ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
NOTA TÉCNICA
Atendimento às Regiões de Tacaimbó, Garanhuns e Ribeirão
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ESTUDOS PARA A
LICITAÇÃO DA
EXPANSÃO DA GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA TRANSMISSÃO Ministério de Minas e Energia Ministro Fernando Coelho Filho Secretário-Executivo do MME Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa NOTA TÉCNICA Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues Secretário de Energia Elétrica Fabio Lopes Alves Atendimento às Regiões de Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Tacaimbó, Garanhuns e Ribeirão Renováveis Márcio Félix Carvalho Bezerra
Secretário de Geologia, Mineração e Transformação
Mineral
Vicente Humberto Lôbo Cruz
.
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a Coordenação Geral EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e Luiz Augusto Nóbrega Barroso pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor Amilcar Gonçalves Guerreiro energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
Coordenação Executiva Presidente José Marcos Bressane Luiz Augusto Nóbrega Barroso
Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Equipe Técnica Luiz Augusto Nóbrega Barroso Marcelo Willian Henriques Szrajbman Diretor de Estudos de Energia Elétrica Fabiano Schmidt Amilcar Gonçalves Guerreiro Igor Chaves Leandro Moda Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Luiz Felipe Froede Lorentz Biocombustíveis Tiago Campos Rizzotto José Mauro Ferreira Coelho
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Contrato Data de assinatura
Projeto ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
Área de estudo Estudos do Sistema de Transmissão
Sub-área de estudo Análise Técnico-econômica
Produto (Nota Técnica ou Relatório)
EPE-DEE-NT-098/2017 Atendimento às Regiões de Tacaimbó, Garanhuns e Ribeirão
Revisões Data Descrição sucinta
rev0 27.12.2017 Emissão original
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APRESENTAÇÃO
Esta Nota Técnica avalia, de forma detalhada, as condições de atendimento às cargas das subestações Tacaimbó e Ribeirão. Também são avaliadas neste documento as condições de escoamento de geração na região de Garanhuns.
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SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ...... 4
1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ...... 4 1.2 OBJETIVOS GERAIS ...... 6 2 PREMISSAS E CRITÉRIOS ...... 7
2.1 CRITÉRIOS BÁSICOS...... 7 2.2 LIMITES OPERATIVOS ...... 7 2.3 CASOS DE TRABALHO ...... 7 2.4 MERCADO ...... 7 2.5 DADOS E PARÂMETROS DA REDE ...... 8 2.6 CENÁRIOS ...... 9 3 ATENDIMENTO ÀS CARGAS DE TACAIMBÓ E RIBEIRÃO ...... 11
3.1 SISTEMA ELÉTRICO DE INTERESSE ...... 11 3.2 DESEMPENHO ELÉTRICO DA REDE ...... 11 3.3 FATOR DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DE REDE BÁSICA DE FRONTEIRA ...... 13 4 MARGEM REMANESCENTE PARA ESCOAMENTO DE GERAÇÃO ... 15
4.1 CONSIDERAÇÕES SOBRE A AMPLIAÇÃO DA SE GARANHUNS II ...... 18 4.2 ELIMINAÇÃO DE FATORES LIMITANTES ...... 20 4.2.1 Desativação das LT 230 kV Garanhuns II - Angelim ...... 20 4.2.2 Recapacitação da LT 230 kV Caetés II – Garanhuns II C1 ...... 22 4.2.3 Expansão das transformações 230/69 kV ...... 22 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ...... 23
6 REFERÊNCIAS ...... 24
7 EQUIPE TÉCNICA ...... 25
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1-1 Sistema de transmissão das regiões de Tacaimbó e Ribeirão ...... 4 Figura 1-2 Sistema de transmissão da região de Garanhuns ...... 5 Figura 3-1 Condição normal de operação – norte úmido carga média 2026 ...... 13 Figura 4-1 Subestação Garanhuns II ...... 19 Figura 4-2 Sobrecarga no ATR 500/230 kV da SE Angelim II – norte seco carga pesada 2023 ...... 21 Figura 4-3 Sobrecarga no ATR 500/230 kV da SE Garanhuns II – norte seco carga leve 2023 ...... 21 Figura 4-4 Subestações Angelim e Angelim II ...... 22
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LISTA DE TABELAS
Tabela 2-1 Carga das subestações de interesse – patamar leve [MW] ...... 7 Tabela 2-2 Carga das subestações de interesse – patamar média [MW] ...... 7 Tabela 2-3 Carga das subestações de interesse – patamar pesada [MW] ...... 8 Tabela 2-4 Dados de transformadores ...... 8 Tabela 2-5 Dados de compensação reativa ...... 8 Tabela 2-6 Dados de linhas de transmissão ...... 9 Tabela 2-7 Níveis de despacho do submercado Nordeste - 2023...... 10 Tabela 2-8 Intercâmbios regionais - 2023 [MW] ...... 10 Tabela 3-1 Carregamento dos elementos da região de interesse ...... 11 Tabela 3-2 Tensões nas barras da região de interesse ...... 12 Tabela 3-3 Montante de bancos de capacitores alocados ...... 13 Tabela 4-1 Potencial de geração cadastrado em leilões de energia ...... 15 Tabela 4-2 Capacidade remanescente e fatores limitantes na região de Garanhuns - 2023 ...... 16 Tabela 4-3 Níveis de curto-circuito em 2026 ...... 17 Tabela 4-4 Especificações da SE Garanhuns II ...... 18
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1 INTRODUÇÃO
1.1 Considerações Iniciais
Atualmente o atendimento aos consumidores conectados nos sistemas de distribuição das regiões de Tacaimbó e Ribeirão está sob concessão da CELPE-NEOENERGIA. O sistema de distribuição responsável pelo atendimento dessas cargas é suprido pelas subestações (SEs) de rede básica de fronteira Tacaimbó 230/69 kV – 2 x 100/105 + 1 x 100/100 MVA - e Ribeirão 230/69 kV - 1 x 100/106 + 3 x 100/100 MVA. Conforme a 189º reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), a data de tendência para a instalação do quarto transformador da SE Tacaimbó, autorizado pela resolução autorizativa (REA) nº 5655, de 23 de fevereiro de 2016, é 30/12/2019. A Figura 1-1 ilustra, até a primeira vizinhança, como essas SEs estão interligadas com a rede básica. Além das linhas de transmissão (LTs) existentes, nesta figura também está representado o seccionamento, na SE Ribeirão, da LT 230 kV Angelim - Recife II C2. Segundo a 189º reunião do CMSE, a data de tendência para conclusão desta obra é 01/09/2019. Conforme Ref.[1], o seccionamento, na SE Suape II, da LT 500 kV Angelim II – Recife II C2 foi recomendado para 2023. Note que a LT 500 KV Recife II – Suape II C2 não está ilustrada na figura já que o empreendimento encontra-se sem previsão de entrada em operação.
