PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PAR 2014 2016 · 2017. 8. 21. · Desse modo, o ciclo 2014–2016, apresenta os resultados e conclusões dos diversos estudos elaborados e o entendimento

PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS

PAR 2014 – 2016

ApresentaçãoSumário Executivo

Atualização27 de dezembro de 2013

ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico

1-Introdução

2-Síntese do Processo de Elaboração do PAR e Formato de Apresentação

3-Balanço Geral das Obras do PAR 2014 - 2016

4-Principais Ampliações e Reforços Propostos para a Rede Básica e Rede

Básica de Fronteira

5-Evolução dos Limites de Intercâmbio nas Interligações Regionais

6-Evolução das Previsões de Carga de Demanda do SIN

2

Proposta de Ampliações e Reforços na

Rede Básica e Transformações de

Fronteira

Introdução


O PAR - Plano de Ampliações e Reforços é elaborado anualmente pelo ONS –

com a participação dos agentes de transmissão, geração, distribuição e

consumidores livres conectados à rede básica – levando em conta as propostas

de novas obras, as solicitações de acesso, as variações nas previsões de carga,

os atrasos na implantação de instalações de geração e transmissão, bem como

as informações oriundas do planejamento e da programação da operação

elétrica e energética e da operação em tempo real.

Ampliação – é a implantação de novo elemento funcional – linha de

transmissão, subestação ou novo pátio, detentora de uma nova concessão

de transmissão.

Reforço – é a instalação, a substituição ou a reforma de equipamentos em

instalações de transmissão existentes, ou a adequação destas instalações,

visando o aumento de capacidade de transmissão, o aumento de

confiabilidade do Sistema Interligado Nacional – SIN ou a conexão de usuário.

4

O PAR segue os padrões de desempenho estabelecidos nos Procedimentos

de Rede elaborados pelo ONS com a participação dos Agentes e aprovados

pela ANEEL, elaborado em consonância com o planejamento da expansão

da transmissão do setor elétrico de responsabilidade da EPE/MME. Esses

padrões estabelecem: critérios, procedimentos e os requisitos técnicos

necessários ao planejamento, implantação, uso e operação do sistema

interligado nacional e as responsabilidades do ONS e dos Agentes.

Desse modo, o ciclo 2014– 2016, apresenta os resultados e conclusões dos

diversos estudos elaborados e o entendimento do ONS sobre as ampliações

e os reforços da rede básica, necessários para preservar ou atingir o

adequado desempenho da rede, garantir o funcionamento pleno do

mercado de energia elétrica e possibilitar o livre acesso aos agentes, no

horizonte 2016.

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1- INTRODUÇÃO



Fronteira

Síntese do Processo de Elaboração do PAR


EQUIPESTÉCNICAS

DIRETORIAONS

O PROCESSO:

• SOLICITAÇÃO AOS AGENTES DOS DADOS E LEVANTAMENTO DE INFORMAÇÕES PARA ANÁLISES.

• CONSOLIDAÇÃO DO TERMO DE REFERÊNCIA (ONS E AGENTES)

• SIMULAÇÕES, ANÁLISES E PROPOSTAS REALIZADAS PELAS EQUIPES TÉCNICAS NOS GRUPOS CONSTITUÍDOS (ONS E AGENTES)

• ELABORAÇÃO DO PAR (ONS COM AGENTES)

• APRESENTAÇÃO E APROVAÇÃO DA DIRETORIA DO ONS

• ENCAMINHAMENTO AO PODER CONCEDENTE PARA COMPATIBILIZAÇÃO COM OS ESTUDOS DE PLANEJAMENTO DA EPE

• ENCAMINHAMENTO À ANEEL

PARTICIPAÇÃO E ELABORAÇÃO

Poder Concedente (Consolidação MME)

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2-SÍNTESE DO PROCESSO DE ELABORAÇÃO

ANEEL (Licitação / Autorização)

8

2- O FORMATO DE APRESENTAÇÃO

A Edição completa do PAR 2014 – 2016 consta de 5 volumes elaborados eintitulados conforme mostrado a seguir:



Fronteira

Balanço Geral das Obras do PAR 2014 - 2016


O conjunto de obras propostas no PAR 2014-2016, sem concessão definida, divide-se basicamente em três categorias, conforme a seguir resumido.

