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ESTUDOS PARA A EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS: RELATÓRIO R1
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
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GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Ministério de Minas e Energia Ministro Fernando Coelho Filho
Secretário-Executivo do MME Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa
Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues
Secretário de Energia Elétrica Fabio Lopes Alves
Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Márcio Félix Carvalho Bezerra
Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Vicente Humberto Lôbo Cruz
ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS:
RELATÓRIO R1
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul:
Região de Cruz Alta
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia,
instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a
EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e
pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor
energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus
derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência
energética, dentre outras.
Presidente Luiz Augusto Nóbrega Barroso
Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Ricardo Gorini de Oliveira Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Gonçalves Guerreiro
Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis José Mauro Ferreira Coelho Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira URL: http://www.epe.gov.br
Sede
Esplanada dos Ministérios, Bloco U, Sl. 744 70065-900 – Brasília – DF
Escritório Central
Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar
20090-003 - Rio de Janeiro – RJ
Coordenação Geral Luiz Augusto Nóbrega Barroso
Amilcar Gonçalves Guerreiro Ricardo Gorini de Oliveira
Coordenação Executiva José Marcos Bressane
Equipe Técnica Thiago DouradoMarcos Farinha
Análise Socioambiental Kátia Gisele Matosinho
Carina Rennó SiniscalchiCarolina Fiorillo Mariani
Leonardo de Souza Lopes
Nº EPE-DEE-RE-002/2017-rev0Data: 03 de maio de 2017
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Ministério de Minas e Energia
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-RE-002/2017 Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Revisões Data Descrição sucinta
rev0 03.05.2017 Emissão Original
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1
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .............................................................................. 1
1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ............................................................................................................ 1
1.2 OBJETIVOS GERAIS .................................................................................................................... 3
1.3 ABORDAGEM ADOTADA.............................................................................................................. 3
2 CONCLUSÕES ............................................................................... 4
3 RECOMENDAÇÕES ....................................................................... 6
4 PREMISSAS E CRITÉRIOS .......................................................... 11
4.1 CRITÉRIOS BÁSICOS .................................................................................................................. 11
4.2 CASOS DE TRABALHO ............................................................................................................... 12
4.3 MERCADO ............................................................................................................................. 12
4.4 INTERCÂMBIO ......................................................................................................................... 15
4.5 GERAÇÃO .............................................................................................................................. 15
4.6 CENÁRIOS AVALIADOS .............................................................................................................. 15
4.7 LIMITES OPERATIVOS ............................................................................................................... 15
4.7.1 Linhas de Transmissão .............................................................................................................................. 15
4.7.2 Transformadores ....................................................................................................................................... 16
4.8 PARÂMETROS ECONÔMICOS ...................................................................................................... 16
4.9 CLASSIFICAÇÃO DO HORIZONTE DAS OBRAS .................................................................................. 16
5 DIAGNÓSTICO DO SISTEMA ...................................................... 18
5.1 SISTEMA ELÉTRICO DA REGIÃO DE INTERESSE ................................................................................. 18
5.2 DESEMPENHO ELÉTRICO DA REDE ............................................................................................... 21
5.3 RESTRIÇÕES FÍSICAS DAS INSTALAÇÕES......................................................................................... 23
6 DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS ............................................... 24
6.1 CONCEPÇÃO DAS ALTERNATIVAS ................................................................................................ 24
6.2 ALTERNATIVA A – REFORÇO EM 69KV A PARTIR DA SE IJUÍ 2 69KV ................................................. 24
6.3 ALTERNATIVA B – REFORÇO EM 138KV A PARTIR DA SE PASSO REAL ............................................... 25
6.4 ALTERNATIVA C – NOVO PONTO DE SUPRIMENTO SE 230/138KV CRUZ ALTA 2 ................................ 26
6.5 ALTERNATIVA D – NOVO PONTO DE SUPRIMENTO SE 230/69KV CRUZ ALTA 2 ................................. 27
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2
7 ANÁLISE DO DESEMPENHO EM REGIME PERMANENTE ............. 28
7.1 ALTERNATIVA A ...................................................................................................................... 28
7.1.1 Plano de Obras Final ................................................................................................................................. 28
7.1.2 Resultados das Análises ............................................................................................................................ 29
7.2 ALTERNATIVA B ...................................................................................................................... 32
7.2.1 Plano de Obras Final ................................................................................................................................. 32
7.2.2 Resultados das Análises ............................................................................................................................ 33
7.3 ALTERNATIVA C ...................................................................................................................... 35
7.3.1 Plano de Obras Final ................................................................................................................................. 35
7.3.2 Resultados das Análises ............................................................................................................................ 37
7.4 ALTERNATIVA D ...................................................................................................................... 40
7.4.1 Plano de Obras Final ................................................................................................................................. 40
7.4.2 Resultados das Análises ............................................................................................................................ 41
8 ANÁLISE ECONÔMICA ............................................................... 44
8.1 ANÁLISE ECONÔMICA ............................................................................................................... 44
8.2 DEFINIÇÃO DA ALTERNATIVA DE REFERÊNCIA ................................................................................ 46
9 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO ................................................. 47
10 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL PRELIMINAR ................................ 50
11 REFERÊNCIAS ............................................................................ 51
12 EQUIPE TÉCNICA ....................................................................... 52
13 ANEXO 1 – PLANO DE OBRAS DAS ALTERNATIVAS ................... 53
14 ANEXO 2 – FICHAS DE CONSULTA DE VIABILIDADE TÉCNICA .. 58
15 ANEXO 3 – CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS ........ 63
16 ANEXO 4 – PARÂMETROS ELÉTRICOS DAS INSTALAÇÕES NOVAS65
17 ANEXO 5: FICHAS DE OBRAS PARA O PET/PELP ....................... 66
17.1 ANOS 2017 A 2022 (PET) ...................................................................................................... 66
17.2 A PARTIR DO ANO 2023 (PELP) ............................................................................................... 69
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NOTA TÉCNICA DEA 08/17 - AVALIAÇÃO SOCIOAMBIENTAL DA
LOCALIZAÇÃO PROPOSTA PELA RGE PARA IMPLANTAÇÃO DA
SUBESTAÇÃO CRUZ ALTA 2 ............................................................. 70
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1 INTRODUÇÃO
1.1 Considerações Iniciais
O atendimento à região noroeste do Rio Grande do Sul é realizado por um conjunto de instalações
de Rede Básica composto basicamente por linhas de transmissão e subestações no nível de tensão
de 230kV responsáveis pelo suprimento das seguintes microrregiões: Carazinho, Cerro Largo, Cruz
Alta, Erechim, Frederico Westphalen, Ijuí, Não-Me-Toque, Passo Fundo, Sananduva, Santa Rosa,
Santo Ângelo, Soledade e Três Passos.
Atualmente, o suprimento das cidades localizadas nessas microrregiões é realizado por
aproximadamente 8 subestações de fronteira dentre as quais se destacam: SE 230/69kV Santa
Rosa 1, SE 230/69kV Guarita, SE 230/69kV Santo Ângelo 2, SE 230/69kV Ijuí 2, SE 230/69kV
Tapera 2, SE 230/138/69kV Santa Marta, SE 230/138kV Passo Fundo e SE 230/138kV Passo Real.
Além das subestações de fronteira citadas anteriormente, o suprimento da região noroeste do
estado é influenciado fortemente pela subestação Santo Ângelo 525/230kV, que se conecta ao
sistema de 525kV da região sul por meio das linhas de transmissão Santo Ângelo – Itá (C1 e C2) e
se configura como a única subestação de rede básica da região responsável pelo suprimento de
grandes blocos de energia.
Ressalta-se que a subestação Santo Ângelo também é responsável por permitir o escoamento do
excedente de geração eólico localizado na Fronteira Oeste do Rio Grande do Sul, especialmente
quando o excedente de geração eólica coincide com os períodos de alta hidraulicidade das usinas
da bacia do rio Jacuí.
Apesar de todos os recursos acima, o sistema elétrico que atende a essa região poderá apresentar
problemas de suprimento nos próximos anos. Os itens a seguir indicam os problemas relacionados
pela EPE e pelo ONS em seus respectivos documentos de referência setorial.
• EPE: Plano Decenal da Transmissão 2024 (PDE 2024)
Sobrecarga na LT 230kV Santo Ângelo – Santo Ângelo 2 em regime normal de operação no
patamar de carga média.
Sobrecarga na transformação da SE Ijuí 2 230/69kV, no patamar de carga média, em
condição de emergência.
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Subtensão nos barramentos de Missões e São Borja na contingência da LT 230kV Santo
Ângelo – Missões.
• ONS: Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica – Período 2017 a 2019 (PAR 2017/2019)
Sobrecarga na transformação 138/69 kV da SE Cruz Alta 1, em regime normal de operação,
no período de carga média de verão, considerando a LT 69 kV Cruz Alta 1 – Ijuí 1
desligada.
Sobrecarga na LT 69 kV Cruz Alta 1 – Panambi, em regime normal de operação, no período
de carga média de verão, considerando a LT 69 kV Cruz Alta 1 – Ijuí 1 desligada.
Carregamentos elevados na LT 138kV Jacuí – Cruz Alta, em regime normal de operação, no
período de carga média de verão.
Carregamentos elevados nas transformações 138/23 kV e 69/23kV da SE Cruz Alta 1, em
regime normal de operação, no período de carga média de verão.
Tendo em vista as restrições apontadas, evidenciou-se a necessidade de se realizar um estudo de
planejamento de longo prazo para a região noroeste do estado do Rio Grande do Sul, objetivando
viabilizar o atendimento elétrico ao mercado local nas condições de qualidade e confiabilidade
requeridas no Sistema Interligado Nacional (SIN).
Por um lado, os resultados das avaliações do PDE 2024 apontam restrições de atendimento em
instalações de Rede Básica e Rede de Fronteira apenas no ano horizonte de análise. Porém, por
outro, as análises do PAR 2017/2019 indicam problemas em instalações da rede de distribuição e
nas Demais Instalações de Transmissão – DIT que atendem a região de Cruz Alta já no curto
prazo, representando limitações para o atendimento ao crescimento do mercado local.
Com efeito, tais limitações motivaram a realização de uma análise preliminar do sistema elétrico da
região de Cruz Alta visando identificar alternativas de expansão que permitissem eliminar todas
essas restrições verificadas. Essa análise foi realizada inicialmente pela RGE, que elaborou e
encaminhou um relatório técnico à EPE [3] contendo alternativas de expansão dos sistemas de
transmissão e distribuição locais.
Nesse contexto, considerando a necessidade de dar celeridade à definição de reforços estruturais
para a região de Cruz Alta e, ao mesmo tempo, reconhecendo que os complexos problemas
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identificados na região noroeste do Rio Grande do Sul não se restringiam à região de Cruz Alta, a
EPE decidiu dividir o estudo preconizado para essa região noroeste do estado em duas partes,
quais sejam:
1. Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta –
estudo de mínimo custo global, com visão de longo prazo (ano 2027), e com foco
específico no atendimento à região de Cruz Alta. De fato, esse estudo corresponde a um
parecer técnico sobre as avaliações apresentadas na análise preliminar realizada pela RGE.
2. Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região Noroeste – estudo
de mínimo custo global, a ser iniciado em um segundo momento, também com visão de
longo prazo (ano 2030), porém, com foco principal no atendimento às demais cidades que
compõem a região noroeste do estado do Rio Grande do Sul.
O presente estudo consiste na primeira parte citada acima, isto é, no Estudo de Atendimento
Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta.
1.2 Objetivos Gerais
O objetivo desse estudo é apresentar e recomendar, tomando por base o relatório técnico [3]
preparado pela RGE, obras estruturais para o sistema elétrico que supre a região de Cruz Alta,
localizada no noroeste do Rio Grande do Sul, de forma a viabilizar um atendimento elétrico
adequado ao crescimento do mercado local.
1.3 Abordagem Adotada
Para atingir o objetivo do estudo em pauta, foram avaliadas as quatro alternativas de expansão do
sistema de transmissão vislumbradas para a região de Cruz Alta no estudo da RGE [3].
As alternativas consideradas foram submetidas a análises de desempenho em regime permanente,
em condição normal de operação e sob contingências simples. No caso da alternativa vencedora,
definida em análise econômica a partir do Método dos Rendimentos Necessários, as análises foram
complementadas pela avaliação dos níveis de curto-circuito e por avaliações socioambientais
preliminares.
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2 CONCLUSÕES
Este relatório apresentou o Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul:
Região de Cruz Alta, que visou apresentar uma solução estrutural para os problemas elétricos
específicos da região de Cruz Alta, tendo por base o estudo elaborado pela RGE [3].
Nesse estudo, foram avaliadas quatro alternativas de expansão para o sistema elétrico da região
de Cruz Alta, considerando expansões pela rede de distribuição nos níveis de 69kV e 138kV assim
como alternativas de expansão por meio de novas subestações de fronteira 230/69kV e
230/138kV. As quatro alternativas avaliadas podem ser classificadas em dois diferentes grupos
conforme discriminado a seguir:
• Duas alternativas propuseram expansões em 138kV ou 69kV a partir das subestações de
fronteira Passo Real 230/138kV ou Ijuí 2 230/69kV, além de alguns outros reforços na rede
de distribuição local.
• As outras duas alternativas propuseram a implantação de uma nova subestação
denominada SE Cruz Alta 2 contemplando transformações 230/138kV ou 230/69kV. De
modo a permitir a redistribuição das cargas da região, essa subestação teve de ser
vislumbrada próxima aos centros de consumo, sem muita margem para reposicionamento.
De uma forma geral, todas as alternativas eliminaram as violações encontradas na Rede Básica de
Fronteira e na Rede de Distribuição, porém, após a análise econômica das alternativas constatou-
se que a Alternativa D, que propõe um novo ponto de atendimento com os níveis de tensão de
230kV e 69kV no município de Cruz Alta, é a alternativa de mínimo custo global para a expansão
desse sistema.
Esse novo ponto de atendimento será responsável pelo atendimento às regiões de Cruz Alta e
Panambi e, em conjunto com as demais subestações de fronteira da região (Passo Real, Tapera 2
e Ijuí 2), proverá um aumento significativo nos níveis de confiabilidade do suprimento local.
Cumpre notar que o desempenho elétrico da alternativa de referência possui forte influência da
topologia da rede de distribuição local. Desta forma, é importante que a RGE mantenha a
operação da sua rede conforme topologia indicada pela própria distribuidora durante as análises
deste estudo.
A integração dessa subestação ao sistema de transmissão ocorrerá por meio do seccionamento da
LT 230kV Ijuí 2 – Passo Real. A rede de distribuição local será integrada por meio de uma ligação
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em circuito duplo entre a nova SE 230/69kV Cruz Alta 2 e a SE 138/69/23kV Cruz Alta 1
(existente) e por ligações em 69kV com as subestações Ibirubá, Tupanciretã e Cruz Alta 3.
É importante destacar que apesar de o diagnóstico deste estudo ter identificado sobrecargas na
LT 230kV Santo Ângelo – Santo Ângelo 2 em determinados cenários, a solução estrutural para
este problema somente será indicada na segunda parte deste estudo. A solução para este
problema envolverá a implantação de novas linhas de transmissão na região, o que irá requer
avaliações socioambientais mais aprofundadas para definição dos traçados preliminares.
Por fim, vale notar que o conjunto de obras previsto até ao ano 2022 para a alternativa vencedora
perfaz um total de investimentos da ordem de R$ 150 milhões a valor presente, tendo como
referência o ano de 2017.
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3 RECOMENDAÇÕES
Recomenda-se a implantação do plano de obras que caracteriza a Alternativa D do estudo, pois o
conjunto de obras nela previsto é o mais atrativo do ponto de vista técnico-econômico e permite
solucionar, de forma mais robusta, os problemas existentes na região de Cruz Alta.
Não obstante, dado que as obras de mais longo prazo que compõem essa alternativa são
indicativas e eventualmente poderão ser revistas no Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do
Rio Grande do Sul: Região Noroeste, a ser iniciado posteriormente, as recomendações do presente
estudo se restringem às obras planejadas até o ano 2022.
As obras recomendadas nos termos acima para a Rede Básica, DIT e Rede de Distribuição, as
quais deverão ser objeto de acompanhamento por MME e ANEEL, estão descritas nas tabelas a
seguir, sendo as principais delas ilustradas na Figura 3-1.
Tabela 3-1 Programa de obras de Rede Básica da alternativa vencedora
Descrição da Obra Data de
Necess. Justificativa
Instalação da 3ª unidade transformadora (230/69kV,
83MVA) na SE Ijuí 2. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Seccionamento da LT 230kV Passo Real – Ijuí 2 2020
Sistema de integração na nova
subestação de fronteira 230/69kV SE
Cruz Alta 2.
Construção da SE 230/69kV Cruz Alta 2, 2 x 83MVA,
5 EL 69 kV 2020
Novo ponto de suprimento à região de
Cruz Alta.
Coordenadas referenciais da SE 230/69 kV Cruz Alta 2: 28°40.095'S; 53°38.482'O.
Tabela 3-2 Programa de obras de Rede de Distribuição da alternativa vencedora
Descrição da Obra Data de
Necess.
Justificativa
Reconstrução de trecho da LD 69 kV Ijuí 2 – Ijuí 1
(7km, 477MCM) 2020
Evitar sobrecarga em regime normal na
rede de 69kV.
Seccionamento da LD 69kV Cruz Alta 1 – Tupanciretã
na SE Cruz Alta 2. 2020
Integração da nova subestação de
fronteira.
Construção das LDs 69kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1
C1 e C2 (9km, 477MCM) 2020
Integração da nova subestação de
fronteira.
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Construção da SE 69-23 kV Cruz Alta 3, 26,6 MVA
(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69-
23kV).
2020
Evitar sobrecarga em regime normal na
rede de 138kV, 69kV e nas
transformações da rede de distribuição.
Construção da LD 69 kV Tapera 2 – Ibirubá 1 (25km,
477 MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Construção da LD 69kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 3
(2km, 477MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Figura 3-1 Alternativa D – Diagrama esquemático da alternativa vencedora
Ressalta-se ainda que, para que o plano de obras apresentado seja efetivo até o ano 2022,
deverão ser efetuados remanejamentos de carga em subestações da RGE. As tabelas abaixo
descrevem o remanejamento de carga considerando a configuração de rede e mercado adotados
neste estudo.
Tabela 3-3 Mercado por subestação, patamar de carga média. Número
da barra Nome da subestação
2020 2022
P Q P Q
7391 KUJ-AES-023 6,24 3,17 6,50 3,31
69 kV
138 kV
2 x 150 MVA
230 kV138 kV
~
~~
138 kV
UHE JACUÍ
UHEPASSO REAL
~SE JÚLIO DE CASTILHOS 1
138 kV
PCH H. KOTZIAN
PCH J. E. DREHER
UHE JACUÍ
UHE P. REAL
SE SANTA MARIA 1
SE CRUZ ALTA 1
54 MVA
69 kV69 kV3 x 83 MVA
230 kV
SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1SE IBIRUBÁ 2
SE PANAMBI 1
69 kV
69 kV
SE TUPANCIRETÃ
SE IJUÍ 2
230 kV
SE CERILUZ
69 kV
69 kV
SE SANTO ÂNGELO 1
SE IJUÍ 1
2 x 83 MVA
SE PANAMBI 2
69 kV
SE CRUZ ALTA 2
69 kV
2 x 83 MVA
230 kV
XX Seccionar
Liberado
Liberado
25 MVA23 kV
25 MVA23 kV
(1)(3)
(2)
(4)(5)
(3)
(1) Nova SE Rede Básica 230/69 kV – Cruz Alta 2 (2) Nova SE Distribuição 69/23 kV – Cruz Alta 3(3) Seccionamento LD 69 kV Cruz Alta 1 - Tupanciretã. Criação das LDs 69 kV Cruz Alta 2 - Tupanciretã e Cruz Alta 2 - Ibirubá 1(4) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C1(5) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C2
SE CRUZ ALTA 3
26,6 MVA23 kV
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXX
XXXX
25 km
1 x 83 MVA
7 km
RGERGE
DITCompartilhada entre RGE, COPREL e HIDROPAN
RGE
DITCompartilhada entre RGE, COPREL, HIDROPAN, DEMEI e CERILUZ
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Número
da barra Nome da subestação
2020 2022
P Q P Q
8248 KUJ-RGE-023 5,21 2,27 5,44 2,36
8261 KSA-TR1-023 13,10 6,00 14,08 6,45
8262 KSA-TR2-023 14,72 6,43 15,82 6,91
8337 YZB-069 29,75 9,52 31,40 10,04
8338 YZC-069 8,81 2,74 9,30 2,89
8341 PAN2-069 15,91 4,71 17,12 5,07
8347 KCZ-069 11,20 4,48 12,13 4,85
16002 CRC-023 kV 12,380 5,150 13,180 5,470
51701 DEM-069 19,49 6,08 20,88 6,52
51702 KPS-069 13,52 3,88 14,47 4,15
62000 KPA-013 16,73 0,26 18,28 0,29
62001 KCL-TR2-023 15,140 5,531 16,440 6,029
62005 TUP-023 12,48 4,39 13,18 4,64
62006 KCL-TR3-023 10,38 4,15 11,18 4,47
62009 JCB-023 5,44 3,26 5,74 3,45
65000 PNT-023 13,09 4,76 13,84 5,03
65001 CON-023 10,08 4,03 10,70 4,28
65002 SDI-TR1-023 17,70 6,49 18,78 6,89
65003 SDI-TR2-023 5,23 0,52 5,55 0,55
65008 FWB-023 17,93 8,42 18,96 8,90
68002 FWE-TR2-023 16,99 8,76 17,97 9,27
68005 KGT-023 5,05 3,14 5,21 3,24
68007 PAM-TR1-023 10,52 3,99 11,08 4,21
68008 PAM-TR2-023 11,11 3,99 11,70 4,21
68010 CNO-023 21,41 10,41 22,79 11,08
68013 SAU-TR1-023 8,78 3,39 9,25 3,58
68017 TPA-TR1-023 16,20 7,29 17,27 7,77
68018 TPA-TR2-023 11,66 5,05 12,43 5,38
68020 TPT-023 12,25 5,41 13,06 5,77
72001 KSM-TR1-013 6,43 2,05 6,92 2,20
72003 ERN-013 1,99 0,56 2,08 0,59
72008 ENG-013 2,20 0,73 2,30 0,76
72009 PFA-TR1-013 25,30 8,47 26,92 9,01
72010 MRU-TR1-023 19,99 6,99 20,98 7,34
72011 MRU-TR2-023 6,31 2,60 6,62 2,73
72012 PFA-TR2-013 22,54 6,53 23,98 6,94
72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62
72015 CAS-TR1-023 12,18 4,64 12,85 4,90
72016 CAS-TR2-023 1,50 0,61 1,58 0,64
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
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9
Tabela 3-4 Mercado por subestação, patamar de carga leve.
