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DISSERTAÇÃO DE MESTRADO Nº 966

METODOLOGIA MULTICRITÉRIOS PARA PLANEJAMENTO DAEXPANSÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

Michele dos Reis Pereira

DATA DA DEFESA: 22/02/2017

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Universidade Federal de Minas Gerais

Escola de Engenharia

Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica

METODOLOGIA MULTICRITÉRIOS PARA PLANEJAMENTO DAEXPANSÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

Michele dos Reis Pereira

Dissertação de Mestrado submetida à BancaExaminadora designada pelo Colegiado do Programade Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Escolade Engenharia da Universidade Federal de MinasGerais, como requisito para obtenção do Título deMestre em Engenharia Elétrica.

Orientadora: Profa. Maria Helena Murta Vale

Belo Horizonte - MG

Fevereiro de 2017

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Pereira, Michele dos Reis. P436m Metodologia multicritérios para planejamento da expansão de sistemas

de distribuição [manuscrito] / Michele dos Reis Pereira. – 2017. 88 f., enc.: il.

Orientadora: Maria Helena Murta Vale.

Dissertação (mestrado) Universidade Federal de Minas Gerais, Escola de Engenharia. Bibliografia: f. 87-88.

1. Engenharia elétrica - Teses. 2. Redes elétricas - Teses. 3. Metodologia - Teses. 4. Avaliação - Teses. 5. Georreferenciamento - Teses. I. Vale, Maria Helena Murta. II. Universidade Federal de Minas Gerais. Escola de Engenharia. III. Título.

CDU: 621.3(043)

Dedico este trabalho à minha mãe Neusa e minha vó Judith

Por toda dedicação, incentivo e amor.

AGRADECIMENTOS

A Deus e ao universo por todas as oportunidades proporcionadas.

Aos professores do Curso de Especialização em Engenharia de Sistemas

Elétricos de Potência – CESEP, onde tudo começou, primeiro degrau e início da

pesquisa que se estendeu até aqui. Obrigada por todos os desafios e conhecimentos

transmitidos.

À professora Maria Helena Murta Vale, pelo incentivo à continuação do

trabalho e consequentemente ao ingresso no mestrado. Assim como pela orientação

sempre amiga e assertiva.

Aos amigos, professores e companheiros desta jornada que me incentivaram e

compartilharam o tempo, o conhecimento e as experiências que se transformaram em

memórias nobres e felizes, devido à amizade e ao prazer da convivência, sem os

quais a caminhada seria muito mais árdua.

Aos amigos da CEMIG, especialmente aos da equipe de planejamento da

expansão da equipe de alta tensão da Cemig D, pela amizade, companheirismo,

colaboração e compreensão. Ao Tiago Vilela pelo primeiro incentivo, apoio e

patrocínio. Aos amigos Hernane Salvador, Bruno Hercílio e Vinícius Araújo, minha

eterna gratidão.

Ao Cleber Sacramento e ao Anderson Neves, por viabilizarem a realização

deste mestrado. Ao Blunio Elias da Silva, possuidor de mente brilhante, por todo o

auxílio, inspiração, conhecimento compartilhado e colaboração tanto na especialização

quanto no mestrado. Toda a minha gratidão, admiração e amizade.

À minha família pelo apoio, incentivo, carinho e paciência em todos os

momentos e aos amigos de vida por me apoiarem e serem meu porto seguro e meu

alívio nos momentos mais difíceis. Obrigada pelas risadas e pelas conversas amigas.

RESUMO

O trabalho apresenta uma nova abordagem de planejamento da expansão de

sistemas elétricos que se caracteriza pelo tratamento simultâneo, georreferenciado e

global de um grande volume de informações acerca do desempenho da rede elétrica.

Esta metodologia multicritérios visa garantir a avaliação integrada e padronizada dos

principais parâmetros que influenciam o desempenho do sistema de distribuição, não

só no que tange ao desempenho técnico, mas também a sustentabilidade do negócio

distribuição. Nesta direção, é definido o Índice de Vulnerabilidade Sistêmica,

denominado IVSis.

A abordagem diferencial do indicador é que este se baseia em uma matriz de

correlação entre os fatores de vulnerabilidade e seus possíveis impactos no negócio

de distribuição.

A metodologia proposta na dissertação encontra-se implementada em um

banco de dados de um sistema elétrico real, onde foi cadastrado o diagnóstico do

sistema elétrico de distribuição, considerando os parâmetros de desempenho

avaliados. A aplicação neste sistema real e a análise dos resultados obtidos mostra

que o IVSis é capaz de identificar e priorizar as áreas mais vulneráveis do sistema,

considerando os fatores de vulnerabilidade ponderados e pode ser utilizado como

apoio às equipes de planejamento na tomada de decisão envolvida nos estudos,

contribuindo para uma melhor aplicação dos recursos financeiros.

A metodologia multicritérios também é utilizada para priorização do portfólio de

obras proposto pelos estudos de planejamento integrado do sistema elétrico

realizados a partir da aplicação do IVSis. Esta aplicação se caracteriza pela

quantificação dos benefícios proporcionados por cada plano de obra de forma

sistemática e padronizada. Esta é realizada segundo aspectos técnicos, financeiros e

de segurança, considerando a profundidade e a abrangência do problema

solucionado, assim como, pelo alinhamento ao planejamento estratégico da empresa.

Para viabilizar tal priorização, propõe-se o indicador denominado Relação Benefício

Custo, RBC.

A aplicação da metodologia no portfólio de obras real e a análise dos

resultados obtidos mostra que a metodologia também é capaz de identificar e priorizar

os melhores investimentos para a empresa, considerado os critérios de priorização

ponderados, subsidiando a tomada de decisão na aplicação de recursos, garantindo o

melhor desempenho do sistema elétrico e a sustentabilidade do negócio distribuição.

ABSTRACT

This work presents a new approach for electrical systems expansion planning

tasks. It is characterized by simultaneous, georeferenced and global treatment of a

large amount of information related to the performance of the electrical network. This

multi-criteria methodology aims to ensure the integrated and standardized evaluation of

the main parameters that influence the performance of the distribution system, not only

in terms of technical performance, but also the sustainability of the distribution

business. In this direction, it is defined an index, called Systemic Vulnerability Index,

the IVSis.

The differential approach of the indicator is that it is based on a correlation

matrix between the vulnerability factors and their possible impacts on the distribution

business.

The proposed methodology in this work is implemented in a database of a real

electrical system, where the diagnosis of the electric distribution system was

registered, considering the performance parameters evaluated. The application in this

real system and the analysis of the obtained results show that the IVSis is able to

identify and prioritize the most vulnerable areas of the system, considering the

weighted vulnerability factors and can be used as support to the planning teams in the

decision making involved in the contribute to a better application of financial resources.

The multi-criteria methodology is also used to prioritize the portfolio of works

proposed by the studies of integrated planning of the electric system carried out from

the application of IVIs. This application is characterized by the quantification of the

benefits provided by each work plan in a systematic and standardized way. It is carried

out according to technical, financial and security aspects, considering the depth and

scope of the problem solved, as well, by the alignment to the strategic planning of the

company. To make such priorization feasible, the indicator called cost benefit ratio,

RBC is proposed.

The application in the real works portfolio and the analysis of the obtained

results shows that the methodology is also able to identify and prioritize the best

investments for the company, considering the weighted prioritization criteria,

subsidizing the decision making in the application of resources, ensuring the best

performance of the electrical system and the sustainability of the distribution business.

SUMÁRIO

1 Introdução ................................................................................................................ 1

2 Contextualização da Proposta ................................................................................ 7

2.1 Considerações Iniciais ................................................................................... 7

2.2 Análise da Legislação Aplicável ................................................................. 10

2.2.1 Resolução Normativa ANEEL 414/2010 – Condições Gerais de

Fornecimento de Energia Elétrica ......................................................................... 10

2.2.2 Prodist – Procedimentos de Distribuição ............................................. 14

2.3 Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico de Distribuição ................ 24

2.3.1 Etapas de Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico ................. 24

2.3.2 Parâmetros de Desempenho do Sistema Elétrico – Descrição e

Limites 25

2.4 Considerações Finais ................................................................................... 31

3 Análise dos Fatores de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico ............................ 33

3.1 Identificação de Vulnerabilidades ............................................................... 33

3.1.1 Definição de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico ............................... 33

3.1.2 Violação de Limites Técnicos e Impactos no Sistema .......................... 34

3.1.2.1 Caracterização dos Impactos ......................................................................... 35

3.1.2.2 Correlação entre Violação e Impacto ............................................................. 35

3.1.3 Definição e Caracterização de Áreas Críticas de Desempenho do

Sistema Elétrico ...................................................................................................... 42


4 Índice de Vulnerabilidade Sistêmico – IVSis ...................................................... 54

4.1 Considerações Iniciais ................................................................................. 54

4.2 Metodologia para Cálculo do Índice de Vulnerabilidade Sistêmico ........... 57

4.2.1 Definição do Índice IVSis ..................................................................... 59

4.2.2 Processo de Simulação – Estudo de Caso ............................................ 60

4.2.3 Resultados da Simulação ...................................................................... 60

4.3 Priorização das Áreas Críticas - Análise dos Resultados ............................ 62


5 Priorização do Portfólio de Obras ....................................................................... 69

5.1 Considerações Iniciais ................................................................................. 69

5.2 Definição dos Critérios de Priorização de Obras ......................................... 70

5.3 Caracterização e Cálculo dos Critérios de Priorização de Obras ................ 71

5.3.1 Descrição e Cálculo dos Benefícios ..................................................... 72

5.3.1.1 Atendimento ao mercado - Disponibilidade de MVA .................................... 72

5.3.1.2 Nível de Tensão .............................................................................................. 73

5.3.1.3 Segurança ........................................................................................................ 74

5.3.1.4 Melhoria no DEC ............................................................................................ 75

5.3.1.5 Perdas Técnicas .............................................................................................. 75

5.3.1.6 Custo de O&M ................................................................................................ 76

5.3.1.7 Compensação Financeira ................................................................................ 77

5.3.2 Prudência do Investimento ................................................................... 78

5.4 Cálculo do Peso Relativo dos Critérios de Priorização ............................... 79

5.5 Definição do Indicador RBC - Relação Benefício Custo ............................ 80

5.6 Priorização de Obras - Processo de Simulação............................................ 81

5.7 Aplicação do Indicador RBC - Análise dos Resultados .............................. 82


6 Conclusões e Propostas de Continuidade ............................................................ 84

6.1 Conclusões ................................................................................................... 84

6.2 Propostas de Continuidade .......................................................................... 86

Referências Bibliográficas ........................................................................................... 87

LISTA DE SIGLAS

ANA – Agência Nacional de Águas;

ANAREDE – Análise de Redes;

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica;

ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis;

BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento;

CAC – Central de Atendimento ao Consumidor;

CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica

CCEE – Câmara de Comercialização de Energia;

CEMIG D – Cemig Distribuição S/A;

CNPE – Comissão Nacional de Pesquisa Energética;

CONAMA – Conselho Nacional do Meio Ambiente;

DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora;

EPE – Empresa de Pesquisa Energética;

FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora;

GET – Grupo de Trabalho;

IASC – Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor;

ISQP – Índice de Satisfação da Qualidade Percebida;

MMA – Ministério do Meio Ambiente;

MME – Ministério de Minas e Energia;

NCE – Número de Cliente Equivalentes;

ONS – Operador Nacional do Sistema;

OPEX – Custos de Operação e Manutenção;

PDD – Plano de Desenvolvimento da Distribuição;

PRODIST – Procedimentos de Distribuição;

RBC – Relação Benefício Custo;

R2 – Relatório de Detalhamento da Alternativa de Referência;

SAS – Statistic Analysis Systems;

SDAT – Sistema Distribuição de Alta Tensão;

SDBT – Sistema de Distribuição de Baixa Tensão;

SDMT – Sistema de Distribuição de Média Tensão;

SDE/MJ – Secretaria de Direito Econômico do Ministério da Justiça;

SE/SDE – Subestação;

SEAE – Secretaria de Acompanhamento Econômico;

SIN – Sistema Interligado Nacional;

STE – Superintendência de Transmissão de Energia;

UFMG – Universidade Federal de Minas Gerais.

1 Introdução O desenvolvimento social e econômico de um país tem como requisito

indispensável o suprimento e a disponibilidade de energia elétrica, pois é sabido que

as atividades em geral são altamente dependentes do consumo deste recurso. Vale

ressaltar que a qualidade de vida de uma nação pode ser avaliada pelo Índice de

Desenvolvimento Humano (IDH), elaborado pelas Nações Unidas, composto por três

indicadores: expectativa de vida ao nascer, educação e renda per capta. De acordo

com as Nações Unidas, o consumo per capta de eletricidade, medido em quilowatt-

hora por habitante por ano (kWh/hab/ano) de países de elevado IDH, varia de um para

outro, sendo 6.000 kWh/hab/ano o menor consumo. O Brasil apresenta um consumo

de 2.200kWh/hab/ano e, portanto, precisa percorrer um longo caminho para alcançar o

patamar dos países desenvolvidos. Neste contexto, percebe-se a relevância das

políticas eletroenergéticas estabelecidas pelo Ministério de Minas e Energia,

implantadas por meio da atuação dos diversos agentes do setor elétrico.

Várias atividades são elaboradas no sentido de se obter o melhor desempenho

atual e futuro do sistema elétrico, considerando seu aprimoramento e evolução. As

propostas apresentadas nesta dissertação estão relacionadas à atividade de

Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico de Distribuição. Apesar dessa

atividade já ser tradicionalmente realizada no setor elétrico, várias questões ainda

requerem investigação, no sentido de melhorar o desempenho do sistema, em

especial o de distribuição. Sendo assim, para identificar de forma mais específica o

objetivo deste trabalho, torna-se relevante introduzir algumas de suas características.

As concessionárias de distribuição de energia elétrica, um dos agentes do

setor, são empresas de grande porte que desempenham o papel de elo entre o setor

de energia e a sociedade, uma vez que são responsáveis pelo relacionamento direto

com os consumidores. Possuem como obrigação legal garantir atendimento ao

crescimento de mercado e, para isso, realizam previsões de crescimento de mercado

consumidor e desenvolvem estudos para a expansão de seus sistemas, fornecendo

insumos para o planejamento da expansão dos sistemas de transmissão e geração de

energia elétrica. É importante observar que os desenvolvimentos realizados nesta

dissertação, incluindo os estudos de caso e aplicações práticas, consideraram

CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO

2

informações e dados do sistema elétrico de uma empresa distribuidora que ocupa

papel de destaque no setor elétrico brasileiro, a Cemig Distribuição S/A.

O planejamento da expansão do sistema de distribuição brasileiro atualmente

segue as diretrizes estabelecidas no PRODIST – Procedimentos de Distribuição,

elaborado pelo órgão regulador do setor elétrico, a ANEEL – Agência Nacional de

Energia Elétrica [ANEEL 2013]. O Módulo 2 deste documento, especificamente, define

diretrizes, requisitos mínimos e critérios básicos para a previsão de demanda, estudos

de planejamento, elaboração do plano de desenvolvimento da distribuidora e sistemas

de informação geográfica regulatórios.

O planejamento da expansão propriamente consiste em um portfólio de obras

propostas para um horizonte de dez anos que visa garantir o crescimento de mercado

previsto atendendo aos critérios técnicos e econômicos estabelecidos pela agência

reguladora. Ressalta-se que o ciclo de investimentos varia de quatro a cinco anos,

conforme a regra de revisão tarifária específica de cada distribuidora, e é definido pela

ANEEL.

No caso da Cemig D, os estudos de planejamento desenvolvidos para a

definição dessas obras, são elaborados de forma integrada entre as áreas de alta

tensão – AT (34,5 kV a 161 kV) e média tensão – MT (13,8 kV e 23 kV). Considerando

o horizonte de estudos, casos bases de cálculos de fluxo de potência são utilizados na

elaboração do diagnóstico do sistema, cujos principais parâmetros avaliados são:

tensão nos barramentos; carregamento de transformadores; carregamento, perdas e

queda de tensão em linhas de distribuição e alimentadores. Detectados os problemas,

são elaboradas alternativas de expansão para a solução dos mesmos, englobando

obras de alta e média tensão.

Ressalta-se que, para a elaboração do diagnóstico e simulação de alternativas

de obras de alta tensão, normalmente utiliza-se o programa ANAREDE [CEPEL 2016]

e, para o diagnóstico e simulação de alternativas de obras de média tensão, utiliza-se

o CYME [CYME 2015]. Sendo assim, são gerados relatórios distintos, dificultando a

consolidação das análises e conclusões realizadas pelos profissionais envolvidos.

Para a elaboração do diagnóstico são necessárias várias informações. Dentre

elas, destacam-se: os valores de demanda máxima por subestação (SE), verificados

no ano e fornecidos pela área de operação; as taxas de crescimento por SE previstas

pela área de mercado; os casos bases de fluxo de potência – Brasil, fornecidos pela

EPE - Empresa de Pesquisa Energética. Este último é aplicável somente para a alta

tensão.