Figura 1-1 Sistema de transmissão das regiões de Tacaimbó e Ribeirão Nota-se que a região de Tacaimbó apresenta potencial para geração solar fotovoltaica. De fato, as Centrais Solares Fotovoltaicas (UFVs) Boa Hora 1, Boa Hora 2, Boa Hora 3 e Fazenda Esmeralda comercializaram energia em leilões de energia de reserva (LERs) de 2015. No entanto, os
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despachos (DSP) da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) nº 3679-3681, de 31 de outubro de 2017, alteraram a localização das UFVs Boa Hora 1, 2 e 3 para o município de Ouroeste, no estado de São Paulo. Já a UFV Fazenda Esmeralda encontra-se sem previsão de entrada em operação, haja vista o DSP nº 2195, de 18 de agosto de 2016.
Na Figura 1-2 está ilustrado o sistema de transmissão da região de Garanhuns. Segundo o Contrato de Concessão nº 35/2017 da ANEEL, o prazo para instalação das LTs 230 kV Arcoverde II – Garanhuns II C1 e Arcoverde II – Caetés II C1, bem como para a subestação Arcoverde II 230/69 kV - 2 x 100/120 MVA -, é 11/08/2021. Nesse contrato de concessão também está prevista a construção de um pátio de 69 kV na SE Garanhuns II, inicalmente contendo dois transformadores 230/69 kV de 100/120 MVA cada. A entrada em operação desse pátio também está prevista para 11/08/2021. Essas obras foram recomendadas no estudo realizado em Ref.[2].
Figura 1-2 Sistema de transmissão da região de Garanhuns Atualmente existem três complexos eólicos em operação com conexão no setor de 230 kV da SE Garanhuns II: São Clemente (216,09 MW); Caetés (181,9 MW) e Serra das Vacas (141,35 MW). Adicionalmente, as Centrais Eólicas (EOLs) Ouro Branco 1 e 2, com conexão na SE de distribuição Pesqueira, que passará a ser atendida pela SE Arcoverde II, comercializaram energia no Leilão de Energia Nova (LEN) de 2014. No entanto, segundo o Banco de Informações de Geração (BIG) da ANEEL, esses parques ainda não tiveram a construção iniciada. De fato, em 2017 essas usinas participaram do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD). Ademais, elas também comercializaram energia no LEN “A-6” de 2017, cuja data de início de suprimento de energia elétrica é janeiro de 2023.
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1.2 Objetivos Gerais
Tendo em vista a evolução da demanda de energia elétrica das regiões de Tacaimbó e Ribeirão, esta Nota Técnica (NT) visa realizar um diagnóstico das condições de atendimento à essas cargas, de forma a identificar a necessidade de reforços ou, então, a folga do sistema frente aos critérios de segurança do planejamento.
Adicionalmente, conforme NT nº 118/2017 do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) Ref.[3], no horizonte 2021 a margem sistêmica remanescente para injeção de potência na barra de 230 kV da SE Garanhuns II está limitada a um valor inferior ao potencial cadastrado em leilões de energia. Ademais, considerando-se as obras planejadas para essa SE, e segundo a referida NT, não existe viabilidade física para construção de novas entradas de linha em 230 kV na mesma. Assim, dada a evolução planejada do sistema, esta NT também busca quantificar as margens para escoamento a partir de 2023, bem como recomendar uma configuração de conexão referencial visando acomodar todo o potencial de geração cadastrado em leilões de energia. Além disso, também são discutidas alternativas para incrementar a margem prevista para 2023.
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2 PREMISSAS E CRITÉRIOS
2.1 Critérios Básicos
Os critérios e procedimentos utilizados nesta NT estão de acordo com Ref.[5], destacando-se as seguintes premissas:
Atender ao critério “N-1” para elementos da rede básica e rede básica de fronteira;
Fator de potência mínimo de 0,95 para as cargas.
2.2 Limites Operativos
Utilizou-se os critérios técnicos apresentados em Ref.[6,7] para definir os limites operativos.
2.3 Casos de Trabalho
Considerou-se como referência para as simulações de fluxo de potência e curto-circuito a base de dados correspondente ao Plano Decenal de Energia (PDE) 2025, com as atualizações pertinentes de topologia da rede, plano de geração e mercado. Ressalta-se também que os bipolos de corrente contínua recomendados em Ref.[8] foram desconsiderados na topologia de referência. Adicionalmente, a topologia também foi atualizada de acordo com os estudos Ref.[1,9].
2.4 Mercado
As Tabelas 2-1, 2-2 e 2-3 apresentam as cargas totais equivalentes nas SEs de interesse, por ano e patamar. As projeções de mercado para os barramentos de fronteira foram fornecidas pela CELPE-NEOENERGIA e pela EDAL.