Número
da barra Nome da subestação
2020 2022
P Q P Q
7391 KUJ-AES-023 5,24 2,38 5,46 2,48
8248 KUJ-RGE-023 3,17 1,47 3,31 1,54
8261 KSA-TR1-023 7,84 4,19 8,43 4,51
8262 KSA-TR2-023 8,65 4,35 9,30 4,68
8337 YZB-069 18,33 5,59 19,34 5,90
8338 YZC-069 7,38 2,98 7,79 3,14
8341 PAN2-069 14,00 4,84 15,07 5,21
8347 KCZ-069 5,60 2,24 6,07 2,43
16002 CRC-023 kV 9,845 6,288 10,290 6,650
51701 DEM-069 8,36 2,61 8,95 2,79
51702 KPS-069 7,14 1,00 7,64 1,07
62000 KPA-013 10,67 2,77 11,66 3,02
62001 KCL-TR2-023 17,830 7,806 19,490 8,510
62005 TUP-023 10,28 3,68 10,86 3,88
62006 KCL-TR3-023 5,85 4,79 6,29 5,15
62009 JCB-023 3,26 2,18 3,45 2,30
65000 PNT-023 4,57 0,14 4,83 0,15
65001 CON-023 5,73 2,55 6,08 2,70
65002 SDI-TR1-023 6,66 1,03 7,07 1,09
65003 SDI-TR2-023 0,67 0,15 0,71 0,16
65008 FWB-023 5,38 1,46 5,69 1,54
68002 FWE-TR2-023 6,87 2,47 7,27 2,62
68005 KGT-023 1,10 0,55 1,14 0,57
68007 PAM-TR1-023 3,51 1,25 3,70 1,31
68008 PAM-TR2-023 3,67 1,25 3,86 1,31
68010 CNO-023 7,10 3,37 7,56 3,58
68013 SAU-TR1-023 1,60 0,52 1,69 0,55
68017 TPA-TR1-023 2,62 1,03 2,79 1,10
68018 TPA-TR2-023 6,08 2,70 6,49 2,88
68020 TPT-023 6,62 2,93 7,06 3,12
72001 KSM-TR1-013 3,22 1,02 3,46 1,10
72003 ERN-013 1,16 0,48 1,21 0,50
72008 ENG-013 1,19 0,43 1,25 0,45
72009 PFA-TR1-013 12,32 0,22 13,10 0,24
72010 MRU-TR1-023 10,57 3,00 11,10 3,15
72011 MRU-TR2-023 1,17 0,58 1,23 0,61
72012 PFA-TR2-013 14,74 1,05 15,68 1,12
72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
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10
Número
da barra Nome da subestação
2020 2022
P Q P Q
72015 CAS-TR1-023 6,43 2,68 6,78 2,83
72016 CAS-TR2-023 1,12 1,76 1,18 1,86
Com base nos resultados das avaliações dos níveis de curto-circuito do sistema, recomenda-se que
o ONS e a CEEE-GT efetuem avaliações mais específicas de modo a identificar quais os disjuntores
da subestação Cruz Alta 1 precisam ser substituídos e qual o momento mais adequado para
realizar essa substituição. Levando-se em consideração a evolução do sistema, segundo a visão de
longo prazo dos estudos de planejamento, e as capacidades de interrupção padrão dos disjuntores
adotados pela ANEEL nos últimos leilões de transmissão, a EPE indica que a substituição dos
disjuntores superados da SE Cruz Alta 1 deve ser realizada por unidades de 31,5kA.
É importante destacar que a CEEE-GT também sinalizou a necessidade de se realizar a substituição
da proteção da atual LT 69 kV Ibirubá – Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Ibirubá - Cruz Alta 2) em
função da alteração de configuração de rede. Para as proteções da atual LT 69 kV Tupanciretã –
Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Tupanciretã - Cruz Alta 2) não haverá necessidade de se realizar
quaisquer alterações, pois essas proteções já foram digitalizadas recentemente.
No tocante à caracterização da subestação 230/69kV Cruz Alta 2, recomenda-se que se respeite as
disposições apresentadas no ANEXO 3 – CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS.
Finalmente, do ponto de vista socioambiental, é importante destacar que a área a ser selecionada
para implantação da SE Cruz Alta 2, a qual deve estar próxima aos centros de consumo para
assegurar a sua efetividade, deve levar em consideração as seguintes questões:
• O terreno de aproximadamente 40.000 m² necessário para implantação da SE Cruz Alta 2
deve ser adquirido de forma que a proximidade com a rodovia BR-377 não ofereça
restrições para implantação das linhas de transmissão da configuração planejada e nem
para a chegada e saída de futuras linhas.
• É importante evitar a interferência direta nas áreas de preservação permanente das faixas
marginais de córregos e nascentes da área de estudo.
• É preciso observar as restrições relativas à área do aeródromo de Cruz Alta, realizando
consulta junto aos órgãos competentes, se necessário.
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11
4 PREMISSAS E CRITÉRIOS
4.1 Critérios Básicos
As análises elétricas foram elaboradas em conformidade com os critérios usuais de planejamento
definidos nos seguintes documentos: (i) CCPE – “Critérios e Procedimentos para o Planejamento
da Expansão dos Sistemas de Transmissão”; (ii) ONS – “Procedimentos de Rede – Submódulo 23.3
(Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos)”; (iiii) ANEEL – “Procedimentos de Distribuição”. Os
itens a seguir apresentam maiores detalhes sobre os critérios adotados.
Análise do Desempenho em Regime Permanente
Para o dimensionamento da Rede Básica e Rede Básica de Fronteira foi adotado o critério N-1
(perda de um único elemento da rede). Para a rede de distribuição local foi considerado o
atendimento ao critério N.
Os limites de tensão máximos e mínimos considerados em regime normal e de emergências foram,
respectivamente, 105-95% e 105-90% da tensão nominal nos sistemas de 525kV, 230 kV, 138 kV
e 69kV, como pode ser observado na tabela a seguir.
Tabela 4-1 Níveis de tensão admitidos em regime permanente
Tensão Nominal (kV) Condição operativa (p.u.)
Normal Emergência
69 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05
138 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05
230 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05
525 0,95 a 1,05 0,90 a 1,05
Na fronteira com a Rede Básica, foi considerado um fator de potência mínimo de 0,95 para os
pontos de 138 kV ou 69 kV, e de 0,92 para os pontos com tensão inferior a 69 kV.
Análise de Curto-Circuito
Foram considerados como superados os disjuntores de subestações cujos níveis de curto-circuito
se mostraram acima de 100% da sua capacidade nominal de interrupção e, como em alerta, os
disjuntores com 90% a 100% dessa capacidade.
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12
Análise Econômica
A comparação econômica foi realizada através do Método dos Rendimentos Necessários, também
conhecido como Método do Valor Presente dos Custos Anuais Equivalentes. Neste método, os
investimentos totais anuais contabilizados para os equipamentos e as instalações de cada uma das
alternativas são convertidos em uma série de pagamentos de valor constante, estendida a
30 anos. As séries temporais correspondentes a cada alternativa são truncadas no final do período
em estudo, sendo considerado o valor presente referido ao ano base da análise econômica.
4.2 Casos de Trabalho
Foram adotados os casos de trabalho do PDE 2024 (análises de regime permanente) e do
PDE 2025 (análises de curto-circuito). A esses casos, foram realizados ajustes e alterações no
sentido de incorporar informações disponibilizadas posteriormente ao PDE. Destaca-se que os
casos de trabalho foram extrapolados até o ano 2027 para viabilizar a análise do desempenho
elétrico das alternativas em um horizonte mais amplo.
Levando-se em consideração a data de necessidade e o tempo necessário para viabilização dos
reforços de Rede Básica e da Rede de Distribuição, foram avaliados os anos de 2020, 2022,
2024 e 2027.
4.3 Mercado
As projeções de demanda consideradas foram aquelas representadas no PDE 2024 considerando
as atualizações disponibilizadas pela RGE e apresentadas na tabela a seguir.
Tabela 4-2 Mercado por subestação, patamar de carga média. Número
da barra Nome da subestação
2020 2022 2024 2027
P Q P Q P Q P Q
7391 KUJ-AES-023 6,24 3,17 6,50 3,31 6,80 3,46 6,96 3,54
8248 KUJ-RGE-023 5,21 2,27 5,44 2,36 5,69 2,47 5,82 2,53
8261 KSA-TR1-023 13,10 6,00 14,08 6,45 15,18 6,95 15,76 7,22
8262 KSA-TR2-023 14,72 6,43 15,82 6,91 17,06 7,45 17,71 7,74
8337 YZB-069 29,75 9,52 31,40 10,04 33,23 10,63 34,18 10,93
8338 YZC-069 8,81 2,74 9,30 2,89 9,84 3,06 10,11 3,15
8341 PAN2-069 15,91 4,71 17,12 5,07 18,48 5,47 19,19 5,68
8347 KCZ-069 11,20 4,48 12,13 4,85 13,18 5,27 13,74 5,50
16002 CRC-023 kV 12,380 5,150 13,180 5,470 14,050 5,820 15,480 6,430
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13
Número
da barra Nome da subestação
2020 2022 2024 2027
P Q P Q P Q P Q
51701 DEM-069 19,49 6,08 20,88 6,52 22,37 6,98 23,15 7,22
51702 KPS-069 13,52 3,88 14,47 4,15 15,52 4,46 16,08 4,62
62000 KPA-013 16,73 0,26 18,28 0,29 20,03 0,32 22,92 0,36
62001 KCL-TR2-023 15,140 5,531 16,440 6,029 17,900 6,584 20,260 7,480
62005 TUP-023 12,48 4,39 13,18 4,64 13,96 4,91 15,22 5,35
62006 KCL-TR3-023 10,38 4,15 11,18 4,47 12,05 4,82 13,48 5,43
62009 JCB-023 5,44 3,26 5,74 3,45 6,08 3,65 6,63 3,98
65000 PNT-023 13,09 4,76 13,84 5,03 14,67 5,34 15,10 5,49
65001 CON-023 10,08 4,03 10,70 4,28 11,38 4,55 11,73 4,70
65002 SDI-TR1-023 17,70 6,49 18,78 6,89 19,98 7,33 20,60 7,56
65003 SDI-TR2-023 5,23 0,52 5,55 0,55 5,90 0,58 6,08 0,60
65008 FWB-023 17,93 8,42 18,96 8,90 20,10 9,44 20,70 9,72
68002 FWE-TR2-023 16,99 8,76 17,97 9,27 19,05 9,82 19,61 10,11
68005 KGT-023 5,05 3,14 5,21 3,24 5,38 3,34 5,48 3,40
68007 PAM-TR1-023 10,52 3,99 11,08 4,21 11,70 4,44 12,03 4,57
68008 PAM-TR2-023 11,11 3,99 11,70 4,21 12,36 4,44 12,70 4,57
68010 CNO-023 21,41 10,41 22,79 11,08 24,31 11,82 25,10 12,21
68013 SAU-TR1-023 8,78 3,39 9,25 3,58 9,78 3,78 10,05 3,89
68017 TPA-TR1-023 16,20 7,29 17,27 7,77 18,44 8,30 19,05 8,58
68018 TPA-TR2-023 11,66 5,05 12,43 5,38 13,27 5,75 13,71 5,94
68020 TPT-023 12,25 5,41 13,06 5,77 13,95 6,16 14,41 6,36
72001 KSM-TR1-013 6,43 2,05 6,92 2,20 7,47 2,38 7,76 2,47
72003 ERN-013 1,99 0,56 2,08 0,59 2,18 0,61 2,23 0,63
72008 ENG-013 2,20 0,73 2,30 0,76 2,41 0,80 2,46 0,82
72009 PFA-TR1-013 25,30 8,47 26,92 9,01 28,70 9,60 29,63 9,92
72010 MRU-TR1-023 19,99 6,99 20,98 7,34 22,06 7,71 22,62 7,91
72011 MRU-TR2-023 6,31 2,60 6,62 2,73 6,96 2,87 7,14 2,95
72012 PFA-TR2-013 22,54 6,53 23,98 6,94 25,56 7,40 26,39 7,64
72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62
72015 CAS-TR1-023 12,18 4,64 12,85 4,90 13,57 5,17 13,94 5,31
72016 CAS-TR2-023 1,50 0,61 1,58 0,64 1,67 0,68 1,71 0,69
Tabela 4-3 Mercado por subestação, patamar de carga leve.
Número
da barra Nome da subestação
2020 2022 2024 2027
P Q P Q P Q P Q
7391 KUJ-AES-023 5,24 2,38 5,46 2,48 5,71 2,60 5,84 2,66
8248 KUJ-RGE-023 3,17 1,47 3,31 1,54 3,46 1,61 3,54 1,64
8261 KSA-TR1-023 7,84 4,19 8,43 4,51 9,09 4,86 9,44 5,05
8262 KSA-TR2-023 8,65 4,35 9,30 4,68 10,02 5,05 10,41 5,24
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
14
Número
da barra Nome da subestação
2020 2022 2024 2027
P Q P Q P Q P Q
8337 YZB-069 18,33 5,59 19,34 5,90 20,47 6,25 21,05 6,43
8338 YZC-069 7,38 2,98 7,79 3,14 8,24 3,32 8,48 3,42
8341 PAN2-069 14,00 4,84 15,07 5,21 16,26 5,62 16,88 5,83
8347 KCZ-069 5,60 2,24 6,07 2,43 6,59 2,64 6,87 2,75
16002 CRC-023 kV 9,845 6,288 10,290 6,650 10,790 7,060 11,500 7,600
51701 DEM-069 8,36 2,61 8,95 2,79 9,59 2,99 9,92 3,10
51702 KPS-069 7,14 1,00 7,64 1,07 8,20 1,15 8,49 1,19
62000 KPA-013 10,67 2,77 11,66 3,02 12,77 3,31 13,37 3,47
62001 KCL-TR2-023 17,830 7,806 19,490 8,510 21,350 9,300 22,320 9,720
62005 TUP-023 10,28 3,68 10,86 3,88 11,50 4,11 11,83 4,23
62006 KCL-TR3-023 5,85 4,79 6,29 5,15 6,79 5,56 7,50 6,10
62009 JCB-023 3,26 2,18 3,45 2,30 3,65 2,43 3,76 2,50
65000 PNT-023 4,57 0,14 4,83 0,15 5,12 0,16 5,27 0,16
65001 CON-023 5,73 2,55 6,08 2,70 6,47 2,88 6,67 2,97
65002 SDI-TR1-023 6,66 1,03 7,07 1,09 7,52 1,16 7,75 1,19
65003 SDI-TR2-023 0,67 0,15 0,71 0,16 0,76 0,17 0,78 0,18
65008 FWB-023 5,38 1,46 5,69 1,54 6,03 1,64 6,21 1,68
68002 FWE-TR2-023 6,87 2,47 7,27 2,62 7,70 2,77 7,93 2,86
68005 KGT-023 1,10 0,55 1,14 0,57 1,17 0,59 1,19 0,60
68007 PAM-TR1-023 3,51 1,25 3,70 1,31 3,91 1,39 4,02 1,42
68008 PAM-TR2-023 3,67 1,25 3,86 1,31 4,08 1,39 4,19 1,42
68010 CNO-023 7,10 3,37 7,56 3,58 8,06 3,82 8,33 3,95
68013 SAU-TR1-023 1,60 0,52 1,69 0,55 1,78 0,58 1,83 0,60
68017 TPA-TR1-023 2,62 1,03 2,79 1,10 2,98 1,17 3,08 1,21
68018 TPA-TR2-023 6,08 2,70 6,49 2,88 6,93 3,07 7,16 3,17
68020 TPT-023 6,62 2,93 7,06 3,12 7,54 3,33 7,79 3,44
72001 KSM-TR1-013 3,22 1,02 3,46 1,10 3,74 1,19 3,88 1,23
72003 ERN-013 1,16 0,48 1,21 0,50 1,27 0,52 1,30 0,53
72008 ENG-013 1,19 0,43 1,25 0,45 1,30 0,47 1,34 0,48
72009 PFA-TR1-013 12,32 0,22 13,10 0,24 13,97 0,25 14,42 0,26
72010 MRU-TR1-023 10,57 3,00 11,10 3,15 11,67 3,31 11,96 3,40
72011 MRU-TR2-023 1,17 0,58 1,23 0,61 1,29 0,64 1,32 0,66
72012 PFA-TR2-013 14,74 1,05 15,68 1,12 16,72 1,19 17,26 1,23
72013 YAO-138 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62 11,00 3,62
72015 CAS-TR1-023 6,43 2,68 6,78 2,83 7,16 2,99 7,36 3,07
72016 CAS-TR2-023 1,12 1,76 1,18 1,86 1,25 1,96 1,28 2,02
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15
4.4 Intercâmbio
O cenário de intercâmbio adotado neste estudo é denominado “Norte Exportador” e é
caracterizado por uma situação hidrológica desfavorável na região Sul, com despachos reduzidos
das usinas hidráulicas. Esta condição de intercâmbio corresponde à situação mais crítica para o
atendimento à região foco da análise (Cruz Alta), pois apresenta fluxos elevados na malha de
230kV e nas transformações de fronteira.
4.5 Geração
O plano de geração considerado foi aquele representado no PDE 2024.
4.6 Cenários Avaliados
Os cenários avaliados neste estudo foram compostos a partir da combinação da condição de
intercâmbio entre as regiões sul e sudeste/centro-oeste (Norte Exportador) e dos patamares de
carga média e leve. Nesse sentido, foram escolhidos os seguintes cenários para as análises:
• Cenário 1: Intercâmbio norte exportador – carga média (NExp média).
• Cenário 2: Intercâmbio norte exportador – carga leve (NExp leve).
Cada um dos cenários descritos foi ponderado de acordo com o seu tempo de permanência,
estimado com base em análises energéticas da EPE. A tabela abaixo indica os valores adotados
nas análises.
Tabela 4-4 Tempo de permanência dos cenários
Cenário 1 Cenário 2
62,5% 37,5%
4.7 Limites Operativos
4.7.1 Linhas de Transmissão
Para as linhas de Rede Básica existentes, foram utilizados, em regime normal e de emergências,
os limites de carregamentos (com fatores limitantes) constantes no Contrato de Prestação de
Serviços de Transmissão (CPST).
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16
4.7.2 Transformadores
Para os transformadores de Rede Básica e de Rede Básica de Fronteira existentes, foram utilizados
os limites de curta e longa duração (com fatores limitantes) informados pelas empresas
proprietárias dos equipamentos no CPST.
No caso de transformadores de Rede Básica e de Rede Básica de Fronteira novos, foi considerada
a capacidade operativa de curta duração correspondente a 120% da capacidade nominal do
equipamento.
Para os transformadores existentes e futuros da RGE, foram observados os limites usuais utilizados
pelo planejamento da empresa.