3

O portfólio de planos de obras proposto para o sistema elétrico deve ser

compatibilizado com a previsão orçamentária definida pelo Conselho de Administração

das empresas para o ciclo tarifário vigente, por meio da aplicação de critérios para

priorização. Busca-se definir aqueles que deverão compor o Programa Plurianual de

Investimentos da distribuidora, uma vez que os recursos financeiros são finitos e,

muitas vezes, inferiores à necessidade verificada.

Do exposto, pode-se perceber o grau de complexidade envolvido nas decisões

de planejamento. Somente a avaliação do diagnóstico técnico mostra-se insuficiente

para avaliar todas as variáveis que influenciam o desempenho do sistema, além de

não garantir uma priorização que atenda a todos os objetivos estratégicos da empresa.

Faz-se necessário também avaliar diversas outras questões, tais como: os índices de

qualidade, Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e

Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC); a

depreciação dos ativos; os custos de operação e manutenção envolvidos; os

montantes de multas por descumprimentos das metas de qualidade; o número de

clientes atendidos.

Essas informações são apuradas e armazenadas, quase sempre, em bancos

de dados distintos. Atualmente não existe uma metodologia de planejamento da

expansão sistematizada que avalie conjuntamente os diversos parâmetros e que

avalie o grau de influência das violações dos mesmos no desempenho do sistema.

Visando alterar esta situação, vale comentar um projeto da empresa Cemig D onde as

informações do diagnóstico tradicional e aquelas citadas acima estão sendo inseridas

em um único banco de dados georrefenciado, de onde é possível visualizar e extrair

um diagnóstico integrado do sistema elétrico existente.

Já a priorização do portfólio de obras é baseada em critérios subjetivos,

incluindo a gravidade e a urgência do problema a ser solucionado, os históricos de

realização por tipo de investimento e regiões do estado, bem como a expertise dos

profissionais envolvidos na definição do Programa Plurianual de Investimentos.

Observa-se, mais uma vez, a complexidade da tomada de decisão por parte dos

planejadores, os quais não dispõem de metodologia sistematizada para a sua

realização.

É neste cenário, visando contribuir para tratar questões envolvidas no

planejamento da expansão do sistema de distribuição, que se localiza o

desenvolvimento desta dissertação.

De forma mais específica, o objetivo deste trabalho pode ser assim

caracterizado: analisar e avaliar de forma empírica as informações contidas no

diagnóstico integrado do sistema georrefenciado e propor uma metodologia


4

multicritérios, para priorização dos problemas mais críticos e priorização dos planos de

obras propostos para solucioná-los, de forma a trazer mais benefícios à distribuição.

Vale observar que esta dissertação constitui continuidade dos desenvolvimentos que

vêm sendo realizados desde o CESEP – Curso de Especialização em Engenharia de

Sistemas Elétricos de Potência da UFMG [Pereira 2014].

Para alcançar tal objetivo, adotou-se uma estratégia de investigação baseada

em análise de sensibilidade realizada sobre determinados parâmetros de interesse,

parâmetros estes selecionados a partir de seus impactos na vulnerabilidade do

sistema elétrico. Nessa análise, adotou-se, como metodologia, a comparação par a

par por meio do preenchimento de uma matriz de comparabilidade para ponderar um

parâmetro em relação ao outro, estabelecendo os pesos de cada um.

Um aspecto diferencial da pesquisa realizada no mestrado diz respeito à

composição da planilha. Esta foi preenchida com a efetiva participação de diversos

profissionais que atuam no setor elétrico, no caso da Cemig-D. Participaram

colaboradores das áreas de operação, manutenção, perdas, planejamento de média e

alta tensão do sistema elétrico, além da alta direção da empresa.

A violação dos parâmetros é pontuada e referenciada às subestações. Já os

benefícios proporcionados pelas obras são contabilizados e convertidos em número de

clientes beneficiados equivalentes. Da análise de resultados são identificadas as áreas

mais vulneráveis do sistema elétrico que direcionam a atuação do planejamento do

sistema elétrico e as obras que proporcionam a melhor relação benefício custo para o

negócio distribuição.

Para cumprir seu objetivo, esta dissertação está estruturada em 6 capítulos,

incluindo a presente Introdução.

O Capítulo 2 contextualiza, de forma mais detalhada, a proposta deste

trabalho, no âmbito das atividades de planejamento do sistema elétrico de distribuição.

O processo de planejamento atual é descrito, indicando suas etapas,

informações necessárias, insumos, requisitos e seus limites de atendimento,

interfaces, objetivos e resultados.

É avaliada a legislação aplicável ao planejamento do sistema e, de forma

geral, ao fornecimento de energia elétrica, identificando os principais

requisitos a serem cumpridos pelas concessionárias de serviço público e

que são de responsabilidade do processo de planejamento da expansão

garantir ou viabilizar o seu cumprimento.

A base de dados utilizada para o desenvolvimento deste trabalho se

encontra em um sistema de geoprocessamento, cujos princípios básicos e


5

sua aplicação ao planejamento do sistema elétrico são descritos neste

capítulo, incluindo a definição do conceito de “Área de Análise do Sistema

Elétrico”.

O Capítulo 3 identifica e discute os limites impostos ao sistema elétrico e sua

influência no desempenho do mesmo, caracterizando e correlacionando os impactos

causados pela violação destes limites e suas consequências, inclusive aqueles que

atualmente não são considerados de forma organizada e sistêmica no processo de

planejamento da expansão do sistema.

Institui o conceito de Vulnerabilidade do sistema elétrico, definindo seus

parâmetros e características, e determina como este conceito é aplicado ao

sistema elétrico e suas respectivas áreas de atendimento. Apresenta

também o diagnóstico chamado de Nível 1 no sistema georreferenciado –

Geomedia.

O Capítulo 4 propõe um índice que visa priorizar as áreas do sistema elétrico

mais vulneráveis do ponto de vista do negócio distribuição de energia elétrica,

denominado Índice de Vulnerabilidade Sistêmica - IVSis.

O índice é calculado a partir de ponderações atribuídas aos fatores de

vulnerabilidade identificados no Capítulo 3. É identificada a metodologia,

comparação par a par dos fatores, para a determinação dos pesos de cada

parâmetro de desempenho. A participação dos profissionais de diversas

áreas da Cemig D fica evidenciada.

Após a determinação dos pesos, a metodologia do Índice de Vulnerabilidade

Sistêmica é aplicada em um sistema real. Esta foi adotada no Geomedia,

para compor o Diagnóstico Integrado do Sistema Elétrico da Cemig D no

Sistema de Geoprocessamento descrito no Capítulo 2.

Evidencia-se que o uso do índice proposto neste trabalho possibilita,

portanto, a priorização das áreas a serem estudadas ou áreas nas quais os

recursos devem ser aplicados prioritariamente.

O Capítulo 5 identifica e define os critérios de priorização para obras propostas

para a solução dos problemas identificados na fase de diagnósticos. Esses são

utilizados para compor um indicador que se baseia nos benefícios proporcionados

pelas obras, ponderados pelo seu custo de implantação,

É proposta uma metodologia de normalização para os critérios baseada na

profundidade e na abrangência do problema solucionado, e um indicador

denominado RBC – Relação Benefício Custo que visa ranquear as obras

que proporcionam mais benefícios ao negócio distribuição utilizando a

mesma metodologia de comparação par a par descrita no Capítulo 4.


6

A proposta é aplicada para a solução dos problemas identificados no

Diagnóstico Integrado do Sistema Elétrico da Cemig D descrito no Capítulo

2.

As conclusões finais da dissertação, decorrentes das avaliações realizadas,

assim como os possíveis desdobramentos relativos às propostas de continuidade, são

apresentadas no Capítulo 6 .

Ao final do texto são apresentadas as Referências Bibliográficas utilizadas.

2 Contextualização

da Proposta O objetivo deste capítulo é contextualizar a proposta da dissertação no

âmbito da atividade de planejamento da expansão dos sistemas elétricos. A

legislação pertinente é analisada, identificando os principais requisitos do

processo de planejamento. Os parâmetros de desempenho do sistema são

definidos, caracterizando os fatores de vulnerabilidade. O texto, da forma

como foi estruturado, constitui a base para os demais capítulos.

2.1 Considerações Iniciais

O setor elétrico brasileiro passou por duas grandes reformulações desde a

década de 1990. A primeira fomentou a privatização das empresas e instituiu a

ANEEL. A segunda implantou o novo modelo do setor elétrico e teve como objetivos

principais a modicidade tarifária, a segurança do fornecimento e a inserção social

(Programa Luz para Todos). Esses objetivos permanecem atuais e têm sido

reforçados ao longo do tempo pela atuação da ANEEL junto aos agentes do setor,

especialmente durante as revisões tarifárias periódicas das empresas distribuidoras e

da Lei 12.783 de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as concessões de geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais

e sobre a modicidade tarifária.

Um fator relevante no contexto desta dissertação foi a retomada da

responsabilidade do Planejamento do Setor Elétrico pelo Estado, especialmente com a

criação da EPE – Empresa de Pesquisa Energética, vinculada ao Ministério de Minas

e Energia, cuja função é realizar os estudos necessários ao planejamento da

expansão do sistema elétrico. A estrutura institucional do setor elétrico brasileiro está

apresentada na figura 2.1, retirada de [ANEEL 2010 a].

CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA

8

Figura 2.1 - Estrutura Institucional do Setor Elétrico.

Fonte: [ANEEL 2010 a]

As áreas de atuação da EPE são divididas organizacionalmente em

superintendências. A Superintendência de Transmissão de Energia – STE é

responsável por planejar e indicar obras de reforços para o Sistema de Transmissão

do Brasil e possui especial interferência com as distribuidoras no que se refere ao

Planejamento da Expansão da Distribuição, uma vez que as novas injeções de

potência no sistema de distribuição devem ser estudadas em conjunto com a EPE e

com os agentes de transmissão responsáveis pelo atendimento da área de concessão

em análise. A STE é dividida em três assessorias que por sua vez são subdivididas

em Grupos de Trabalhos – GET regionais, conforme pode ser visto no organograma

da figura 2.2.


9

STE

Assessoria 1 Assessoria 2 Assessoria 3

SE-CO2 S.Paulo SULN NE SE-CO1BELO

MONTE

ESTUDOS

ESPECIAISR2

Figura 2.2 - Organograma da Superintendência de Transmissão de Energia da EPE.

A Cemig D compõe o Grupo de Trabalho Sudeste – Centro Oeste 1 (GET –

SE-CO1) e participa da elaboração dos estudos de planejamento de transmissão

sempre que as alterações e expansões do sistema de transmissão da região em

análise afetem o desempenho e/ou requerem reforços no sistema de distribuição sob

sua concessão. A figura 2.3 apresenta as regiões e as concessionárias que compõem

o GET em questão, e identifica a sistemática para elaboração dos estudos.

Equipe

EPE

N NESE-

CO1

Cemig GT

Cemig D

Celg GT

Celg D

Furnas

CEB

Minas

Gerais

Goiás

Brasília

Diagnóstico Sistema Elétrico

(EPE, ONS, Concessionárias)

Priorização de necessidades

dos agentes

(EPE, ONS, Concessionárias)

Cronograma (GT)

Elaboração dos

Estudos (GT)

Figura 2.3 - Composição do GET SE-CO1 e Etapas para Elaboração dos Estudos de Transmissão.


10

É importante sinalizar que as obras indicadas nos relatórios elaborados devem

ser implantadas pelos agentes de distribuição, conforme determina a Resolução

Normativa ANEEL 68/2004 [ANEEL 2004]: “constitui obrigação da concessionária ou

permissionária de distribuição de energia elétrica participar do planejamento setorial e

da elaboração dos planos de expansão do sistema elétrico, implementando e fazendo

cumprir, em sua área de concessão, as recomendações técnicas e administrativas

deles decorrentes”.

Estes estudos são chamados de Estudos Integrados com a Transmissão. Os

Estudos de Planejamento da Expansão da Distribuição tratados nesta dissertação

consideram as obras indicadas nestes estudos, o que garante um sistema de

transmissão adequado do ponto de vista técnico e econômico, capaz de suprir

satisfatoriamente a demanda da distribuidora e garantir tensões adequadas nos

barramentos de fronteira. Portanto, todos os problemas identificados nos diagnósticos

tratados nos itens subsequentes são de responsabilidade da concessionária de

distribuição identificar, estudar e solucionar.

2.2 Análise da Legislação Aplicável

Neste tópico é analisada a legislação do setor elétrico pertinente ao

planejamento da expansão e são destacados os requisitos que devem ser garantidos

por meio dos Estudos de Planejamento de Expansão do Sistema de Distribuição.

2.2.1 Resolução Normativa ANEEL 414/2010 – Condições Gerais de

Fornecimento de Energia Elétrica

Esta resolução estabelece de forma geral os requisitos de fornecimento de

energia elétrica e obriga a concessionária a fornecer energia elétrica aos interessados

cujas unidades consumidoras se localizem em sua área de concessão e sejam de

caráter permanente. Determina os limites entre os ativos da concessionária e do

consumidor e suas respectivas responsabilidades. Destaca-se que, até o ponto de

entrega, a concessionária é responsável por viabilizar o fornecimento de energia,

operar e manter o sistema elétrico. Isso traz ao planejamento da expansão do sistema

elétrico a responsabilidade de definir e viabilizar a implantação de obras que garantam

a disponibilidade de energia, em consonância com o crescimento de mercado previsto

e com as características de qualidade da energia e da prestação de serviço

adequadas, determinadas na legislação, isto é, deve atender aos requisitos de

continuidade, regularidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia

na prestação de serviço e modicidade tarifária.


11

Um requisito importante a ser destacado são os prazos impostos à

concessionária para ligação de unidade consumidora do grupo B (tabela 2.2), de 5 a 7

dias, e 30 dias, a partir da data da solicitação de fornecimento para elaborar os

estudos, orçamentos, projetos e para informar ao interessado, nos casos onde são

necessárias obras para viabilizar o atendimento. Mais uma vez, verifica-se a influência

do planejamento da expansão do sistema elétrico no cumprimento deste requisito, pois

a Disponibilidade de Transformação, isto é, a diferença entre a capacidade instalada

do sistema e o mercado verificado tem influência direta no cumprimento dos prazos

citados. Esta Disponibilidade de Transformação varia conforme a estratégia de

investimentos e exploração dos ativos da concessionária e não é definida pelo órgão

regulador. Portanto, deve ser monitorada, avaliada e definida por cada empresa

conforme suas necessidades. Nesta situação, é que se pode verificar a dificuldade

para estabelecimento de um ponto de equilíbrio entre a política de investimento e a

real necessidade do sistema elétrico, uma vez que os recursos são finitos. Esta

disponibilidade afeta o cumprimento deste requisito uma vez que, quanto menor esta

disponibilidade, mais restrições de atendimento o sistema apresenta. Algumas vezes,

obras complexas são necessárias para garantir o atendimento às solicitações de

demandas relativamente pequenas, requerendo maiores prazos para elaboração de

estudos, orçamentos e projetos, descumprindo aqueles definidos pela ANEEL.

A RN 414/2010 [ANEEL 2010 c] fomenta a universalização de energia elétrica

garantindo a gratuidade de ligação ou aumento de demanda até 50 kW em localidades

ainda não atendidas. Para solicitações acima deste valor a concessionária deve

calcular o encargo de responsabilidade da distribuidora, assim como a participação

financeira do consumidor quando pertinente. Avaliando este ponto especificamente,

verifica-se a dificuldade em determinar a linha tênue entre garantir a expansão do

sistema conforme a previsão de mercado, garantindo a disponibilidade de energia e a

transferência para o consumidor da responsabilidade pelos custos de expansão que

devem ser proporcionalizados.

Esta resolução define também os requisitos relativos à classificação de

consumidores, conforme tabela 2.1, que visa à aplicação da tarifa a que cada um tem

direito (de acordo com a tabela 2.2), esclarecendo, inclusive, as questões relacionadas

à sazonalidade e sua aplicação no faturamento. Além disso, elenca quais serviços ou

atividades são considerados essenciais do ponto de vista do fornecimento de energia

elétrica.


12

Tabela 2.1 – Classificação dos Consumidores Cemig D.

Fonte: [ANEEL 2010 c]

Segmentação de

mercado Tipos de Clientes Carga/Demanda Número de

Clientes

Segmento I – Baixa tensão

Residencial Carga instalada até 75 kVA

6.954.457

Pequeno produtor rural (PPR) Carga instalada até 15 kVA

Produtor rural típico (PRT) Carga instalada entre 15 e 75 kVA Industrial Carga instalada até 75 kVA Comercial e serviços Carga instalada até 75 kVA

Segmento II – Média tensão

Industrial Demanda contratada entre 30 e 499 kW

11.373 Comercial e serviços Demanda contratada entre 30 e

499 kW Rural Carga instalada acima de 75 kVA

Construção civil Demanda contratada entre 30 e 499 kW

Clientes Corporativos Mercado Competitivo

Clientes MT com uma unidade com demanda contratada acima de 500 KW.