Tabela 2-1 Carga das subestações de interesse – patamar leve [MW]
Carga Leve Tacaimbó Ribeirão Garanhuns Arcoverde Angelim (CELPE) Angelim (EDAL) 2023 114,0 158,4 24,9 32,3 20,0 32,7 2024 117,0 162,1 25,6 33,3 20,6 35,0 2025 120,0 165,6 26,4 34,3 21,2 37,3 2026 123,1 169,2 27,2 35,3 21,9 39,7
Tabela 2-2 Carga das subestações de interesse – patamar média [MW]
Carga Média Tacaimbó Ribeirão Garanhuns Arcoverde Angelim (CELPE) Angelim (EDAL) 2023 251,3 252,7 39,6 54,5 32,6 40,3 2024 259,0 258,9 41,2 55,9 33,3 42,5 2025 266,7 265 42,9 57,3 33,9 45,1 2026 274,6 271 44,6 58,6 34,5 47,8
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Tabela 2-3 Carga das subestações de interesse – patamar pesada [MW]
Carga Média Tacaimbó Ribeirão Garanhuns Arcoverde Angelim (CELPE) Angelim (EDAL) 2023 245,5 245,1 64,0 77,8 50,4 45,1 2024 253,0 251,1 66,7 79,8 51,4 47,7 2025 260,6 257,1 69,5 81,8 52,4 50,5 2026 268,3 262,9 72,3 83,8 53,4 53,4
2.5 Dados e Parâmetros da Rede
Os dados e os parâmetros elétricos das instalações localizadas na região de interesse do estudo estão apresentados nas Tabelas 2-4, 2-5 e 2-6.
Tabela 2-4 Dados de transformadores Tensão Cap. Normal Cap. Emerg. x Transformador [kV] [MVA] [MVA] [%] SE Tacaimbó TR1 230-69 100 105 13,50 SE Tacaimbó TR2 230-69 100 105 12,87 SE Tacaimbó TR3 230-69 100 100 13,22 SE Tacaimbó TR4 230-69 100 105 13,50 SE Ribeirão TR1 230-69 100 100 13,10 SE Ribeirão TR2 230-69 100 106 12,59 SE Ribeirão TR3 230-69 100 100 13,26 SE Ribeirão TR4 230-69 100 100 13,26 SE Angelim TR1 230-69 100 100 13,25 SE Angelim TR2 230-69 100 108 12,99 SE Angelim TR3 230-69 100 108 13,25 SE Garanhuns II TR1 230-69 100 120 13,00 SE Garanhuns II TR2 230-69 100 120 13,00 SE Arcoverde II TR1 230-69 100 120 13,00 SE Arcoverde II TR2 230-69 100 120 13,00 SE Caetés II TR1 230-34,5 120 120 11,66 SE Caetés II TR2 230-34,5 120 120 11,66 SE Paranatama TR1 230-34,5 120 120 11,66 SE Paranatama TR2 230-34,5 140 140 9,99 SE São Clemente TR1 230-34,5 120 120 14,00 SE São Clemente TR2 230-34,5 120 120 14,00 SE Garanhuns II ATR1 500/230 600 720 2,23 SE Angelim II ATR1 500/230 600 600 1,78 SE Angelim II ATR2 500/230 600 600 1,78
Tabela 2-5 Dados de compensação reativa Tensão Capacidade Barra ou Compensação Reativa Tipo [kV] [Mvar] Terminal SE Garanhuns II 500 -150 Manobrável Barra SE Angelim II 500 -150 Manobrável Barra LT Garanhuns II – Angelim II C1 500 -150 Fixo Angelim
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Tabela 2-6 Dados de linhas de transmissão Cap. Cap. Tensão r x B Linha de Transmissão Normal Emerg. [kV] [MVA] [MVA] [%] [%] [Mvar] LT Angelim – Tacaimbó C1 230 251 251 1,14 5,97 10,64 LT Angelim – Tacaimbó C2 230 251 251 1,15 6,14 10,64 LT Angelim – Tacaimbó C3 230 251 317 1,19 6,11 11,42 LT Tacaimbó – C. Grande II C1 230 251 261 2,26 11,85 21,30 LT Tacaimbó – C. Grande II C2 230 251 261 2,25 12,04 20,08 LT Ribeirão – Recife II C1 230 174 247 1,04 5,68 9,36 LT Ribeirão – Recife II C2 230 174 174 1,05 5,71 9,42 LT Ribeirão – Angelim C1 230 174 247 2,10 11,44 18,96 LT Ribeirão – Angelim C2 230 174 174 2,10 11,44 18,96 LT Angelim – C. Grande II C1 230 250 400 1,75 12,37 45,62 LT Angelim – Recife II C1 230 174 174 3,09 16,15 29,48 LT Garanhuns II – Angelim N6 230 498 633 0,118 0,822 2,96 LT Garanhuns II – Angelim N2 230 347 494 0,107 0,582 3,98 LT Garanhuns II – Angelim N4 230 347 494 0,105 0,905 2,69 LT Caetés II – Garanhuns II C1 230 263 306 0,961 4,593 8,04 LT Caetés II – Arcoverde II C1 230 398 458 0,799 4,676 8,87 LT Arcoverde II – Garanhuns II C1 230 398 458 1,423 8,323 15,79 LT Paranatama – Garanhuns II C1 230 - - 0,883 4,553 8,22 LT S. Clemente – Garanhuns II C1 230 - - 0,889 4,251 7,44 LT Garanhuns II – Angelim II C1 500 1306 1854 0,016 0,152 15,60
2.6 Cenários
Foram utilizados 3 cenários de fluxo de potência do PDE 2025. Isto é, norte úmido carga média, norte seco carga pesada e norte seco carga leve. A fim de adequar os níveis de geração ao estudo, os casos do PDE 2025 foram redespachados. Na Tabela 2-7 estão dispostos os despachos das usinas do submercado Nordeste para o ano inicial desta avaliação. Os valores percentuais são relativos à capacidade total instalada por tipo de fonte despachada. Ressalta-se que: (i) os percentuais da fonte hidráulica englobam as usinas do norte de Minas Gerais e pertencentes à bacia do rio São Francisco e (ii) A UTE Novo Tempo foi desconsiderada na elaboração dos cenários. Para os demais anos do estudo os níveis de geração hidráulica do SIN foram incrementados de forma a equilibrar carga e geração mantendo-se os níveis de intercâmbio. Para o submercado Norte manteve-se a coerência com os níveis de geração do Nordeste, destacando- se: (i) elevada e baixa geração hidráulica nos períodos úmido e seco, respectivamente; (ii) baixa e elevada geração térmica nos períodos úmido e seco, respectivamente - seguindo o despacho por ordem de mérito em todo o SIN, já contempladas as inflexibilidades. Na Tabela 2-8 podem ser encontrados os níveis de intercâmbios entre os submercados adjacentes ao Nordeste.