4.8 Parâmetros Econômicos
Para o custeamento das novas instalações, foi utilizado o Banco de Preços da ANEEL, de Junho de
2016. Os itens abaixo detalham os demais parâmetros econômicos adotados no estudo:
• Custo marginal de expansão (custo de perdas): R$ 193 / MWh.
• Taxa de desconto: 8% a/a.
• Ano de referência: 2016.
• Tempo de vida útil das instalações: 30 anos.
• Ano horizonte: 2030 (para capturar o efeito das obras definidas no ano de 2027).
• Empate entre alternativas: diferença de custos inferior a 5% (requer análises adicionais).
4.9 Classificação do Horizonte das Obras
Foram consideradas como determinativas as obras definidas dentro do horizonte do Programa de
Expansão da Transmissão (PET) em produção à época do término do estudo. Nesse caso, como o
PET atual refere-se ao ciclo 2017-2022, somente as obras até 2022 foram classificadas como
determinativas. As obras definidas após 2022 foram consideradas como indicativas e incorporadas
ao Programa de Expansão de Longo Prazo (PELP).
Cumpre notar que tanto as obras determinativas quanto as indicativas fazem parte das
recomendações do estudo, contudo, as obras indicativas poderão ser reavaliadas nos ciclos de
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17
planejamento subsequentes. Por outro lado, caso não sejam vislumbrados novos problemas que
justifiquem análises adicionais para as regiões envolvidas, essas obras se tornarão determinativas
à medida que o horizonte do PET for sendo incrementado.
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18
5 DIAGNÓSTICO DO SISTEMA
5.1 Sistema elétrico da região de interesse
A região de Cruz Alta está situada na área de concessão da Rio Grande Energia – RGE, entre as
poligonais das concessionárias HIDROPAN, DEMEI e da permissionária COPREL. Atualmente, o
principal ponto de atendimento a essa região é a subestação Cruz Alta 1, que consiste em uma
DIT de propriedade da CEEE-GT.
A SE Cruz Alta 1 é suprida pela linha 138 kV Jacuí - Cruz Alta 1 (circuito simples, condutor CAA
477MCM, 65,4km de extensão) e conta com três transformações: uma transformação 138/69kV
3 x 18MVA 1ϕ (equivalente a 54 MVA), compartilhada entre RGE, HIDROPAN e COPREL, uma
transformação 138/23kV 1 x 25MVA 3ϕ, compartilhada entre RGE e COPREL e outra 69/23kV 1 x
25MVA 3ϕ, de uso exclusivo da RGE.
Do setor 69kV, saem quatro linhas de distribuição, sendo elas:
• LD 69kV Cruz Alta 1 - Tupanciretã: circuito simples com 60,79 km de extensão, condutor
CAA 2/0 AWG. Alimenta a SE Tupanciretã com carga exclusiva da RGE.
• LD 69kV Cruz Alta 1 – Panambi (DIT CEEE-GT): circuito simples com 40 km de extensão,
condutor CAA 2/0 AWG. Atende exclusivamente aos agentes COPREL e HIDROPAN.
• LD 69kV Cruz Alta 1 - Ibirubá 1: circuito simples com 50 km de extensão, condutor CAA 4/0
AWG. Conecta-se na SE Ibirubá 1, mas permanece normalmente aberta em virtude de
restrições técnicas existentes. Destaca-se que o atendimento da SE Ibirubá 1 por Cruz Alta
é inviabilizado nos patamares de carga média e pesada.
• LD 69kV Cruz Alta 1 - Ijuí 1 (DIT CEEE-GT): circuito simples com 38km de extensão,
condutor CAA 336 MCM. Na configuração atual, em virtude das restrições técnicas
existentes, o atendimento da SE Ijuí 1 por Cruz Alta é inviabilizado nos patamares de carga
média e pesada. Por este motivo, essa interligação é mantida normalmente aberta.
Cumpre notar que o sistema 138 kV atendido a partir da SE 138kV Jacuí também é responsável
pelo escoamento das gerações das PCHs J. E. Dreher (18 MW) e H. Kotzian (13 MW).
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A Figura 5-1 a seguir apresenta um diagrama esquemático da configuração do sistema elétrico da
região de interesse do estudo.
Figura 5-1 Sistema elétrico da região de interesse.
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20
Com relação às expansões previstas na Rede de Distribuição, o Plano de Obras da RGE, que
engloba previsões de investimentos até o ano de 2019, estão propostas as seguintes ampliações
de capacidade na região:
• Nova SE 138 kV Júlio de Castilhos 1, seccionadora (2017).
• Nova SE 138-23 kV Júlio de Castilhos 2, 12,5 MVA (2017).
• Nova LD 138 kV Júlio de Castilhos 1 - Júlio de Castilhos 2, circuito simples (2017).
A Figura 4 a seguir mostra o sistema elétrico existente e previsto (tracejado) na região elétrica de
Cruz Alta.
Figura 5-2 sistema Elétrico da região de interesse.
É importante destacar que em todas as avaliações realizadas no diagnóstico do desempenho
elétrico do sistema foram consideradas as seguintes condições para topologia da rede:
• SE UHE JACUÍ (CEEE-GT)
a) O setor de 138kV dessa subestação atenderá a SE Cruz Alta 1, a SE Santa Maria 1 e
as PCHs Henrique Kotzian e Jorge Ernesto Dreher.
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21
b) Futuramente, esta subestação também atenderá as subestações Júlio de Castilhos 1
e Júlio de Castilhos 2.
c) O TR7 138/23 kV, 25MVA da SE UHE JACUÍ é compartilhado entre RGE, AES-Sul e
Coprel. A Carga da RGE é de aproximadamente 6,0 MVA.
• SE TAPERA 2 (ELETROSUL)
a) O setor de 69kV dessa subestação atenderá as cargas das subestações Soledade,
Não-Me-Toque, Tapera 1 e Ibirubá 1, todas de propriedade da RGE, além da
SE Ibirubá 2 de propriedade da COPREL.
• SE IJUÍ 2 (ELETROSUL)
a) O setor de 69kV dessa subestação atenderá as cargas das SEs Ijuí 1 (DIT CEEE-GT,
uso compartilhado entre DEMEI e CERILUZ), CERILUZ (SE Seccionadora de
propriedade da RGE – carga da CERILUZ), Panambi 2 (HIDROPAN) e DEMEI.
• SE CRUZ ALTA (CEEE-GT)
a) O setor de 69kV dessa subestação atenderá as cargas das SEs Tupanciretã (RGE),
Panambi 1 (SE de propriedade da CEEE-GT – carga da HIDROPAN/COPREL) e TR3
69/23 kV de uso exclusivo da RGE.
b) As LDs Cruz Alta - Ijuí 1 (DIT CEEE-GT) e Cruz Alta - Ibirubá 1 (RGE) operarão
normalmente abertas.
c) O setor de 138kV dessa subestação atenderá as cargas dos transformadores TR1
138/69 kV (compartilhado entre RGE, HIDROPAN e COPREL) e TR2 138/23 kV
(compartilhado entre RGE e COPREL).
5.2 Desempenho Elétrico da Rede
Nesta seção, serão apresentados os principais problemas elétricos verificados no diagnóstico do
sistema elétrico da região de interesse tanto em condição normal de operação quanto em condição
de emergências simples na rede.
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22
Considerando os cenários avaliados, assim como as premissas e critério adotados, foram
verificadas as seguintes restrições em condição normal de operação:
• Carregamento acima da capacidade nominal da transformação 138/69 kV (TR1), 54 MVA
da SE Cruz Alta 1. Esta condição não se altera mesmo com a entrada em operação da
SE Júlio de Castilhos 2 e agrava-se nos anos subsequentes.
• Carregamento elevado nas transformações 138/23 kV (TR2) e 69/23 kV (TR3), de 25 MVA
cada, da SE Cruz Alta 1. Estes transformadores atendem as cargas do município de Cruz
Alta e não há possibilidade de remanejo de carga para outras subestações vizinhas.
• O barramento 69 kV da SE Tupanciretã apresenta níveis de tensão abaixo do limite inferior
para o para todo o horizonte de análise. Esta condição é amenizada após a entrada em
operação das subestações Júlio de Castilhos 1 e 2, mas as subtensões permanecem ao
longo de todo o período.
• Sobrecarga na LT 230kV Santo Ângelo – Santo Ângelo 2 em regime normal de operação no
patamar de carga média.
Em condição de emergências simples, foram detectadas as seguintes restrições:
• Contingência do circuito 138 kV Jacuí – Cruz Alta
a) Na ocorrência desta contingência, única fonte 138 kV para Cruz Alta, o atendimento
as cargas da região é impactado significativamente, uma vez que os circuitos 69 kV
provenientes das SEs Ibirubá 1 e Ijuí 1 não possuem capacidade suficiente para
garantir o abastecimento da região. Assim, o resultado desta contingência implica
em risco de corte de carga de até 50 MVA, afetando os agentes RGE, HIDROPAN e
COPREL.
b) Esta contingência provoca sobrecarga na linha Ijuí 2 – Ijuí 1 e a tentativa de se
realizar o atendimento por Ibirubá 1 implica em níveis precários de tensão nas
SEs Cruz Alta 1, Tupanciretã e Panambi. Não há possibilidade de transferência de
carga via rede de distribuição.
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23
• Contingência do transformador 138-69 kV Cruz Alta – TR1
a) Na ocorrência desta contingência, o atendimento às cargas da região também sofre
um impacto significativo, uma vez que os circuitos 69 kV provenientes das SEs
Ibirubá 1 e Ijuí 1 não possuem capacidade suficiente para garantir o abastecimento
da região. Assim, a ocorrência desta contingência necessariamente implica em corte
de carga de até 40 MVA, afetando os agentes RGE, HIDROPAN e COPREL.
b) Mesmo com a entrada em operação da SE Júlio de Castilhos 2, o atendimento às
cargas da região continua impossibilitado devido aos problemas de tensão e
carregamento.
c) As principais subestações atingidas são Tupanciretã, Cruz Alta e Panambi. Não há
possibilidade de transferência de carga via rede de distribuição.
• Contingência da LD 69 kV Cruz Alta – Tupanciretã ou da LD 69 kV Cruz Alta – Panambi
a) Quando da ocorrência da contingência da LD 69 kV Cruz Alta - Tupanciretã, há
necessidade de corte de carga de até 21 MVA. Até a entrada em operação da nova
SE Júlio de Castilhos 2, não é possível realizar transferência via rede de distribuição.
b) A partir da entrada em operação desta subestação será possível transferir
aproximadamente 5 MVA para a SE Júlio de Castilhos com a construção de 3 km de
rede de distribuição.
• Contingência na transformação 230/69kV da SE Ijuí 2
a) Essa contingência provoca sobrecarga na transformação da SE Ijui 2 230/69kV no
patamar de carga média.
5.3 Restrições Físicas das Instalações
No sentido de identificar eventuais restrições físicas em subestações da região do estudo, a EPE
realizou consultas de disponibilidade às empresas proprietárias dos ativos de transmissão. Os
formulários de questionamento preparados pela EPE e as respectivas respostas das empresas
transmissoras são apresentadas no ANEXO 2 – FICHAS DE CONSULTA DE VIABILIDADE TÉCNICA
deste relatório.
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24
6 DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS
6.1 Concepção das Alternativas
Nesta seção, são apresentadas as quatro alternativas vislumbradas para solucionar os problemas
encontrados no diagnóstico do sistema elétrico que supre a região de Cruz Alta, as quais
consistem nas configurações de expansão preconizadas no estudo da RGE [3]. Em termos gerais,
as alternativas podem ser divididas em dois conjuntos distintos.
O primeiro conjunto, representado pelas alternativas A e B, avalia a possibilidade de solucionar os
problemas de atendimento à carga da região exclusivamente por meio de expansões na rede de
distribuição, ou seja, tendo como base o suprimento a partir das fronteiras existentes. Já o
segundo conjunto, representado pelas alternativas C e D, avalia a implantação de uma nova
subestação de fronteira na região e compara o desempenho das expansões no nível de tensão de
138kV (alternativa C) e 69kV (Alternativa D).
6.2 Alternativa A – Reforço em 69kV a Partir da SE Ijuí 2 69kV
Para a Alternativa A foi considerado o conjunto de expansões no nível de 69kV esquematizado na
Figura 6-1 a seguir.
Figura 6-1 Diagrama Esquemático da Alternativa A.
SE IJUÍ 2
230 kV
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
X
SE CERILUZ
69 kV
69 kV
XXXX
SE SANTO ÂNGELO 1
SE IJUÍ 1
SE PANAMBI 2
69 kV
2 x 83 MVA
XXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
69 kV
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
SE PANAMBI 1
69 kV
69 kV
XXXXXX
SE CRUZ ALTA 2
69 kV
SE TUPANCIRETÃ
138 kV
2 x 150 MVA230 kV138 kV
~
~
~138 kV
UHE JACUÍ
UHEPASSO REAL
~
SE JÚLIO DE CASTILHOS 2
SE JÚLIO DE CASTILHOS 1
138 kV
138 kV
25 MVA
PCH H. KOTZIAN
PCH J. E. DREHER
UHE JACUÍ
UHE P. REAL
SE SANTA MARIA 1
50 MVA
23 kV
26,6 MVA23 kV
SE CRUZ ALTA 1
54 MVA
40 km
8 km
69 kV
69 kV69 kV3 x 83 MVA
230 kV
SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1 SE IBIRUBÁ 2
7 km
2 x 83 MVA
25 km
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XX
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25
6.3 Alternativa B – Reforço em 138kV a Partir da SE Passo Real
Para a Alternativa B foi considerado o conjunto de expansões no nível de 138kV esquematizado na
Figura 6-2 a seguir.
Figura 6-2 Diagrama Esquemático da Alternativa B.
SE CERILUZ
69 kV
69 kV
SE SANTO ÂNGELO 1
SE IJUÍ 1
SE PANAMBI 2
69 kV
69 kV
SE PANAMBI 1
69 kV
69 kV
SE TUPANCIRETÃ
138 kV
2 x 150 MVA230 kV138 kV
~
~~
138 kV
UHE JACUÍ
UHEPASSO REAL
~
SE JÚLIO DE CASTILHOS 2
SE JÚLIO DE CASTILHOS 1
138 kV
138 kV
25 MVA
PCH H. KOTZIAN
PCH J. E. DREHER
UHE JACUÍ
UHE P. REAL
SE SANTA MARIA 1
50 MVA
23 kV
SE CRUZ ALTA 1
54 MVA
69 kV
69 kV69 kV3 x 83 MVA
230 kV
SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1 SE IBIRUBÁ 2
SE CRUZ ALTA 2
26,6 MVA23 kV
138 kV
60 km
54 MVA
5,0 km
SE IJUÍ 2
230 kV2 x 83 MVA
1 x 83 MVA
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
X
XXXX
25,0 km
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XX25 km
7 km
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6.4 Alternativa C – Novo Ponto de Suprimento SE 230/138kV Cruz Alta 2
Para a Alternativa C foi considerada a implantação de um novo ponto de suprimento 230/138kV,
denominado SE Cruz Alta 2, esquematizado na Figura 6-3 a seguir.
Figura 6-3 Diagrama Esquemático da Alternativa C.
SE CERILUZ
69 kV
69 kV
SE SANTO ÂNGELO 1
SE IJUÍ 1
SE PANAMBI 2
69 kV
69 kV
SE PANAMBI 1
69 kV
69 kV
SE TUPANCIRETÃ
138 kV
230 kV138 kV
~
~~
138 kV
UHE JACUÍ UHE
PASSO REAL
~
SE JÚLIO DE CASTILHOS 2
SE JÚLIO DE CASTILHOS 1
138 kV
138 kV
26,6 MVA
PCH H. KOTZIAN
PCH J. E. DREHER
UHE JACUÍ
UHE P. REAL
SE SANTA MARIA 1
50 MVA
23 kV
SE CRUZ ALTA 1
54 MVA
69 kV
69 kV69 kV3 x 83 MVA
230 kV
SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1 SE IBIRUBÁ 2
8,0 km
SE CRUZ ALTA 2
138 kV
2 x 83 MVA
230 kV
XX
23 kV26,6 MVA
SE CRUZ ALTA 3
54 MVA
2 x 150 MVA
SE IJUÍ 2
230 kV2 x 83 MVA
1 x 83 MVA
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
X
XXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XX
25 km
25 km
7 km
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6.5 Alternativa D – Novo Ponto de Suprimento SE 230/69kV Cruz Alta 2
Para a Alternativa C foi considerada a implantação de um novo ponto de suprimento 230/69kV,
denominado SE Cruz Alta 2, esquematizado na Figura 6-4 a seguir.
Figura 6-4 Diagrama Esquemático da Alternativa D.
69 kV
138 kV
2 x 150 MVA
230 kV138 kV
~
~~
138 kV
UHE JACUÍ
UHEPASSO REAL
~SE JÚLIO DE CASTILHOS 2
SE JÚLIO DE CASTILHOS 1
138 kV
138 kV PCH H. KOTZIAN
PCH J. E. DREHER
UHE JACUÍ
UHE P. REAL
SE SANTA MARIA 1
SE CRUZ ALTA 1
54 MVA
69 kV69 kV3 x 83 MVA
230 kV
SE TAPERA 2SE IBIRUBÁ 1SE IBIRUBÁ 2
SE PANAMBI 1
69 kV
69 kV
SE TUPANCIRETÃ
SE IJUÍ 2
230 kV
SE CERILUZ
69 kV
69 kV
SE SANTO ÂNGELO 1
SE IJUÍ 1
2 x 83 MVA
SE PANAMBI 2
69 kV
SE CRUZ ALTA 2
69 kV
2 x 83 MVA
230 kV
XX Seccionar
Liberado
Liberado
25 MVA23 kV
25 MVA23 kV
(1)(3)
(2)
(4)(5)
(3)
(1) Nova SE Rede Básica 230/69 kV – Cruz Alta 2 (2) Nova SE Distribuição 69/23 kV – Cruz Alta 3(3) Seccionamento LD 69 kV Cruz Alta 1 - Tupanciretã. Criação das LDs 69 kV Cruz Alta 2 - Tupanciretã e Cruz Alta 2 - Ibirubá 1(4) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C1(5) LD Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 – C2
SE CRUZ ALTA 3
26,6 MVA23 kV
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXXX
XXX
XXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXX
50 MVA
25 km
25 km
1 x 83 MVA
7 km
RGERGE
DITCompartilhada entre RGE, COPREL e HIDROPAN
RGE
DITCompartilhada entre RGE, COPREL, HIDROPAN, DEMEI e CERILUZ
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7 ANÁLISE DO DESEMPENHO EM REGIME PERMANENTE
Durante as simulações iniciais realizadas sobre as alternativas do estudo, verificou-se a
necessidade de implantar obras adicionais nos sistemas de transmissão e distribuição, com o
objetivo de adequar o atendimento à região de Cruz Alta.
Esta seção apresenta, para cada alternativa: (i) o descritivo do plano de obras final (inclusive
obras comuns), considerando as obras complementares vislumbradas ao longo das análises e suas
justificativas; e (ii) os resultados das análises de regime permanente.
7.1 Alternativa A
7.1.1 Plano de Obras Final
Tabela 7-1 Conjunto de obras associado à Alternativa A.
Descrição da Obra Ano Justificativa
Construção da LD 69 kV Ijuí 2 – Cruz Alta 1 (40 km, T22,
477 MCM, 2 ELs 69 kV na SE Ijuí 2 e 1 EL na SE Cruz Alta
1).
2020 Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV.
Reconstrução de trecho da LD 69kV Cruz Alta 1 -
Tupanciretã (8 km, T22, 477 MCM). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV.
Reconstrução de trecho da LD 69 kV Ijuí 2 – Ijuí 1 (7 km,
T22, 477 MCM). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV.
Construção da SE 69/23 kV Cruz Alta 2, 26,6 MVA
(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69/23 kV). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV e nas transformações
da rede de distribuição
Construção da LD 138 kV Júlio de Castilhos 2 – Tupanciretã
(25 km, T21, 477 MCM). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Construção da SE 138/69 kV Tupanciretã, 50 MVA. 2020 Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV
Construção da LD 69 kV Tapera 2 – Ibirubá 1 (25 km, T21,
477 MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação da 3ª unidade transformadora (230/69 kV, 83
MVA) na SE Ijuí 2. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação da 4ª unidade transformadora (230/69 kV, 83
MVA) na SE Ijuí 2. 2024 Atendimento ao critério “N-1”.