22187

Segmento III – Poder público

Municipal, estadual, federal, obras sociais Baixa ou média tensão 76.652

Tabela 2.2 – Classificação dos Consumidores Cemig D por Grupo Tarifário.


Grupo tarifário Nível de tensão Grupo A 13,8/ 23,1/ 34,5/ 69,0/ 138,0/230,0 kV Grupo B Tensão < 2,3 kV

A resolução em questão discorre a respeito do relacionamento comercial,

incluindo o atendimento ao público e seus canais de comunicação (os da Cemig D

podem ser vistos na tabela 2.3), a especificação de contratos e seus requisitos,

estabelecendo parâmetros para a medição, faturamento e campanhas de leitura,

inclusive a tensão de atendimento do consumidor. A tabela 2.4 apresenta os

indicadores monitorados pela ANEEL, relacionados ao atendimento comercial, que

são influenciados pelo planejamento da expansão do sistema.

Atualmente não há um estudo que correlacione o desempenho do sistema

elétrico aos indicadores comerciais. Porém, uma análise qualitativa pode concluir que

quanto mais vulnerável o sistema elétrico, isto é, quanto mais violações o sistema

elétrico apresenta, mais interações ocorrem entre os consumidores e as centrais

de atendimento da concessionária , destacadas na planilha da figura 2.3. Isto implica


13

violações das metas dos indicadores comerciais estabelecidas pela legislação ou

maiores custos de infraestrutura para absorver o aumento da demanda de

atendimento em função da vulnerabilidade do sistema.

Tabela 2.3 – Canais de Comunicação Cemig D.

Canal Descrição Público Exemplos

TV Cemig

Apresentado em rede estadual pelas emissoras Rede Minas, TV Horizonte e PUC TV que visa informar as ações e os projetos que estão sendo realizados, divulgando a marca Cemig.

Todos os clientes Rede Minas, TV Horizonte e PUC TV.

Sites

Portal www.cemig.com.br para consulta de informações relativas à empresa, produtos e serviços, artigos técnicos para pesquisa e link para fazer contato com a Cemig. Na página de Clientes Corporativos, os consumidores têm acesso a informações sobre o setor elétrico e a legislação específica, venda de energia específica, venda de energias especiais, divulgação de seminário e links de interesse.

Todos os clientes da Cemig

Envio de sugestões e consultas de pedidos.

Jornal, revistas, TV e rádio

a) propaganda, divulgação de releases relativos a ações em jornais, TV e rádios; b) publicação dos principais programas realizados pela Cemig Distribuição.


Revista Dmais, Programas clarear e Luz para Todos,

Programas de unidades móveis de divulgação

Programas de divulgação por meio de trailers e/ou carretas, levando a marca Cemig, percorrendo todo Estado de Minas Gerais.


Unidades Móveis, Eletrodicas, Programa Energia em Movimento (Energia para a vida), Cemig na Praça, Cemig nas Escolas, etc.

Fale com a Cemig

Canal de atendimento que funciona todos os dias, 24 horas por dia através do telefone 116, do Chat e e-mail, executando serviços, informando e orientando sobre questões técnicas e comerciais.


URA, Chat e e-mail.

Agência de atendimento Canal de interação e divulgação da marca Cemig em cidades estratégicas em todo o Estado.


Agência Belo Horizonte, Passos, Varginha, etc.

Cemig Mais Canal exclusivo para atendimento a clientes do Segmento II, Média Tensão e Instalações agregadas aos Parceiros de Negócios pertencentes a este segmento.

Clientes MT – Segmento II

Contact Center Belo Horizonte.

Agente de Comercialização

Agentes que atuam no relacionamento comercial em todos os segmentos executando serviços, informando e orientando sobre questões técnicas e comerciais.


Agentes do Poder Público e da Média Tensão.

Agência virtual

Portal web de serviços e informações on-line, em tempo real, que permite ao cliente acessar as bases de dados da empresa para a realização de serviços e obtenção de informações.


Declaração de responsabilidade pelo pagamento de fatura de energia elétrica, locais de atendimento, dicas de economia, etc.

Eletricistas em campo Os eletricistas que atuam em campo têm contato direto com os clientes, executando serviços, informando e orientando sobre questões técnicas e comerciais.


Serviços de Operação, Manutenção, Expansão e Comerciais.

Programa CEMIG nas Escolas (PROCEL)

Programa educacional para capacitação de profissionais da área de educação na utilização eficiente da energia elétrica.

Profissionais da área da educação

Palestras nas escolas, distribuição de material didático específico.

Folders, cartilhas e banners

Distribuídos nas (a) agências de atendimento e nas (b) unidades móveis.


Folders Direitos e Deveres dos consumidores.

Eventos institucionais Lançamento de livros e eventos culturais. Todos os clientes da Cemig

Semana do Meio Ambiente e CEPAP.

Conselhos

Reuniões realizadas com os representantes dos consumidores visando promover a defesa dos seus interesses, encaminhando sugestões, cooperando na fiscalização e provendo denúncias e reclamações junto à Cemig.

Representantes das classes de consumidores e Procon

Conselhos de Consumidores e PROCON.


14

Tabela 2.4 – Indicadores Comerciais Monitorados pela ANEEL.


Indicadores Descrição

Índice de Nível de Serviço INS= Total de CA até 30s x 100 Total CR

Índice de abandono de chamadas Iab = Total de CA > 30s______ x100 Total de CA + total de Cab> 30s

Índice de Chamadas Ocupadas ICO = _Total de CO__ x 100 Total de COf

Duração Equivalente de Reclamação

DER= ∑ Reclamações Procedentes(i) x PMS (i) ∑ Reclamações Procedentes(i)

Frequência Equivalente de Reclamação a cada mil unidades consumidoras

FER= ∑ Reclamações Procedentes(i) x 1000 Ncons

Legenda: Reclamações Procedentes (i): Quantidade de reclamações procedentes dos consumidores do tipo “i” solucionadas pela distribuidora no período de apuração;

PMS (i): Prazo médio de soluções das reclamações procedentes do tipo “i” no período de apuração, expresso em horas e centésimos de horas;

i: Tipo de reclamação, conforme “n” tipos possíveis definidos na legislação;

Ncons: Número de consumidores da distribuidora, no final do período de apuração;

CA: Chamadas atendidas;

CR: Chamadas recebidas;

Cab: Chamadas abandonadas em tempo superior a 30 segundos;

CO: Chamadas ocupadas;

COf: Chamada oferecida. (Disponibilidade de atendimento)

2.2.2 Prodist – Procedimentos de Distribuição

“Os Procedimentos de Distribuição são documentos elaborados pela ANEEL,

com participação dos agentes de distribuição e de outras entidades e associações do

setor elétrico nacional, que normatizam e padronizam as atividades técnicas

relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia

elétrica,” [ANEEL 2013] conforme a própria definição do documento. São divididos em

módulos que tratam dos diversos setores de ação dos agentes de distribuição,

conforme figura 2.4.


15

Figura 2.4 - Composição do Prodist.

Fonte: [ANEEL 2013]

Os assuntos de interesse para esta dissertação se concentram nos módulos 2,

3 e 8, pois possuem os requisitos que definem a atuação do setor de planejamento da

expansão do sistema elétrico.

O Módulo 2 é dividido em 4 seções, a saber: Introdução, Previsão de

Demanda, Critérios e Estudos de Planejamento, Plano de Desenvolvimento da

Distribuição e Sistema de Informação Geográfica Regulatório, conforme figura 2.5.


16

Figura 2.5 - Composição do Prodist.

Fonte: [ANEEL 2013]


17

A Cemig D utiliza a ferramenta SAS – Statistical Analysis Systems, que se

configura como um software de inteligência analítica para realizar a previsão de

demanda , utilizando a metodologia de séries temporais. As variáveis de entrada são

as demandas máximas verificadas no ano anterior, a projeção de consumo prevista no

período em análise e ferramentas estatísticas do SAS. Considera-se também o fator

de potência projetado e um fator de diversificação, ambos baseados em dados

históricos. Por sua vez, a projeção de consumo considera variáveis econômicas, tais

como o PIB, cotação do dólar, entre outras, número de consumidores, temperatura e

tarifa de energia. Considera-se a segmentação de mercado para a previsão de

mercado e faz-se a composição da demanda, conforme a característica do mercado

do elemento a ser analisado, por exemplo, uma subestação.

A previsão de demanda é realizada anualmente para os patamares de carga

leve, média e pesada por SE, isto é, para cada barra do Sistema de Distribuição de

Alta Tensão em um horizonte de no mínimo 10 anos para alta tensão e de 5 anos para

média tensão, onde a carga é caracterizada pela demanda de potência ativa e reativa.

A previsão de demanda é fornecida anualmente para a EPE para a composição

do caso base de fluxo de potência do SIN – Sistema Interligado Nacional que

contempla o horizonte de 10 anos. Este caso base é utilizado em todos os estudos de

planejamento da expansão de transmissão e são disponibilizados para as

distribuidoras realizarem os estudos de expansão de seus sistemas, detalhando a

topologia até as barras de 13,8 kV.

Nos estudos de planejamento do SDAT – Sistema de Distribuição de Alta

Tensão são considerados obrigatoriamente os seguintes critérios :

i) Segurança: O sistema deve ser estável em caso de certos distúrbios,

isto é, após o período transitório, o sistema elétrico deve atingir um

novo ponto de operação, sem violar as restrições operativas. Assim

como, deve ser estável para curtos-circuitos monofásicos em qualquer

condição de carga, considerando a perda de um de seus elementos.

ii) Carregamento para operação normal ou em emergência: Os estudos de

planejamento devem garantir que, em condição normal ou emergência,

as redes, linhas e transformadores não excedam os limites de

carregamento determinados.

iii) Tensão para operação ou em emergência: As faixas de variação de

tensão observadas são detalhadas na tabela 2.5 para os sistemas de


18

distribuição que não atendem consumidores e na tabela 2.6 para

sistemas conectados à instalação de clientes.

Tabela 2.5 – Limites de Tensão.

Fonte: [ANEEL 2013]

Tensão kV Limites Classificação

1,00 p.u. ≤ Valor ≤ 1,05 p.u. Favorável

0,95 p.u. < Valor < 1,00 p.u.

1,05 p.u. < Valor

Valor ≤ 0,95 p.u. Crítica


1,05 p.u. < Valor ou Valor < 1,00 p.u. Crítica13,8 kV

Limites de Tensão e Classificação - SE

138 kV, 69 kV e 34,5 kV Precária

Tabela 2.6 – Limites de Tensão.

Fonte: [ANEEL 2013]

Tensão de Atendimento (TA) Limites

Adequada 0,93TR≤TL≤ 1,05TR

Precária 0,90TR≤TL<0,93TR

Crítica TL<0,90TR ou TL>1,05TR

Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV - ref.: p.u

Obs: Tensão de Leitura (TL)

Tensão de Referência (TR)

Os níveis de tensão utilizados pelo planejamento Cemig D, para atender aos

limites da ANEEL, são 0,97 p.u. para localidades urbanas e 0,95 p.u. para

localidades rurais, os quais estão definidos conforme Manual de Distribuição

ND 1.1 ND-1.1, “Diretrizes Básicas para o Planejamento Elétrico de

Distribuição em Média e Baixa Tensão” [CEMIG 2013 b].

iv) Qualidade do produto e serviço: Em relação à qualidade do produto,

definem-se parâmetros e valores de referência relativos à tensão em

regime permanente, conforme item v, e às perturbações da forma de

onda. São tratados os harmônicos, o fator de potência, o desequilíbrio

de tensão, a flutuação de tensão, a variação de tensão de curta duração

e a variação de frequência. Em relação à qualidade do serviço é

estabelecida a metodologia para cálculo dos indicadores de

continuidade e dos tempos de atendimento a ocorrências emergenciais.


19

v) Confiabilidade: Os estudos devem avaliar os riscos de não atendimento

através do SDAT e nas contingências onde há possibilidade de corte de

carga, e determinar o corte mínimo para restabelecimento das

condições de operação. As avaliações devem contemplar a

indisponibilidade apenas de linhas e transformadores do SDAT.

vi) Viabilidade econômica: Os estudos econômico-financeiros têm o

objetivo de selecionar entre as alternativas de obra propostas a que

possui o mínimo custo global. Deve considerar o planejamento fiscal e

financeiro da distribuidora, a regulamentação tarifária e os riscos

inerentes das diferentes alternativas.

vii) Viabilidade ambiental: A distribuidora deve atender à legislação

ambiental e considerar os custos e os prazos do licenciamento

ambiental e da implantação das ações mitigadoras.

Adicionalmente também se avaliam perdas, vida útil de equipamentos e

atualização tecnológica.

Os critérios citados acima são analisados por meio da realização dos seguintes

estudos:

i) Fluxo de Potência: Determina o estado de operação de um sistema, isto

é, os módulos e os ângulos das tensões de todas as barras, os fluxos

de potências ativa e reativa de todos os ramos da rede e as potências

consumidas e perdidas, para certa condição de geração e carga,

considerada uma dada topologia. Deve ser feito para os patamares de

carga leve, média e pesada, bem como para condições de despachos

alternativos.

ii) Curto-circuito: Verifica a evolução dos níveis de curto-circuito nas barras

do SDAT, para avaliação da adequação dos disjuntores quanto à

capacidade de interrupção de corrente, dimensionamento e escolha de

novos equipamentos de proteção, bem como subsidia estudos

dinâmicos e de transitórios eletromagnéticos. Deve ser realizado para

os piores cenários.

iii) Estabilidade de tensão e de compensação reativa, quando necessário:

Determina a capacidade de um sistema manter as tensões adequadas,

em todos os seus barramentos após ter sido submetida a um distúrbio e


20

avalia se o sistema é capaz de manter o equilíbrio entre a demanda da

carga e o suprimento feito pela rede.

iv) Transitórios eletromecânicos, quando necessário: Verifica oscilações de

tensão em módulo e ângulo nos barramentos e flutuações de potência

nas linhas, transformadores e geradores durante e imediatamente após

alterações na configuração da rede, oriundas de variações súbitas de

geração ou carga, faltas ou manobras. Os sistemas resultantes para

elos singelos devem se manter estáveis para curtos-circuitos

monofásicos.

v) Estabilidade angular: Verifica a estabilidade do sistema para pequenas

variações de carga ou geração, para curtos-circuitos monofásicos sem

religamento para a perda de um de seus elementos. Verifica o

desempenho do sistema para evitar riscos de sobrecarga inadmissíveis

em equipamentos e desligamentos adicionais incontroláveis e

indesejáveis.

vi) Transitórios eletromagnéticos, quando necessário: Verifica variações

súbitas de corrente e tensão provocadas por descargas atmosféricas,

faltas no sistema ou manobra de chaves, para evitar que alcancem

níveis que prejudiquem ou ponham em risco a integridade de qualquer

equipamento.

Os estudos devem contemplar a análise em condição normal e em condição de

emergência, para as diversas condições de carga e geração e resguardar as

premissas de manutenção e reserva operativa no sistema.

O planejamento de subestações – SED e do sistema de média tensão –

SDMT consiste na determinação da localização de novas subestações, ampliações de

subestações existentes e alimentadores, para atendimento do crescimento de carga,

conforme os critérios técnicos, econômicos e ambientais. Realiza-se um diagnóstico

do sistema existente e a proposição de expansão deste. A definição da potência e do

número de transformadores deve preconizar o atendimento da carga, o aumento da

confiabilidade e a otimização das perdas técnicas para o horizonte em estudo.

Os estudos das subestações devem contemplar o mesmo horizonte dos

estudos de alta tensão, isto é, 10 anos. Os estudos de média tensão são de 5 anos,

ambos discretizados anualmente, contemplando a caracterização da carga e da

subestação visando ao diagnóstico do sistema existente. A primeira é composta por


21

demanda de potência ativa e reativa e a curva de carga, dos recursos operativos, dos

níveis de tensão e da avaliação das perdas técnicas, isto é, as perdas jáulicas e as

perdas por corrente de Foulcault em seus transformadores. A segunda consiste no

arranjo e seus parâmetros elétricos compreendendo avaliação das perdas técnicas

nos transformadores, avaliação da confiabilidade por meio do cálculo da duração e

frequência médias de interrupção nos barramentos secundários, assim como

avaliação do desempenho da tensão nos barramentos secundários e o histórico de

transgressão dos limites admitidos para os mesmos.

Os estudos de planejamento para subestação devem contemplar as seguintes

etapas: estudos elétricos, formulação de alternativas, análise técnica e ambiental

preliminar para pré-seleção de alternativas, análise econômica e seleção de

alternativas.