Com o objetivo de realizar uma avaliação mais conservadora do atendimento às cargas das regiões de Tacaimbó e Ribeirão, nos estudos de fluxo de potência as gerações térmica, hidráulica, eólica e solar fotovoltaica instaladas nessas regiões foram consideradas nulas em todos os cenários.
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Tabela 2-7 Níveis de despacho do submercado Nordeste - 2023
Fonte Média Úmido Pesada Seco Leve Seco Eólica 40 % 10 % 80 % Fotovoltaica 95 % 0 % 10 % Biomassa 0 % 100 % 100 % UHE 42 % 25 % 40 % PCH 78 % 47 % 44 % Térmica 4227 MW 4412 MW 6344 MW
Tabela 2-8 Intercâmbios regionais - 2023 [MW]
Intercâmbio Média Úmido Pesada Seco Leve Seco NE -> N -2780 -3386 3543 NE -> SE 1375 -4878 7297 TOTAL -1405 -8264 10840
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3 ATENDIMENTO ÀS CARGAS DE TACAIMBÓ E RIBEIRÃO
3.1 Sistema Elétrico de Interesse
Atualmente a SE Tacaimbó opera com 3 transformadores 230/69 kV – 2 x 100/105 + 1 x 100/100 MVA - e a SE Ribeirão opera com 4 transformadores 230/69 kV - 1 x 100/106 + 3 x 100/100 MVA. Confore a REA nº 5655, de 23 de fevereiro de 2016, considerou-se nesta avaliação o quarto transformador na SE Tacaimbó. Também foi considerada a existência do seccionamento, na SE Ribeirão, da LT 230 kV Angelim - Recife II C2.
No que se refere ao mercado a ser atendido, conforme a projeção de carga apresentada nas Tabelas 2-1, 2-2 e 2-3 considerou-se que as SEs da região de interesse estão suprindo cargas com fator de potência fixo em 0,95 (indutivo) durante todo o horizonte da avaliação.
Além das considerações topológicas e de carga supracitadas, para fins de diagnóstico, supôs-se como nula toda a geração que eventualmente possa ser injetada nos barramentos das SEs Tacaimbó e Ribeirão.
3.2 Desempenho Elétrico da Rede
Nos estudos de fluxo de potência realizados verificou-se que o cenário mais crítico de operação para atendimento às SEs Tacaimbó e Ribeirão corresponde ao de carga média (Vide Seção 2.6). Também foi verificado que as contingências mais críticas na primeira vizinhança das barras de interesse correspondem às contingências das LTs 230 kV Ribeirão – Recife II C1 e Angelim – Tacaimbó C1.
Tabela 3-1 Carregamento dos elementos da região de interesse
CONDIÇÃO DE Carregamento 2023 Carregamento 2026 INSTALAÇÃO ANÁLISE [%] [%] SE Tacaimbó 230/69 kV Normal 65,2 71,2 2 x 100/105 + 2 x 100/100 MVA Emergência 86,4 94,8 SE Ribeirão 230/69 kV Normal 66,0 70,5 1 x 100/106 + 3 x 100/100 MVA Emergência 86,6 92,9 LT 230 kV Angelim – Tacaimbó C2 Normal 29,4 34,3 1 x 251/251 MVA Emergência(1) 40,3 47,0 LT 230 kV Ribeirão – Angelim C2 Normal 64,4 68,4 1 x 174/174 MVA Emergência(2) 68,0 72,5 (1) Contingência da LT 230 kV Angelim – Tacaimbó C1 (2) Contingência da LT 230 kV Ribeirão – Recife II C1
Na Tabela 3-1 estão dispostos os carregamentos percentuais, tanto em condição normal de operação como em emergência, para os anos 2023 e 2026, dos transformadores de fronteira, e das LTs Angelim – Tacaimbó C2 e Ribeirão – Angelim C2. Nessa tabela é possível verificar que existe uma folga razoável no carregamento das LTs de 230 kV. Uma vez que as simulações foram
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realizadas considerando-se uma tensão em torno de 1,05 p.u. nas barras de 69 kV, e considerando-se uma enventual uma redução de 0,05 p.u. nestas tensões, conclui-se que até 2026 não existe esgotamento da capacidade de transformação das SEs Tacaimbó e Ribeirão
Na Tabela 3-2 estão apresentados os valores em p.u. das tensões nas barras da região de interesse. Ressalta-se que, em emergência, não são considerados os recursos de controle que dependem de ação humana (chaveamento de bancos de capacitores e ajuste de comutadores de transformadores). Nas simulações não foram observadas violações dos limites de tensão.