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Descrição da Obra Ano Justificativa
Reconstrução da LD 69 kV Panambi – Cruz Alta C1 (40 km,
477 MCM). 2024
Evitar sobrecarga na rede de
distribuição e subtensão no
barramento de 69kV da SE 69kV
Panambi
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 13,8kV da SE Ijuí 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, de 50Mvar,
no barramento de 230kV da SE Ijuí 2. 2027 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 23kV da SE Cruz Alta 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
7.1.2 Resultados das Análises
Regime Normal de Operação
Tabela 7-2 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa A.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Santo Ângelo 2 102,5% 102,8% 103,3% 103,4% 100,3% 100,6% 100,0% 100,0%
230kV - SE Ijuí 2 101,2% 101,0% 101,1% 102,5% 100,5% 100,6% 99,9% 99,8%
230kV - SE Santa Marta 99,8% 99,5% 98,9% 99,1% 102,0% 102,0% 101,6% 101,5%
230kV - SE Tapera 2 101,9% 101,4% 100,9% 100,9% 104,3% 104,3% 103,9% 103,8%
230kV - SE Passo Real 104,0% 103,7% 103,7% 103,8% 104,3% 104,4% 104,1% 104,1%
230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,7% 104,6% 104,9% 104,9%
230kV - SE Santo Ângelo 102,7% 102,9% 103,4% 103,4% 100,1% 100,2% 99,6% 99,6%
138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%
138kV - SE Jacuí 104,4% 104,3% 104,3% 104,3% 103,9% 103,8% 103,8% 103,8%
138kV - SE Cruz Alta 1 102,9% 102,7% 102,5% 102,1% 101,8% 101,5% 101,2% 101,6%
138kV - SE Júlio de Castilhos 1 104,0% 103,9% 103,8% 103,7% 103,7% 103,7% 103,6% 103,6%
138kV - SE Júlio de Castilhos 2 103,8% 103,8% 103,6% 103,4% 103,7% 103,6% 103,5% 103,5%
69kV - SE Cruz Alta 1 100,7% 101,2% 99,8% 98,6% 100,7% 100,2% 99,8% 99,4%
69kV - SE Panambi 1 95,5% 95,0% 98,4% 96,4% 97,8% 96,7% 99,2% 98,5%
69kV - SE Ijuí 1 100,7% 101,4% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%
69kV - SE Panambi 2 98,8% 99,5% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%
69kV - SE DEMEI 102,9% 103,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Ijuí 2 103,0% 104,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tupanciretã 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 99,6% 99,2% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%
69kV - SE Ceriluz 100,8% 101,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%
patamar de carga média patamar de carga leveSUBESTAÇÃO
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
30
Tabela 7-3 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa A.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar
LIM. % % % % % % % %
1 129 5 164 13 153 24 164 -9 26 -13 33 -10 40 -9 44 -7
319 39% 50% 47% 50% 9% 11% 13% 14%
1 53 -52 28 -43 40 -47 41 -44 57 -57 49 -56 47 -55 47 -55
179 42% 29% 35% 35% 45% 41% 40% 41%
1 57 20 88 17 83 26 86 28 -5 -2 4 -3 9 -3 11 -1
250 23% 35% 34% 35% 3% 2% 4% 4%
1 129 3 158 7 161 12 166 7 81 0 93 -10 95 9 98 9
290 42% 52% 53% 54% 27% 31% 31% 32%
1 9 17 -13 21 8 15 8 2 50 20 49 21 47 25 48 26
319 6% 8% 5% 3% 16% 16% 16% 16%
1 -28 1 -24 -1 -28 -1 -29 -2 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1
150 19% 16% 19% 19% 19% 19% 20% 21%
2 -28 1 -24 -1 -28 -1 -29 -2 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1
150 19% 16% 18% 19% 19% 19% 20% 20%
1 45 14 49 17 40 14 42 15 25 10 27 11 22 9 23 10
83 57% 61% 51% 53% 33% 35% 29% 30%
2 45 14 49 17 40 14 42 15 25 10 27 11 22 9 23 10
83 57% 61% 51% 53% 33% 35% 29% 30%
3 45 14 49 17 40 14 42 15 25 10 27 11 22 9 23 10
83 57% 61% 51% 53% 33% 35% 29% 30%
4 40 14 42 15 22 9 23 10
83 51% 53% 29% 30%
1 36 16 38 16 40 14 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20
83 47% 49% 51% 55% 31% 31% 33% 34%
2 37 16 38 16 40 15 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20
83 47% 49% 52% 55% 31% 31% 33% 34%
3 35 2 38 6 40 15 41 9 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26
83 42% 46% 52% 51% 40% 37% 37% 37%
1 -28 0 -24 -1 -28 -1 -29 -3 -29 2 -29 0 -30 0 -31 0
96 29% 25% 29% 30% 30% 30% 31% 32%
2 -28 0 -24 -1 -28 -1 -29 -3 -29 2 -29 0 -30 0 -31 0
143 20% 17% 20% 20% 20% 20% 21% 22%
1 15 3 17 3 18 4 20 6 18 6 20 7 22 8 23 5
96 16% 17% 19% 21% 19% 21% 23% 23%
1 32 -9 22 -5 27 -5 27 -4 33 -12 31 -11 31 -10 31 -10
82 39% 27% 32% 32% 43% 39% 39% 39%
1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -2 11 -3 12 -3 13 -3 14 -2
23 83% 87% 48% 57% 52% 57% 32% 32%
2 21 -4 24 -2 13 -3 14 -2
23 48% 57% 32% 32%
1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
30 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%
1 23 0 25 1 27 2 30 4 15 2 16 3 17 4 18 5
84 27% 29% 31% 36% 18% 19% 20% 21%
1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15
84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%
1 16 5 18 5 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6
40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%
1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3
40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%
2 19 0 20 1 22 2 24 4 12 2 13 3 14 3 15 4
84 21% 24% 25% 29% 14% 15% 17% 18%
1 -5 5 -6 5 -6 5 -7 5 -1 4 -2 4 -2 4 -2 4
84 10% 10% 11% 12% 5% 6% 6% 6%
1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5
25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%
1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9
25 64% 72% 76% 88% 80% 88% 96% 96%
1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 7 6
25 40% 44% 48% 56% 32% 32% 36% 40%
Condição Normal
patamar de carga média patamar de carga leve
Condição CONTINGÊNCIA
NC/LIM
TR 4 230/69kV - Ijuí 2
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Ibirubá
LT 230kV - Santo Ângelo 2 - Ijuí 2
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2
ATF 1 230/138kV - Passo Real
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Cruz Alta 2
TR 1 230/69kV - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
ATF 2 230/138kV - Passo Real
TR 1 230/69kV - Ijuí 2
TR 2 230/69kV - Ijuí 2
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Ijuí 2
LT 69kV - Ijuí 1 - Ijuí 2
LT 69kV - Ijuí 2 - Panambi 2
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
TR 69/23kV - Cruz Alta 1
LT 69kV - Ijuí 2 - DEMEI
LT 69kV - Ijuí 2 - Cruz Alta 2
TR 138/23kV - Jacuí
TR 138/23kV - Cruz Alta 1
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Panambi 1 C1
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Panambi 1 C2
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
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Regime de Emergências
As tabelas a seguir apresentam os principais resultados das simulações de contingências simples
nas instalações de Rede Básica e Rede de Fronteira.
Tabela 7-4 Carregamentos em linhas e transformadores após principais contingências simples –
Alternativa A.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar
LIM. % % % % % % % %
1 74 -52 53 -42 63 -44 67 -45 61 -58 54 -56 54 -55 54 -55
255 36% 27% 31% 32% 33% 30% 30% 30%
1 36 21 63 16 59 24 61 29 -10 -1 0 -2 3 -2 4 -1
292 14% 22% 22% 23% 3% 1% 1% 1%
1 193 20 242 30 241 43 251 24 94 0 110 -9 116 11 121 13
366 51% 64% 64% 66% 25% 29% 31% 32%
1 141 45 153 59 165 71 176 26 76 16 82 22 88 27 93 32
319 45% 50% 55% 54% 23% 25% 28% 30%
1 110 -10 117 -4 124 5 129 9 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45
255 45% 49% 53% 55% 27% 28% 29% 29%
1 20 18 2 21 23 17 24 4 48 20 50 20 49 24 50 26
319 8% 7% 8% 7% 16% 16% 16% 17%
1 -30 1 -27 0 -30 0 -31 -1 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1
194 15% 14% 15% 16% 15% 15% 15% 16%
2 -30 1 -27 0 -30 0 -31 -1 -29 2 -29 1 -30 0 -31 1
210 14% 13% 14% 15% 14% 14% 14% 15%
1 36 16 38 16 40 14 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20
83 51% 54% 57% 61% 31% 31% 33% 34%
2 36 16 38 16 40 14 42 19 17 21 18 20 19 20 20 20
83 51% 54% 58% 61% 31% 31% 33% 34%
3 35 2 38 6 40 14 41 10 15 -30 16 -27 17 -26 17 -26
83 46% 49% 58% 57% 40% 37% 37% 37%
1 -30 1 -27 0 -30 -1 -31 -2 -29 1 -29 0 -30 0 -31 1
96 30% 28% 31% 32% 30% 30% 31% 32%
2 -30 1 -27 0 -30 -1 -31 -2 -29 1 -29 0 -30 0 -31 1
143 20% 19% 21% 22% 20% 20% 21% 22%
1 35 -9 27 -6 31 -7 31 -6 33 -12 32 -11 32 -11 32 -10
82 43% 33% 38% 38% 41% 40% 40% 40%
1 138 42 150 52 161 60 172 13 75 24 81 29 88 33 92 37
319 44% 48% 52% 52% 25% 27% 29% 31%
1 58 22 86 19 84 28 87 28 1 -2 12 -3 16 -2 18 0
292 20% 29% 29% 30% 1% 4% 5% 6%
1 32 -9 21 -4 27 -6 28 -5 37 -13 35 -12 35 -12 35 -11
82 39% 26% 33% 33% 46% 44% 44% 44%
1 57 20 89 17 83 26 86 27 -5 -3 5 -3 9 -3 11 -2
292 20% 30% 29% 30% 2% 2% 3% 4%
1 9 17 -12 21 8 15 9 2 50 20 49 21 48 24 48 26
319 6% 8% 5% 3% 16% 16% 16% 17%
2 -55 1 -47 -3 -53 -4 -56 -7 -56 3 -56 0 -58 -1 -59 1
210 25% 22% 25% 26% 26% 26% 27% 28%
1 9 18 -13 23 8 16 8 3 50 20 49 22 47 25 48 26
319 6% 8% 6% 3% 16% 16% 16% 16%
2 68 23 74 28 53 20 57 22 37 15 40 18 29 13 30 14
100 71% 78% 56% 59% 40% 44% 32% 34%
3 68 23 74 28 53 20 57 22 37 15 40 18 29 13 30 14
100 71% 78% 56% 59% 40% 44% 32% 34%
4 53 20 57 22 29 13 30 14
100 56% 59% 32% 34%
2 55 26 58 27 61 24 63 31 26 32 28 31 29 31 30 32
83 72% 76% 78% 84% 48% 48% 49% 51%
3 53 11 57 16 61 24 62 21 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17
83 65% 70% 78% 78% 36% 36% 37% 37%
ATF 230/000 TAPERA-RS - TAPER1 - 1
TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Ijuí 2
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
TR 4 230/69kV - Ijuí 2
ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1
LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2
LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2
ATF 2 230/138kV - Passo Real
TR 1 230/69kV - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
LT 138kV Jacuí - Júlio de Castilhos
LT P.REAL-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2
CONTINGÊNCIA
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
Patamar de carga leve
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2
ATF 1 230/138kV - Passo Real
Patamar de carga média
Linha e transformadores
NC/LIM
ATF 2 230/138kV - Passo Real
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
LT 230kV - Santo Ângelo 2 - Ijuí 2
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
ATF 230/138 P.REAL-RS - P.REAL - 1
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
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32
Tabela 7-5 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa A.
7.2 Alternativa B
7.2.1 Plano de Obras Final
Tabela 7-6 Conjunto de obras associado à Alternativa B.
Descrição da Obra Ano Justificativa
Construção da LD 138 kV Passo Real – Cruz Alta 2 (60 km,
T21, 477 MCM). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Reconstrução de trecho da LD 69 kV Ijuí 2 – Ijuí 1 (7 km,
T22, 477 MCM). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV.
Construção da SE 138/23 kV Cruz Alta 2, 26,6 MVA
(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69/23 kV). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV e nas transformações
da rede de distribuição
Construção da LD 138 kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 (5 km,
T21, 477 MCM, 1 EL 138 kV na SE Cruz Alta 1). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação da 2ª unidade transformadora (138/69 kV, 54
MVA) na SE Cruz Alta 1. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Construção da LD 69 kV Tapera 2 – Ibirubá 1 (25 km, T21,
477 MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação da 3ª unidade transformadora (230/69 kV, 83
MVA) na SE Ijuí 2. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Construção da LD 138 kV Júlio de Castilhos 2 – Tupanciretã
(25 km, T21, 477 MCM). 2024
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Construção da SE 138-69 kV Tupanciretã, 50 MVA. 2024 Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Reconstrução da LD 69 kV Panambi – Cruz Alta C1 (40 km,
477 MCM). 2024
Evitar sobrecarga na rede de
distribuição e subtensão no
barramento de 69kV da SE 69kV
Panambi
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1 230kV - SE Ijuí 2 96,1% 94,1% 92,4% 97,7% 101,0% 100,4% 99,5% 98,8%
230kV - SE Santa Marta 95,6% 94,6% 92,7% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,7%
230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,3% 90,1% 103,6% 103,3% 102,7% 102,3%
patamar de carga médiaSUBESTAÇÃO
LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1
CONTINGÊNCIApatamar de carga leve
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
33
Descrição da Obra Ano Justificativa
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 13,8kV da SE Ijuí 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, de 50Mvar,
no barramento de 230kV da SE Ijuí 2. 2027 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 23kV da SE Cruz Alta 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
7.2.2 Resultados das Análises
Regime Normal de Operação
Tabela 7-7 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa B.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Santo Ângelo 2 102,6% 102,9% 103,3% 103,4% 100,3% 100,6% 100,0% 100,0%
230kV - SE Ijuí 2 101,7% 101,5% 101,6% 103,3% 101,0% 101,0% 100,5% 100,4%
230kV - SE Santa Marta 99,7% 99,4% 98,8% 99,1% 102,1% 101,9% 101,7% 101,5%
230kV - SE Tapera 2 101,8% 101,3% 100,8% 100,9% 104,4% 104,2% 104,0% 103,9%
230kV - SE Passo Real 103,9% 103,6% 103,6% 103,7% 104,4% 104,3% 104,3% 104,2%
230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,8% 104,8% 104,7% 104,7%
230kV - SE Santo Ângelo 102,7% 102,9% 103,4% 103,4% 100,1% 100,2% 99,6% 99,6%
138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%
138kV - SE Jacuí 104,3% 104,3% 104,3% 104,2% 103,9% 103,8% 103,8% 103,8%
138kV - SE Cruz Alta 1 102,7% 102,3% 102,4% 101,8% 102,0% 101,6% 101,5% 101,6%
138kV - SE Júlio de Castilhos 1 104,0% 103,9% 103,8% 103,7% 103,7% 103,7% 103,6% 103,6%
138kV - SE Júlio de Castilhos 2 103,8% 103,7% 103,6% 103,4% 103,6% 103,6% 103,5% 103,5%
69kV - SE Cruz Alta 1 104,0% 103,0% 103,0% 103,0% 102,0% 103,0% 104,5% 104,5%
69kV - SE Panambi 1 99,0% 96,9% 101,7% 100,9% 99,2% 99,6% 103,9% 103,7%
69kV - SE Ijuí 1 100,7% 100,3% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%
69kV - SE Panambi 2 98,8% 98,4% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%
69kV - SE DEMEI 102,9% 102,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Ijuí 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tupanciretã 97,3% 95,3% 100,0% 100,0% 96,5% 96,9% 100,0% 100,0%
69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 99,6% 99,2% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%
69kV - SE Ceriluz 100,8% 100,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%
SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
34
Regime de Emergências
As tabelas a seguir apresentam os principais resultados das simulações de contingências simples
nas instalações de Rede Básica e Rede de Fronteira.
Tabela 7-8 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa B.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar
LIM. % % % % % % % %
1 107 0 139 5 126 15 133 -22 11 -20 17 -16 23 -18 25 -17
319 33% 42% 39% 41% 8% 8% 9% 10%
1 57 -53 32 -43 43 -48 45 -45 60 -58 52 -56 50 -56 50 -57
179 44% 31% 37% 36% 46% 42% 42% 42%
1 53 21 84 17 80 27 82 28 -8 -1 2 -3 7 -1 8 0
250 22% 33% 32% 34% 4% 2% 3% 3%
1 140 4 171 10 173 13 179 10 90 -3 102 -1 103 -1 106 -1
290 46% 57% 57% 59% 30% 33% 34% 35%
1 -11 15 -34 19 -13 13 -16 -1 36 19 35 18 33 23 33 24
319 6% 12% 6% 5% 12% 12% 12% 12%
1 -50 0 -47 -3 -49 -2 -53 -5 -43 0 -44 -1 -44 -2 -46 -1
150 32% 31% 32% 35% 29% 29% 29% 30%
2 -49 0 -47 -3 -49 -2 -53 -5 -43 0 -44 -1 -44 -2 -46 -1
150 32% 31% 32% 35% 28% 29% 29% 30%
1 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 48% 20% 23% 25% 27%
2 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 48% 20% 23% 25% 27%
3 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 48% 20% 23% 25% 27%
1 36 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21
83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 34%
2 37 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21
83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 34%
3 35 2 38 6 40 8 41 9 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26
83 42% 46% 48% 51% 40% 37% 37% 37%
1 -31 0 -27 -2 -32 -1 -34 -3 -28 1 -28 0 -30 0 -31 0
96 32% 28% 32% 34% 29% 29% 31% 32%
2 -31 0 -27 -2 -32 -1 -34 -3 -28 1 -28 0 -30 0 -31 0
143 22% 19% 22% 23% 20% 20% 21% 22%
1 34 0 37 1 31 1 35 4 27 3 29 4 25 6 26 5
96 33% 36% 31% 35% 27% 29% 25% 27%
1 18 -4 8 0 22 -4 21 -2 23 -8 20 -7 28 -9 28 -9
82 22% 9% 26% 26% 29% 26% 35% 35%
1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -3 11 -3 12 -3 13 -3 14 -3
23 78% 87% 48% 52% 52% 57% 30% 32%
1 14 -2 15 -2 0 0 0 0 11 -2 12 -2 0 0 0 0
23 61% 61% 4% 4% 48% 52% 4% 4%
1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
30 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%
1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15
84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%
1 16 5 18 6 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6
40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%
1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3
40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%
1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5
25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%
1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9
25 64% 72% 76% 88% 80% 88% 96% 96%
1 -20 5 -22 4 -15 3 -18 2 -13 3 -14 2 -9 0 -10 1
54 39% 43% 30% 33% 26% 28% 19% 19%
1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 8 6
25 40% 44% 48% 52% 32% 32% 36% 36%
TR 138/69kV - Cruz Alta 1
TR 69/23kV - Cruz Alta 1
LT 69kV - Ijuí 2 - Panambi 2
LT 69kV - Ijuí 2 - DEMEI
TR 138/23kV - Jacuí
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Tupanciretã
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Ibirubá
LT 69kV - Ijuí 1 - Ijuí 2
LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Panambi 1 C1
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
TR 1 230/69kV - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
ATF 2 230/138kV - Passo Real
TR 1 230/69kV - Ijuí 2
TR 2 230/69kV - Ijuí 2
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2
ATF 1 230/138kV - Passo Real
patamar de carga média patamar de carga leve
Condição CONTINGÊNCIA
LT 230kV - Santo Ângelo 2 - Ijuí 2
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
NC/LIM
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
Condição Normal
TR 138/23kV - Cruz Alta 1
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Ministério de Minas e Energia
35
Tabela 7-9 Carregamentos em linhas e transformadores após principais contingências simples –
Alternativa B
Tabela 7-10 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa B.
7.3 Alternativa C
7.3.1 Plano de Obras Final
Tabela 7-11 Conjunto de obras associado à Alternativa C.