O planejamento do sistema de distribuição de média tensão – SDMT deve

partir do sistema existente com a caracterização da carga que consiste em demanda

de potência ativa nos alimentadores, distribuição de carga ao longo dos alimentadores,

fator de carga e fator de potência. Contempla também a caracterização da rede que

consiste em sua topologia, em dados geográficos associados, em seus parâmetros

elétricos e estruturais, incluindo a localização de acessantes. Deve ser feita a

avaliação da confiabilidade através do cálculo de DEC e FEC por alimentador, a

avaliação de perdas técnicas nos condutores e equipamentos e a avaliação do perfil

de tensão a partir da caracterização das cargas e dos alimentadores, caracterizando o

diagnóstico do sistema de média tensão.

O planejamento em si consiste na proposição de novos alimentadores para os

próximos 5 anos e reforços nos existentes, de forma detalhada para as obras dos

próximos vinte e quatro meses. Deve observar os planos diretores municipais, a

legislação ambiental e outros planos de desenvolvimento regionais, quando existirem,

o plano de universalização dos serviços de energia elétrica e a evolução espacial de

carga prevista para o horizonte de estudo.

Deve-se comparar o desempenho do sistema diagnosticado com a nova

topologia planejada.

O planejamento do sistema de distribuição de baixa tensão – SDBT visa

definir a expansão das redes secundárias de baixa tensão por meio de um plano de

obras para o horizonte de 5 anos para adequar o sistema existente ao crescimento de

carga e às melhores condições operativas.

O plano de desenvolvimento da distribuidora – PDD consiste no portfólio

de obras resultante dos estudos de planejamento elétrico e energético da

distribuidora, dos itens citados anteriormente, SDAT, SED, SDMT, SDBT, lista de


22

obras realizadas no ano anterior e análise crítica que consiste na comparação entre o

planejado e o realizado e as justificativas em caso de desvios. O PDD deve ser

enviado à ANEEL até o dia 10 de abril de cada ano.

As obras devem ser caracterizadas por expansão de redes elétricas, renovação

de ativos de distribuição, melhoria da qualidade do sistema, obras do Programa Luz

para Todos e obras com participação financeira de terceiros, isto é, de consumidores

ou acessantes.

O Módulo 2 também preconiza a existência de um Sistema de Informação

Geográfica – SIG regulatório e determina os procedimentos relativos à estruturação,

ao formato e à forma de envio das informações para a ANEEL anualmente.

Importante salientar que o sistema da Cemig D está georreferenciado,

contendo todos os segmentos da rede de alta, média e baixa tensão, assim como os

respectivos atributos técnicos e a localização geográfica das estruturas a elas

integradas.

Os arquivos de mesma representação cartográfica (pontos, linhas e polígonos)

são agrupados em camadas, diferenciadas em função das características técnicas e

feições geográficas às quais estão associadas. Os pontos representam estruturas e

equipamentos localizados. As linhas representam os sistemas de alta, média e baixa

tensão e são agrupadas por nível de tensão. Já os polígonos, estes representam as

subestações, as gerências regionais que constituem a área de concessão, conforme

pode ser visto na figura 2.6. Neste caso, as cores representam os diferentes

alimentadores de 13,8 kV.


23

Figura 2.6 - Sistema Georreferenciado.

Um dos objetivos deste trabalho é associar os resultados dos diagnósticos de

alta tensão e média tensão, elaborados para subsidiar o planejamento da

expansão do sistema, conforme preconizado na legislação descrita neste

tópico, ao sistema georreferenciado, também exigido por esta mesma

legislação.

Esta associação visa identificar as regiões cujo atendimento está

comprometido por violações dos parâmetros de desempenho do sistema

elétrico.

Ressalta-se que a metodologia proposta neste trabalho visa ponderar as

violações dos parâmetros conforme seu grau de impacto no desempenho do

sistema e referenciá-las a um ponto ou região. Estas regiões neste estudo

são chamadas Áreas de Análise do Sistema Elétrico .

Outro objetivo desta dissertação é definir Critérios de Priorização do

Portfólio de Obras baseados nos benefícios que a implantação destas obras

traz para as Áreas de Análise do Sistema Elétrico .

Geomedia visão geral SERegulador de tensão

Religador

Capacitor


24

2.3 Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico de

Distribuição

Neste tópico é detalhada a atividade de planejamento da expansão dos

sistemas elétricos. Para melhor caracterizá-la, a descrição reporta ao planejamento

elaborado na empresa Cemig D, com destaque aos parâmetros analisados.

2.3.1 Etapas de Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico

O planejamento da expansão do sistema elétrico da Cemig D atende e segue

as diretrizes da legislação citada no tópico anterior. As etapas também são divididas

conforme a legislação, mais precisamente conforme a figura 2.5.

Após realizar os estudos de mercado, a área de mercado da Cemig fornece as taxas

de crescimento por subestação, assim como a demanda máxima por região por ano, o

que se denomina requisito do sistema.

O setor de operação fornece a demanda máxima medida no ano por

subestação. São aplicadas as taxas de crescimento para avaliar o carregamento

máximo das subestações no horizonte estudado. Este parâmetro é utilizado para

determinar o ano em que as ampliações ou novas instalações são necessárias para

atendimento do mercado.

Para ajuste do caso base de fluxo de potência são avaliados os fatores de

coincidência para a elaboração dos diagnósticos do sistema, identificando as violações

dos parâmetros elétricos e simulação das alternativas para solução dos problemas

identificados. Após a elaboração e simulação das alternativas, elabora-se a análise

econômica das mesmas. Atualmente esses estudos são realizados para as 33

microrregiões do estado de Minas Gerais e para a região metropolitana.

São elaborados os estudos de fluxo de potência e curto-circuito

obrigatoriamente, assim como a avaliação econômica e os estudos ambientais. Os

outros estudos citados são realizados quando necessário.

Para a proposição das alternativas de atendimento, são avaliados os

parâmetros de operação e manutenção, como os índices de continuidade DEC e FEC,

assim como a depreciação dos ativos envolvidos no estudo e os custos de

manutenção dos mesmos. Caso haja interesse dos setores de operação e

manutenção realizarem a renovação dos ativos ou realizarem obras para a melhoria

da qualidade do sistema, estas obras são incluídas no estudo de planejamento.

Destaca-se que há um esforço de realização dos estudos integrados, mas

como já descrito, como os bancos de dados são distintos, as equipes são distintas e

os recursos são divididos entre as áreas. Muitas vezes a integração é comprometida,


25

seja por descompasso no tempo de realização do estudo, seja por priorização dos

problemas ou por escassez de recursos financeiros. Como consequência, pode se ter

planos de obras deficitários ou sombreados para um mesmo sistema que concorrem

entre si por recursos financeiros.

Um dos objetivos deste trabalho é integrar todos os parâmetros utilizados

para avaliação de um sistema elétrico em uma única plataforma e

estabelecimento de uma metodologia que permita o diagnóstico integrado,

assim como a priorização das áreas mais vulneráveis do sistema elétrico e do

portfólio de obras, considerando todos os parâmetros de interesse.

2.3.2 Parâmetros de Desempenho do Sistema Elétrico – Descrição e

Limites

Neste tópico são elencados todos os parâmetros utilizados para diagnóstico do

sistema elétrico. Para o presente trabalho, eles estão divididos nas seguintes

categorias: Parâmetros Elétricos, Operação e Manutenção e Telecomunicações.

Abaixo são apresentados os parâmetros elétricos do Sistema de

Distribuição de Alta Tensão – SDAT e seus respectivos limites operativos utilizados

nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico. [CEMIG 2013 a]

• Nível de Tensão em SE, conforme tabela 2.7 (tabela 2.5 aqui reescrita);

Tabela 2.7 – Limites de Tensão nas SE.

Fonte: [ANEEL 2013]

Tensão kV Limites Classificação


0,95 p.u. < Valor < 1,00 p.u.

1,05 p.u. < Valor

Valor ≤ 0,95 p.u. Crítica


1,05 p.u. < Valor ou Valor < 1,00 p.u. Crítica13,8 kV

Limites de Tensão e Classificação - SE

138 kV, 69 kV e 34,5 kV Precária

• Limite de carregamento de linha de distribuição e SE com 1 transformador – 100%

da Capacidade Nominal;

• Limite de carregamento em SE com 2 ou mais transformadores – 100% da

Capacidade Firme que se caracteriza pela capacidade de atendimento às cargas

na falta de um transformador, considerando as transferências via sistema de

média tensão;


26

• Queda de Tensão e Perdas ôhmicas em LD – Máximo referencial de 10 %;

• Nível de curto-circuito na barra de 13,8 kV das SE – Valor crítico ≤ 2 kA ou ≥ 10kA;

• Fator de potência desejável na barra de 13,8 kV das SE – Mínimo de 0,92 indutivo

ou capacitivo.

Abaixo são apresentados os parâmetros elétricos do Sistema de

Distribuição de Média Tensão – SDMT e seus respectivos limites operativos

utilizados nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico. [CEMIG 2013 b]

• Nível de Tensão em alimentadores, conforme tabela 2.8 (tabela 2.6 aqui reescrita).

Tabela 2.8 – Limites de Tensão MT

Fonte: [ANEEL 2013]

Tensão de Atendimento (TA) Limites

Adequada 0,93TR≤TL≤ 1,05TR

Precária 0,90TR≤TL<0,93TR

Crítica TL<0,90TR ou TL>1,05TR

Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV - ref.: p.u

Obs: Tensão de Leitura (TL)

Tensão de Referência (TR)

• Níveis de tensão utilizados pelo planejamento Cemig D para atender aos limites da

ANEEL:

- 0,97 p.u. para localidades urbanas e 0,95 p.u. para localidades rurais;

• Carregamento de alimentadores – 60% interligável e 80% radial referente à

capacidade nominal do condutor;

• Perdas ôhmicas nos alimentadores – Máximo referencial de 5% para

alimentadores exclusivos urbanos e 10% para alimentadores mistos

(urbano/rural);

• Desequilíbrio de corrente em alimentadores ≤ 20%;

• Capacidade de corrente dos dispositivos de proteção do alimentador na SE ≥

capacidade de corrente nominal do condutor;

• Ajuste dos dispositivos de proteção do alimentador na SE ≤ capacidade de

corrente nominal do condutor;


27

• Aplicação de no máximo 2 reguladores de tensão – RT em série por alimentador

na rede de média tensão de 13,8 kV e 23 kV e 1 RT na rede de 34,5 kV (redes

atuais e futuras);

• Fator de potência desejável nos alimentadores (medições na saída da SE) deve

situar-se entre 0,92 e 1,0 na carga pesada;

• Limite máximo de carregamento para equipamentos de regulação – 95% da

capacidade nominal;

Para o presente trabalho são considerados os seguintes parâmetros elétricos:

• Perdas ôhmicas em linhas de distribuição;

• Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em subestações;

• Potência de Curto-Circuito na Rede de MT;

• Níveis de Tensão Precários em alimentadores – DRP;

• Níveis de Tensão Críticos em alimentadores – DRC;

• Sobrecarga em alimentadores;

• Sobrecargas de subestações (Sobrecarga Nominal);

• Sobrecargas de subestações (Sobrecarga Admissível);

• Níveis de Tensão Precários em subestações – DRP;

• Níveis de Tensão Críticos em subestações – DRC;

• Sobrecarga de linhas de distribuição.

Os parâmetros de operação e manutenção e seus respectivos limites

operativos utilizados nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico são:

• Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC, calculado

conforme equação (2.1). O DEC indica o número de horas em média que um

consumidor fica sem energia elétrica durante um período, geralmente o mês ou o

ano.


28

(2.1)

• Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC,

calculado conforme equação (2.2). O FEC indica quantas vezes em média um

consumidor fica sem energia elétrica durante um período, geralmente o mês ou o

ano.

(2.2)

Nas expressões (2.1) e (2.2), tem-se:

DIC: duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de

conexão, expressa em horas e centésimos de hora;

FIC: frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de

conexão, expressa em número de interrupções;

DEC: duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em

horas e centésimos de hora;

FEC: frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa

em número de interrupções e centésimos do número de interrupções;

i: índice de unidades consumidoras atendidas em BT ou MT faturadas do

conjunto;

Cc: número total de unidades consumidoras faturadas do conjunto no período de

apuração, atendidas em baixa tensão e média tensão.

Os indicadores DEC e FEC são coletivos e acompanhados pela ANEEL

através de subdivisões das distribuidoras, denominadas Conjuntos Elétricos.

Um Conjunto Elétrico pode ter abrangência variada. Conjuntos grandes podem

abranger mais de uma subestação/município, ao mesmo tempo em que alguns

municípios podem possuir mais de um conjunto. A Cemig D possui atualmente 268

conjuntos.

Os dados que compõem este trabalho são mais abrangentes e pretendem

incluir outros fatores que atualmente não são avaliados de forma integrada no

diagnóstico e também não são considerados de forma sistemática na proposição de

alternativas nos estudos de planejamento da expansão do sistema elétrico. São eles:


29

• DEC Estrutural de Alta Tensão [Sebastião da Silva 2016]: metodologia

desenvolvida na Cemig D que calcula o valor esperado de DEC para uma

determinada parcela do sistema, isto é, para os consumidores atendidos por ele,

baseado na topologia do sistema e taxas de falhas dos equipamentos que os

atendem, conforme equação (2.3). O DEC estrutural é calculado para cada

elemento responsável por alimentar um conjunto e o total é a soma do DEC

estrutural de cada elemento. Não existe meta, mas, quanto menor, melhor e a

referência é a meta do conjunto ANEEL.

(2.3)

Na expressão (2.3), tem-se:

Total de Consumidores: número de consumidores que são atendidos pela SE;

Total de Consumidores do Conjunto: número total de consumidores que compõem

um dado conjunto.

Consumidores Transferíveis: número de consumidores que podem ser atendidos

via transferência na MT e/ou elementos remanescentes (LT ou

Transformador);

λ ou β: Taxa de falha do equipamento;

TMR: Tempo médio de restabelecimento;

TRF: Tempo médio de restabelecimento via transferência;

• DEC de alimentadores: Duração Equivalente de Interrupção por unidade

consumidora verificada nos últimos 3 anos. A meta de DEC considerada para os

alimentadores é a meta do conjunto ao qual o alimentador pertence.

• Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC) sendo, DMIC a

duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto

de conexão, expressa em horas e centésimos de hora. Mecanismo utilizado pela

agência reguladora para compensar os consumidores pelo descumprimento das

metas dos indicadores de qualidade por parte da concessionária. São valores

financeiros ressarcidos na conta de energia. Não existe meta, mas quanto menor

melhor.

• Custo de operação e manutenção de SE: Despesas realizadas na manutenção e

operação dos ativos de cada subestação para garantir a operação e a segurança


30

adequada do sistema. Não existe meta por subestação, mas existe meta para

despesas em geral, a qual não será considerada neste trabalho. Não existe meta,

mas quanto menor melhor.

• Custo de operação e manutenção de LD - linha de distribuição: Despesas

realizadas na manutenção e operação dos ativos de cada linha de distribuição

para garantir condições técnicas e de segurança na operação das mesmas. Não

existe meta por linha de distribuição, mas existe meta para despesas em geral, a

qual não será considerada neste trabalho. Atende ao mesmo critério dos anteriores

de quanto menor, melhor.

• Depreciação de subestações e linhas de distribuição: Depreciação corresponde ao

encargo periódico que determinados bens sofrem, por uso, obsolescência ou

desgaste natural. A taxa anual de depreciação de um bem é fixada em função do

prazo, durante o qual se possa esperar utilização econômica. No caso do setor

elétrico, existe um manual de contabilidade que determina os prazos determinados

de depreciação para todos os ativos que compõem as instalações das

concessionárias. A quota de depreciação, registrada na escrituração contábil da

pessoa jurídica como custo ou despesa operacional, é determinada mediante

aplicação da taxa de depreciação sobre o valor do bem em reais. Ressalta-se que

o limite de depreciação é o valor do próprio bem. Portanto, o controle é

individualizado, por bem, para que o valor contabilizado da depreciação, somado

às quotas já registradas anteriormente, não ultrapasse o valor contábil do

respectivo bem. Não existe meta, mas considera-se que um ativo 100%

depreciado deve ser substituído, caso apresente elevados custos de manutenção

e/ou elevada taxa de falha [ANEEL 2010 b].

Ressalta-se que os valores da cota de depreciação são ressarcidos via tarifa

para as distribuidoras, como uma forma de fomentar a renovação dos ativos.

Os parâmetros de telecomunicações e seus respectivos limites operativos

utilizados nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico são:

• Índices de Desempenho de Telecomunicações: São considerados índices de

disponibilidade com meta de 98%.

• Custos de Operação e Manutenção de Telecomunicações: Despesas realizadas na

manutenção e operação dos ativos de telecomunicação do sistema elétrico para

garantir a operação e a segurança adequada do sistema. Não existe meta por


31

ativo, mas existe meta para despesas em geral, a qual não será considerada neste

trabalho. Atende ao critério de quanto menor, melhor.

• Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomunicações: Considera-se a

mesma definição e metas descritas para a depreciação de subestações e linhas de

distribuição.