Tabela 3-2 Tensões nas barras da região de interesse
CONDIÇÃO DE Tensão 2023 Tensão 2026 INSTALAÇÃO ANÁLISE 230/69 kV [p.u.] 230/69 kV [p.u.] Normal 0,981/1,050 0,978/1,050 SE Tacaimbó 230/69 kV (1) Emergência 0,980/1,036 0,976/1,033 Emergência(2) 0,972/1,040 0,969/1,039 Normal 0,972/1,049 0,970/1,047 SE Ribeirão 230/69 kV (3) Emergência 0,970/1,034 0,967/1,031 Emergência(4) 0,955/1,029 0,952/1,026 (1) Contingência do TR2 230/69 kV da SE Tacaimbó (2) Contingência da LT 230 kV Angelim – Tacaimbó C1 (3) Contingência do TR2 230/69 kV da SE Ribeirão (4) Contingência da LT 230 kV Ribeirão – Recife II C1
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Figura 3-1 Condição normal de operação – norte úmido carga média 2026 Por fim, na Figura 3-1 apresenta-se o ponto de operação da rede na condição normal para o cenário norte úmido carga média.
3.3 Fator de Potência nos Barramentos de Rede Básica de Fronteira
Apesar de os resultados apresentados na seção anterior considerarem um fator de potência indutivo de 0,95 nos barramentos de 69 kV das SEs de fronteira, conforme já apontado em Ref.[10], e através da simulação da rede de distribuição da CELPE-NEOENERGIA, verificou-se um fator de potência abaixo do critério estabelecido em Ref.[11]. Nesse sentido, a Tabela 3-3 apresenta o montante total de reativos, para cada ano, que deveriam ser alocados através de bancos de capacitores.
Tabela 3-3 Montante de bancos de capacitores alocados
Regional\Ano 2023 2026 Tacaimbó 32,4 Mvar 50,7 Mvar Ribeirão 35,5 Mvar 56,9 Mvar
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Ressalta-se que esses valores visam somente ilustrar a necessidade de correção do fator de potência dos regionais Tacaimbó e Ribeirão, e devem ser analisados mais profundamente no planejamento da CELPE-NEOENERGIA. Destaca-se também os seguintes pontos considerados nesta análise: (i) Tensão fixa em 1,05 p.u. nas barras de 69 kV das SEs Tacaimbó e Ribeirão; (ii) Bancos de capacitores alocados somente em barras de carga de 13,8 kV; (iii) Foram desconsideradas enventuais limitações físicas e elétricas para alocação dos capacitores na rede de distribuição.
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4 MARGEM REMANESCENTE PARA ESCOAMENTO DE GERAÇÃO
Conforme ilustrado na Figura 1-1, as regiões de Tacaimbó e Ribeirão apresentam grande diversidade quanto ao tipo das usinas em operação e os potenciais cadastrados em leilões de energia, englobando: eólicas, solar fotovoltaicas, térmicas e hidráulicas. Tendo em vista que esses potenciais são inferiores às margens apontandas em Ref. [3], a princípio não são identificados problemas para escoamento de geração nas regiões de Tacaimbó e Ribeirão.
Por outro lado, nos municípios próximos àqueles onde estão instaladas as subestações Arcoverde II, Caetés II e Garanhuns II, observa-se um potencial razoável de EOLs e UFVs. A Tabela 4-1 apresenta, por município, os montantes cadastrados em leilões de energia. Note que, segundo Ref.[3], no horizonte 2021 a margem sistêmica remanescente para injeção de potência na barra de 230 kV da SE Garanhuns II está limitada em 270 MW, sendo inferior ao potencial total cadastrado. Ademais, considerando-se as obras planejadas para a SE Garanhuns II, e segundo Ref.[3], não existe viabilidade física para construção de novas entradas de linha em 230 kV.
Tabela 4-1 Potencial de geração cadastrado em leilões de energia Município Potencial [MW] Conexão Recomendada Paranatama - 1 27,6 Garanhuns II – 230 kV Saloá – 1 46,0 Garanhuns II – 230 kV Subtotal 73,6 - Paranatama - 2 29,4 Garanhuns II – 69 kV Saloá – 2 56,7 Garanhuns II – 69 kV Bom Conselho 88,2 Garanhuns II – 69 kV Subtotal 174,3 - Pesqueira 46,0 Arcoverde II – 230 ou 69 kV Venturosa 46,0 Arcoverde II – 230 ou 69 kV Subtotal 92 - TOTAL 339,9 - Poção 72,0 Tacaimbó 69 kV
Nesse sentido, a Tabela 4-2 apresenta, para 2023, as capacidades remanescentes dos pontos de conexão possíveis da região. Note que as margens apresentadas nesta tabela foram obtidas considerando-se a metodologia, as premissas e os critérios definidos em Ref.[12], bem como os cenários descritos na Seção 2.6 desta NT. Cumpre ressaltar que os valores apresentados podem sofrer alterações conforme: (i) a evolução da carga; (ii) a evolução da geração; (iii) a evolução da topologia da rede; e (iv) eventuais alterações nas metodologias, premissas e critérios de cálculo. Adicionalmente, outro aspecto importante a ser considerado na análise dos valores apresentados é que, com relação a Ref.[3], existe um incremento na margem. Isto se deve, principalmente, à entrada em operação das obras recomendadas em Ref.[2] e ao remanejamento de parte das cargas da SE Angelim para a SE Arcoverde II. Note que este remanejamento também altera a fronteira da SE de distribibuição Pesqueira, na qual está planejada a conexão das EOLs Ouro Branco 1 e 2. Apesar de os resultados apresentados se referirem a 2023, destaca-se que a mudança nos quantitativos depende, principalmente, da entrada em operação das obras recomendadas em Ref.[2], que atualmente está prevista para 11/08/2021.