Descrição da Obra Ano Justificativa
Seccionamento da LT 230 kV Passo Real – Ijuí 2 2020
Sistema de integração na nova
subestação de fronteira 230/138kV SE
Cruz Alta 2.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW MvarLIM. % % % % % % % %
1 74 -53 53 -44 62 -46 66 -48 62 -60 54 -57 53 -58 54 -58
255 36% 27% 31% 33% 33% 31% 31% 31%
1 193 13 242 22 238 33 248 11 95 -8 111 -4 115 -6 119 -5
366 51% 64% 63% 65% 25% 29% 30% 31%
1 96 28 104 36 114 46 118 -9 48 6 52 9 56 12 59 14
319 30% 34% 38% 36% 14% 16% 17% 18%
1 110 -10 117 -4 124 5 129 10 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45
255 45% 48% 53% 55% 27% 28% 29% 29%
1 21 -5 12 -1 26 -5 26 -4 23 -8 21 -7 29 -9 28 -9
82 26% 15% 32% 30% 28% 26% 35% 35%
1 95 32 103 39 112 46 116 -7 48 17 51 19 56 22 58 24
319 31% 34% 37% 35% 16% 17% 19% 20%
1 51 23 79 19 77 29 80 28 -2 0 7 -2 12 0 13 1
292 18% 27% 27% 28% 1% 2% 4% 4%
1 18 -3 5 1 21 -3 20 -2 26 -9 23 -8 31 -10 30 -10
82 21% 6% 24% 23% 32% 29% 38% 38%
1 54 21 85 16 80 27 83 28 -8 -1 2 -3 7 -2 9 0
292 19% 28% 28% 29% 3% 2% 2% 3%
2 -95 0 -91 -9 -94 -6 -102 -13 -83 0 -85 -5 -85 -7 -87 -5
210 44% 42% 43% 47% 39% 40% 40% 40%
2 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15
83 60% 66% 72% 73% 31% 35% 37% 40%
3 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15
100 50% 55% 60% 61% 26% 29% 31% 33%
2 55 26 58 26 61 29 63 31 26 32 28 31 29 31 30 32
83 72% 76% 81% 84% 48% 48% 49% 51%
3 53 11 57 16 60 19 62 21 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17
83 65% 70% 76% 78% 36% 36% 37% 37%
CONTINGÊNCIA
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
LT 230kV - Passo Real - Ijuí 2
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
ATF 138/230 P.REAL-RS - P.REAL - 1
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
LT 230kV - Santo Ângelo 2 - Ijuí 2
ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1
ATF 230/000 TAPERA-RS - TAPER1 - 1
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
ATF 2 230/138kV - Passo Real
TR 2 230/69kV - Ijuí 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
Patamar de carga leve
LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
LT P.REAL-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
NC/LIMPatamar de carga média
LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
Linha e transformadores
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1 230kV - SE Ijuí 2 98,1% 96,7% 95,4% 101,7% 102,2% 101,7% 101,3% 101,0%
230kV - SE Santa Marta 95,5% 94,6% 92,5% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,6%
230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,1% 90,1% 103,6% 103,3% 102,6% 102,3%LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1
CONTINGÊNCIA SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
36
Descrição da Obra Ano Justificativa
Construção da SE 230/138 kV Cruz Alta 2, 2 x 83 MVA, 1 EL
138 kV 2020
Novo ponto de suprimento à região de
Cruz Alta.
Reconstrução de trecho da LD 69 kV Ijuí 2 – Ijuí 1 (7 km,
T22, 477 MCM) 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV.
Construção da LD 138 kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 (8 km,
T21, 477 MCM, 1 EL 138 kV na SE Cruz Alta 1). 2020
Integração da nova subestação de
fronteira.
Construção da SE 138/23 kV Cruz Alta 3, 26,6 MVA
(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69/23 kV). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV, 69kV e nas
transformações da rede de
distribuição.
Instalação da 2ª unidade transformadora (138/69 kV, 54
MVA) na SE Cruz Alta 1. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Construção da LD 69 kV Tapera 2 – Ibirubá 1 (25 km, T21,
477 MCM) 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação da 3ª unidade transformadora (230/69 kV, 83
MVA) na SE Ijuí 2. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Construção da LD 138 kV Júlio de Castilhos 2 – Tupanciretã
(25 km, T21, 477 MCM) 2024
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Construção da SE 138/69 kV Tupanciretã, 50 MVA. 2024 Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Reconstrução da LD 69 kV Panambi – Cruz Alta C1 (40 km,
477 MCM). 2024
Evitar sobrecarga na rede de
distribuição e subtensão no
barramento de 69kV da SE 69kV
Panambi
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 13,8kV da SE Ijuí 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 23kV da SE Cruz Alta 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
37
7.3.2 Resultados das Análises
Regime Normal de Operação
Tabela 7-12 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa C.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Santo Ângelo 2 102,5% 102,9% 103,3% 103,3% 100,3% 100,6% 100,0% 100,0%
230kV - SE Ijuí 2 101,4% 101,2% 101,4% 101,1% 100,7% 100,7% 100,1% 100,0%
230kV - SE Santa Marta 99,7% 99,5% 99,1% 99,1% 102,1% 102,0% 101,8% 101,6%
230kV - SE Tapera 2 101,8% 101,4% 101,0% 100,8% 104,5% 104,4% 104,1% 104,0%
230kV - SE Passo Real 103,9% 103,7% 103,7% 103,6% 104,6% 104,5% 104,5% 104,4%
230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,8% 104,8% 105,0% 105,0%
230kV - SE Santo Ângelo 102,7% 102,9% 103,4% 103,4% 100,1% 100,2% 99,6% 99,6%
230kV - SE Cruz Alta 2 102,3% 102,0% 102,1% 101,7% 101,9% 101,8% 101,3% 101,3%
138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%
138kV - SE Jacuí 104,3% 104,3% 104,3% 104,3% 103,9% 103,9% 103,9% 103,9%
138kV - SE Cruz Alta 1 102,9% 102,9% 102,9% 102,8% 102,8% 102,7% 102,7% 102,8%
138kV - SE Júlio de Castilhos 1 104,0% 104,0% 103,8% 103,7% 103,8% 103,7% 103,7% 103,6%
138kV - SE Júlio de Castilhos 2 103,8% 103,8% 103,6% 103,5% 103,6% 103,6% 103,6% 103,5%
138kV - SE Cruz Alta 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Cruz Alta 1 105,0% 104,0% 104,0% 104,0% 103,0% 103,0% 104,0% 104,5%
69kV - SE Panambi 1 100,0% 98,0% 102,8% 102,0% 100,3% 99,6% 103,4% 103,7%
69kV - SE Ijuí 1 100,7% 100,3% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%
69kV - SE Panambi 2 98,8% 98,4% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%
69kV - SE DEMEI 102,9% 102,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Ijuí 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tupanciretã 98,4% 96,5% 100,0% 100,0% 97,6% 96,9% 100,0% 100,0%
69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 99,6% 99,2% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%
69kV - SE Ceriluz 100,8% 100,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%
SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
38
Tabela 7-13 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa
C.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar
LIM. % % % % % % % %
1 123 2 158 10 142 19 150 23 22 -15 29 -10 33 -12 37 -11
319 38% 48% 44% 46% 8% 10% 11% 12%
1 54 -52 29 -43 42 -46 43 -43 58 -59 50 -57 48 -57 49 -58
179 42% 30% 36% 35% 46% 42% 41% 42%
1 55 20 87 17 81 26 84 26 -7 0 3 -2 8 -1 10 0
250 23% 34% 33% 34% 3% 2% 3% 4%
1 134 3 164 8 166 11 171 14 86 -7 97 -5 99 0 101 1
290 44% 54% 55% 57% 28% 32% 32% 33%
1 -28 0 -22 -1 -28 0 -30 0 -29 4 -29 4 -30 4 -31 4
150 19% 15% 19% 20% 19% 19% 20% 21%
2 -28 0 -22 -1 -28 0 -30 0 -29 4 -29 4 -30 4 -31 4
150 18% 15% 19% 20% 19% 19% 20% 21%
1 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%
2 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%
3 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%
1 36 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21
83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 33%
2 37 16 38 16 41 18 42 19 17 21 18 20 19 20 20 21
83 47% 49% 53% 55% 31% 31% 33% 34%
3 35 2 38 6 40 8 41 9 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26
83 42% 46% 48% 51% 40% 37% 37% 37%
1 -28 0 -22 -2 -28 0 -30 -1 -29 4 -29 3 -30 4 -31 4
96 29% 24% 29% 31% 30% 30% 31% 32%
2 -28 0 -22 -2 -28 0 -30 -1 -29 4 -29 3 -30 4 -31 4
143 20% 16% 20% 21% 20% 20% 21% 22%
1 23 1 27 2 22 3 25 5 15 6 17 7 15 8 16 8
83 28% 31% 27% 30% 19% 22% 20% 20%
2 23 1 27 2 22 3 25 5 15 6 17 7 15 8 16 8
83 28% 31% 27% 30% 19% 22% 20% 20%
1 24 0 22 1 20 1 23 1 26 -1 27 -1 23 0 24 0
96 24% 22% 21% 23% 26% 27% 23% 24%
1 22 -5 13 -1 26 -5 26 -4 25 -9 23 -8 31 -10 31 -10
82 27% 15% 30% 30% 32% 29% 38% 38%
1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -3 11 -3 12 -3 13 -3 14 -3
23 78% 87% 45% 52% 52% 57% 30% 32%
1 14 -2 15 -2 0 0 0 0 11 -2 12 -2 0 0 0 0
23 57% 61% 4% 4% 48% 52% 4% 4%
1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
30 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%
1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15
84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%
1 16 5 18 6 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6
40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%
1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3
40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%
1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5
25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%
1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9
25 64% 68% 76% 88% 80% 88% 96% 92%
1 -20 5 -22 4 -15 3 -18 3 -13 3 -14 2 -9 1 -10 1
54 39% 41% 30% 33% 26% 28% 19% 19%
1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 8 6
25 40% 44% 48% 52% 28% 32% 36% 36%
Condição
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
NC/LIMpatamar de carga média patamar de carga leve
LT 230kV - Santo Ângelo 2 - Ijuí 2
CONTINGÊNCIA
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
ATF 1 230/138kV - Passo Real
ATF 2 230/138kV - Passo Real
TR 1 230/69kV - Ijuí 2
TR 2 230/69kV - Ijuí 2
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
TR 1 230/69kV - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
LT 69kV - Ijuí 2 - Panambi 2
LT 69kV - Ijuí 2 - DEMEI
TR 138/23kV - Jacuí
LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Panambi 1 C1
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Tupanciretã
Condição Normal
TR 138/23kV - Cruz Alta 1
TR 138/69kV - Cruz Alta 1
TR 69/23kV - Cruz Alta 1
ATF 1 230/138kV - Cruz Alta 2
ATF 2 230/138kV - Cruz Alta 2
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Ibirubá
LT 69kV - Ijuí 1 - Ijuí 2
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
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39
Regime de Emergências
As tabelas a seguir apresentam os principais resultados das simulações de contingências simples
nas instalações de Rede Básica e Rede de Fronteira.
Tabela 7-14 Carregamentos em linhas e transformadores após principais contingências simples –
Alternativa C
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW MvarLIM. % % % % % % % %
1 74 -52 53 -43 63 -44 66 -40 62 -60 54 -57 54 -58 54 -58
255 36% 27% 31% 31% 33% 31% 31% 31%
1 36 22 63 17 60 25 61 25 -10 0 0 -2 3 0 4 1
292 14% 22% 22% 22% 4% 1% 1% 1%
1 194 17 243 26 238 36 248 42 96 -9 112 -5 116 0 120 1
366 51% 64% 63% 66% 25% 29% 30% 31%
1 -34 1 -29 -1 -35 0 -37 0 -30 4 -30 4 -32 4 -33 4
194 17% 15% 18% 19% 15% 15% 16% 17%
2 -33 1 -29 -1 -34 0 -37 0 -30 4 -30 4 -32 4 -32 4
210 16% 14% 16% 17% 14% 14% 15% 15%
1 -33 0 -29 -2 -34 0 -37 0 -30 4 -30 3 -32 4 -32 4
96 34% 30% 35% 38% 31% 31% 33% 33%
2 -33 0 -29 -2 -34 0 -37 0 -30 4 -30 3 -32 4 -32 4
143 23% 20% 24% 25% 21% 21% 22% 22%
1 46 -3 51 -4 46 -3 51 -3 30 -2 32 -2 29 -1 30 -2
96 46% 51% 46% 51% 30% 32% 29% 30%
1 110 -10 117 -4 124 4 129 9 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45
255 45% 49% 52% 55% 27% 28% 29% 29%
1 -30 1 -26 0 -32 0 -33 0 -29 4 -29 4 -31 4 -31 4
194 15% 13% 16% 17% 15% 15% 16% 16%
2 -30 1 -26 0 -31 0 -33 0 -29 4 -29 4 -31 4 -31 4
210 14% 12% 15% 16% 14% 14% 15% 15%
3 35 2 38 6 40 9 41 10 15 -30 16 -27 17 -26 17 -26
83 46% 49% 54% 57% 40% 37% 37% 37%
1 -30 0 -26 -1 -31 0 -33 0 -29 4 -29 3 -31 4 -31 4
96 31% 27% 32% 34% 30% 30% 32% 32%
2 -30 0 -26 -1 -31 0 -33 0 -29 4 -29 3 -31 4 -31 4
143 21% 18% 22% 23% 20% 20% 22% 22%
1 25 0 25 1 23 1 26 1 25 -1 27 -1 23 0 24 0
96 25% 25% 23% 26% 26% 27% 23% 24%
1 25 -6 17 -3 30 -6 30 -5 25 -9 23 -8 31 -10 31 -10
82 30% 21% 35% 37% 32% 29% 39% 39%
2 -51 0 -41 -5 -52 -2 -55 -3 -53 7 -53 6 -56 6 -57 6
210 24% 20% 24% 26% 25% 25% 26% 27%
3 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15
100 50% 55% 60% 62% 26% 29% 31% 33%
2 55 26 58 26 61 29 63 31 26 32 28 31 29 31 30 32
83 72% 76% 81% 84% 48% 48% 49% 51%
3 53 11 57 16 60 19 62 21 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17
83 65% 70% 76% 78% 36% 36% 37% 37%
1 55 20 86 17 81 26 84 26 -7 0 3 -2 8 -1 9 0
292 19% 29% 28% 29% 3% 1% 3% 3%
1 -32 1 -27 0 -32 0 -34 0 -31 5 -31 4 -33 4 -34 5
194 16% 14% 16% 18% 16% 16% 17% 18%
2 -32 1 -27 0 -32 0 -34 0 -31 5 -31 4 -33 4 -34 5
210 15% 13% 15% 16% 15% 15% 16% 16%
1 -32 1 -27 -1 -32 0 -34 0 -31 4 -31 4 -33 4 -34 4
96 32% 28% 33% 35% 32% 32% 34% 34%
2 -32 1 -27 -1 -32 0 -34 0 -31 4 -31 4 -33 4 -34 4
143 22% 19% 22% 24% 22% 22% 23% 23%
2 38 5 44 9 36 9 41 15 25 13 27 17 24 19 26 18
83 45% 53% 45% 52% 34% 39% 36% 37%
1 33 -1 32 0 29 0 33 0 31 -2 33 -2 28 -1 30 -2
96 32% 32% 29% 32% 31% 33% 28% 30%
NC/LIMPatamar de carga média Patamar de carga leve
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
CONTINGÊNCIA Linha e transformadores
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
ATF 2 230/138kV - Cruz Alta 2
ATF 2 230/138kV - Passo Real
TR 3 230/69kV - Tapera 2
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
ATF 230/138kV CALTRB-RS - CRB-13
- 1
ATF 2 230/138kV - Passo Real
LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
ATF 1 230/138kV - Passo Real
LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1
ATF 230/138 P.REAL-RS - P.REAL - 1
ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1
ATF 230/000 TAPERA-RS - TAPER1 - 1
ATF 1 230/138kV - Passo Real
ATF 2 230/138kV - Passo Real
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1
ATF 2 230/138kV - Passo Real
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
ATF 1 230/138kV - Passo Real
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
40
Tabela 7-15 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa C.
7.4 Alternativa D
7.4.1 Plano de Obras Final
Tabela 7-16 Conjunto de obras associado à Alternativa D.
Descrição da Obra Ano Justificativa
Seccionamento da LT 230 kV Passo Real – Ijuí 2 2020
Sistema de integração na nova
subestação de fronteira 230/69kV SE
Cruz Alta 2.
Construção da SE 230/69 kV Cruz Alta 2, 2 x 83 MVA, 5 EL
69 kV 2020
Novo ponto de suprimento à região de
Cruz Alta.
Reconstrução de trecho da LD 69 kV Ijuí 2 – Ijuí 1 (7 km,
T22, 477
MCM)
2020 Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 69kV.
Seccionamento da LD 69kV Cruz Alta 1 – Tupanciretã na SE
Cruz Alta 2. 2020
Integração da nova subestação de
fronteira.
Construção das LDs 69kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 1 C1 e C2
(9km, 477MCM) 2020
Integração da nova subestação de
fronteira.
Construção da SE 69-23 kV Cruz Alta 3, 26,6 MVA
(atendendo 50% da carga do Cruz Alta TR3 69-23 kV). 2020
Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV, 69kV e nas
transformações da rede de
distribuição.
Construção da LD 69 kV Tapera 2 – Ibirubá 1 (25 km, T21,
477 MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Instalação da 3ª unidade transformadora (230/69 kV, 83
MVA) na SE Ijuí 2. 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Construção da LD 69 kV Cruz Alta 2 – Cruz Alta 3 (2 km,
477 MCM). 2020 Atendimento ao critério “N-1”.
Reconstrução da LD 69 kV Panambi – Cruz Alta C1 (40 km,
477 MCM). 2024
Evitar sobrecarga na rede de
distribuição e subtensão no
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Ijuí 2 97,0% 95,2% 93,9% 93,0% 101,1% 100,2% 99,7% 99,4%
230kV - SE Cruz Alta 2 99,0% 97,5% 96,6% 95,7% 102,1% 101,4% 101,0% 100,9%
230kV - SE Santa Marta 95,5% 94,6% 93,0% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,7%
230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,7% 90,1% 103,6% 103,3% 102,7% 102,3%
SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve
LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1
CONTINGÊNCIA
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
41
Descrição da Obra Ano Justificativa
barramento de 69kV da SE 69kV
Panambi
Construção da LD 138 kV Júlio de Castilhos 2 – Tupanciretã
(25 km,
T21, 477 MCM).
2024 Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Construção da SE 138/69 kV Tupanciretã, 50 MVA. 2024 Evitar sobrecarga em regime normal
na rede de 138kV e 69kV.
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 13,8kV da SE Ijuí 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
Instalação de bancos de capacitores trifásicos, 3,6Mvar, no
barramento de 23kV da SE Cruz Alta 1. 2027
Evitar subtensão na rede de
distribuição.
