Linhas de transmissão de energia elétrica no Brasil

No Brasil, a geração de energia elétrica é predominantemente formada por usinas hidrelétricas, construídas onde melhor se pode aproveitar as afluências e os desníveis dos rios, muitas vezes em locais distantes dos centros consumidores. Tal situação traz a necessidade da utilização linhas de transmissão capazes de transportar grandes lotes de potência desde a geração até a carga. O Sistema Interligado Nacional (SIN) é composto por diferentes empresas de Norte a Sul do país e de acordo com dados do ONS – Operador Nacional do Sistema (2019a), menos de 1% da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN, principalmente em sistemas isolados na região amazônica. A figura 1.1 apresenta as linhas de transmissão instaladas no Brasil em 2019.

 

Mapa do sistema de transmissão - Horizonte 2024

A tabela 1.1 apresenta os dados disponibilizados pelo ONS referentes às distâncias totais das linhas de transmissão instaladas até 2019 e previsão de expansão até 2024.

Tabela 1.1 – Extensão das Linhas de Transmissão no SIN, em km.

20192024
Linhas de Transmissão em OperaçãoLinhas de Transmissão Previstas% no SIN
800 kV CC9204  km9204  km5,07%
600 kV CC9544  km9544  km5,26%
750 kV1722  km1722  km0,95%
500 kV51121  km74558  km41,07%
440 kV6911  km7130 km3,93%
345 kV9515  km11031  km6,08%
230 kV53739  km68339  km37,65%
Total141756  km181528  km

Fonte: ONS (2019c).

Analisando os dados da tabela 1.1, pode-se observar uma significativa expansão nos sistemas de transmissão, principalmente nas linhas de 500 kV e 230 kV, que em 2024 representarão 78,72 % do sistema interligado nacional.

As linhas de transmissão em corrente contínua (CC), expandiram se comparado com o ano de 2016, no qual havia apenas 12816 km em 600 kV (CC). Em 2019, a representação da linha de transmissão CC  passou a ser 13,22% do sistema interligado nacional (SIN), após a entrada em operação das linhas de transmissão de 800 kV (CC)  para o escoamento da energia gerada pela Usina Hidroelétrica de Belo Monte.

Linhas de Transmissão CA e Linhas de Transmissão CC

No Brasil, embora a maior parte da transmissão da energia seja feita em linhas de transmissão de corrente alternada (CA), uma parte significativa é feita em linhas de corrente contínua (CC), também conhecida como sistemas HVDC, sigla originada do inglês “High Voltage Direct Current”.

Um dos maiores exemplos da utilização de sistemas HVDC em território brasileiro são as linhas de Itaipu 1 e 2, com 785 e 805 km de extensão, respectivamente. Com a operação parcial iniciada em 1984 e entrada em operação plena a partir de 1987, Itaipu 1 e 2 é formada por duas linhas bipolares em 600 kV, com potência total de 6300 MW que conectam a estação retificadora em Foz do Iguaçu, no estado do Paraná, com tensão CA de 500 kV em 50 Hz, à estação inversora em Ibiúna, no estado de São Paulo, com tensão CA de 345 kV em 60Hz (Ruberg, 2013).

Outro projeto de sistema HVDC de destaque em território nacional é o que aproveita o potencial hidrelétrico do Rio Amazonas, onde as Usinas Hidroelétricas de Santo Antônio (3150 MW) e Jirau (3300 MW), localizadas no Rio Madeira (afluente do Rio Amazonas), no estado de Rondônia, estão conectadas ao SIN (Sistema Interligado Nacional) através de uma linha bipolar em 600 kV em CC que se origina na estação retificadora de Porto Velho e termina, após percorrer aproximadamente 2400 km de distância, na estação inversora de Araraquara no estado de São Paulo, que está mais próxima dos grandes centros consumidores do país (BRANDI et al, 2015).

Também com a transmissão sendo feita em HVDC, o projeto associado à Usina Hidrelétrica de Belo Monte, com potência instalada de 11000 MW e localizada na cidade de Altamira no Pará, é composto por dois bipolos de 800 kV em corrente contínua destinados a transmissão de energia para a Região Sudeste, com distâncias aproximadas de 2100 e 2500 km respectivamente e que, de acordo com as informações disponíveis no ONS (2018c), após a entrada em operação plena programada para o ano de 2019, deverá corresponder a 6,02% do SIN.

Apesar da maior utilização de sistemas de transmissão CA, os sistemas de transmissão CC apresentam uma série de vantagens, como:

  1. Linhas de transmissão HVDC proporcionam maior controle sobre a potência transmitida, logo contribuem para a estabilidade das redes CA, principalmente pela possibilidade de amortecer oscilações de potência de origem eletromecânica.
  2. Afundamentos de tensão no sistema CA não são diretamente transferidos para a linha de transmissão HVDC. Na prática, a transferência de qualquer perturbação depende do tempo de duração do defeito e da estratégia de controle nos conversores (PAUCAR, 2014).
  3. Sistemas CA eletricamente incompatíveis (frequências diferentes) podem ser interligados de forma assíncrona através de um sistema HVDC. Esta conexão pode ser realizada na configuração ponto a ponto, ou seja, com linha de transmissão ou na configuração Back-to-Back, onde não há linha de transmissão, mas apenas as estações conversoras.
  4. A interligação de linhas de transmissão HVDC não eleva a potência de curto-circuito dos sistemas CA, evitando a necessidade de substituir equipamentos de proteção, como disjuntores, transformadores, etc (GRAHAM, 2004).
  5. A utilização de sistemas de transmissão HVDC apresenta também uma vantagem do ponto de vista ambiental, já que a área desapropriada para a instalação do sistema é menor quando comparada a um sistema de transmissão CA. A menor área desapropriada deve-se ao fato de que as torres utilizadas para suportar os condutores em sistemas HVDC também são menores, já que sistemas CC se utilizam de apenas 2 condutores (em sistemas bipolares) e não 3, como em sistemas CA.

Entretanto, apesar das vantagens dos sistemas de transmissão CC, estes ainda apresentam algumas limitações técnicas, conforme cita Sood (2004):

  1. Impossibilidade da utilização de transformadores para mudança de tensão;
  2. Geração de distorções harmônicas no sistema, tendo em vista que a conversão CA – CC é realizada com a utilização de elementos que alteram a forma de onda senoidal de corrente e tensão;
  3. Necessidade de potência reativa adicional, no caso de alguns sistemas LCC-HVDC.
  4. Maior complexidade na eliminação de faltas na linha de transmissão CC, já que se torna necessária a abertura de disjuntores no lado CA dos sistemas HVDC, visto que as tecnologias para interrupção de faltas em CC com altos níveis de corrente ainda estão em desenvolvimento.

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