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Tabela 4-2 Capacidade remanescente e fatores limitantes na região de Garanhuns - 2023 Capacidade Remanescente [MW] Fatores Limitantes Barra Tensão [kV] Barra Subárea Área Barramento Subárea Área Sobrecarga na LT 230 kV Garanhuns 230 ≤ 355 Garanhuns II – Angelim 04N2 II (GRD) (geminados) em condição Sobrecarga na LT 230 kV GRD 230 + (1) normal de operação . Garanhuns II – Angelim 04N2 GRD 69 ≤ Sobrecarga em um TR 230/69 (geminados) em condição 355 Garanhuns kV 100/120 MVA da SE normal de operação(1). 69 ≤ 145 II (GRD) Garanhuns II na contingência do outro(2). Sobrecarga na LT 230 kV Caetés GRD 230 + Sobrecarga na LT 230 kV II - Garanhuns II C1 durante a Arcoverde II GRD 69 + ACV Garanhuns II – Angelim 04N2 230 ≤ 145 contingência da LT 230 kV (ACV) 230 + ACV 69 (2) Sobrecarga na LT 230 kV Caetés (C2 e C3 geminados) em Arcoverde II - Garanhuns II C1 . ACV 230 + + CED 230 ≤ II - Garanhuns II C1 durante a condição normal de
ACV 69 ≤ 355 contingência da LT 230 kV operação(1). Sobrecarga em um TR 230/69 (2) 145 Arcoverde II - Garanhuns II C1 . kV 100/120 MVA da SE Arcoverde II 69 ≤ 88 Arcoverde II na contingência do (ACV) outro(2).
Sobrecarga na LT 230 kV Caetés Sobrecarga na LT 230 kV Caetés Caetés II ≤ II - Garanhuns II C1 durante a II - Garanhuns II C1 durante a 230 ≤ 110 (CED) 110 contingência da LT 230 kV contingência da LT 230 kV Arcoverde II - Garanhuns II C1(2). Arcoverde II - Garanhuns II C1(2). (1) Cenário norte úmido carga média, conforme Seção 2.6 (2) Cenário norte seco carga leve, conforme Seção 2.6
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Com base na localização geográfica dos municípios, na Tabela 4-1 estão recomendados os pontos de conexão preferenciais para cada potencial. Essa configuração visa acomodar todo o potencial cadastrado com a menor quantidade de investimentos nas redes básica e de fronteira. Note que, para viabilizar essa configuração, é preciso realizar a instalação dos 3º transformadores 230/69 kV 100/120 MVA nas SEs Garanhuns II e Arcoverde II. No caso do potencial do município de Poção, sugere-se a conexão na SE Tacaimbó, seja através de um sistema de interesse restrito ou através de conexão na rede de distribuição da CELPE-NEOENERGIA. Ressalta-se que a viabilidade desta conexão deve ser avaliada em detalhe junto à concessionária de distribuição.
Com relação à viabilidade física, não são esperadas restrições para construção de novas entradas de linha nas SEs Garanhuns II 69 kV e Arcoverde II 230/69 kV, já que são subestações novas recomendadas em Ref.[2], e em Tacaimbó 69 kV, conforme Ref.[3]. No que diz respeito à conexão na barra de 230 kV da SE Garanhuns II, a mesma só é viável através do compartilhamento de estruturas, linhas e equipamentos existentes. Neste caso, ressalta-se que é preciso investigar se estas instalações de uso exclusivo existentes suportam esse potencial adicional. Adicionalmente, não foi realizada nenhuma avaliação ambiental para verificar a viabilidade da chegada das LTs no entorno das SEs existentes.
O cálculo dos níveis de curto-circuito foi efetuado para o sistema em sua configuração prevista para 2026, já consideradas as obras recomendadas em Ref.[1]. Os valores referentes às correntes de curto-circuito trifásico para as subestações da região estão apresentadas na Tabela 4-3.
Tabela 4-3 Níveis de curto-circuito em 2026 TENSÃO 3ø – Config. 1(1) 3ø – Config. 2(2) 3ø – Config. 3(3) SUBESTAÇÃO [kV] Ik [kA] Ip [kA] Ik [kA] Ip [kA] Ik [kA] Ip [kA] 500 23,95 62,19 27,29 71,05 27,88 72,68 Garanhuns II 230 32,05 81,64 36,21 92,62 39,29 100,93 69 11,49 32,12 21,14 59,08 15,49 43,50 230 5,55 12,96 6,20 14,70 7,47 18,16 Arcoverde II 69 8,67 22,36 12,89 33,31 11,70 31,26 Caetés II 230 7,62 17,96 7,99 18,87 9,27 22,29 500 23,29 60,34 26,69 69,35 27,30 71,05 Angelim II 230 35,12 89,81 39,63 101,59 41,92 107,55 69 16,47 45,90 16,74 46,73 16,86 47,10 Paranatama 230 6,06 14,33 6,14 14,49 6,19 14,59 São Clemente 230 6,45 15,12 6,54 15,30 6,60 15,42 230 11,98 27,64 12,88 29,85 13,03 30,16 Tacaimbó 69 15,51 40,31 17,57 45,87 17,64 46,25 (1) Topologia e geração de acordo com os cenários de referência (2) Topologia e geração de acordo com a configuração da Tabela 4-1, considerando conexão na barra de 69 kV da SE Arcoverde II (3) Topologia de acordo com os cenários de referência e geração adicional equivalente à capacidade remanescente por barra Considerou-se o sistema em regime subtransitório, com todas as máquinas sincronizadas. Os geradores eólicos e solar fotovoltaicos foram modelados como máquinas síncronas. Para representar a geração referente à margem remanescente, considerou-se uma reatância subtransitória de 18 % - na base dos equipamentos – para os geradores e uma reatância série de
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14 % - na base dos equipamentos – para os transformadores das subestações de interesse restrito dos geradores. Em princípio, estas condições levariam ao nível máximo de curto-circuito.
Conforme esperado, com a entrada da geração potencial verifica-se um aumento significativo nas correntes de curto-circuito, principalmente nas SEs Garanhuns II e Angelim. Note que os resultados da Tabela 4-3 não apontam superação na SE Garanhuns II, já que, conforme Ref.[13,15], os disjuntores dos setores de 230 e 500 kV devem ter capacidade de interrupção simétrica de 50 kA, e os disjuntores do setor de 69 kV devem ter capacidade de 31,5 kA.