Os parâmetros descritos acima compõem o diagnóstico georreferenciado

proposto pela nova metodologia e serão considerados por meio de

ponderações dos níveis de importância para avaliar e determinar as áreas

mais vulneráveis do sistema elétrico em relação ao seu desempenho. Serão

considerados também para a definição dos critérios de priorização de obras e

para cálculo dos benefícios que essas proporcionam ao negócio distribuição.

2.4 Considerações Finais

Neste capítulo a legislação principal a ser cumprida nos estudos de

planejamento da expansão do sistema elétrico é apresentada. São descritas a

sistemática utilizada para o cumprimento da mesma, bem como as etapas dos estudos

de planejamento e os parâmetros utilizados atualmente.

Pode-se concluir que os estudos atuais atendem à legislação em todos os

aspectos, pois permitem a elaboração do diagnóstico do sistema elétrico através dos

estudos pertinentes, assim como possibilitam a implantação de alternativas que

garantam o atendimento ao crescimento de mercado e à segurança do sistema

elétrico, atendendo também aos critérios econômicos e ambientais.

Porém, como já mencionado anteriormente, verifica-se que o desempenho

operativo, os impactos financeiros da violação das metas de indicadores de qualidade,

os custos de manutenção do sistema, assim como as consequências da

obsolescência dos ativos são analisados em fóruns distintos e não compõem de forma

estruturada o diagnóstico do sistema elétrico. Este fato pode causar um erro de

priorização nas áreas a serem estudadas e até mesmo um erro na priorização do

portfólio de investimentos, gerando prejuízos empresariais.

A metodologia proposta nesta dissertação visa integrar as análises dos

parâmetros de interesse em única plataforma georreferenciada e determinar o grau de

importância relativo de cada um deles no desempenho do sistema, a fim de

contabilizar as violações destes parâmetros de desempenho. Assim torna-se possível

determinar as chamadas Áreas de Análises do Sistema Elétrico e priorizar as suas

áreas mais vulneráveis . Do mesmo modo que possibilita, após definidas as obras


32

necessárias para a solução das violações identificadas, o cálculo da estimativa dos

benefícios proporcionados pela implantação das mesmas.

3 Análise dos Fatores de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico

Este capítulo apresenta o conceito de vulnerabilidade do sistema elétrico,

adotado no presente trabalho, e analisa os fatores que o caracterizam. São

correlacionados os impactos que cada fator exerce sobre o negócio

distribuição e sobre o sistema elétrico, correlação esta na qual se

fundamenta a metodologia proposta.

3.1 Identificação de Vulnerabilidades

Neste tópico é descrito como as vulnerabilidades do sistema elétrico são

identificadas e caracterizadas no sistema georrefenciado.

3.1.1 Definição de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico

Neste trabalho são consideradas vulnerabilidades as violações dos limites dos

parâmetros de desempenho descritos no capítulo 2, item 2.3.2. Assim, os fatores de

vulnerabilidades são os parâmetros de desempenho considerados no diagnóstico

integrado do sistema elétrico e contemplam os parâmetros elétricos, os parâmetros de

operação e manutenção e os parâmetros de telecomunicações. Os fatores de

vulnerabilidade, que no banco de dados georrefenciado são chamados de critérios,

estão apresentados na tabela 3.1.

CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO

34

Tabela 3.1 – Fatores de Vulnerabilidade.

Critérios

DEC Estrutural de Alta Tensão

Histórico DEC de alimentadores

Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC)

Custo de O&M de SE

Custo de O&M de LD

Depreciação de subestações

Depreciação de linhas de distribuição

Indices de Desempenho de Telecomunicações

Custos de O&M de Telecomunicações

Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomunicações

Perdas ôhmicas em Linhas de Distribuição

Níveis de Tensão Críticos em Subestações - DRC

Níveis de Tensão Precários em Subestações - DRP

Sobrecarga de Linhas de Distribuição

Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Nominal)

Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Admissível)

Perdas ôhmicas em alimentadores

Níveis de Tensão Críticos em alimentadores - DRC

Níveis de Tensão Precários em alimentadores - DRP

Sobrecarga em alimentadores

Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em subestações

Potência de Curto-Circuito na Rede de MT

Te

leco

mE

létr

ico

O&

M

3.1.2 Violação de Limites Técnicos e Impactos no Sistema

Neste tópico são avaliadas as possíveis consequências que a violação dos

limites dos parâmetros de desempenho, isto é, dos fatores de vulnerabilidade, podem

causar na gestão das concessionárias de distribuição de energia, bem como os

impactos no sistema elétrico e no negócio distribuição. Estes impactos podem ser

financeiros, de segurança sistêmica ou na imagem da empresa perante os

consumidores e acionistas.


35

3.1.2.1 Caracterização dos Impactos

Os impactos financeiros são de diversas naturezas e podem ser caracterizados

pelo aumento das despesas operacionais, pagamento de multas ou perda de receitas.

Os impactos de segurança estão relacionados à segurança de terceiros, de

empregados, consumidores e dos próprios equipamentos.

Os impactos técnicos se relacionam à capacidade do sistema em atender ao

mercado com qualidade, não violando os indicadores, especialmente os estabelecidos

pelo órgão regulador.

3.1.2.2 Correlação entre Violação e Impacto

A correlação entre os fatores de vulnerabilidade e os possíveis impactos que a

violação dos seus limites pode causar no negócio distribuição é importante, pois estes

podem gerar prejuízos à imagem da empresa, aos acionistas e aos consumidores.

Ressalta-se que não há estudos quantitativos que comprovem esta correlação.

Este trabalho realiza uma análise qualitativa de causa e efeito de cada parâmetro

baseada na experiência, na observação, na legislação e na análise do processo de

distribuição de energia, desde o relacionamento comercial até a operação do sistema

elétrico.

Procurou-se analisar e descrever, para cada parâmetro, o que o mau

desempenho pode gerar e como este fato pode impactar financeiramente e

tecnicamente, assim como a segurança de pessoas e equipamentos.

O DEC estrutural é um índice que retrata o DEC esperado para uma

determinada região em função da topologia, das características do sistema elétrico

que a atende e do histórico de ocorrências, isto é, da taxa de falha dos equipamentos.

Porém, não determina qual é o DEC realizado, podendo ser este melhor ou pior, pois a

taxa de falha depende de muitas variáveis, como as condições climáticas, manutenção

e substituição de equipamentos entre outros e não necessariamente se repete

sistematicamente.

O DEC estrutural elevado identifica áreas cuja probabilidade de ocorrências e

não atendimento das metas do DEC é maior e, portanto, pode causar, dentre outros

impactos: redução da confiabilidade; aumento do tempo e do número de interrupções

do fornecimento de energia elétrica; aumento de despesas de equipe para

restabelecimento do fornecimento; aumento no pagamento de compensações

financeiras por violação dos indicadores de continuidade ANEEL (DIC e FIC); aumento

de reclamações e despesas na CAC – Central de Atendimento a Consumidores;

redução nos índices de satisfação do consumidor (ISQP, IASC); prejuízo à imagem da

empresa; despesas associadas a esclarecimentos à população; redução do índice de


36

reajuste tarifário que considera a melhoria dos índices de qualidade para cálculo do

reajuste.

O histórico de DEC verifica a duração de interrupção equivalente por unidade

consumidora. Nesta dissertação é considerada a média verificada nos anos 2012 e

2013. Como já dito, o DEC realizado depende das condições climáticas, das

manutenções preventivas, que podem afetar os índices em função dos desligamentos

necessários para realização das mesmas, e da política de renovação de ativos. Por

exemplo, caso um equipamento que apresenta alta taxa de falha seja substituído,

elimina-se a fonte do problema. Portanto, não há garantias de repetição dos índices,

mas as análises indicam a tendência do indicador e orienta as ações de manutenção

corretiva e aplicação de recursos. O aumento do DEC realizado pode causar os

mesmos impactos citados para o DEC estrutural, com exceção da redução da

confiabilidade.

As compensações financeiras pagas aos consumidores por descumprimento

dos índices de qualidade DIC, FIC e DMIC causam aumento das despesas

operacionais e podem originar multas regulatórias. No presente trabalho é utilizado o

valor absoluto das compensações pagas em reais no ano de 2013.

Os custos de operação e manutenção de subestações, linhas de distribuição e

sistemas de telecomunicações compõem os custos operacionais totais das

distribuidoras que são remunerados via tarifa. A ANEEL possui uma metodologia que

define qual o valor máximo a ser pago a cada distribuidora de acordo com seu porte e

características físicas. O aumento de tais custos pode contribuir para o aumento de

despesas operacionais a ponto de extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período

tarifário, gerando prejuízos financeiros à distribuidora, devido aos recursos gastos não

serem restituídos ao caixa da empresa. Neste trabalho são utilizados os custos médios

em reais de 2009 a 2013.

A depreciação de subestações, linhas de distribuição e sistemas de

telecomunicações é utilizada no cálculo da tarifa de fornecimento de energia. As

distribuidoras são remuneradas pelos investimentos que fazem no sistema elétrico e,

portanto, pelos ativos que estão disponíveis à prestação de serviço. Estes ativos

compõem a Base de Remuneração Regulatória Líquida – BRRL que, por sua vez, é

utilizada para cálculo da tarifa. Os ativos que não estão 100% depreciados compõem a

BRRL. Dito isto, pode-se verificar que taxas de depreciação elevadas causam redução

da BRRL e do valor da tarifa definida na revisão tarifária, com consequente redução da

receita da distribuidora. Podem também causar aumento de despesas de operação e

manutenção, resultando valores que extrapolam os limites cobertos pela tarifa no

período tarifário, aumento da taxa de falhas de equipamentos e aumento de DIC e


37

FIC, pois quanto mais antigos os equipamentos, maior a probabilidade de falhas e

necessidade de intervenção. A taxa de depreciação varia de 0 a 100% e neste

trabalho foram utilizadas as taxas de depreciação dos ativos referentes a dezembro de

2013.

O índice de desempenho do sistema de telecomunicações contribui

diretamente para o desempenho do sistema elétrico, uma vez que a operação em

tempo real atualmente é realizada no Centro de Operações em Belo Horizonte via

telecomando. Portanto o baixo desempenho destes sistemas pode causar aumento do

tempo e do número de interrupção do fornecimento de energia elétrica e,

consequentemente, aumento no pagamento de compensações por violação dos

indicadores de continuidade ANEEL (DIC e FIC), podendo gerar redução do índice de

reajuste tarifário. Verifica-se aumento de despesas com a equipe para

restabelecimento do fornecimento, pois, em caso de falha na operação via

telecomando, é necessário o acionamento de equipes locais para a realização de

manobras no sistema. Há também aumento de reclamações e despesas na CAC –

Central de Atendimento a Consumidores, redução nos índices de satisfação do

consumidor, ISQP – Índice de Satisfação da Qualidade Percebida e do IASC Índice

ANEEL de Satisfação de consumidores, com prejuízo à imagem da empresa e

aumento de despesas associadas para esclarecimentos à população.

As perdas ôhmicas em linhas de distribuição e alimentadores são inevitáveis e

consideradas perdas técnicas pela ANEEL. Possuem uma meta estipulada e são

remuneradas via tarifa até o limite da meta estabelecida pelo órgão regulador. O

aumento das perdas em linhas de distribuição causa aumentos de despesas

operacionais acima do limite tarifário, pois os custos da energia perdida acima do

limite coberto pela tarifa são computados como despesas operacionais. Aumentam o

risco de multa por descumprimento das metas estabelecidas e também os riscos na

compra de energia, pois o montante de energia contratado pode não ser suficiente

para atendimento do mercado e suprimento das perdas, obrigando a empresa a

adquirir energia no mercado livre em casos extremos. Neste trabalho são

consideradas as perdas verificadas nos casos de fluxo de potência.

Níveis de Tensão Precários e Críticos em subestações e alimentadores podem

causar os mesmos impactos, só variando a intensidade. Isto é, os impactos dos níveis

de tensão críticos são mais severos que os níveis de tensão precários e podem causar

redução da energia faturada, aumento de reclamações e despesas na CAC e,

consequentemente, aumento de despesas com tratamento de reclamações na área de

operação e na área de serviço de campo. Adicionalmente, podem ocorrer os seguintes

impactos: aumento de compensações financeiras por descumprimento do valor de


38

DRP – Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Precária, que é de DRC

3%, e do valor da Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Crítica –

DRC, que é de 0,5%; aumento do risco de multas ANEEL por descumprimento de

prazos de regularização DRP e DRC; redução no índice de satisfação do consumidor

ISQP e IASC; prejuízo à imagem da empresa e aumento das despesas associadas

para esclarecimentos à população. Nesta dissertação são considerados os níveis de

tensão verificados nos casos de fluxo de potência.

A sobrecarga de linhas de distribuição e alimentadores pode causar os

seguintes impactos: restrição de atendimento de novas cargas, implicando receita

realizada inferior à projetada; acidente com terceiros; redução do tempo de vida útil do

ativo, implicando antecipação de investimentos para substituição de ativos não

acobertados na tarifa; aumento de falha por danos no equipamento; aumento de

pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL

(DIC e FIC); aumento de reclamações e despesas na CAC; redução nos índices de

satisfação do consumidor (ISQP e IASC); prejuízo à imagem da empresa e aumento

das despesas associadas para esclarecimentos à população. São considerados neste

trabalho os valores verificados nos casos de fluxo de potência.

A sobrecarga em subestação pode causar os mesmos impactos citados para a

sobrecarga das linhas de distribuição com exceção dos acidentes com terceiros, uma

vez que as subestações possuem restrição de acesso a estes. São utilizadas nesta

dissertação as projeções de carregamento baseadas nas medições máximas

verificadas em 2013 e taxas de crescimento de mercado.

A potência de curto-circuito nas barras de 13,8 kV nas subestações, em caso

de valores muito elevados, pode causar os seguintes impactos: aumentar os riscos de

avaria em equipamentos, implicando a antecipação de investimentos para substituição

de ativos não acobertados na tarifa; acidente com terceiros; prejuízo à imagem da

empresa e aumento das despesas associadas para esclarecimentos à população;

descoordenação da proteção e aumento no tempo e número de consumidores

interrompidos, implicando aumento de pagamento de compensações financeiras

relacionadas aos DIC e FIC. São utilizados os valores do caso de curto-circuito atuais,

previstos para 2017 e 2025.

Os dados citados acima estão sistematizados na tabela 3.2 para auxílio na

avaliação da importância de cada parâmetro no desempenho do sistema elétrico.


39

Tabela 3.2 – Fatores de Vulnerabilidade.

Parâmetro Tipos de Impacto

Confiabilidade Esperada.

Aumento do Tempo e Número de Interrupção do Fornecimento.

Aumento de Despesas de Equipe para reestabelecimento do fornecimento.

Aumento no pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade.

Aumento de reclamações e despesas na Central de Atendimento.

Redução nos índices de satisfação do consumidor ISQP, IASC.

Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.

Impactos no Fator Xq do Fator X (redução do indice de reajuste tarifário).



Aumento no pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade.

Aumento de reclamações e despesas na CAC.




Despesas operacionais.

Multas regulatórias.

Custo de O&M de SE Aumento de Despesas operacionais que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.

Custo de O&M de LDAumento de Despesas operacionais que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.

Redução da BRRL e do Valor da Tarifa definida na Revisão Tarifária.

Aumento de desespesa operacionais de O&M que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.

Aumento da taxa de falhas de equipamentos, de aumento de DIC e FIC.



Aumento da taxa de falhas de equipamentos.

Aumento de DIC e FIC.



Aumento no pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.







Índices de Desempenho de Telecomunicações



Compensações Financeiras dos alimentadores


40

Tabela 3.2 – Fatores de Vulnerabilidade. (continuação)

Parâmetro Tipos de Impacto




Aumento dos tempos de reestabelecimento do fornecimento da violação dos indicadores DIC e FIC e de pagamentos de compensações financeiras.




Aumento dos tempos de reestabelecimento do fornecimento da violação dos indicadores DIC e FIC e de pagamentos de compensações financeiras.

Aumentos de despesas da Parcela A acima do limite tarifário.

Risco de multa.

Riscos na compra de energia.

Redução da enegia faturada.


Aumento de despesasa com tratamento de reclamações na área de operação OM e na área de Serviço de Campo SM.

Aumento de compensações financeiras de DRC e DRC ANEEL.

Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRC.

Redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.




Aumento de despesas com tratamento de reclamações na área de operação OM e na área de Serviço de Campo SM.


Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRP.



Restrição de atendimento de novas cargas implicando em receita realizada inferior à projetada.

Acidente com terceiros.

Redução do tempo de vida útil do ativo implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.

Aumenta de falha por danos no equipamento.

Aumento de pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.

Aumento de reclamações e despesas na CAC, redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.