7.4.2 Resultados das Análises
Regime Normal de Operação
Tabela 7-17 Níveis de tensão em condição normal de operação – Alternativa D.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Santo Ângelo 2 102,5% 102,9% 103,3% 103,3% 100,3% 100,6% 100,0% 100,0%
230kV - SE Ijuí 2 101,5% 101,4% 101,4% 101,3% 100,8% 100,9% 100,3% 100,2%
230kV - SE Santa Marta 99,7% 99,5% 99,0% 99,1% 102,1% 102,0% 101,7% 101,5%
230kV - SE Tapera 2 101,8% 101,4% 100,9% 100,8% 104,4% 104,3% 104,1% 103,9%
230kV - SE Passo Real 103,9% 103,7% 103,7% 103,6% 104,5% 104,4% 104,4% 104,3%
230kV - SE Itaúba 104,7% 104,7% 104,8% 104,8% 104,8% 104,8% 105,0% 104,9%
230kV - SE Santo Ângelo 102,7% 102,9% 103,4% 103,4% 100,1% 100,2% 99,6% 99,6%
230kV - SE Cruz Alta 2 102,4% 102,2% 102,2% 102,0% 102,2% 102,1% 101,7% 101,6%
138kV - SE Passo Real 104,5% 104,5% 104,5% 104,5% 104,0% 104,0% 104,0% 104,0%
138kV - SE Jacuí 104,3% 104,3% 104,3% 104,3% 103,8% 103,8% 103,8% 103,8%
138kV - SE Cruz Alta 1 102,6% 102,3% 102,1% 101,7% 101,2% 100,9% 100,5% 100,3%
138kV - SE Júlio de Castilhos 1 104,0% 103,9% 103,8% 103,7% 103,7% 103,7% 103,8% 103,6%
138kV - SE Júlio de Castilhos 2 103,8% 103,7% 103,6% 103,4% 103,6% 103,6% 103,8% 103,5%
69kV - SE Cruz Alta 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Cruz Alta 1 102,9% 102,9% 102,8% 102,7% 102,9% 102,8% 102,7% 102,7%
69kV - SE Panambi 1 97,8% 100,3% 101,6% 100,6% 100,1% 99,4% 102,1% 101,9%
69kV - SE Ijuí 1 100,7% 100,3% 99,9% 100,0% 101,4% 101,2% 101,1% 101,0%
69kV - SE Panambi 2 98,8% 98,4% 98,0% 97,8% 99,1% 98,7% 98,4% 98,2%
69kV - SE DEMEI 102,9% 102,9% 102,9% 102,9% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Ijuí 2 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tapera 2 103,0% 103,0% 103,5% 103,5% 103,0% 103,0% 103,0% 103,0%
69kV - SE Tupanciretã 97,4% 96,6% 100,0% 100,0% 98,5% 97,9% 100,0% 100,0%
69kV - SE Ibirubá 1 100,2% 99,9% 100,1% 99,7% 101,7% 101,6% 101,5% 101,5%
69kV - SE Ceriluz 100,8% 100,6% 100,4% 100,3% 102,1% 102,0% 101,9% 101,9%
SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
42
Tabela 7-18 Carregamentos em linhas e transformadores em condição normal de operação – Alternativa
D.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar
LIM. % % % % % % % %
1 124 0 159 7 142 16 150 27 22 -20 30 -7 34 -8 36 -11
319 38% 48% 43% 46% 9% 10% 11% 12%
1 54 -52 29 -43 41 -47 43 -43 58 -58 50 -57 48 -57 49 -58
179 42% 30% 36% 35% 45% 42% 42% 42%
1 56 20 87 17 81 26 84 26 -6 -1 4 -2 8 0 10 0
250 23% 34% 33% 34% 3% 2% 3% 4%
1 134 3 163 8 166 13 172 12 85 -5 97 -7 99 0 101 1
290 44% 54% 55% 57% 28% 32% 32% 33%
1 -27 0 -22 -4 -29 -3 -30 4 -28 0 -27 8 -30 8 -31 3
150 17% 15% 19% 20% 19% 19% 21% 21%
2 -27 0 -22 -4 -29 -3 -30 4 -28 0 -27 8 -30 8 -31 3
150 17% 15% 19% 20% 19% 19% 21% 21%
1 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%
2 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%
3 31 12 34 14 37 16 38 16 16 8 17 8 19 9 19 10
83 40% 43% 48% 49% 20% 23% 25% 27%
1 36 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 21
83 47% 49% 53% 53% 31% 31% 33% 33%
2 37 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 21
83 47% 49% 53% 53% 31% 31% 33% 34%
3 35 2 38 6 40 9 42 16 15 -30 16 -27 17 -27 17 -26
83 42% 46% 49% 53% 40% 37% 37% 37%
1 -26 -1 -22 -4 -29 -4 -30 4 -28 0 -27 7 -30 8 -31 3
96 27% 23% 30% 30% 29% 29% 32% 32%
2 -26 -1 -22 -4 -29 -4 -30 4 -28 0 -27 7 -30 8 -31 3
143 18% 15% 20% 20% 20% 20% 22% 22%
1 25 -1 27 0 22 0 26 11 16 0 19 12 15 13 16 7
83 29% 33% 25% 34% 19% 27% 24% 20%
2 25 -1 27 0 22 0 26 11 16 0 19 12 15 13 16 7
83 29% 33% 25% 34% 19% 27% 24% 20%
1 21 4 21 7 21 9 22 -9 23 8 23 -10 22 -8 24 0
96 21% 22% 23% 24% 25% 26% 24% 24%
1 23 -5 13 -1 26 -5 26 -4 26 -9 24 -8 31 -10 31 -10
82 28% 15% 30% 30% 33% 29% 38% 38%
1 18 -4 20 -4 21 -4 24 -3 11 -3 12 -3 13 -3 14 -3
23 78% 87% 48% 55% 52% 57% 30% 32%
1 37 12 41 15 45 19 47 17 15 12 17 13 18 14 19 15
84 45% 50% 56% 57% 21% 24% 26% 27%
1 16 5 18 6 19 6 20 6 14 5 15 5 17 6 17 6
40 43% 45% 48% 50% 38% 40% 43% 45%
1 19 6 21 7 22 7 23 7 8 3 9 3 10 3 10 3
40 50% 53% 58% 60% 20% 23% 25% 25%
1 -11 3 -12 4 -14 4 -17 -6 -5 2 -7 -8 -9 -8 -9 -2
84 14% 17% 18% 23% 7% 13% 15% 12%
2 -11 3 -12 4 -14 4 -17 -6 -5 2 -7 -8 -9 -8 -9 -2
84 14% 17% 18% 23% 7% 13% 15% 12%
1 11 6 12 6 12 7 13 7 8 4 9 4 9 5 9 5
25 48% 52% 56% 56% 36% 36% 40% 40%
1 15 7 16 7 18 8 20 9 18 9 19 10 21 12 22 9
25 64% 72% 76% 84% 80% 84% 92% 92%
1 -5 0 -3 -2 -2 -3 -1 16 -4 -1 -3 18 0 18 0 5
54 9% 9% 9% 30% 11% 33% 33% 9%
1 10 1 11 1 12 2 13 3 6 5 6 5 7 6 7 6
25 40% 44% 48% 52% 28% 32% 36% 40%
NC/LIMpatamar de carga média patamar de carga leve
LT 230kV - Santo Ângelo 2 - Ijuí 2
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Ijuí 2
Condição CONTINGÊNCIA
Condição Normal
LT 69kV - Ijuí 1 - Ijuí 2
LT 69kV - Ijuí 2 - Panambi 2
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
ATF 1 230/138kV - Passo Real
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C2
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
TR 1 230/69kV - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
ATF 2 230/138kV - Passo Real
TR 1 230/69kV - Ijuí 2
LT 138kV - Jacuí - Passo Real C1
ATF 2 230/69kV - Cruz Alta 2
LT 138kV - Jacuí - Cruz Alta 1
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
ATF 1 230/69kV - Cruz Alta 2
LT 69kV - Ijuí 2 - DEMEI
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Cruz Alta 2 C1
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Cruz Alta 2 C2
TR 138/23kV - Jacuí
TR 138/23kV - Cruz Alta 1
TR 138/69kV - Cruz Alta 1
LT 69kV - Cruz Alta 1 - Panambi 1 C1
TR 69/23kV - Cruz Alta 1
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
43
Regime de Emergências
As tabelas a seguir apresentam os principais resultados das simulações de contingências simples
nas instalações de Rede Básica e Rede de Fronteira.
Tabela 7-19 Carregamentos em linhas e transformadores após principais contingências simples –
Alternativa D
Tabela 7-20 Níveis de tensão após principais contingências simples – Alternativa D.
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027
NC MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW MvarLIM. % % % % % % % %
1 74 -52 53 -43 63 -45 66 -40 62 -60 54 -57 54 -58 54 -58
255 36% 27% 31% 31% 33% 31% 31% 31%
1 36 22 63 17 60 25 61 24 -10 0 0 -2 3 0 4 1
292 14% 22% 22% 22% 4% 1% 1% 1%
1 195 16 244 25 239 36 249 43 96 -10 112 -4 116 1 120 1
366 51% 64% 63% 66% 25% 29% 30% 31%
1 110 -10 117 -4 124 4 129 9 50 -50 53 -49 56 -47 58 -45
255 45% 49% 53% 55% 27% 28% 29% 29%
1 36 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 20
83 51% 54% 59% 60% 31% 31% 33% 34%
2 36 16 38 16 41 17 42 16 17 21 18 20 19 20 20 20
83 51% 54% 59% 60% 31% 31% 33% 34%
3 35 2 38 6 40 10 42 16 15 -30 16 -27 17 -26 17 -26
83 46% 49% 54% 60% 40% 37% 37% 37%
1 25 -6 17 -3 30 -7 30 -5 25 -9 24 -8 31 -10 31 -10
82 30% 21% 37% 37% 32% 29% 39% 39%
2 -50 -3 -41 -10 -54 -9 -56 7 -52 -2 -51 15 -56 15 -58 5
210 23% 20% 25% 26% 24% 25% 27% 27%
2 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15
83 60% 66% 72% 76% 31% 35% 37% 40%
3 47 19 51 22 55 26 58 26 24 12 26 13 28 15 29 15
100 50% 55% 60% 63% 26% 29% 31% 33%
2 55 26 58 26 61 28 63 26 26 32 28 31 29 31 30 32
83 72% 76% 81% 81% 48% 48% 49% 51%
3 53 11 57 16 60 19 63 26 23 -20 25 -18 26 -17 27 -17
83 65% 70% 76% 81% 36% 36% 37% 37%
2 43 0 48 0 39 0 45 25 29 2 33 25 27 28 28 16
83 51% 57% 46% 61% 34% 49% 46% 37%
CONTINGÊNCIA Linha e transformadores
NC/LIMPatamar de carga média Patamar de carga leve
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Tapera 2
LT 230kV - Passo Real - Itaúba
LT 138kV - Jacuí - Júlio de Castilhos 1
LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1 TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
LT 230kV - Santa Marta - Tapera 2
TR 1 230/69kV - Tapera 2
ATF 2 230/138kV - Passo Real
ATF 230/069 IJUI-2-RS - IJUI-2 - 1
TR 2 230/69kV - Ijuí 2
TR 3 230/69kV - Ijuí 2
TR 2 230/69kV - Tapera 2
TR 3 230/69kV - Tapera 2
TR 2 230/69kV - Cruz Alta 2
LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
ATF 230/69kV CALTRB-RS - CRB-13
- 1
ATF 230/000 TAPERA-RS - TAPER1 - 1
ATF 230/138 P.REAL-RS - P.REAL - 1
2020 2022 2024 2027 2020 2022 2024 2027230kV - SE Ijuí 2 97,4% 95,8% 94,6% 92,2% 101,8% 99,6% 99,0% 99,5%
230kV - SE Cruz Alta 2 99,3% 98,1% 97,2% 95,0% 102,8% 100,8% 100,4% 101,0%
230kV - SE Santa Marta 95,5% 94,6% 92,8% 92,8% 101,7% 101,5% 101,0% 100,7%
230kV - SE Tapera 2 94,4% 92,9% 90,5% 90,2% 103,6% 103,3% 102,7% 102,3%LT P.REAL-RS230 --- TAPERA-RS230 - 1
CONTINGÊNCIA SUBESTAÇÃOpatamar de carga média patamar de carga leve
LT SANGL2-RS230 --- IJUI-2-RS230 - 1
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
44
8 ANÁLISE ECONÔMICA
Os resultados da análise econômica do estudo são apresentados nesta seção. Destaca-se que a
estimativa dos custos relacionados às obras vislumbradas nas alternativas foi realizada com base
nos critérios descritos no Capítulo 4 e nos esquemáticos descritos no ANEXO 3 –
CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS. O detalhamento dos investimentos é apresentado
no ANEXO 1 – PLANO DE OBRAS DAS ALTERNATIVAS.
8.1 Análise Econômica
As tabelas abaixo indicam, respectivamente, o valor presente, os rendimentos necessários dos
investimentos e o diferencial de custos de perdas elétricas associados às Alternativas A, B, C e D.
A Figura 8-1 ilustra a comparação entre os custos totais das configurações avaliadas.
Tabela 8-1 Valor presente das alternativas
Custo total (Valor presente)
Alternativas Custos
(R$ x 1000) (%) Ordem
A 110.352,14 100,0% 1º
B 120.626,02 109,3% 2º
C 152.263,60 138,0% 4º
D 127.942,62 115,9% 3º
Tabela 8-2 Rendimentos necessários das alternativas
Rendimentos Necessários
Alternativas Custos
(R$ x 1000) (%) Ordem
A 61.483,70 100,0% 1º
B 68.978,31 112,2% 2º
C 89.220,07 145,1% 4º
D 74.723,81 121,5% 3º
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Tabela 8-3 Custo diferencial de perdas (R$ X 1.000)
Custo Diferencial de Perdas
Alternativas Custos
(R$ x 1000) Diferencial Ordem
A 47.152.792,98 9.863,32 4º
B 47.148.170,32 5.240,65 3º
C 47.143.141,40 211,73 2º
D 47.142.929,66 0,00 1º
Tabela 8-4 Comparação econômica: método dos rendimentos necessários (R$x1.000)
Rendimentps Necessários + Custo Diferencial de Perdas
Alternativas Custos
(R$ x 1000) Diferencial
Custos Totais (R$ x 1000)
(%) Ordem
A 61.483,70 9.863,32 71.347,02 100,0% 4º
B 68.978,31 5.240,65 74.218,96 104,0% 3º
C 89.220,07 211,73 89.431,81 125,3% 2º
D 74.723,81 0,00 74.723,81 104,7% 1º
Figura 8-1 Comparação econômica: método dos rendimentos necessários (R$x1.000)
100,0%104,0%
125,3%
104,7%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
120,0%
140,0%
0,00
10.000,00
20.000,00
30.000,00
40.000,00
50.000,00
60.000,00
70.000,00
80.000,00
90.000,00
100.000,00
Alternativa A Alternativa B Alternativa C Alternativa D
Perdas R$ x 1000
Rendimentos Necessários R$ x 1000
Rendimentos Necessários + Perdas %
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8.2 Definição da Alternativa de Referência
Analisando-se os resultados da avaliação econômica, observa-se que as Alternativas A, B e D
apresentaram diferenças de custos globais inferiores a 5% o que configura um empate técnico-
econômico entre essas alternativas. Contudo, a Alternativa D foi selecionada como a alternativa de
mínimo custo global, pois oferece benefícios adicionais à sociedade quando comparada com as
alternativas A e B.
A Alternativa D, diferentemente das demais, propicia um novo ponto de suprimento 230/69kV na
região de Cruz Alta, permitindo aliviar simultaneamente as transformações das subestações de
fronteira Ijuí 2, Tapera 2 e Passo Real. Com a implantação do novo ponto de suprimento, é
possível redistribuir de forma mais estratégica o atendimento às cargas, diminuindo as distâncias
entre os pontos de suprimento e as cargas das regiões e, consequentemente, tendo impacto
significativo para a redução das perdas elétricas na rede.
Adicionalmente, a Alternativa D proporciona um melhor perfil de tensão na rede, o que ficou
evidenciado quando da avaliação de desempenho elétrico que levou essa alternativa a não
necessitar da implantação do banco de capacitores das alternativas A e B.
É importante destacar que, com a implantação deste novo ponto de suprimento, é posterga-se
para além do horizonte de análise a necessidade da instalação da quarta unidade transformadora
230/69kV na subestação Ijuí 2. No caso específico da Alternativa A, essa ampliação se mostrou
necessária a partir do ano de 2024 tendo em vista as fortes expansões da rede de distribuição no
nível de tensão de 69kV a partir da SE Ijuí 2. A necessidade dessa ampliação denota que a
Alternativa A, apesar de solucionar o problema de atendimento à região, não possui a mesma
robustez que a Alternativa D.
No caso da Alternativa B, que propõe a expansão da rede de distribuição no nível de tensão de
138kV a partir da SE Passo Real 2, verificou-se um desempenho similar ao da Alternativa A, em
especial no que se refere aos níveis de tensão da rede. Este desempenho decorre, principalmente,
do fato de que a maior parcela das cargas da região é atendida no nível de tensão de 69kV e,
consequentemente, expansões em 138kV não permitem um remanejamento de cargas tão efetivo
quanto o que ocorre no nível de tensão de 69kV.
Tendo em vista as características do sistema e os benefícios advindos da implantação de um novo
ponto de suprimento na região, a Alternativa D foi selecionada como a alternativa de mínimo
custo global.
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47
9 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO
O conhecimento dos níveis de curto-circuito previstos nas instalações é uma informação
fundamental para o dimensionamento dos equipamentos a serem aplicados na expansão do
sistema elétrico, bem como para identificar possíveis superações de equipamentos dentro do
horizonte estudado.
Com esse intuito, foram analisadas as correntes de curto-circuito trifásicas e monofásicas nos
barramentos das principais subestações da região de interesse antes e após a implantação das
obras da Alternativa D (vencedora do estudo).
Para as simulações, foi utilizada a base de dados relativa ao Plano Decenal de Energia 2025, com
as seguintes implementações e/ou ajustes:
• As subestações novas do estudo foram inicialmente modeladas com disjuntores similares
aos que vêm sendo adotados pela ANEEL nos últimos leilões de transmissão, a saber: (i)
525 kV – DJ 50 kA; (ii) 230 kV – DJ 40 kA; (iii) 138 kV – DJ 31,5 kA; (iv) 69 kV –
DJ 31,5 kA.
• Disjuntores novos autorizados pela ANEEL por meio de resoluções específicas, em
substituição a outros superados, já foram contemplados.
Na tabela a seguir, são apresentadas as correntes de curto-circuito trifásicas e monofásicas nas
subestações da região de interesse, para o ano de 2027, considerando as expansões já planejadas
e as ampliações previstas com as obras definidas na Alternativa D.
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Tabela 9-1 Correntes de curto-circuito antes e após a implanmtação da alternativa recomendada.
De forma geral, não foram verificadas grandes alterações nos níveis de curto-circuito das
subestações da região de interesse do estudo em função da implantação do novo ponto de
suprimento SE 230/69kV Cruz Alta 2. Esta nova subestação de fronteira influencia de forma mais
significativa apenas os níveis de curto-circuito na subestação Cruz Alta 1, que passa a apresentar
níveis de curto-circuito com módulos da ordem de 10kA, superando a capacidade de interrupção
do menor disjuntor dessa subestação que é de 7,75KA.
Com base nos resultados das avaliações dos níveis de curto-circuito do sistema, recomenda-se que
o ONS e a CEEE-GT efetuem avaliações mais específicas de modo a identificar quais os disjuntores
da subestação Cruz Alta 1 precisam ser substituídos e qual o momento mais adequado para
realizar essa substituição.
É importante que o ONS e a CEEE-GT fiquem atentos aos resultados obtidos nessas simulações e
efetuem avaliações mais específicas de modo a identificar quais os disjuntores da subestação Cruz
Alta 1 precisam ser substituídos e qual o momento mais adequado para realizar essa substituição.
kV kA módulo X/R módulo X/R módulo X/R módulo X/R
SANGL2-RS230 230.0 25,0 15,14 9,37 15,23 9,26 13,27 6,88 12,85 6,56IJUI-2-RS230 230.0 40,0 6,12 5,96 6,10 5,95 3,99 4,67 3,81 4,48
CALTRB-RS230 230.0 40,0 - - 5,51 5,83 - - 3,50 4,59P.REAL-RS230 230.0 23,6 12,33 6,92 12,04 7,00 11,55 7,75 11,25 7,80TAPERA-RS230 230.0 40,0 5,31 4,50 5,03 4,56 4,13 4,99 4,03 5,05P.REAL-RS138 138.0 20,0 12,05 10,91 2,83 5,63 12,48 11,63 1,94 5,74CALTA1-RS138 138.0 7,8 1,93 4,15 10,70 8,27 1,77 5,41 8,76 7,17JACUI--RS138 138.0 20,0 10,59 8,43 4,60 3,15 9,09 7,59 2,82 3,60JULIO1-RS138 138.0 40,0 4,56 3,20 3,11 3,31 2,82 3,65 1,78 3,75JULIO2-RS138 138.0 40,0 3,04 3,35 2,07 3,44 1,74 3,79 1,13 3,85TUP------138 138.0 40,0 - - 4,10 3,47 - - 2,26 3,88TUP------069 69.0 40,0 - - 8,60 11,70 - - 6,84 7,59IJUI-2-RS069 69.0 31,5 7,02 18,46 7,75 11,03 6,14 10,82 6,23 7,83CRB------069 69.0 31,5 - - 12,03 10,54 - - 12,27 11,31
TAPERA-RS069 69.0 25,0 8,19 8,83 7,98 8,74 8,70 8,80 8,56 8,78CALTA1-RS069 69.0 13,0 1,82 8,47 6,38 7,77 2,40 8,63 4,57 6,17
PANAM2-RS069 69.0 não informado 1,69 2,81 1,76 2,65 0,94 3,35 0,95 3,25PANAMB-RS069 69.0 25,0 0,78 1,87 1,44 2,92 0,54 1,85 0,80 3,46
BARRAVbase Capacidade
do disjuntor
Trifásico Monofásico
Antes das obras recomendadas
Após as obras recomendadas
Antes das obras recomendadas
Após as obras recomendadas
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Levando-se em consideração a evolução do sistema, segundo a visão de longo prazo dos estudos
de planejamento, e as capacidades de interrupção padrão dos disjuntores adotados pela ANEEL
nos últimos leilões de transmissão, a EPE indica que a substituição dos disjuntores superados da
SE Cruz Alta 1 deve ser realizada por unidades de 31,5kA.
É importante destacar que a CEEE-GT também sinalizou a necessidade de se realizar a substituição
da proteção da atual LT 69 kV Ibirubá – Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Ibirubá - Cruz Alta 2) em
função da alteração de configuração de rede. Para as proteções da atual LT 69 kV Tupanciretã –
Cruz Alta 1 (futura LT 69 kV Tupanciretã - Cruz Alta 2) não haverá necessidade de se realizar
quaisquer alterações, pois essas proteções já foram digitalizadas recentemente.
Por fim, é importante ressaltar que em algumas subestações da rede de distribuição foi verificada
a redução dos níveis de curto-circuito após a implantação no novo ponto de fronteira. Isso de deve
ao fato de que a RGE promoveu a abertura de algumas das linhas da rede de distribuição, o que
diminuiu a contribuição das demais fronteiras para os níveis de curto-circuito da rede.
