PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PAR 2014 2016 · 2017. 8. 21. · Desse modo, o ciclo...
Transcript of PLANO DE AMPLIAÇÕES E REFORÇOS PAR 2014 2016 · 2017. 8. 21. · Desse modo, o ciclo...
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
ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico
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.
5
1- INTRODUÇÃO
Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica e Transformações de
Fronteira
Síntese do Processo de Elaboração do PAR
ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico
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)
7
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:
Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica e Transformações de
Fronteira
Balanço Geral das Obras do PAR 2014 - 2016
ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico
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
10
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
Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede Básica e Transformações de
Fronteira
Principais Ampliações e Reforços Propostos para a Rede Básica e
Transformações de Fronteira
ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico
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.
13
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
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
14
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
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
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
15
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
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)
16
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
17
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
REGIÃO SUL/MT - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA
RESUMO DA DESCRIÇÃO 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)
18
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
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
19
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
REGIÃO NE - ÁREA PRINCIPAL DA OBRA
RESUMO DA DESCRIÇÃO 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
20
4-PRINCIPAIS OBRAS PROPOSTAS
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
21
Proposta de Ampliações e Reforços na Rede básica e Rede de Fronteira
Evolução dos Limites de
Intercâmbio nas Interligações
Regionais
ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico
23
Evolução dos limites de intercâmbio das interligações inter-regionais (MW médios)
Proposta de Ampliações e Reforços na
Rede básica e Rede de Fronteira
Evolução das previsões de carga de demanda do SIN
ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico
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%
28