No caso da SE Angelim, nas configurações 2 e 3 verifica-se superação, por corrente de curto- circuito simétrica, de disjuntores do setor de 230 kV. No entanto, conforme REA nº 2376, de 4 de maio de 2010 e Ref.[16,17], já está prevista a substituição dos disjuntores desse setor com capacidade igual ou inferior a 40 kA, eliminando, portanto, as superações observadas nesta NT.
4.1 Considerações Sobre a Ampliação da SE Garanhuns II
Tabela 4-4 Especificações da SE Garanhuns II Edital Atual Planejado Módulos de Equipamentos Tensão [kV] Quantidade Quantidade Quantidade Módulos de Manobra EL 500 6 5 6 EL 230 8 9 10 EL 69 10 0 4 4 bancos 3Φ + 1 banco 3Φ + 1 banco 3Φ + Autotransformador 500/230 1 reserva 1Φ 1 reserva 1Φ 1 reserva 1Φ CT Autotransformador 500 4 1 1 CT Autotransformador 230 4 1 1 Transformador 230/69 4 0 2 CT Transformador 230 4 0 2 CT Transformador 69 4 0 2 IB 500 6 5 6 IB 230 1 1 1 IB 69 1 0 1 3 bancos 3Φ + 3 bancos 3Φ + 3 bancos 3Φ + Reator de linha 500 3 reservas 1Φ 3 reservas 1Φ 3 reservas 1Φ CRL 500 4 3 3 1 bancos 3Φ + 1 bancos 3Φ + 2 bancos 3Φ + Reator de barra 500 1 reserva 1Φ 1 reserva 1Φ 2 reserva 1Φ CRB 500 1 1 2 Transformador de aterramento 69 1 0 1 CTA 69 1 0 1 Segundo o Anexo 6L, do edital do leilão de transmissão 04/2011 Ref.[13], a SE Garanhuns II foi concebida para possuir três setores: 500 kV com barra em disjuntor e meio; 230 kV com barra dupla a quatro chaves; e 69 kV com barra principal e transferência. Ainda segundo esse edital, a SE Garanhuns II foi especificada segundo a Tabela 4-4. A Figura 4-1 ilustra a situação atual da SE Garanhuns II. Dentre as obras planejadas para essa subestação, destacam-se: (i) LT 500 kV Garanhuns II – Messias C1, recomendada em Ref.[14]; (ii) LT 230 kV Garanhuns II – Arcoverde II C1, recomendada em Ref.[2]; e (iii) Transformação 230/69 kV – 2 x 100/120 + setor de 69 kV -, recomendados em Ref.[2].
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Figura 4-1 Subestação Garanhuns II
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Conforme Ref.[3], não existe viabilidade física para construção de novas entradas de linha em 230 kV na SE Garanhuns II. Entende-se que isso se deve a implementação dos itens (ii) e (iii), descritos anteriormente, e a necessidade de se reservar espaço para a LT 500 kV Garanhuns II – Messias C1, caso a mesma tenha saída para o sentido sul. Assim, sugere-se que os agentes responsáveis avaliem a possibilidade de se deslocar o 6º vão do setor de 500 kV, bem como a transformação 230/69 kV + setor de 69 kV para o sentido leste. Caso esse deslocamento seja viável, eventualmente seja possível diponibilizar espaço para novos vãos em 230 kV.
4.2 Eliminação de Fatores Limitantes
A seguir são apresentadas discussões sobre alternativas para a eliminação dos fatores que limitam as margens para escoamento de geração na região de Garanhuns. A ideia é prover alternativas para potenciais futuros, além daqueles apresentados na Tabela 4-1, ou então um plano alternativo caso a configuração sugerida nessa tabela não se concretize.
4.2.1 Desativação das LT 230 kV Garanhuns II - Angelim
A princípio, a desativação de todas as LTs 230 kV Garanhuns II – Angelim poderia eliminar a sobrecarga em regime nornal na LT 04N2 (geminados). Outro aspecto interessante dessa desativação seria a disponibilização de espaço para novas conexões em 230 kV nas SEs Garanhuns II e Angelim. No entanto, verifica-se que essa alternativa só teria eficácia através da instalação do 3º ATR 500/230 kV na SE Angelim II e do 2º ATR 500/230 kV na SE Garanhuns II. A necessidade desses reforços está evidenciada nas Figuras 4-2 e 4-3. Na Figura 4-2 mostra-se a contingência de um ATR 500/230 kV da SE Angelim II e a sobrecarga no remanescente. O cenário utilizado é o de carga pesada norte seco, conforme Seção 2-6, com todas as usinas conectadas na barra de 230 kV da SE Garanhuns II a 100 % da capacidade instalada, mais a capacidade remanescente de 355 MW. Já na Figura 4-3 está apresentada a sobrecarga, em condição normal de operação, no ATR 500/230 kV da SE Garanhuns II. O cenário utilizado é o de carga leve norte seco, conforme Seção 2-6, com todas as usinas conectadas na barra de 230 kV da SE Garanhuns II a 100 % da capacidade instalada, mais a margem remanescente de 355 MW. Verifica-se que esta alternativa produz um incremento na margem da área, passando de 355 MW para cerca de 500 MW. Além disso, ela também provoca sensível redução nas correntes de curto-circuito nas barras de 230 kV das SEs Garanhuns II e Angelim. De fato, após a implementação desta alternativa, as correntes de curto-circuito nas barras de 230 kV, na configuração 3 da Tabela 4-3, atingiram os valores de 28,3 e 34,3 kA, respectivamente.