Níveis de Tensão Críticos em Subestações



Níveis de Tensão Precários em Subestações



41

Tabela 3.2 – Fatores de Vulnerabilidade. (continuação)

Parâmetro Tipos de ImpactoRestrição de atendimento de novas cargas implicando em receita realizada inferior à projetada.Redução do tempo de vida útil do ativo implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.

Aumento de falha por danos no equipamento.

Aumento de pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.




Aumentos de despesas da Parcela A acima do limite tarifário.

Risco de multa.

Risco na compra de energia.





Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRC.







Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRP.



Restrição de atendimento de novas cargas implicando em receita realizada inferior à projetada.Redução do tempo de vida útil do ativo implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.

Aumento de falha por danos no equipamento.

Aumento de pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.Aumento de reclamações e despesas na CAC, redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.


Riscos de avaria em equipamentos implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.

Acidente com terceiros.


Descoordenação da proteção e aumento no tempo e númenro de consumidores interrompidos, implicando em aumento de pagamento de compensações financeiras DIC e FIC.


Níveis de Tensão Críticos em Alimentadores

Níveis de Tensão Precários em Alimentadores

Sobrecarga em Alimentadores

Sobrecargas de Subestações (Nominal e Admissível)

Perdas Ôhmicas em Alimentadores


42

3.1.3 Definição e Caracterização de Áreas Críticas de Desempenho do

Sistema Elétrico

Antes de definir e caracterizar as chamadas Áreas Críticas de Desempenho

do sistema é importante descrever como os dados referentes a cada parâmetro estão

cadastrados e tratados no sistema georreferenciado.

Conforme já citado, cada fator de vulnerabilidade é denominado critério no

sistema georrefenciado. Como cada critério possui métrica diferente, tem sido utilizada

uma técnica de normalização (p.u.) para torná-los comparáveis. Para isso são

estabelecidos um limite máximo e um limite mínimo para cada critério, baseados na

análise do banco de dados existente. Exemplos:

• Para os critérios de alta tensão, o limite máximo é o primeiro ano do

diagnóstico, cujos dados estão cadastrados no sistema, por exemplo, 2015, e o

limite mínimo é o ano em que se deseja realizar a análise, por exemplo, 2018.

Portanto para violações de parâmetros ocorridas em anos anteriores ao limite

mínimo, por exemplo, 2016, considera-se a Nota 1 e para violações ocorridas

em 2020, considera-se a Nota 0. Por exemplo, se em uma SE X, verifica-se

tensão precária no ano 2017, a nota da SE X será 1. Já uma SE Y que

apresente tensão precária somente em 2020, obterá nota 0.

• Para o critério de depreciação, o limite máximo é de 90% e o limite mínimo é

de 30%. Portanto para ativos com depreciação igual ou superior a 90%,

considera-se a Nota 1 e, para ativos com depreciação igual ou inferior a 30%, a

Nota 0.

A normalização do critério, conforme localização da violação na faixa de

normalização é feita utilizando regra de três e a este valor chamou-se Nota .

Os limites máximos e mínimos para todos os critérios estão listados na tabela

3.3.

É importante ressaltar que as tensões precárias e críticas de alimentadores são

retratadas por meio de um conceito chamado momento elétrico. Este sinaliza a queda

de tensão no alimentador e é calculado por tipo de cabo e caracterizado por potência

versus distância, isto é, para cada tipo de cabo tem-se a distância e a demanda

máxima que pode ser atendida pelo cabo sem que haja violação dos níveis de tensão.


43

Tabela 3.3 – Tabela de Critérios Limites Máximos e Mínimos. CRITERIO LIMITE_PONT_MAX LIMITE_PONT_MIN OBS

LD_OPEX 150.000 0 OPEX médio de LDs 2009 a 2013.

LD_DEPRECIACAO 90 50 Depreciação de LD. Varia de 0 a 100%.

LD_PERDAS 2.014 2.018 Perdas em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.

LD_QUEDA_TENSAO 2.014 2.018 Queda de tensão em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.

LD_SOBRECARGA 2.014 2.018 Sobrecarga em LD. A referência é o ano de ocorrência.

MT_CLIENTES 50 0 Percentual de km de MT com mais de 6.000 clientes a jusante.

MT_PERDAS 5 0 Percentual de km de MT com mais de 10% de perdas.

MT_DEC_HIST 2 0 Relação entre o realizado e a meta do conjunto em pu (média 2012 e 2013).

MT_DIC_FIC_DMIC 150.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.

MT_ICC 20 0 Percentual de km de MT com ICC menor que 50A.

MT_DRP_DRC 20.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.

MT_CARREG 4 0 Percentual de km de MT com mais de 60% de carregamento.

MT_ME 40 0 queda de tensão.

SE_OPEX 250.000 0 OPEX médio de SEs 2009 a 2013.

SE_DEPRECIACAO 90 50 Depreciação de SE (média das UC/UAR). Varia de 0% a 100%.

SE_ICC_INFERIOR 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE abaixo de 2 KA. A referência é o ano de ocorrência.

SE_ICC_SUPERIOR 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE acima de 10 kA - ano de ocorrência.

SE_DEC_ESTRUTURAL 7 0 DEC estrutural de SE.

MT 100.000 0 Numero absoluto de clientes na barra de MT da SE.

SE_SOBRE_NOM 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do nominal. A referência é o ano de ocorrência.

SE_TENSAO_PREC_AT 2.014 2.018 Tensão precária na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.

SE_SOBRE_ADM 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do admissível. A referência é o ano de ocorrência.

SE_TENSAO_CRIT_AT 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.

SE_TENSAO_CRIT_MT 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de MT da SE. A referência é o ano de ocorrência.

Todas as violações dos parâmetros podem ser visualizadas em camadas no

mapa no sistema georrefenciado, sendo uma camada para cada parâmetro de

desempenho do sistema elétrico, conforme exemplo da figura 3.1, possibilitando o

diagnóstico, análises e decisões integradas.

Figura 3.1 - Exemplo de Camadas do Sistema Georreferenciado.

Definem-se como Áreas Críticas de Desempenho do sistema aquelas que

possuem o maior número de violações, isto é, onde se encontra violação do maior


44

número de parâmetros de desempenho do sistema elétrico, ou seja, dos fatores de

vulnerabilidade.

Após inserir os dados relacionados aos parâmetros no sistema

georreferenciado – Geomedia pode-se verificar as violações de cada parâmetro

separadamente. O diagnóstico realizado através da análise desassociada das

violações é denominado diagnóstico Nível 1.

Nas figuras 3.2 a 3.14 está apresentado o diagnóstico Nível 1 do sistema

elétrico da Cemig D. Cada figura representa uma camada do programa Geomedia e

apresenta, em alguns casos, as violações de um fator de vulnerabilidade, isto é, de um

parâmetro de desempenho e, em outros, os dados referentes ao parâmetro de

desempenho, como nos casos de custos de operação e manutenção, e dados de

depreciação de linhas de distribuição e subestações.

A figura 3.2 apresenta todas as camadas do Geomedia habilitadas para

visualização, isto é, representa todas as violações dos fatores de vulnerabilidade

analisados simultaneamente. Pode-se notar a dificuldade de interpretação gráfica e,

consequentemente, a dificuldade de interpretação das informações nestas

circunstâncias.

Figura 3.2 - Diagnóstico do Sistema de Média Tensão do Triângulo Mineiro (2018).

A figura 3.3 identifica as subestações com previsão de violação nas tensões de

atendimento em 2018 conforme legenda, isto é, subestações com tensões de


45

atendimento precárias e subestações com tensão de atendimento críticas no

barramento da subestação, conforme limites descritos das tabelas 2.5 e 2.6.

Figura 3.3 - Subestações com Violação Prevista nos Níveis de Tensão (2018).

A figura 3.4 identifica as subestações com previsão de sobrecarga do limite

nominal ou admissível das transformações em 2018 conforme legenda. Cabe ressaltar

que violações dos limites admissíveis são mais graves que as violações dos limites

nominais, pois representam o carregamento máximo que um equipamento pode

suportar sem deteriorar suas propriedades isolantes e comprometer sua vida útil.

A figura 3.5 apresenta os resultados obtidos a partir do cálculo do DEC

Estrutural conforme descrito no item 2.3.2 para todas as subestações avaliadas. Os

resultados estão agrupados por faixa de desempenho esperado em horas. Portanto,

está apresentada a Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora –

DEC Estrutural, dada a configuração do sistema existente.


46

Figura 3.4 - Subestações Violação Prevista nos Níveis de Carregamento (2018).

Figura 3.5 - DEC Estrutural por Subestação (2013).


47

As figuras 3.6, 3.7 e 3.8 apresentam os fatores de vulnerabilidade referentes às

linhas de distribuição conforme legenda abaixo:

A figura 3.6 mostra as linhas de distribuição com níveis de queda de tensão

maiores que 10% previstas para 2018.

Figura 3.6 - LD com Violação dos Níveis de Queda de Tensão (2018).

A figura 3.7 mostra as linhas de distribuição que apresentam violação dos

níveis de perdas em 2018, isto é, perdas ôhmicas acima de 10%.

Já a figura 3.8 apresenta as linhas com previsão de sobrecarga do limite

nominal em 2018, isto é, linhas com previsão de carregamento acima de 100% da

capacidade nominal de projeto.


48

Figura 3.7 - LD com Violação dos Níveis de Perdas (2018).

Figura 3.8 - LD com Violação dos Níveis de Carregamento (2018).


49

A figura 3.9 representa uma combinação de camadas do Geomedia que

possibilita avaliar as subestações com previsão de violação das tensões de

atendimento (figura 3.3) e dos níveis de carregamento (figura 3.4) frente às soluções já

estudadas ou obras já em andamento para a eliminação das referidas violações.

Figura 3.9 - Subestações com Violação e Soluções Previstas (2013-2017).

A figura 3.10 mostra as taxas de depreciação das subestações e linhas de

distribuição em faixas de classificação. Ressalta-se que equipamentos com alta taxa

de depreciação podem apresentar altos custos de manutenção e elevadas taxas de

falhas, além de agregar baixas receitas para as distribuidoras.

As figuras 3.11 e 3.12 apresentam os custos de manutenção de subestações e

linhas de distribuição respectivamente. A análise destes três gráficos conjuntamente

pode trazer ganhos para o programa de substituição de equipamentos, contribuindo

para a identificação dos equipamentos que possuem altas taxas de depreciação e

também elevados custos de manutenção.


50

Figura 3.10 - Subestações e LD por Percentual de Depreciação (2013).

Figura 3.11 - Custos de Operação e Manutenção por SE em Mil R$/por Ano (2009 a 2013).


51

Figura 3.12 - Custos de Operação e Manutenção de LD em Mil R$/por Ano (2009 a 2013

A figura 3.13 apresenta um mapeamento dos consumidores que receberam

compensações financeiras por interrupção de energia em 2013. Estas interrupções

podem ter sido acidentais ou programadas. Portanto não se pode afirmar que onde

houve muitas interrupções, há uma deficiência no sistema. Para isso deve-se avaliar

outros parâmetros para uma análise mais completa.

A figura 3.14 mostra um mapa com a densidade de carga do estado de Minas

Gerais expresso em kVA/km² em 2018.


52

Figura 3.13 - Compensações Financeiras por Interrupção R$/por Ano (2013).

Figura 3.14 - Densidade de Carga (kVA/km²) (2018).


53


As definições de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico e da Área de

Desempenho Crítico são aquelas adotadas na concepção da metodologia proposta

nesta dissertação.

A representação dos fatores de vulnerabilidade no sistema georreferenciado

permite a visualização do impacto destes no desempenho do sistema elétrico,

possibilitando a análise dos parâmetros de forma integrada. Tal análise, tratada no

capítulo por Nível 1, mostra como cada fator de vulnerabilidade pode ser avaliado

separadamente por camadas no sistema georreferenciado.

É importante ressaltar que o diagnóstico Nível 1 constitui a base de

informações a partir da qual é desenvolvida a metodologia proposta. Esta define um

índice calculado a partir da ponderação dos fatores de vulnerabilidade, conforme o

grau de impacto de suas violações no desempenho do sistema elétrico, visando

priorizar as áreas de desempenho crítico no planejamento. Tal índice, denominado

Índice de Vulnerabilidade Sistêmica, IVSis , é apresentado no capítulo que se segue.

O diagnóstico Nível 1 também constitui base de informações para o cálculo dos

benefícios proporcionados pelas obras propostas para solução das vulnerabilidades

identificadas no diagnóstico. O cálculo destes benefícios compõe um indicador,

também proposto neste trabalho, chamado Relação Benefício Custo, RBC, que visa

priorizar as obras mais importantes para o sistema elétrico e para o negócio

distribuição, sendo definido e apresentado no capítulo 5.

4 Índice de Vulnerabilidade Sistêmico – IVSis

Neste capítulo é apresentada uma metodologia para identificação e

priorização de áreas de desempenho crítico do sistema elétrico. Tal

metodologia é implementada por meio de um Índice de Vulnerabilidade

Sistêmico. O texto descreve a técnica utilizada para o equacionamento

deste índice, bem como os resultados e a análise de sua aplicação em um

sistema elétrico real.


A metodologia de cálculo do Índice de Vulnerabilidade Sistêmico introduzida

neste tópico adota, como já citado, o processo de comparação par a par. A escolha se

baseia no fato de ser esta uma ferramenta de auxílio na tomada de decisão na solução

de problemas complexos, que envolvem muitos critérios de avaliação. Adicionalmente,

ela é de fácil manuseio e não requer o uso de software ou programas especiais para

utilização. Também proporciona transparência na avaliação e considera aspectos

subjetivos.

Esta metodologia se baseia na pergunta: Qual é a importância do critério 1 em

relação ao critério 2? Para isso foi elaborada uma matriz quadrada onde é possível

comparar um critério em relação a todos os outros. Neste caso, os critérios, como já

mencionado anteriormente, são os fatores de vulnerabilidade, conforme tabelas 4.1 e

4.2.

CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS

55

Tabela 4.1 – Tabela de Comparação Par a Par.

Tabela 4.2 – Detalhe da Tabela de Comparação Par a Par.

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O&M Telecom Elétrico


56

CritériosDEC Estrutural de Alta Tensão


Compensações Financeiras dos alimentadores

(DIC, FIC e DMIC)DEC Estrutural de Alta Tensão



Custo de O&M de SE

Custo de O&M de LD


















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As comparações par a par, expressas por meio da pergunta acima, são

convertidas em valores numéricos usando uma escala para julgamentos comparativos,

onde a quantificação dos julgamentos é feita utilizando-se uma escala de valores que

varia de 0,1 a 10, conforme tabela 4.3.

Por exemplo, se no preenchimento da tabela considera-se DEC Estrutural Mais

importante que Histórico de DEC de alimentadores, a nota será 5 e será preenchida na

primeira linha, quarta coluna da tabela 4.2. Logo, na segunda linha, terceira coluna,

será automaticamente preenchida a nota 0,2, pois Histórico de DEC de alimentadores

é considerado Menos importante que DEC Estrutural de Alta Tensão.

Tabela 4.3 – Escala para Julgamentos Comparativos.

10 Muito mais importante

5 Mais importante

1 Igualmente importante

0,2 Menos Importante

0,1 Muito menos importante


57

4.2 Metodologia para Cálculo do Índice de Vulnerabilidade

Sistêmico

A comparação par a par descrita no item 4.1 foi realizada por 41 profissionais

das áreas planejamento da expansão, planejamento da operação, planejamento da

manutenção, perdas, operação em tempo real e gestão.

O método baseia-se na comparação entre pares de critérios e na construção

de uma série de matrizes quadradas, onde o número na linha i e na coluna j dá a

importância do critério Ci em relação a Cj, como se pode observar na forma matricial

indicada na equação (4.1). [Vilas Boas 2002]

(4.1)

Nessa matriz, o termo “aij” indica o julgamento quantificado do par de critérios

(Ci, Cj) sendo “a” o valor da intensidade de importância. As seguintes condições

devem ser atendidas:

• se aij = a, então aji = 1/a;

• se Ci é julgado como de igual importância relativa a Cj, então aij = 1, aji = 1 e aii = 1,

para todo i.

A formulação matemática utilizada para o cálculo do peso é simples, sendo o

valor total do critério a soma dos valores que compõem a linha da matriz referente ao

mesmo. Por exemplo somam-se todos os valores referentes à linha custos de O&M de

telecomunicações na tabela 4.1. O peso do critério consiste no cálculo da proporção

de cada elemento em relação à soma total para cada planilha preenchida. A tabela 4.4

apresenta o resultado da avaliação de dois profissionais nas colunas cinzas, contendo

a soma dos valores de cada critério e o valor do peso do mesmo, de acordo com a

avaliação de cada um. O valor do custo de O&M na primeira coluna cinza da tabela


58

4.4 é 5,7. O valor total dos critérios desta avaliação é 1398,3. Portanto, o peso do

critério para esta avaliação é 0,4%.