3-BALANÇO GERAL DA PROPOSTA DE OBRAS DO PAR 2014-2016

Balanço geral das obras propostas no PAR na rede básica e na rede básica de fronteira em todas as regiões do SIN sem concessão definida

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Situação em outubro/2013 antes dos leilões 07/2013 e 13/2013 que licitaram, com sucesso, 13 lotes com proponentes no total.

CATEGORIA QUANTITATIVOS

NOVAS INSTALAÇÕES – AMPLIAÇÕES (Linhas e Subestações)

A LICITAR (TOTAL) 92

PROPOSTAS NESTE PAR 72 (78%)

PROPOSTAS EM CICLOS ANTERIORES 20 (22%)

REFORÇOS

A AUTORIZAR (TOTAL) 74

PROPOSTOS NESTE PAR 67 (90%)

PROPOSTOS EM CICLOS ANTERIORES 7 (10%)

TOTAL DE OBRAS PROPOSTAS 166

As tabelas a seguir resumem os quantitativos das ampliações e reforços propostos e

previstos até 2017 com os acréscimos de quilômetros de linhas de transmissão e de

capacidade de transformadores em MVA, pendentes de outorga de concessão à época de

emissão deste PAR. Esses valores são resultantes de acréscimos de 53 linhas e de 195

novas unidades transformadoras. Para esse conjunto de obras proposto estima-se,

referencialmente, um investimento global da ordem de 13 bilhões de reais.

Tensão km

800 kV 4.280

500/525 kV 3.032

440 kV 66

345 kV 104

230 kV 3.950

Total 11.432

Tensão primária

MVA

765/800 kV 9.650

500/525 kV 15.685

440 kV 2.210

345 kV 1.383

230 kV 9.491

Total 38.419

Linhas de Transmissão Transformadores

3-BALANÇO GERAL

11



Fronteira

Principais Ampliações e Reforços Propostos para a Rede Básica e

Transformações de Fronteira


4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS

São relacionadas a seguir, distribuídas por regiões, as

principais recomendações do PAR 2014-2016, incluindo:

• ampliações e reforços de ciclos anteriores com

pendência de outorga e

• novas ampliações e reforços

Retiradas da lista as obras licitadas recentemente pela

ANEEL, nos Leilões nº 07 e 13/2013, já de conhecimento

dos agentes.

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INTERLIGAÇÕES REGIONAIS RESUMO DA DESCRIÇÃO DA OBRA

PARÁ / MINAS GERAIS

LT CC ± 800 kV Xingu – Estreito, 2140 km, LT em corrente contínua

SE Xingu 500 kV, Conversora ± 800 kV - 4000 MW

SE Estreito 500 kV, Conversora ± 800 kV - 3825 MW

MINAS GERAIS / SÃO PAULO / PARANÁ

LT 500 kV Estreito – Fernão Dias, CD, 310 km

LT 500 kV Itatiba – Bateias, CS, 387 km

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REGIÕES SE/CO - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA RESUMO DA DESCRIÇÃO DA OBRA