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50
10 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL PRELIMINAR
As avaliações socioambientais preliminares referentes às novas instalações de Rede Básica
recomendadas neste estudo foram objeto da Nota Técnica DEA 08/17 “Avaliação Socioambiental
da Localização Proposta pela RGE para Implantação da Subestação Cruz Alta 2”, a qual está
incorporada ao final deste relatório.
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11 REFERÊNCIAS
[1] CCPE. Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos, 2002.
Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão –
Volume 2.
[2] EPE. Empresa de Pesquisa Energética, 2005. Diretrizes para Elaboração dos Relatórios
Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica (EPE-DEE-RE-001/2005-R1).
[3] RGE. REP2015-304 – SDAT Região de Cruz Alta - Avaliação Preliminar de Alternativas.
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12 EQUIPE TÉCNICA
EPE
• Análises Elétricas (STE)
Thiago Dourado Martins.
Marcos Farinha.
• Análises Ambientais (SMA)
Carina Rennó Siniscalchi.
Carolina Fiorillo Mariani.
Kátia Gisele Matosinho.
Leonardo de Souza Lopes.
RGE
Guilherme Ponticelli.
Régis Bolzan.
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53
13 ANEXO 1 – PLANO DE OBRAS DAS ALTERNATIVAS
Tabela 13-1 Plano de obras da Alternativa A.
Custo Unitário x Fator Custo Total VP Parcela Anual RN
149.520,90 110.352,14 13.281,56 61.483,70
SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 33.488,11 21.226,22 2.974,66 9.896,17MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 3,0MIM - 230 kV 2024 1,0 1,0 355,78 355,78 207,59 31,60 85,25MIM - 69 kV 2024 1,0 1,0 94,35 94,35 55,05 8,38 22,614° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2024 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 4.303,63 655,16 1.767,24CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.005,25 305,27 823,43CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2024 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 823,10 125,30 338,00MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 355,78 355,78 164,79 31,60 37,72CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 3860,96 3.860,96 1.788,37 342,96 409,391° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2027 1,0 1,0 3925,19 3.925,19 1.818,12 348,66 416,20
SE 69/23 kV CRUZ ALTA 2 | (Distribuição) (Nova) 12.549,44 9.962,15 1.114,73 5.937,83MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 6278,64 6.278,64 4.984,19 557,72 2.970,77MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,281° TF 69/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2535,48 2.535,48 2.012,75 225,22 1.199,68CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 3,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 5,0 1
SE 138/69 kV TUPANCIRETÃ | (Distribuição) (Nova) 22.048,55 17.502,85 1.958,52 10.432,39MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10318,69 10.318,69 8.191,31 916,58 4.882,34MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,281° TF 138/69 kV, 1 x 50 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4238,26 4.238,26 3.364,47 376,47 2.005,35CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 1,0EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 1,0
SE 69/13,8 kV IJUÍ 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 975,89 452,03 86,69 103,481º Capacitor em derivação 13,8kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
SE 138/69/23 kV CRUZ ALTA 1 (Ampliação/Adequação) 1.070,24 495,73 95,07 113,48MIM - 23 kV 2027 1,0 1,0 94,35 94,35 43,70 8,38 10,001º Capacitor em derivação 23kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
LT 69 kV IJUÍ 2 - CRUZ ALTA 1, CD (Nova) 25.923,28 20.578,74 2.302,70 12.265,74MIG-A Ijuí 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Ijuí 2 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28MIG-A Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 40 km 2020 40,0 1,0 438,18 17.527,20 13.913,66 1.556,90 8.293,09EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ijuí 2 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 1 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66
SECC LT 69 kV IJUÍ 2 - CRUZ ALTA 1, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 | Reconstrução do Trecho Cruz Alta 1 - Tupanciretã (Nova) 7.664,00 6.083,93 680,77 3.626,26MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 8 km 2020 8,0 1,0 525,81 4.206,48 3.339,24 373,65 1.990,32EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66
LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91
LT 69 kV IBIRUBÁ 1 - TAPERA 2, C1 (Nova) 12.452,04 9.884,83 1.106,08 5.891,75MIG-A Tapera 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Tapera 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 330,16 8.254,00 6.552,29 733,18 3.905,42EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Tapera 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - PANAMBI, C1 | Reconstrução (Ampliação/Adequação) 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22Circuito Simples 69 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 40 km 2024 40,0 1,0 274,33 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22
LT 69 kV CRUZ ALTA 2 - TUPANCIRETÃ, C1 | (Conexão na SE Cruz Alta 2) (Nova) 2.118,95 1.682,09 188,22 1.002,59MIM - 69 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 390,19 390,19 309,75 34,66 184,62EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
Descrição Terminal Ano Qtde. FatorCusto da Alternativa ( R$ x 1000 )
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
54
Tabela 13-2 Plano de obras da Alternativa B.
Custo Unitário x Fator Custo Total VP Parcela Anual RN
159.105,04 120.626,02 14.132,89 68.978,31
SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 20.815,02 13.831,60 1.848,94 6.859,65MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 355,78 355,78 164,79 31,60 37,721° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2027 1,0 1,0 3925,19 3.925,19 1.818,12 348,66 416,20CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 3860,96 3.860,96 1.788,37 342,96 409,39
SE 138/23 kV CRUZ ALTA 2 | (Distribuição) (Nova) 19.612,02 15.568,65 1.742,09 9.279,53MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10793,70 10.793,70 8.568,39 958,78 5.107,10MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,641° TF 138/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2713,23 2.713,23 2.153,85 241,01 1.283,78CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 5,0
SE 138/69 kV TUPANCIRETÃ | (Distribuição) (Nova) 22.048,55 17.502,85 1.958,52 10.432,39MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10318,69 10.318,69 8.191,31 916,58 4.882,34MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,281° TF 138/69 kV, 1 x 50 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4238,26 4.238,26 3.364,47 376,47 2.005,35CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 1,0EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 1,0
SE 69/13,8 kV IJUÍ 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 975,89 452,03 86,69 103,481º Capacitor em derivação 13,8kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
SE 138/69/23 kV CRUZ ALTA 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 9.280,89 7.013,61 824,40 3.998,39MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,642° TF 138/13,8 kV, 1 x 54 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4211,75 4.211,75 3.343,42 374,12 1.992,81CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1115,67 1.115,67 885,65 99,10 527,89MIM - 23kV 2027 1,0 1,0 94,35 94,35 43,70 8,38 10,001º Capacitor em derivação 23kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
LT 138 kV PASSO REAL - CRUZ ALTA 2, C1 (Nova) 29.778,76 23.639,34 2.645,17 14.089,98MIG-A Passo Real 2020 1,0 1,0 746,10 746,10 592,28 66,27 353,02MIM - 138 kV Passo Real 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 60 km 2020 60,0 1,0 347,59 20.855,40 16.555,69 1.852,53 9.867,84EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Passo Real 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
LT 138 kV CRUZ ALTA 2 - CRUZ ALTA 1, C1 (Nova) 11.182,71 8.877,20 993,33 5.291,16MIG-A Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 746,10 746,10 592,28 66,27 353,02MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 5 km 2020 5,0 1,0 451,87 2.259,35 1.793,54 200,69 1.069,02EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 4.249,95 3.373,75 377,51 2.010,89MIM - 69 kV Ijuí 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ijuí 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
LT 69 kV IBIRUBÁ 1 - TAPERA 2, C1 | (Distribuição) (Nova) 12.452,04 9.884,83 1.106,08 5.891,75MIG-A Tapera 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Tapera 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 330,16 8.254,00 6.552,29 733,18 3.905,42EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Tapera 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - PANAMBI, C1 | Reconstrução (Ampliação/Adequação) 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22Circuito Simples 69 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 40 km 2024 40,0 1,0 274,33 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22
Descrição Terminal Ano Qtde. FatorCusto da Alternativa ( R$ x 1000 )
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
55
Tabela 13-3 Plano de obras da Alternativa C.
Custo Unitário x Fator Custo Total VP Parcela Anual RN
195.568,09 152.263,60 17.371,81 89.220,07
SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 12.673,09 10.060,31 1.125,72 5.996,34MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46
SE 230/138 kV CRUZ ALTA 2 (Nova) 53.515,62 42.482,42 4.753,66 25.321,19MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 16516,87 16.516,87 13.111,62 1.467,15 7.815,04MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 1067,34 1.067,34 847,29 94,81 505,02MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 648,83 648,83 515,06 57,63 307,001° e 2° TF 230/138 kV, 2 x 83 MVA 3Ф 2020 2,0 1,0 9180,14 18.360,28 14.574,98 1.630,90 8.687,26IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 2931,11 2.931,11 2.326,81 260,36 1.386,87IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 3436,64 6.873,28 5.456,23 610,54 3.252,13CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 2572,60 5.145,20 4.084,43 457,03 2.434,48EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2,0
SE 138/69/23 kV CRUZ ALTA 1 (Ampliação/Adequação) 1.070,24 495,73 95,07 113,48MIM - 23 kV 2027 1,0 1,0 94,35 94,35 43,70 8,38 10,001º Capacitor em derivação 23kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
SE 138/69 kV TUPANCIRETÃ | (Distribuição) (Nova) 22.048,55 17.502,85 1.958,52 10.432,39MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10318,69 10.318,69 8.191,31 916,58 4.882,34MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,281° TF 138/69 kV, 1 x 50 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4238,26 4.238,26 3.364,47 376,47 2.005,35CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 1,0EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 1,0
SE 69/13,8 kV IJUÍ 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 975,89 452,03 86,69 103,481º Capacitor em derivação 13,8kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
SE 138/23 kV CRUZ ALTA 3 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 19.612,02 15.568,65 1.742,09 9.279,53MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10793,70 10.793,70 8.568,39 958,78 5.107,10MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,641° TF 138/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2713,23 2.713,23 2.153,85 241,01 1.283,78CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 1,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 5,0
SE 138/23 kV CRUZ ALTA 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 8.210,65 6.517,88 729,33 3.884,91MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,642° TF 138/13,8 kV, 1 x 54 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4211,75 4.211,75 3.343,42 374,12 1.992,81CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1115,67 1.115,67 885,65 99,10 527,89
SECC LT 230 kV IJUÍ 2 - PASSO REAL, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova) 11.161,46 8.860,33 991,44 5.281,10MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 711,56 711,56 564,86 63,21 336,68Circuito Simples 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 2 km 2020 1,0 1,0 647,80 647,80 514,24 57,54 306,51EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 4901,05 9.802,10 7.781,22 870,70 4.637,91
LT 138 kV CRUZ ALTA 1 - CRUZ ALTA 2, C1 | (Distribuição) (Nova) 12.260,24 9.732,57 1.089,05 5.801,00MIG-A Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 746,10 746,10 592,28 66,27 353,02MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 8 km 2020 8,0 1,0 417,11 3.336,88 2.648,92 296,41 1.578,86EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 1 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
LT 138 kV CRUZ ALTA 2 - CRUZ ALTA 3, C1 | (Distribuição) (Nova) 8.629,13 6.850,08 766,50 4.082,92MIM - 138 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 451,87 451,87 358,71 40,14 213,80EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
Descrição Terminal Ano Qtde. FatorCusto da Alternativa ( R$ x 1000 )
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
56
Custo Unitário x Fator Custo Total VP Parcela Anual RN
195.568,09 152.263,60 17.371,81 89.220,07
LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 | (Distribuição) (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 4.249,95 3.373,75 377,51 2.010,89MIM - 69 kV Ijuí 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ijuí 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
LT 69 kV IBIRUBÁ 1 - TAPERA 2, C1 | (Distribuição) (Nova) 12.452,04 9.884,83 1.106,08 5.891,75MIG-A Tapera 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Tapera 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 330,16 8.254,00 6.552,29 733,18 3.905,42EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Tapera 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - PANAMBI, C1 | Reconstrução (Ampliação/Adequação) 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22Circuito Simples 69 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 40 km 2024 40,0 1,0 274,33 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22
Descrição Terminal Ano Qtde. FatorCusto da Alternativa ( R$ x 1000 )
Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região de Cruz Alta
Ministério de Minas e Energia
57
Tabela 13-4 Plano de obras da Alternativa D.
Custo Unitário x Fator Custo Total VP Parcela Anual RN
164.930,66 127.942,62 14.650,37 74.723,81
SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) 12.673,09 10.060,31 1.125,72 5.996,34MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 355,78 355,78 282,43 31,60 168,34MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,643° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 7375,67 7.375,67 5.855,04 655,16 3.489,84CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 3436,64 3.436,64 2.728,12 305,27 1.626,06CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46
SE 230/69 kV CRUZ ALTA 2 (Nova) 44.739,62 35.515,75 3.974,11 21.168,78MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 15097,80 15.097,80 11.985,12 1.341,10 7.143,60MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 1067,34 1.067,34 847,29 94,81 505,02MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 283,06 283,06 224,70 25,14 133,931° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 83 MVA 3Ф 2020 2,0 1,0 7375,67 14.751,34 11.710,09 1.310,32 6.979,67CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 3436,64 6.873,28 5.456,23 610,54 3.252,13CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 1410,65 2.821,30 2.239,64 250,61 1.334,91IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2020 1,0 1,0 2931,11 2.931,11 2.326,81 260,36 1.386,87IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 5,0
SE 138/69/23 kV CRUZ ALTA 1 (Ampliação/Adequação) 1.070,24 495,73 95,07 113,48MIM - 23 kV 2027 1,0 1,0 94,35 94,35 43,70 8,38 10,001º Capacitor em derivação 23kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
SE 138/69 kV TUPANCIRETÃ | (Distribuição) (Nova) 22.048,55 17.502,85 1.958,52 10.432,39MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 10318,69 10.318,69 8.191,31 916,58 4.882,34MIM - 138 kV 2020 1,0 1,0 432,55 432,55 343,37 38,42 204,66MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,281° TF 138/69 kV, 1 x 50 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 4238,26 4.238,26 3.364,47 376,47 2.005,35CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 2572,60 2.572,60 2.042,21 228,52 1.217,24CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1410,65 1.410,65 1.119,82 125,30 667,46IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 914,39 914,39 725,87 81,22 432,65IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2020 1,0 1,0 1972,71 1.972,71 1.566,00 175,23 933,40EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 1,0EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 1,0
SE 69/13,8 kV IJUÍ 1 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 975,89 452,03 86,69 103,481º Capacitor em derivação 13,8kV, 1 x 3,6 Mvar 2027 1,0 1,0 309,70 309,70 143,45 27,51 32,84Conexão de Capacitor 2027 1,0 1,0 666,19 666,19 308,57 59,18 70,64
SE 69/23 kV CRUZ ALTA 3 | (Distribuição) (Ampliação/Adequação) 10.795,37 8.569,71 958,93 5.107,89MIG (Terreno Urbano) 2020 1,0 1,0 5767,17 5.767,17 4.578,17 512,28 2.728,77MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 13,8 kV 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,641° TF 69/13,8 kV, 1 x 26,6 MVA 3Ф 2020 1,0 1,0 2535,48 2.535,48 2.012,75 225,22 1.199,68CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1271,14 1.271,14 1.009,07 112,91 601,45CT (Conexão de Transformador) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 1,0 1,0 1032,88 1.032,88 819,93 91,75 488,71EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BS 1,0EL (Entrada de Linha) 13,8 kV, Arranjo BS 2020 5,0 1
SECC LT 230 kV IJUÍ 2 - PASSO REAL, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova) 11.484,04 9.116,40 1.020,10 5.433,73MIM - 230 kV 2020 1,0 1,0 711,56 711,56 564,86 63,21 336,68Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 1 km 2020 1,0 1,0 970,38 970,38 770,32 86,20 459,14EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2020 2,0 1,0 4901,05 9.802,10 7.781,22 870,70 4.637,91
LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - CRUZ ALTA 2, C1 e C2 | (Distribuição) (Nova) 8.930,33 7.089,18 793,26 4.225,43MIG-A Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 9 km 2020 9,0 1,0 525,81 4.732,29 3.756,64 420,36 2.239,11EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 2 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66
SECC LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - TUPANCIRETÃ, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova) 4.027,15 3.196,88 357,72 1.905,47MIM - 69 kV 2020 1,0 1,0 188,70 188,70 149,80 16,76 89,28Circuito Duplo 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 569,63 569,63 452,19 50,60 269,52EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT 2020 2,0 1,0 1634,41 3.268,82 2.594,89 290,36 1.546,66
LT 138 kV JÚLIO DE CASTILHOS 2 - TUPANCIRETÃ, C1 | (Distribuição) (Nova) 17.736,01 14.079,42 1.575,44 8.391,89MIM - 138 kV Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33MIM - 138 kV Tupanciretã 2020 1,0 1,0 216,28 216,28 171,69 19,21 102,33Circuito Simples 138 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 382,35 9.558,75 7.588,04 849,08 4.522,77EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Júlio de Castilhos 2 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Tupanciretã 2020 1,0 1,0 3872,35 3.872,35 3.074,00 343,97 1.832,22
LT 69 kV IJUÍ 2 - IJUÍ 1, C1 | Reconstrução (Nova) 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 7 km 2020 7,0 1,0 360,17 2.521,19 2.001,40 223,95 1.192,91
LT 69 kV IBIRUBÁ 1 - TAPERA 2, C1 | (Distribuição) (Nova) 12.452,04 9.884,83 1.106,08 5.891,75MIG-A Tapera 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Tapera 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 25 km 2020 25,0 1,0 330,16 8.254,00 6.552,29 733,18 3.905,42EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Tapera 2 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Ibirubá 1 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
LT 69 kV CRUZ ALTA 1 - PANAMBI, C1 | Reconstrução (Ampliação/Adequação) 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22Circuito Simples 69 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 40 km 2024 40,0 1,0 274,33 10.973,20 6.402,76 974,72 2.629,22
LT 69 kV CRUZ ALTA 2 - CRUZ ALTA 3, C1 (Nova) 4.503,94 3.575,37 400,07 2.131,06MIG-A Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 740,52 740,52 587,85 65,78 350,38MIM - 69 kV Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64MIM - 69 kV Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 94,35 94,35 74,90 8,38 44,64Circuito Simples 69 kV, 1 x 477 MCM (HAWK), 1 km 2020 1,0 1,0 390,19 390,19 309,75 34,66 184,62EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BS Cruz Alta 2 2020 1,0 1,0 1550,12 1.550,12 1.230,54 137,69 733,45EL (Entrada de Linha) 69 kV, Arranjo BPT Cruz Alta 3 2020 1,0 1,0 1634,41 1.634,41 1.297,45 145,18 773,33
Descrição Terminal Ano Qtde. FatorCusto da Alternativa ( R$ x 1000 )
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14 ANEXO 2 – FICHAS DE CONSULTA DE VIABILIDADE TÉCNICA
SE Ijuí 2 230/69kV
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15 ANEXO 3 – CARACTERIZAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES NOVAS
A tabela abaixo apresenta o quantitativo de obras vislumbrado para a subestação Cruz Alta 2,
dentro e fora do horizonte do ano 2027. Em seguida, são apresentados esquemas preliminares
para a arquitetura dessa subestação, os quais poderão ser alterados quando da elaboração dos
respectivos relatórios R4.
Tabela 15-1 Previsão de expansão das subestações novas
Subestação Expansões na subestação
Horizonte 2027 Após horizonte 2027
SE 230/69kV Cruz Alta 2
(área prevista de 40.000 m2;
DJ 230 kV: 40 kA)
- 2 LTs 230 kV
- 2 TR 230/69kV 83 MVA.
- 5 LTs 69kV
- 4 LTs 230 kV
- 2 TR 230/69kV 83 MVA.
- 5 LTs 69kV
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Figura 15-1 SE Cruz Alta 2
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16 ANEXO 4 – PARÂMETROS ELÉTRICOS DAS INSTALAÇÕES NOVAS
Tabela 16-1 Parâmetros elétricos dos transformadores de Rede Básica adotados
Transformadores Enrolamento Parâmetros TAP
Limites Operativos
(MVA)
r (%) x (%) Mín. Máx. Normal Emerg.
SE 230/69kV Cruz Alta 2
1° e 2º TR 230/69/13,8 kV, 2 x 83 MVA 3Ø
1ário 0,199 17,876 0.85 1.15 83 100
2ário 0,178 -0,962 - -
3ário 1,245 45,562 - -
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17 ANEXO 5: FICHAS DE OBRAS PARA O PET/PELP
17.1 Anos 2017 a 2022 (PET)
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE REDE BÁSICA
Sistema Interligado da Região SUL
EMPREENDIMENTO: UF: RS
SE 230/69 kV IJUÍ 2 (Ampliação/Adequação) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2020
PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES
JUSTIFICATIVA:
ATENDIMENTO AO CRITÉRIO "N-1"
Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)
MIM - 230 kV 355,78 MIM - 69 kV 94,35 3° TF 230/69 kV, 1 x 83 MVA 3Ф 7.375,67 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,64 1 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.410,65
TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 12.673,09
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2016.