Para determinar os pesos de cada critério realiza-se novamente o processo

descrito acima, somam–se os valores totais dos critérios de cada uma das quarenta e

uma planilhas preenchidas e calcula-se o peso do critério através da proporção de

cada elemento em relação à soma total, conforme mostra a tabela 4.4. Este resultado

está apresentado na coluna azul. Para o exemplo referente ao custo de O&M de

telecomunicações, a soma total dos valores das 41 planilhas preenchidas é 551 e a

soma total da planilha é de 53212,2. Portanto, o peso total do critério é

(551/53212,2)x100=1,04%.

Tabela 4.4 – Consolidação das Avaliações.

Critérios TOTAL Peso TOTAL Peso Notas - TOTAL Peso - TOTAL

Custos de O&M de Telecomunicações 5,7 0,4% 11,4 1,1% 551 1,04%

Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomuni cações 13,7 1,0% 11,4 1,1% 778,3 1,46%

Indices de Desempenho de Telecomunicações 5,7 0,4% 11,4 1,1% 936,7 1,76%

Custo de O&M de LD 59,1 4,2% 9,8 1,0% 1495,3 2,81%

Depreciação de linhas de distribuição 43,6 3,1% 24,2 2,4% 1571,2 2,95%

Custo de O&M de SE 69,1 4,9% 9,8 1,0% 1593,7 2,99%

Depreciação de subestações 44,4 3,2% 23,4 2,3% 1675,8 3,15%

Perdas ôhmicas em alimentadores 81,5 5,8% 56,1 5,6% 1853 3,48%

Histórico DEC de alimentadores 40,7 2,9% 13,8 1,4% 1876,1 3,53%

Perdas ôhmicas em Linhas de Distribuição 74,1 5,3% 41 4,1% 1970,3 3,70%

Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC) 63,5 4,5% 17 1,7% 2097,1 3,94%

Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em su bestações 51,3 3,7% 60,2 6,0% 2186,3 4,11%

Potência de Curto-Circuito na Rede de MT 51,3 3,7% 61 6,1% 2214,8 4,16%

DEC Estrutural de Alta Tensão 75 5,4% 13 1,3% 2308,6 4,34%

Níveis de Tensão Precários em alimentadores - DRP 81,5 5,8% 85,8 8,6% 2855,7 5,37%

Sobrecarga em alimentadores 82,4 5,9% 57,8 5,8% 3003,6 5,64%

Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Nominal) 81,5 5,8% 52,1 5,2% 3025,9 5,69%

Níveis de Tensão Precários em Subestações - DRP 76,6 5,5% 95,4 9,5% 3320,2 6,24%

Níveis de Tensão Críticos em alimentadores - DRC 81,6 5,8% 91,4 9,1% 3979 7,48%

Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Admissível) 81,6 5,8% 61,8 6,2% 4496,9 8,45%

Níveis de Tensão Críticos em Subestações - DRC 62,4 4,5% 101 10,1% 4512,7 8,48%

Sobrecarga de Linhas de Distribuição 172 12,3% 91 9,1% 4910 9,23%

Total 1398,3 100% 999,8 100% 53212,2 100%

No gráfico 4.1 é mostrado o ranking dos critérios e seus respectivos pesos.


59

Gráfico 4.1 – Ranking de critérios.

1,04%

1,46%

1,76%

2,81%

2,95%

2,99%

3,15%

3,48%

3,53%

3,70%

3,94%

4,11%

4,16%

4,34%

5,37%

5,64%

5,69%

6,24%

7,48%

8,45%

8,48%

9,23%

0,00% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 6,00% 7,00% 8,00% 9,00% 10,00%




Custo de O&M de LD


Custo de O&M de SE

















4.2.1 Definição do Índice IVSis

O Índice de Vulnerabilidade Sistêmico, IVSis, representa a violação de todos os

fatores de vulnerabilidade relativos a uma determinada região, ponderados de acordo

com seu grau de impacto no desempenho do sistema elétrico e no negócio

distribuição.

Como apresentado no Capítulo 3, foram estabelecidos limites máximos e

mínimos para cada critério, conforme análise do banco de dados, a fim de normalizar

tais dados e torná-los comparáveis e passíveis de agrupamento.

A normalização do critério, de acordo com a localização da violação na faixa de

normalização, foi feita utilizando regra de três e a este valor chamou-se Nota . O Peso

é a ponderação aplicada aos critérios conforme seu grau de importância e impacto no

desempenho do sistema elétrico.

O valor da Nota x Peso denomina-se Pontos .

Calculam-se os pontos para cada violação dos fatores de vulnerabilidade

verificados e cadastrados no Diagnóstico Integrado do Sistema Elétrico

georreferenciado, o Diagnóstico Nível 1.

O Índice de Vulnerabilidade Sistêmico é definido pela expressão (4.2).


60

IVSis = Ʃ Pontos = Ʃ Nota x Peso (4.2)

Depois de calculado, o índice é referenciado à subestação fonte e, assim, é

atribuído à região atendida por aquela subestação. A partir disso é possível priorizar

as áreas com pior desempenho de acordo o índice aplicado.

4.2.2 Processo de Simulação – Estudo de Caso

Neste tópico é descrito como os pesos foram aplicados no sistema

georrefenciado da Cemig D. Foram elaborados pelo Eng. Blunio Elias da Silva,

algoritmos que fazem os cálculos descritos no item 4.2 e carregam os dados

automaticamente no Geomedia. A tabela 4.5, que atribui pesos aos critérios indicados

na tabela 3.3, funciona como input. Podem-se modificar os pesos e verificar as

alterações na ordem de prioridade.

Tabela 4.5 – Tabela para Cadastro dos Limites Máximos e Mínimos e dos Pesos dos Critérios.

CRITERIO PESO LIMITE_PONT_MAX LIMITE_PONT_MIN OBS

LD_OPEX 2,81 150.000 0 OPEX médio de LDs 2009 a 2013.

LD_DEPRECIACAO 2,95 90 50 Depreciação de LD. Varia de 0 a 100%.

LD_PERDAS 3,70 2.014 2.018 Perdas em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.

LD_QUEDA_TENSAO 6,24 2.014 2.018 Queda de tensão em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.

LD_SOBRECARGA 9,23 2.014 2.018 Sobrecarga em LD. A referência é o ano de ocorrência.

MT_CLIENTES 3,00 50 0 Percentual de km de MT com mais de 6.000 clientes a jusante.

MT_PERDAS 3,48 5 0 Percentual de km de MT com mais de 10% de perdas.

MT_DEC_HIST 3,53 2 0 Relação entre o realizado e a meta do conjunto em pu (média 2012 e 2013).

MT_DIC_FIC_DMIC 3,94 150.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.

MT_ICC 4,16 20 0 Percentual de km de MT com ICC menor que 50A.

MT_DRP_DRC 5,37 20.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.

MT_CARREG 5,64 4 0 Percentual de km de MT com mais de 60% de carregamento.

MT_ME 7,48 40 0 queda de tensão.

SE_OPEX 2,99 250.000 0 OPEX médio de SEs 2009 a 2013.

SE_DEPRECIACAO 3,15 90 50 Depreciação de SE (média das UC/UAR). Varia de 0% a 100%.

SE_ICC_INFERIOR 4,11 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE abaixo de 2 KA. A referência é o ano de ocorrência.

SE_ICC_SUPERIOR 4,11 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE acima de 10 kA - ano de ocorrência.

SE_DEC_ESTRUTURAL 4,34 7 0 DEC estrutural de SE.

MT 5,00 100.000 0 Numero absoluto de clientes na barra de MT da SE.

SE_SOBRE_NOM 5,69 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do nominal. A referência é o ano de ocorrência.

SE_TENSAO_PREC_AT 6,24 2.014 2.018 Tensão precária na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.

SE_SOBRE_ADM 8,45 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do admissível. A referência é o ano de ocorrência.

SE_TENSAO_CRIT_AT 8,48 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.

SE_TENSAO_CRIT_MT 8,48 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de MT da SE. A referência é o ano de ocorrência.

4.2.3 Resultados da Simulação

Os pesos determinados na elaboração desta dissertação, apresentados no

gráfico 4.1, foram cadastrados no Geomedia da Cemig D. Criou-se uma tabela de

apuração onde se pode verificar qual a pontuação de cada subestação em relação a

todos os critérios. Ressalta-se que a subestação só é listada caso haja alguma

violação, assim como somente são listados os critérios que apresentam violação de


61

limites. A tabela 4.6 apresenta um exemplo mostrando as violações, as notas e os

pesos referenciados à SE Abadia dos Dourados no triângulo mineiro. Pode-se verificar

o IVSis da média tensão, o IVSis de Alta tensão e o IVSIs Total.

Tabela 4.6 – Tabela Exemplo de Apuração dos Resultados.

ANO NOME REGIAO CRITERIO VALOR_CRITERIO LIMITE_PONT_MAX LIMITE_PONT_MIN NOTA PESO PONTOS_MT PONTOS_AT PONTOS_TOTAL

2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_OPEX 49.360,75 250.000,00 0,00 0,20 2,99 0,59 0,59

2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_DIC_FIC_DMIC 7.959,13 150.000,00 0,00 0,05 3,94 0,21 0,21

2018 Abadia dos Dourados Triangulo

SE_CLIENTES_BARRA_M

T 5.285,00 100.000,00 0,00 0,05 5,00 0,26 0,26

2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_SOBRE_ADM 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 8,45 8,45 8,45

2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_SOBRE_NOM 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 5,69 5,69 5,69

2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_TENSAO_CRIT_AT 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 8,48 8,48 8,48

2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_TENSAO_CRIT_MT 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 8,48 8,48 8,48

2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_DEPRECIACAO 97,54 90,00 50,00 1,00 3,15 3,15 3,15

2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_ME 26,33 40,00 0,00 0,66 7,48 4,92 4,92

2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_DRP_DRC 10,28 20.000,00 0,00 0,00 5,37 0,00 0,00

2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_DEC_ESTRUTURAL 6,42 7,00 0,00 0,92 4,34 3,98 3,98

2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_ICC 4,63 20,00 0,00 0,23 4,16 0,96 0,96

2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_PERDAS 2,69 5,00 0,00 0,54 3,48 1,87 1,87

2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_DEC_HIST 0,81 2,00 0,00 0,40 3,53 1,42 1,42

A representação do IVSis – Índice de Vulnerabilidade Sistêmica Total no mapa

georreferenciado está apresentado na figura 4.1. Quanto maior o índice, maior o

círculo. Pode-se representar o IVSis da média tensão, o IVSis de Alta tensão ou, IVSIs

Total, dependendo da análise que se deseja realizar.


62

Figura 4.1 – Priorização de Subestações e suas Áreas de Análises.

4.3 Priorização das Áreas Críticas - Análise dos Resultados

Os resultados alcançados através da priorização das Áreas Críticas de

Desempenho utilizando o índice IVSis mostram-se coerentes com a experiência dos

profissionais das áreas de planejamento, operação e manutenção e com a realidade

atual do sistema elétrico. As regiões norte e leste apresentaram maior número de

regiões de desempenho crítico. Foram realizadas reuniões para apresentação e

discussão dos resultados.

A tabela 4.7 apresenta a priorização das áreas de desempenho crítico

alcançada com a utilização do IVSis Total. Nesta tabela estão retratadas as 30 regiões

mais críticas que abrangem todo o estado de Minas Gerais.


63

Tabela 4.7 – Priorização das Trinta Primeiras Áreas de Desempenho Críticos (2018).

NOME REGIAO PONTOS_MT PONTOS_AT PONTOS_TOTAL QT_CRITERIOS PRIORIDADE_MT PRIORIDADE_AT PRIORIDADE GERALPiumhi 1 Oeste 15,19 59,49 74,68 20 80 1 1Icarai de Minas 1 Norte 15,37 57,86 73,23 20 78 2 2Curvelo 2 Norte 48,97 20,83 69,80 25 1 84 3Riachinho Norte 21,54 45,24 66,78 20 21 6 4Taiobeiras 1 Norte 33,78 32,62 66,40 29 5 26 5Aracagi Leste 21,19 43,37 64,56 20 22 8 6Minas Novas Leste 22,43 40,19 62,62 19 17 11 7Itanhandu 1 Sul 19,86 41,00 60,86 16 34 10 8Pandeiros Norte 14,67 45,42 60,09 17 90 5 9Serro Leste 6,01 52,10 58,11 19 276 3 10Sao Goncalo do Abaete Triangulo 13,47 44,21 57,68 21 112 7 11Couto Magalhaes Norte 36,04 20,76 56,81 24 4 86 12Presidente Bernardes 1 Mantiqueira 14,84 39,43 54,26 18 88 13 13Sao Francisco 2 Norte 14,24 39,76 54,00 18 97 12 14Almenara 1 Leste 22,89 30,35 53,23 16 15 30 15Gouvea 2 Norte 31,61 21,09 52,70 26 7 82 16Carmo do Rio Claro Oeste 3,23 48,38 51,61 17 322 4 17Jordania Leste 20,78 30,64 51,43 19 26 29 18Salinas Norte 15,11 36,29 51,41 19 82 17 19Coracao de Jesus Norte 16,05 35,21 51,26 19 69 20 20Bocaiuva Norte 33,78 16,81 50,58 27 6 130 21Santa Marta Norte 48,73 1,20 49,93 16 2 445 22Conceicao do Mato Dentro Leste 20,24 29,66 49,90 31 29 32 23Felixlandia 1 Norte 25,35 24,19 49,54 19 10 59 24

Abadia dos Dourados Triangulo 9,81 39,08 48,89 15 207 14 25Parauna Norte 31,58 17,05 48,63 20 8 124 26Ilicinea Sul 10,89 37,35 48,25 16 182 16 27

Tupaciguara 2 Triangulo 16,52 31,59 48,12 19 61 27 28

Perdizes Triangulo 16,79 30,75 47,55 15 57 28 29Coronel Fabriciano Leste 20,17 26,16 46,33 15 30 47 30

Para melhor compreensão dos resultados, a figura 4.2 apresenta a legenda das

figuras 4.3 a 4.8, as quais mostram o IVSis das regiões Norte, Sul, Leste, Oeste,

Mantiqueira e triângulo do Estado de Minas Gerais, respectivamente. Estão

representadas as 20 áreas priorizadas. Ressalta–se que o raio de abrangência em

torno da região considerada crítica deve ser definido pelo planejador. Recomenda-se

que, no mínimo, deve abranger a área atendida pelo sistema de média tensão oriundo

da SE de referência.

Figura 4.2 – Legenda das Figuras 4.3 a 4.8.


64

Figura 4.3 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Norte.

Figura 4.4 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Sul.


65

Figura 4.5 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Leste.

Figura 4.6 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Oeste.


66

Figura 4.7 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Mantiqueira.

Figura 4.8 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Triângulo.


67

Pode-se verificar que a percepção em relação à ordem efetiva das áreas mais

vulneráveis e mais necessitadas de estudos e investimentos pode variar em função do

conhecimento e da vivência dos profissionais em relação a determinadas áreas, mas

há um consenso em relação às vinte mais críticas, por exemplo. Estas áreas estão

representadas na figura 4.9.

Figura 4.9 – Priorização das Vinte Áreas Mais Críticas de Desempenho Cemig D.

Os resultados mostram que as áreas consideradas mais vulneráveis estão

relacionadas a sobrecargas em linhas de distribuição e sobrecarga da capacidade

admissível de subestações, o que se justifica, pois são questões que comprometem a

segurança de pessoas e equipamentos, aumentando os riscos na operação do

sistema elétrico e a exposição financeira da empresa.

Um segundo nível de vulnerabilidade se verifica em áreas atendidas por

sistemas que apresentam violação dos limites de tensão de atendimento. Neste caso,

o resultado é considerado satisfatório, uma vez que a violação deste critério pode

restringir o atendimento de novas cargas, aumentar as despesas com ressarcimentos

financeiros, causando aumento das despesas operacionais e consequentemente

prejuízos ao negócio, afetando os índices de satisfação dos consumidores e a imagem

da empresa.

As áreas que se mostraram menos vulneráveis estão associadas à elevada

depreciação de ativos. Neste caso também se considera o resultado coerente, uma

vez que a depreciação em si, muitas vezes não causa baixo desempenho do sistema


68

e, em muitos casos, não corresponde a elevados custos de manutenção. Sabendo–se

que os recursos financeiros são finitos e, pode-se dizer que, de fato, somente a

depreciação elevada de ativos não justifica a destinação de recursos para uma

determinada área.

Após análises dos resultados verifica-se que, devido à formulação matemática

utilizada para cálculo do índice IVSis, há possibilidade de alguma região se encontrar

em situação realmente crítica com relação a algum critério específico e não ser

priorizada, caso não apresente violação de outros fatores de vulnerabilidade. Este fato

resulta do efeito de mascaramento decorrente da aplicação de metodologias que

aplicam somatória de valores.

Para a solução deste problema, recomenda-se que a análise seja realizada

utilizando o IVSis Total e se estabeleça uma priorização das áreas mais vulneráveis.