MINAS GERAIS

LT 230 kV Itabira 5 – Itabira 2 C2, 21 km

LT 230 kV Irapé – Araçuaí 2 C2, 61 km

LT 230 kV Irapé – Janaúba, 135 km

SE Itabira 5 500/230 kV – 750 MVA

SE Braúnas 230/161/138 kV– 160 MVA

SE Janaúba 3 230/138 kV – 225 MVA

SE Timoteo 2 230/69 kV – 60 MVA


REGIÕES SE/CO- ÁREA PRINCIPAL DA OBRA RESUMO DA DESCRIÇÃO DA OBRA

SÃO PAULO

LT 500 kV Araraquara 2 – Itatiba C1

LT 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias C1 e

LT 500 kV Marimbondo 2 – Campinas C1

LT 440 kV Cabreúva – Fernão Dias C1

LT 345 kV Piratininga II - Bandeirantes

LT 230 kV Manoel da Nobrega – Henry Borden C1

SE Fernão Dias 500/440 kV -3x1200 MVA

SE Marechal Rondon 440/138 kV -2x300 MVA

SE Água Azul 440/138 kV -2x300 MVA

SE Domenico Rangoni 345/138 kV -2x400 MVA

SE Manoel da Nobrega 230/138 kV -2x225 MVA e 230/88 kV – 225 MVA

SE Fernão Dias 500/440 kV -3x1200 MVA

RIO DE JANEIROSE Campos 345/138 kV – 4º AT – 225 MVA

SE Viana 500/345 kV – 2º AT – 900 MVA

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REGIÕES SE/CO- ÁREA PRINCIPAL DA OBRA RESUMO DA DESCRIÇÃO DA OBRA

GOIÁS/DFLT 230 kV Trindade – Firminópolis C1, 88 km

LT 230 kV Itumbiara – Paranaíba C2, 12 km

MATO GROSSO

SE Várzea Grande 230/138 kV – 2º AT 150 MVA

Bancos de capacitores na SE Coxipó (80 MVAr) e Várzea Grande ETVG (40MVAr)

SE Paranatinga 500/230 kV – 200 MVA (Novo Pátio 230 kV)

LT 230 kV Paranatinga – Canarana, 275 km

SE Canarana 230/138 kV – 75 MVA

ACRE/RONDÔNIA

SE Jaru 230/138 kV – 40 MVA (Novo pátio)

SE Coletora 230/69 kV – 1x100 MVA (Novo pátio 69 kV)

Bancos de capacitores na BT das transformações de Porto Velho 69 kV (50MVAr), Rio Branco 69 kV (15 MVAr) e Abunã 138 kV (15 MVAr)

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REGIÃO SUL/MS - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA

RESUMO DA DESCRIÇÃO DA OBRA

MATO GROSSO DO SUL

LT 230 kV Nova Porto Primavera - Dourados CS, 217 km

LT 230 kV Paraíso 2 – Chapadão C2 , 60 km

SE Paraíso 230/138 kV – 2x150 MVA

SE Ivinhema 230/138 kV – 2x150 MVA (Novo pátio)

PARANÁ

LT 230 kV Curitiba Norte – Bateias, CS, 35 km

SE Curitiba Norte 230/138 kV – 2x150 MVA

LT 230 kV Realeza – Foz do Chopim, CS, 50 km

SE Realeza 230/138 kV – 2x150 MVA

SE Andirá Leste 230/138 kV – 2x150 MVA

SE Foz do Iguaçu 765/500 kV – 5º AT 1650 MVA

SANTA CATARINA

LT 230 kV Foz do Chapecó – Pinhalzinho C1, 40 kmLT 230 kV Foz do Chapecó – Pinhalzinho C2, 40 km

SE Pinhalzinho 230/138 kV – 2x150 MVA

SE Biguaçu 525/230 kV – 3º AT 672 MVA

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REGIÃO SUL/MT - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA


RIO GRANDE DO SUL

LT 230 kV Santo Ângelo - Maçambará, C2, 205 km

SE Santa Maria 3 230/138 kV - 2 x 83 MVA (Novo pátio 138 kV)

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REGIÃO N/NE - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA RESUMO DA DESCRIÇÃO DA OBRA

BAHIA, RIO GRANDE DO NORTE E CEARÁ

LT 500 kV MORRO DO CHAPÉU II – SAPEAÇU C1, 280 km

SE MORRO DO CHAPÉU II 500/230 Kv – 900 MVA

LT 230 kV JUAZEIRO DA BAHIA III – JUAZEIRO DA BAHIA II C1, 1 km

SE JUAZEIRO DA BAHIA III 500/230 kV – 300 MVA

LT 230 kV CEARÁ MIRIM II – JOÃO CÂMARA II C2, 68 km

LT 500 kV AÇU III – JOÃO CÂMARA III C1, 131 km

LT 500 kV AÇU III – QUIXADÁ C1, 250 km

LT 500 kV CEARÁ MIRIM II – JOÃO CÂMARA III C2, 64 km

LT 230 kV RUSSAS II – ARACATI III C1 e C2, 2x62 km

SE MARACANAÚ II 230/69 kV – 3x150 MVA

LT 230 kV BANABUIÚ – RUSSAS II C3, 110 km

LT 500 kV IBIAPINA II – SOBRAL III C1, 110 km

SE IBIAPINA II 500/230 kV – 450 MVA (Novo pátio 500 kV)