Em princípio, não são vislumbrados problemas na ampliação da tranformação 500/230 kV da SE Garanhuns II. Por outro lado, a instalação do terceiro banco de autotransformadores na SE Angelim II pode apresentar dificuldades técnicas devido ao layout atual da subestação. Note que, mesmo que sejam disponibilizados bays em 230 kV na SE Angelim, talvez seja necessário a utilização de cabos isolados para a conexão do 3º autotransformador, haja vista o espaço disponível para instalá-lo, conforme indicado pelo retângulo verde na Figura 4-4.
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Figura 4-2 Sobrecarga no ATR 500/230 kV da SE Angelim II – norte seco carga pesada 2023
Figura 4-3 Sobrecarga no ATR 500/230 kV da SE Garanhuns II – norte seco carga leve 2023
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Figura 4-4 Subestações Angelim e Angelim II
4.2.2 Recapacitação da LT 230 kV Caetés II – Garanhuns II C1
A LT 230 kV Caetés II – Garanhuns C1 foi concebida para ser uma instalação de uso exclusivo para escoamento de geração do complexo eólico Caetés (181,9 MW). Essa LT possui 1 condutor Flint por fase (CAL 1 x 740,8 MCM), com capacidade de longa duração de 263 MVA e de curta duração de 306 MVA. Logo, devido a sua capacidade reduzida, ela acaba sendo um fator limitante nas contingências das LT 230 kV Arcoverde – Garanhuns II C1 e Caetés II - Arcoverde II C1, ou então em condição normal de operação com elevada injeção de potência nas SEs Arcoverde II e Caetés II. Portanto, uma opção natural para eliminar esse fator limitante é a recapacitação da LT. Sugere-se que a capacidade final da LT seja compatível com as capacidades das LTs recomendadas em Ref.[2,15] (398/458 MVA).
4.2.3 Expansão das transformações 230/69 kV
Para viabilizar a configuração da Tabela 4-1, é preciso expandir as transformações 230/69 kV das SEs Garanhuns II e Arcoverde II. Em princípio, essa expansão não é vista como um problema, já que essas SEs foram concebidas para comportar quatro transformadores cada Ref.[2,15]. Segundo os resultados da Tabela 4-3, na configuração proposta não é verificada superação por corrente de curto-circuito simétrica nas barras de 69 kV. Por fim, note também que esse reforço seria a expansão natural necessária para atendimento às cargas da CELPE-NEORNERGIA.
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5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Na avaliação apresentada nesta NT verificou-se que, com o mercardo informado, as transformações de fronteira das SEs Tacaimbó e Ribeirão são suficientes para atender as cargas da CELPE-NEOERNERGIA até 2026. Além disso, não foram verificados problemas de sobrecarga e/ou controle de tensão na rede básica da vizinhança dessas SEs. Tendo em vista que essa análise é muito sensível às cargas dos regionais, recomenda-se o monitoramento da evolução das mesmas para que seja realizado, no futuro, um novo estudo de atendimento às regiões de Tacaimbó e Ribeirão. Ainda nesse contexto, conforme apontado na Seção 3.3, recomenda-se também que a distribuidora faça uma análise da necessidade de correção do fator de potência das cargas atendidas pelos referidos regionais, de modo a atender os requisitos mínimos definidos nos procedimentos de rede.
Espera-se que a entrada em operação da SE Arcoverde II e das LTs 230 kV Arcoverde II – Garanhuns II C1 e Arcoverde II – Caetés II provoque um incremento na margem remanescente para escoamento de geração na região de Garanhuns. Além de essas obras incrementarem a margem sistêmica, também viabilizam a conexão física de novas usinas, já que atualmente não existe disponibilidade física e/ou técnica para novas conexões na barra de 230 kV da SE Garanhuns II.
Conforme discussão da Seção 4, é possível propor uma configuração de conexão capaz de acomodar todo o potencial de geração cadastrado em leilões de energia. Verifica-se que essa configuração de conexão ratifica a necessidade de substituição, já recomendada pelo Plano de Amplições e Reforços (PAR) do ONS, de disjuntores do setor de 230 kV da SE Angelim. Além disso, para acomodar todo o potencial cadastrado, será necessário reforçar as transformações 230/69 kV das SEs Arcoverde II e Garanhuns II. Estas obras, no entanto, deverão ser recomendadas conforme a geração for se concretizando ou conforme a evolução da carga atendida por estas SEs. Entende-se que essa alternativa tem custo de arrependimento baixo, uma vez que, a princípio, é capaz de acomodar o potencial cadastrado, envolve investimentos relativamente pequenos e o tempo de implementação é relativamente curto.
Por fim, conforme analisado na Seção 4.2, caso a configuração de conexão recomendada não se concretize e/ou a geração cresca além do potencial mapeado, alternativas envolvendo maiores investimentos e maiores dificuldades técnicas podem ser estudadas. Neste caso, recomenda-se a monitoração da evolução da geração na região de Garanhuns para que seja definido quais reforços serão mais adequados.
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[11]. Procedimentos de Rede do ONS –“Submódulo 3.6 Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão”. – Dezembro/2016
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[13]. EDITAL DE LEILÃO Nº 004/2011-ANEEL “ANEXO 6L LOTE L: CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO”. - 2011
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7 EQUIPE TÉCNICA
Marcelo Willian Henriques Szrajbman – EPE/STE
Fabiano Schmidt – EPE/STE
Igor Chaves – EPE/STE
Leandro Moda – EPE/STE
Luiz Felipe Froede Lorentz – EPE/STE
Tiago Campos Rizzotto – EPE/STE
Agradecemos a colaboração dos seguintes técnicos:
Antonia Aldenisa Ferreira dos Santos – CELPE-NEOENERGIA/PE
Ivo Luiz Soares Junior– CELPE-NEOENERGIA/PE
25 EPE-DEE-NT-098/2017-rev0 – “Atendimento às Regiões de Tacaimbó, Garanhuns e Ribeirão”