[2] EPE-DEE-RE-002/2017-REV0, “ESTUDO DE ATENDIMENTO ELÉTRICO AO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL: REGIÃO DE CRUZ ALTA”, MAIO DE 2017.
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INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE REDE BÁSICA
Sistema Interligado da Região SUL
EMPREENDIMENTO: UF: RS
SE 230/69 kV CRUZ ALTA 2 (Nova) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2020
PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES
JUSTIFICATIVA:
NOVO PONTO DE SUPRIMENTO 230/69KV
Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)
MIG (Terreno Urbano) 15.097,80 MIM - 230 kV 1.067,34 MIM - 69 kV 283,06 1° e 2° TF 230/69 kV, 2 x 83 MVA 3Ф 7.375,67 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 3.436,64 1 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.410,65 1 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2.931,11 1 IB (Interligação de Barras) 69 kV, Arranjo BPT 914,39
TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 44.739,62
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
PADRÃO DE LIGAÇÃO DAS TRANSFORMAÇÕES DE FRONTEIRA QUE ATENDEM À RGE: 230 KV – ESTRELA ATERRADO; 69 KV – ESTRELA ATERRADO; 13,8 KV – DELTA.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2016.
[2] EPE-DEE-RE-002/2017-REV0, “ESTUDO DE ATENDIMENTO ELÉTRICO AO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL: REGIÃO DE CRUZ ALTA”, MAIO DE 2017.
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INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE REDE BÁSICA
Sistema Interligado da Região SUL
EMPREENDIMENTO: UF: RS
SECC LT 230 kV IJUÍ 2 - PASSO REAL, C1, NA SE CRUZ ALTA 2 (Nova)
DATA DE NECESSIDADE: JAN/2020
PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES
JUSTIFICATIVA:
INTEGRAÇÃO DA NOVA SUBESTAÇÃO DE FRONTEIRA 230/69KV CRUZ ALTA 2
Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)
MIM - 230 kV 711,56 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 2 km 970,38 1 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 4.901,05
TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 11.484,04
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2016.
[2] EPE-DEE-RE-002/2017-REV0, “ESTUDO DE ATENDIMENTO ELÉTRICO AO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL: REGIÃO DE CRUZ ALTA”, MAIO DE 2017.
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17.2 A Partir do Ano 2023 (PELP)
Não há empreendimentos previstos neste horizonte.
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NOTA TÉCNICA DEA 08/17 - AVALIAÇÃO SOCIOAMBIENTAL DA LOCALIZAÇÃO PROPOSTA PELA RGE PARA IMPLANTAÇÃO DA SUBESTAÇÃO CRUZ ALTA 2
A nota técnica a seguir apresenta a análise socioambiental das novas linhas de transmissão,
seccionamentos de linha e subestações indicados na Tabela 3-1.
Série MEIO AMBIENTE: TRANSMISSÃO
NOTA TÉCNICA DEA 08/17 Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da
Subestação Cruz Alta 2
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Governo Federal
Ministério de Minas e Energia
Ministro Fernando Bezerra Coelho Filho
Secretário Executivo Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa
Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues
Série
MEIO AMBIENTE: TRANSMISSÃO
NOTA TÉCNICA DEA 08/17
Avaliação Socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da
Subestação Cruz Alta 2
Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
Presidente Luiz Augusto Barroso
Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Ricardo Gorini de Oliveira
Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Guerreiro
Diretoria de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis José Mauro Ferreira Coelho
Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira
Coordenação Geral Luiz Augusto Barroso
Ricardo Gorini de Oliveira
Coordenação Executiva Isaura Maria Ferreira Frega
Equipe Técnica Carina Rennó Siniscalchi Carolina Fiorillo Mariani Kátia Gisele Matosinho
Leonardo de Sousa Lopes
URL: http://www.epe.gov.br Sede Esplanada dos Ministérios Bloco "U" Sala 744 70065-900 – Brasília – DF Escritório Central Av. Rio Branco, nº 01 – 11º Andar 20090-003 – Rio de Janeiro – RJ
Rio de Janeiro Abril de 2017
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Série
MEIO AMBIENTE: TRANSMISSÃO
NOTA TÉCNICA DEA 08/17 Avaliação Socioambiental da localização proposta pela RGE
para implantação da Subestação Cruz Alta 2
SUMÁRIO
SIGLÁRIO ____________________________________________________________ 7
1 INTRODUÇÃO _______________________________________________________ 8
2 PROCEDIMENTOS ADOTADOS ____________________________________________ 9
2.1. PROCEDIMENTOS PARA DELIMITAÇÃO E ANÁLISE DA ÁREA DE ESTUDO 9
2.2. BASE DE DADOS UTILIZADA 9
3 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL _____________________________________________ 11
REFERÊNCIAS _________________________________________________________ 14
APÊNDICE A – TABELA DE VERIFICAÇÃO DO RELATÓRIO R3 DA SE CRUZ ALTA 2 ___________ 16
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 7
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SIGLÁRIO
APA Área de Proteção Ambiental
APCB Área Prioritária para Conservação da Biodiversidade
Cecav Centro Nacional de Pesquisa e Conservação de Cavernas
CPFL CPFL Energia
CPRM Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais
DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral
ssos Minerários Eletrobras Centrais Elétricas Brasileiras
EPE Empresa de Pesquisa Energética
Funai Fundação Nacional do Índio
IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
ICMBio Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade
Incra Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária
Iphan Instituto de Patrimônio Histórico e Artístico Nacional
LT Linha de Transmissão
MMA Ministério do Meio Ambiente
MME Ministério de Minas e Energia
PA Projeto de Assentamento
Probio Projeto de Conservação e Utilização Sustentável da Diversidade Biológica
R1 Estudos de Viabilidade Técnico-Econômica e Socioambiental
R3 Definição da Diretriz de Traçado e Análise Socioambiental
RGE Rio Grande Energia
SE Subestação
SMA Superintendência de Meio Ambiente da EPE
STE Superintendência de Transmissão de Energia da EPE
TI Terra Indígena
TQ Terra Quilombola
UC Unidade de Conservação
USGS
United States Geological Survey
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 8
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1 INTRODUÇÃO
Em 10 de setembro de 2015, a CPFL Energia enviou à EPE, por meio da Carta RGE n°
00046/2015/RE/REP/CPFL, o estudo REP2015-304 – SDAT Região de Cruz Alta – Avaliação Preliminar
de Alternativas, de setembro de 2015. Posteriormente, em 10 de maio de 2016, a CPFL Energia, por
meio da Carta RGE n° 00046/2016/RE/REP/CPFL, solicitou à EPE informações acerca do andamento
do “Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Rio Grande do Sul: Região Noroeste”, em especial
para a região de Cruz Alta. Em resposta a essa correspondência, a EPE enviou o Ofício n°
0715/EPE/2016, de 8 de junho de 2016, no qual, reconhecendo a importância de solução rápida para
a região de Cruz Alta, comprometeu-se a elaborar parecer técnico específico para a solução indicada
no relatório supracitado.
Esta Nota Técnica tem por objetivo avaliar a localização proposta pela Rio Grande Energia (RGE),
empresa do grupo CPFL Energia, para a nova subestação Cruz Alta 2, visando identificar possíveis
interferências socioambientais de sua implantação, além de propor recomendações para a
elaboração do Relatório R3. O estudo de avaliação de alternativas de expansão do sistema elétrico da
região de Cruz Alta, no qual foi proposta uma área para implantação da SE Cruz Alta 2, foi realizado
pela RGE por meio do citado relatório REP2015-304 – SDAT – Região de Cruz Alta – Avaliação
Preliminar de Alternativas, de setembro de 2015.
Na primeira parte desta Nota Técnica são apresentados os procedimentos utilizados na análise
socioambiental (item 2); na sequência, a localização e as análises socioambientais da subestação
planejada com as suas respectivas conclusões e recomendações para a fase de elaboração do
Relatório R3 (item 3); e, ao final, as Referências Bibliográficas e o Apêndice (Tabela de Verificação do
Relatório R3 da SE Cruz Alta 2, ser apresentada no respectivo Relatório R3).
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 9
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2 PROCEDIMENTOS ADOTADOS
2.1. Procedimentos para delimitação e análise da área de estudo
O posicionamento estimado para a instalação da SE Cruz Alta 2 foi localizado em imagens de satélite,
utilizando-se o software Google Earth Pro, segundo coordenadas (28° 40.095'S; 53° 38.482'O),
sugeridas pela RGE.
A fim de confirmar que o local indicado pela RGE é promissor, foi realizada uma análise do histórico
de imagens de satélite disponíveis no Google Earth Pro, para verificar tendências de expansão
urbana.
Posteriormente, foi definida uma área circular com raio de 2 km ao entorno desse ponto, e realizada
a análise socioambiental dessa área por meio de imagens de satélite, observando-se também as
bases de dados georreferenciadas abaixo relacionadas.
2.2. Base de Dados Utilizada
Para a análise socioambiental da área proposta para implantação da SE Cruz Alta 2, foram
consultadas e/ou utilizadas as seguintes bases de dados:
Base Cartográfica Integrada do Brasil ao Milionésimo Digital, incluindo hidrografia, divisão
territorial e sistema viário (IBGE, 2009);
Banco de Dados do Sistema de Gerenciamento do Patrimônio Arqueológico (Iphan, 2016);
Lista de Territórios Quilombolas por município (FCP, 2014);
Mapa da Área de Aplicação da Lei n° 11.428/2006 - Lei da Mata Atlântica (IBGE, 2008);
Mapa das Áreas Prioritárias para a Conservação, Uso Sustentável e Repartição de
Benefícios da Biodiversidade Brasileira (MMA, 2007b);
Mapa de Ocorrência de Cavernas (Cecav, 2015);
Mapa de Geodiversidade (CPRM, 2008);
Mapa de Processos Minerários (DNPM, 2015);
Mapa de Projetos de Assentamento (Incra, 2015);
Mapa de Reserva Particular do Patrimônio Natural (ICMBio, 2016);
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 10
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Mapa de Terras Indígenas (Funai, 2016);
Mapa de Territórios Quilombolas (Incra, 2015);
Mapa de Unidades de Conservação Federais e Estaduais (MMA, 2015; Eletrobrás, 2011);
Mapeamento da Cobertura Vegetal e Uso do Solo dos Biomas Brasileiros (MMA, 2007a);
Traçado georreferenciado de linhas de transmissão existentes e subestações (SMA/EPE,
2016); e
Mapeamento da Reserva da Biosfera da Mata Atlântica do Rio Grande do Sul (Fepam,
2009).
Além da base de dados georreferenciados listada acima, foram consultados o Plano Diretor
municipal de Cruz Alta – Lei Complementar n° 0040 de setembro de 2007 e mapas relacionados.
Além disso, foi consultado o sistema SIDRA do IBGE (http://www.sidra.ibge.gov.br) quanto à
produção agropecuária do município.
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 11
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3 ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL
A área proposta para a implantação da nova SE Cruz Alta 2 encontra-se na porção sul do município
de Cruz Alta, RS. A área estimada para essa subestação é de 40.000 m2.
A região está inserida na Macrozona de Produção Agropecuária, segundo a Lei Complementar n°
0040, de setembro de 2007, que dispõe sobre o Plano Diretor de Desenvolvimento Urbano
Ambiental – PDDUA do Município de Cruz Alta (RS). Essa macrozona possui as características abaixo
transcritas:
“I – é originária de áreas de campo nativo, o solo predominante é argilo-arenoso,
categoria A – Classe III, profundo, com presença de voçorocas em determinados
pontos. O relevo apresenta-se levemente ondulado, com forte presença de
coxilhas, sendo que nas proximidades com o limite municipal com Boa Vista do
Cadeado (principalmente na localidade de Parada Benito) o terreno apresenta-se
ondulado;
II – a vegetação nativa existente é composta por mata ciliar, capões e campo
nativo remanescente (principalmente nas várzeas). A vegetação cultivada
predomina na extensão municipal, sendo que se caracteriza pela presença
constante de capões de Eucalipto (no alto das coxilhas e sedes de granja);
III – a estrutura fundiária é composta predominantemente por médias e grandes
propriedades, onde a maioria das unidades de produção (granjeiros e fazendeiros)
possuem alto nível de capitalização, apresentando uma estrutura completa,
composta por silos, máquinas e equipamentos, instalações em ótimas condições,
presença significativa de sistemas de irrigação (pivôs), voltado principalmente
para a produção de grãos. Existem algumas pequenas propriedades (familiares e
minifúndios) dispersas entre as propriedades maiores, as quais se encontram com
baixo nível de capitalização e exercendo uma agricultura com difícil acesso aos
meios de produção;
IV – a atividade leiteira é marcante em pontos isolados e a atividade de pecuária
de corte é verificada em poucas propriedades;
V – no verão predomina o cultivo de soja e milho, e no inverno o cultivo de trigo e
aveias (grãos, pastagem e cobertura), também se encontra a pastagem
permanente (tifton) e cultivada (milheto, sorgo), bem como a existência de áreas
de produção de sementes.”
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 12
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Foi considerada para análise uma área circular com 2 km de raio (buffer), cujo ponto central é aquele
proposto pela RGE para a implantação da SE Cruz Alta 2. A Figura 1 apresenta a área de estudo e os
principais aspectos socioambientais relacionados.
(Fonte: Google Earth Pro, data 17/03/2016)
Figura 1 – Área proposta para implantação da SE Cruz Alta 2
No extremo nordeste do buffer, encontra-se o limite da área urbana de Cruz Alta. Como transição da
área urbana para a área rural, em direção ao sul, existem pequenas propriedades já consolidadas.
Não há loteamentos recentes que caracterizem expansão da área urbana, de acordo com o histórico
de imagens de satélite do Google Earth de 2006 a março de 2016, data da imagem mais recente
disponível.
O terreno é plano e majoritariamente ocupado por agricultura mecanizada, com características
correspondentes a cultura de soja, a mais representativa do município de Cruz Alta (93.000 ha),
segundo dados da Produção Agrícola Municipal (IBGE, 2014). Cabe ressaltar a presença de córregos
na área, cujas margens estão ocupadas por mata ciliar, além da nascente do rio Conceição, afluente
do rio Ijuí, localizada ao sul do buffer.
Acrescenta-se que o ponto proposto está localizado às margens da rodovia BR-377, a 2,5 km do
entroncamento com a RS-342, no cruzamento da LT 230 kV Passo Real – Ijuí II e da LT 69kV Cruz Alta
– Tupanciretã, segundo informado pela RGE. Destaca-se o aeródromo Carlos Ruhr, localizado fora da
área do buffer, a 2,7 km da área indicada pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2.
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 13
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Cumpre mencionar que não há interferência com unidades de conservação, terras indígenas e
quilombolas, processos minerários e projetos de assentamento do Incra, segundo as respectivas
bases georreferenciadas disponíveis.
Conclusão e Recomendações para o Relatório R3
A seguir, são apresentadas as principais recomendações para definição da localização da SE
planejada:
Avaliar na área de estudo um terreno de aproximadamente 40.000 m² para implantação da
SE Cruz Alta 2, de forma que a proximidade com a rodovia BR-377 não ofereça restrição na
atual configuração planejada pela RGE e nem para a chegada e saída de futuras linhas da
referida subestação;
Evitar interferência direta nas áreas de preservação permanente das faixas marginais de
córregos e nascentes da área de estudo;
Observar as restrições relativas à área do aeródromo de Cruz Alta, realizando consulta junto
aos órgãos competentes, se necessário.
NT DEA 08/17. Avaliação socioambiental da localização proposta pela RGE para implantação da SE Cruz Alta 2 14
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REFERÊNCIAS
BRASIL. Ministério da Defesa, 2015. Dispõe sobre as restrições aos objetos projetados no espaço
aéreo que possam afetar adversamente a segurança ou a regularidade das operações aéreas, e dá
outras providências. Portaria N° 957/GC3, de 09 de julho de 2015. Diário Oficial da União. Brasília,
DF, N° 135, de 17 de julho de 2015, Seção 1, pág. 6.
CECAV. Centro Nacional de Pesquisa e Conservação de Cavernas, 2015. Mapa de Ocorrências de
Cavernas – ICMBio. Disponível em: http://www.icmbio.gov.br/cecav//. Acesso em: fevereiro de
2015.
CPRM. Serviço Geológico do Brasil, 2008. Mapa de Geodiversidade do Brasil. Disponível em:
http://www.cprm.gov.br/publique/cgi/cgilua.exe/sys/start.htm?infoid=623&sid=9. Acesso em:
Setembro de 2013.
DNPM. Departamento Nacional de Produção Mineral, 2015. Processos Minerários (arquivos
vetoriais). Disponível em: http://sigmine.dnpm.gov.br. Acesso em: fevereiro de 2015.
ELETROBRAS. Centrais Elétricas Brasileiras, 2015. Base cartográfica dos limites das UCs Estaduais e
Municipais.
FCP. Fundação Cultural Palmares, 2014. Base Cartográfica da Distribuição Municipal de Quilombos
Titulados. Disponível em: http://www.palmares.gov.br/. Acesso em: setembro de 2014.
FEPAM. Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luiz Roessler – RS, 2009. Mapa Reserva
da Biosfera da Mata Atlântica e Áreas Protegidas no RS - 2009. Disponível em:
http://www.fepam.rs.gov.br/images/reserva_mata.jpg Acesso em: julho de 2016.
FUNAI. Fundação Nacional do Índio, 2015. Base Cartográfica Delimitação das Terras Indígenas do
Brasil. Disponível em: http://mapas.funai.gov.br. Acesso em: junho de 2015.
IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, 2006. Mapa de Unidades de Relevo do Brasil
1:5.000.000. Disponível em: ftp://geoftp.ibge.gov.br/mapas/ tematicos/mapas_murais/. Acesso em:
julho de 2011.
IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, 2007. Mapa de Vegetação do Brasil – IBGE.
Disponível em: www.ibge.gov.br Acesso em: agosto de 2012.
_____. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, 2009. Base Cartográfica Integrada ao
Milionésimo. Disponível em: www.ibge.gov.br Acesso em: junho de 2012.
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Ministério de Minas e Energia
INCRA. Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária, 2015. Mapa de Projetos de
Assentamento – SIGEL. Disponível em: http://sigel.aneel.gov.br. Acesso em: julho de 2015.
_____. Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária, 2015. Mapa de Território Quilombola.
Disponível em: http://acervofundiario.incra.gov.br/i3geo/datadownload.htm. Acesso em: janeiro de
2015.
MMA. Ministério de Meio Ambiente - Secretaria de Biodiversidade de Florestas. Projeto de
Conservação e Utilização Sustentável da Diversidade Biológica Brasileira, 2007a. Mapa de Cobertura
Vegetal e Uso do Solo em Biomas – escala 1: 250.000. Disponível em: www.mma.gov.br. Acesso em:
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Sustentável e Repartição de Benefícios da Biodiversidade Brasileira – Probio. Disponível em:
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Biodiversidade. Mapa de Unidades de Conservação Federais e Estaduais. Disponível em:
http://mapas.mma.gov.br/i3geo/datadownload.htm. Acesso em: fevereiro de 2015.
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APÊNDICE A – Tabela de Verificação do Relatório R3 da SE Cruz Alta 2
SE Cruz Alta 2
Tabela 1 – Comparação da localização da SE (Relatório R3) com o proposto nesta Nota Técnica
Responsável pelo preenchimento:
Contato do Responsável:
Data:
Comparação da localização da SE (Relatório R3) com o proposto nesta Nota Técnica
No caso de localização da SE Cruz Alta 2 em local diferente do indicado no Relatório R1, indicar justificativa(s):
1. Anexar mapa indicando a localização proposta para a SE Cruz Alta 2 no Relatório R3, e os principais fatores socioambientais que influenciaram essa localização. 2. Coordenadas da localização proposta para a SE Cruz Alta 2: 3. Anexar arquivo Kmz da localização da subestação
Pontos notáveis verificados no Relatório R3, não identificados na Nota Técnica
Recomendações da Nota Técnica e atendimento no Relatório R3
Recomendações da Nota Técnica Foi atendida a recomendação? Se não, justificar.
1. Avaliar na área de estudo um terreno de aproximadamente 40.000 m² para implantação da SE Cruz Alta 2, de forma que a proximidade com a BR-377 não ofereça restrição na atual configuração planejada pela RGE e nem para a chegada e saída de futuras linhas da referida subestação; 2. Evitar interferência direta nas áreas de preservação permanente das faixas marginais dos córregos e nascentes da área de estudo; 3. Observar as restrições relativas à área do aeródromo de Cruz Alta, realizando consulta junto aos órgãos competentes, se necessário.