerando Contingências Simples e Itaipu com 

despacho “ALTO” 303 


Tabela 4.3.1-5 – Máximo Recebimento do Sul (RSUL) para o 

cenário Sul Importador 303 



Contingências Duplas e Itaipu com despacho 

“BAIXO” 304 


no “Cenário Sul e Sudeste Exportadores” 

considerando Contingências Duplas e Itaipu 60Hz 

com despacho “BAIXO” 305 

Tabela 4.3.2-1 –Limites de intercâmbio entre as regiões 

Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Norte 

Exportador 307 

Tabela 4.3.2-2 –Limites de intercâmbio entre as regiões 

Norte, Nordeste e Sudeste, cenário Sudeste 

Exportador 308 

Tabela 4.4.3.2-3 –Limites de intercâmbio entre as regiões 

Norte, Nordeste e Sudeste para o cenário 

Nordeste Exportador 308 

Tabela 5.2.1 - Classificação do Risco pela Severidade [6] 330 

Tabela 6.1.4-7 Previsão de Carga para o Subistema 

Sudeste/Centro-Oeste (MW) 364 

Tabela 6.1.4-8 Taxas de Crescimento e diferença entre 

ciclos – Subsistema Sudeste/Centro Oeste (%) 364 

Tabela 6.1.4-9 Previsão de Carga para o Subistema Sul mês 

de maio(MW) 372 

Figura 6.1.4-22 Comparação entre as previsões do PLANO 

de OPERAÇÃO e o PAR 2004/2006 376 

Tabela 6.3-1 Programa de Obras na Rede Básica 

Considerado para as Interligações Inter-regionais 381 


Considerado para a Região Sul 382 


Considerado para as Regiões Sudeste e Centro- 

Oeste 389 


Considerado para as Regiões Norte e Nordeste 396 

Tabela 6.4.1-1 – Instalações de transmissão não 

integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEEE- 

D 402 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – RGE 402 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – AES 403 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celesc 403 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Copel- 

D 404 



integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – 

Enersul 405 



Escelsa 406 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celg 407 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – CEB 409 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Cemat 414 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Sâo 

Paulo 415 



Cemig 418 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpa 418 



CELTINS 419 



Coelce 421 



Cosern 421 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Celpe 422 



Energipe 423 


integrantes da Rede Básica – 2004 a 2006 – Coelba 423 

Tabela 6.5.1-1 – Níveis de Tensão da Rede Básica (fasefase) 

em Corrente Alternada 425 

Tabela 6.5.2-1 – Fator de Potência nos Pontos de Conexão 426 

Tabela 6.5.5-1 – Despachos da UHE Itaipu considerado em 

cada patamar de carga 427 

Tabela 6.5.5-2– Parque Gerador Mínimo na Região Sul 428 

Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos 

e Probabilísticos 434 

Tabela 6.5.6-1 - Características dos Dados Determinísticos 

e Probabilísticos (continuação) 435 

Tabela 6.5.6-2 - Limites Inferiores e Superiores Admissíveis 

para a Variação das Tensões 436 


Tabela 6.5.6-3- Dados Probabilísticos da Rede Elétrica 

Brasileira [3] 436 

Tabela 6.5.6-4 - Perfil da carga típica diária do SIN, c/ 

influência de dias úteis e fins de semana [6] 438 

Tabela 6.5.6-5 - Composição do Espaço Probabilístico de 

Estados para Junho 2003, Pesada 439 

Tabela 7-1 – Locais onde é prevista sobrecarga em 

condições normais de operação 441 

Tabela 8.1 – Resumo dos Pareceres de Solicitação de 

Acesso - Impacto sobre a Transmissão 505 

Tabela 8-1 Principais Restrições ao Pleno despacho de 

Usinas nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, 

associadas à transmissão 516

RelatÃ³rio Completo - Volume I - ONS

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