SE ARACATI III 230/138 kV – 2x150 MVA

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REGIÃO NE - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA


PARÁ

LT 230 kV MARITUBA – CASTANHAL C1, 64 km

LT 230 kV MARITUBA – UTINGA C3 e C4, 2x7 km

LT 500 kV VILA DO CONDE – MARITUBA C1, 59 km

SE MARITUBA 500/230/69 kV – 900 MVA

LT 230 kV VILA DO CONDE – TOMÉ AÇU C2, 120 km

SE TOMÉ AÇU 230/138 kV – 2x100 MVA

LT 230 kV ORIXIMINÁ – JURUTI C1 e C2, 130 km

SE ORIXIMINÁ 500/230 kV – 2x600 MVA (Novo setor 230 kV)

SE JURUTI 230/138 kV – 2x50 MVA

SE JURUPARI 230/69 kV – 2x30 MVA (Novo setor 69 kV)

SE XINGU 500/230 kV – 1x300 MVA (Novo setor 230 kV)

LT 230 kV ALTAMIRA – TRANSAMAZÔNICA C2, 185 km

LT 230 kV TRANSAMAZÔNICA – TAPAJÓS C1, 195 km

LT 230 kV XINGU – ALTAMIRA C1, 63 km

SE TAPAJÓS 230/138 kV – 2x150 MVA

LT 230 kV INTEGRADORA SOSSEGO – XINGUARA II C2, 79 km

LT 230 kV IMPERATRIZ – PORTO FRANCO C2, 111 km

LT 230 kV RIBEIRO GONÇALVES – BALSAS C2, 95 km

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REGIÃO NE - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA

DESCRIÇÃO DA OBRA

MARANHÃO

LT 230 kV CHAPADINHA II – COELHO NETO C1, 78 km

LT 230 kV CHAPADINHA II – MIRANDA II C1, 140 km

SE CHAPADINHA II 230/69 kV – 2x100 MVA

LT 230 kV MIRANDA II – CHAPADINHA II (MA)

SE CHAPADINHA II 230/69 kV – 2x100 MVA

TOCANTINS

LT 500 kV MIRACEMA – LAJEADO C2, 30 km

LT 230 kV LAJEADO – PALMAS C1 e C2, 60 km

SE PALMAS 230/138 kV – 2x200 MVA

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Proposta de Ampliações e Reforços na Rede básica e Rede de Fronteira

Evolução dos Limites de

Intercâmbio nas Interligações

Regionais


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Evolução dos limites de intercâmbio das interligações inter-regionais (MW médios)


Rede básica e Rede de Fronteira

Evolução das previsões de carga de demanda do SIN


As demandas máximas de carga previstas para o SIN, utilizadas no PAR,

elaboradas por distribuidores e consumidores livres e consolidadas pelo ONS

em conformidade com os Procedimentos de Rede, apresentam as seguintes

taxas médias de crescimento no período 2012 (verificado) até 2017, para a

carga de inverno.

7-EVOLUÇÃO DA CARGA DO SIN

25

0

20000

40000

60000

80000

100000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

VERIFICADO PAR 13-15 PAR 14-16

-0,6%

4,5%

4,9%

3,2%

-0,5%-1,2%

10,3%

2,8%

3,5%

-0,9%

7,4%

4,4%

As cargas de verão, fora de ponta, previstas apresentam as seguintes taxas

médias de crescimento da demanda máxima no período 2012 (verificado) a

2017.

EVOLUÇÃO DA CARGA DO SIN

26

Ver a distribuição por

subsistema no slide

seguinte.

0

20000

40000

60000

80000

100000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

VERIFICADO PAR 13-15 PAR 14-16

-0,8%

7,9%

4,3%

3,6%

0,0%0,3%

4,7%

5,0%

3,6%

0,1%

5,7%

0,6%

4,3%

0,4%

A Figura a seguir apresenta a distribuição percentual por subsistema, para a

carga pesada de dias úteis do SIN, no período de ponta do inverno de 2015.

EVOLUÇÃO DA CARGA DO SIN

27

Distribuição da carga do SIN por subsistema

SUL

17%

NORTE

9%

NORDESTE

14%

SUDESTE/CENTRO-

OESTE

60%

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