Posteriormente, a análise deve ser realizada utilizando também o IVSis de Média

Tensão e o IVSis de Alta Tensão, separadamente, para que se possa comparar as

priorizações e avaliar se há alguma área que deve ser tratada, apesar de não estar

contemplada na priorização global.


Neste capítulo é apresentada a metodologia de cálculo do Índice de

Vulnerabilidade Sistêmico, assim como sua definição e sua aplicação no sistema

elétrico da Cemig D.

A aplicação do IVSis no banco de dados georrefenciado da Cemig D possibilita

a definição e a localização das áreas de desempenho crítico no estado de Minas

Gerais.

É importante salientar que a metodologia par a par utilizada para cálculo do

índice considerou o conhecimento de vários profissionais, de diversas áreas de

atuação dentro da empresa, capturando a experiência dos mesmos, incorporando a

subjetividade que a avaliação de muitos critérios para a tomada de decisão envolve.

A apresentação, análise e validação dos resultados da aplicação do Índice de

Vulnerabilidade Sistêmico no sistema elétrico da Cemig D corrobora a Metodologia

Multicritérios para Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico proposta neste

trabalho.

5 Priorização do Portfólio de Obras

Neste capítulo é apresentada a utilização da metodologia multicritério para

identificação e definição dos critérios de priorização dos planos de obras

definidos para solucionar as violações identificadas no diagnóstico do

sistema elétrico e ranqueadas pelo IVSis. Tal metodologia é implementada

por meio da Relação Benefício Custo – RBC por plano de obra. O texto

descreve a técnica utilizada para o equacionamento deste indicador, bem

como os resultados e a análise de sua aplicação em um portfólio de obras

real.


A partir da identificação e priorização de quatrocentos e vinte e sete áreas de

análise identificadas no Capítulo 4, foram desenvolvidos estudos de planejamento

integrado tradicionais, nos quais foram propostas alternativas para a solução das

vulnerabilidades verificadas e cadastradas no sistema georrefenciado, conforme

descrito no Capítulo 3. Após a proposição de alternativas realizou-se as avaliações

técnica e econômicas das mesmas, de acordo com as exigências do órgão regulador,

conforme descrito no Capítulo 2.

A escolha de alternativas para cada área de análise foi feita pelo mínimo custo

global, considerando a redução das perdas técnicas, custos de investimento e uma

estimativa de prudência de investimentos. O resultado deste processo de

planejamento é um portfólio de planos de obras, o PDD – Plano de Desenvolvimento

da Distribuidora, também citado no Capítulo 2, para a solução das vulnerabilidades. O

caso estudo utilizado neste capítulo refere-se ao sistema elétrico da Cemig D.

O portfólio de planos de obras deve ser compatibilizado com a previsão

orçamentária da distribuidora para o ciclo tarifário em planejamento, através da

aplicação de critérios para priorização, visando definir aqueles que deverão compor o

Programa Plurianual de Investimentos da empresa.

CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS

70

Neste tópico é apresentada a metodologia de cálculo da Relação Benefício -

Custo, o indicador RBC . O portfólio de planos de obras é priorizado por ordem

decrescente deste indicador.

5.2 Definição dos Critérios de Priorização de Obras

Os critérios de priorização baseiam-se nos benefícios que as obras definidas

para a solução das vulnerabilidades identificadas no diagnóstico do planejamento

integrado podem proporcionar direta ou indiretamente ao sistema elétrico, aos clientes

e ao negócio distribuição. Para a definição destes, avaliaram-se qualitativamente quais

tipos de obras solucionam as vulnerabilidades avaliadas e descritas no Capítulo 3 e

quais benefícios estas obras proporcionam.

Verificou–se que os benefícios proporcionados pela solução das vinte de duas

possíveis vulnerabilidades do sistema podem ser agrupados em sete critérios.

Tabela 5.1 – Critérios de Priorização de Obras

Critério

Aumento de disponibilidade

Melhoria dos níveis de tensão

Melhoria no DEC

Segurança

Redução de Perdas

Redução de Custo de O&M

Redução de Compensações

O portfólio de obras priorizado deve estar alinhado ao planejamento estratégico

da empresa [Menezes 2009]. O exemplo utilizado neste trabalho foi o mapa

estratégico válido até 2014 na Cemig D.

O objetivo estratégico principal “Maximizar valor para os acionistas de forma

sustentável e atendendo o Plano Diretor” ao ser desdobrado gera outros sub objetivos

que devem ser atingidos:

- Aumentar a Receita;

- Reduzir Custos;

- Sustentabilidade.


71

Assim, avaliaram-se todos os benefícios proporcionados pela implantação das

obras e como os benefícios se correlacionam com os três sub objetivos e, por

consequência, com o objetivo estratégico principal, conforme figura

5.1.

Figura 5.1 – Correlação entre Objetivos Estratégicos e Critérios de Priorização.

5.3 Caracterização e Cálculo dos Critérios de Priorização de

Obras

O item a seguir conceitua cada um dos critérios de priorização de obras

propostos e descreve o equacionamento utilizado para cálculo dos benefícios.

Como cada critério de priorização possui métrica diferente, utiliza-se também

uma técnica de normalização (p.u.) para torná-los comparáveis. A unidade escolhida

para esta normalização foi o número de clientes beneficiados equivalentes – NCE. A

quantificação dos benefícios para cada obra é realizada segundo aspectos técnicos

considerando a profundidade e a abrangência da vulnerabilidade solucionada.

Para cada plano de obras é calculado o percentual de prudência do

investimento (1-%glosa), que expressa o percentual provável de reconhecimento na


72

tarifa, por parte da ANEEL, dos valores investidos no sistema elétrico. Este parâmetro

é considerando para priorização do portfólio como o parâmetro de parametrização.

5.3.1 Descrição e Cálculo dos Benefícios

A quantificação dos benefícios é feita de forma aproximada, mas consistente

para não comprometer a tomada de decisão. O detalhamento do cálculo da nota de

cada critério de priorização para os diversos tipos de planos de obras encontra-se a

seguir.

Para se efetuarem os cálculos, são utilizados os dados dos fatores de

vulnerabilidade cadastrados no sistema georreferenciado, para realização do

diagnóstico descrito no Capítulo 3, isto é, identificação das violações dos fatores de

vulnerabilidade antes das obras.

Considera-se que a implantação das obras propostas elimina as violações dos

fatores de vulnerabilidade, trazendo-os para os valores ideais de operação,

preconizados pelo órgão regulador, ou para valores médios aceitáveis.

5.3.1.1 Atendimento ao mercado - Disponibilidade de MVA

A implantação de um plano de obras visa manter ou restabelecer as condições

técnicas adequadas de operação dos componentes do sistema elétrico, reduzindo o

risco de falhas e perda de vida útil, aumentando a disponibilidade para atendimento a

novas cargas. Este aumento da capacidade instalada pode ser convertido em aumento

de receita e irá beneficiar uma quantidade de clientes atuais ou futuros. As obras que

apresentam esta característica estão associadas principalmente à eliminação de

sobrecarga dos limites nominal e admissível de linhas, transformadores e redes. Mas

os planos de obras com outros motivadores, como nível de tensão violado e melhoria

de confiabilidade, também podem apresentar como benefício adicional o aumento da

disponibilidade. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação abaixo.


73

5.3.1.2 Nível de Tensão

O fornecimento de energia com níveis de tensão fora da faixa adequada

compromete o desempenho dos equipamentos elétricos dos clientes. Os limites

aceitáveis são definidos pelo órgão regulador e, portanto, a violação destes pode

resultar no pagamento de compensações, aos clientes que reclamarem, ou no

pagamento de multas em fiscalizações. Este parâmetro também é um limitador técnico

para atendimento a novas cargas. O benefício econômico da correção deste problema

pode ser estimado considerando o risco de todos os clientes afetados reclamarem ou

da mudança de procedimento para pagamento de compensações pelo órgão

regulador. É possível se obter o número de clientes beneficiados pela melhoria dos

níveis de tensão e a profundidade do problema em relação aos níveis de referência.

As obras que apresentam esta característica estão associadas ao nível de tensão

violado. Porém, planos de obras com outros motivadores, tais como a eliminação de

sobrecarga dos limites nominal e admissível de linhas, transformadores e redes, e

melhoria de confiabilidade, também podem apresentar como benefício adicional a

melhoria no nível de tensão. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação a

seguir.

SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão

NCE = kVA capacidade existente x (%sobrecarga) / (Relação kVA/Cliente

das SEs).

Observação: se a SE apresentar carregamento previsto acima do

admissível, considerar todos os clientes desta.

SDMT - Sistema de Distribuição de Média Tensão

NCE = Quantidade de clientes “retirados” no PLANINT [PLANINT 2016]

devido à sobrecarga.

Observação: se o trecho de MT estiver com mais de 100% de carregamento,

considerar todos os clientes após o trecho.


74

5.3.1.3 Segurança

A implantação de um plano de obras que restabeleça as condições técnicas de

operação de linhas de distribuição reduz o risco de falhas e acidentes, aumentando a

segurança de pessoas e equipamentos e a disponibilidade para atendimento a novas

cargas. Este aumento da capacidade instalada pode ser convertido em aumento de

receita e irá beneficiar uma quantidade de clientes atuais ou futuros. As obras que

apresentam esta característica estão associadas especificamente à eliminação de

sobrecarga dos limites nominal em linhas e redes de distribuição. O aumento da

capacidade instalada é avaliado em função da redução da área de exposição e do

número de clientes afetados por sobrecarga em linha e rede de distribuição. Calcula-

se a nota deste critério utilizando a formulação a seguir.


NCE = nº de clientes das SE afetadas x (1+ (1,05 – tensão na barra de MT

antes da obra das respectivas SEs em pu))

NCE = nº de clientes das SE cuja tensão na barra de AT seja < 0,95 pu x

(1+ (1,0 – tensão na barra de AT antes da obra das respectivas SEs em pu))


NCE: Quantidade de clientes “retirados” no PLANINT [PLANINT 2016]

devido a tensão nas faixas críticas/0,92 + precárias/0,95.


NCE= km LD em sobrecarga x % sobrecarga (carregamento em pu – 0,9) x

nº de clientes existentes a uma distância máxima de 250 m do eixo da LD.


75

5.3.1.4 Melhoria no DEC

O principal indicador de qualidade do serviço de fornecimento de energia é o

DEC – Duração Equivalente de Interrupção por consumidor e o maior desafio é o

cumprimento das metas estabelecidas pelo órgão regulador que em caso de

descumprimento podem acarretar a perda da concessão. Entretanto, melhorias no

DEC podem significar aumento de receita via tarifa e melhores resultados nas

pesquisas de satisfação dos clientes.

A maioria dos planos de obras resulta direta ou indiretamente em melhoria no

DEC e este benefício é calculado e considerado na priorização de obras. Para cada

plano de obras é calculada a redução no DEC em comparação com o desempenho de

referência sem o referido plano de obras (DEC evitado). Calcula-se a nota deste

critério utilizando a formulação abaixo.

5.3.1.5 Perdas Técnicas

As perdas técnicas ou perdas ôhmicas são inerentes ao sistema elétrico.

Entretanto, como o próprio nome sugere, refletem uma medida de ineficiência no

processo e como tal devem ser minimizadas.

O órgão regulador estabelece montantes de perdas técnicas aceitáveis, ou

seja, que podem ser repassados para a tarifa. Acima destes valores a concessionária

deve assumir como despesa não reconhecida. Independentemente de qual patamar

estejam as perdas técnicas da concessionária, abaixo ou acima do montante


NCE= km MT em sobrecarga x % sobrecarga (carregamento em pu – 1,0) x

nº de clientes ligados nos trechos da MT

SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão e


NCE= Cliente-hora reduzido / meta de DEC (adotado a da Cemig em 2018)

Para o SDAT, a redução no DEC é calculada utilizando a metodologia do

DEC Estrutural e, para o SDMT, é utilizada a ferramenta computacional Cyme

[Cyme 2014].


76

reconhecido na tarifa, a redução de perdas técnicas representa um benefício

econômico, seja reduzindo as despesas não reconhecidas ou aumentando a diferença

entre o montante de perdas praticado e o reconhecido. Dificilmente será viável

economicamente implantar um plano de obras apenas com o motivador de redução de

perdas técnicas. Entretanto, a maioria dos planos de obras apresenta redução de

perdas técnicas, sendo este benefício calculado em cada uma das alternativas de

obras, na avaliação econômica, e considerado na priorização.

Para cada plano de obras, é calculada a redução nas perdas técnicas em

comparação com o desempenho de referência sem o referido plano de obras. Calcula-

se a nota deste critério utilizando a formulação a seguir.

5.3.1.6 Custo de O&M

Os custos para operar e manter o sistema elétrico (custos de O&M) são

proporcionais à sua dimensão e, portanto, a implantação de planos de obras tende

para a elevação dos custos de O&M. Entretanto, determinados tipos de obras, tais

como a substituição de equipamentos obsoletos, automação de sistemas e melhoria e

implantação de sistemas de telecomunicação, podem proporcionar redução nos custos

de operação e manutenção e redução de pagamento de aluguel de canais de

comunicação. Para os planos de obras com estas características é calculada e

considerada, como benefício na priorização, a expectativa de redução nos custos de

O&M, considerando o desempenho histórico dos componentes.

Para cada plano de obras é calculada a redução nos custos de operação e

manutenção em comparação com o desempenho de referência sem o referido plano

de obras. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação a seguir.

SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão e


NCE = MW perdas antes da obra – MW perdas depois da obra / (Relação kW/Cliente da

área de análise)


77

5.3.1.7 Compensação Financeira

O órgão regulador estabelece limites para os indicadores individuais de

qualidade do serviço: DIC, FIC, DMIC e DICRI, e a violação destes limites enseja o

pagamento de compensações aos clientes.

Os limites estabelecidos para os indicadores individuais de qualidade do

serviço levam necessariamente ao pagamento de compensações para muitos clientes,

e os esforços para assegurar o não pagamento de compensações não são viáveis

economicamente e, talvez, nem mesmo tecnicamente. Entretanto, melhorias no DEC

significam redução no pagamento destas compensações e aumento de receita, bem

como melhores resultados nas pesquisas de satisfação dos clientes. A maioria dos

planos de obras resulta direta ou indiretamente em melhoria no DEC e este benefício é

calculado e considerado na priorização de obras.

Para cada plano de obras é calculada a redução no DEC em comparação com

o desempenho de referência sem o referido plano de obras (DEC evitado) e, através

de uma correlação, é estimada a redução no pagamento de compensações.

Além disto, considerou-se como critério de planejamento assegurar a dupla

alimentação a todos os clientes atendidos em 13,8 kV com demanda igual ou superior

a 2.500 kW e, nestes casos, o benefício de redução de compensações deverá ser

calculado diretamente. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação a

seguir.


NCE: Redução do custo de O&M / (Custo O&M / Cliente)

Custo de O&M / Cliente:

SEs = Custo médio de O&M por SE / nº clientes atendidos pela SE

LDs = Custo médio anual de O&M / nº clientes da Região


NCE = (Melhoria % do DEC AT x Montante pago de compensação do

conjunto) / Montante Médio de pagamento de compensação


78

5.3.2 Prudência do Investimento

Os critérios de escolha de alternativas nos estudos de planejamento e a

priorização de planos de obras sempre consideraram apenas o custo de implantação

das obras sem avaliar o risco de glosa, isto é, sem avaliar o percentual provável de

reconhecimento na tarifa dos valores de investimentos realizados, conforme a

regulação vigente.

A informação de potencial de glosa associada aos tipos de obras (custos

modulares) foi disponibilizada pela equipe de viabilidade e, desde então, passa a ser

considerada tanto na escolha de alternativas quanto na priorização do portfólio de

obras. O procedimento atualmente adotado pelo órgão regulador para avaliar a

prudência dos investimentos considera os percentuais de COM (componentes

menores) e CA (custos adicionais) dos investimentos. A escolha de alternativas deve

levar em consideração tanto o mínimo custo, visando solucionar a maior quantidade

possível de problemas com o recurso disponibilizado, quanto a prudência do

investimento segundo as regras regulatórias vigentes.

Em determinadas situações pode ser necessário implantar soluções que

apresentem risco de glosa, mas que sejam soluções de mínimo custo, com diferença

significativa em relação à alternativa com menor risco de glosa. Nestes casos é

importante que seja feita uma apresentação na ANEEL, buscando comprovar que a

opção escolhida visou ao menor custo, a fim de obter o aval do órgão regulador para

minimizar o risco de glosa.


NCE= (Melhoria % do DEC MT x Montante pago de compensação do

conjunto)

(média dos últimos 3 anos) / Média de pagamento de compensação por

cliente

Montante Médio de pagamento de compensação = Pagamento total de

compensações no local no ano anterior /Número de clientes que receberam

compensação no ano anterior.


79

Para cada plano de obras é calculado o percentual de prudência do

investimento (1-%glosa) previsto, e este parâmetro será considerado, para a

priorização do portfólio, como critério de parametrização.

Os planos serão priorizados por ordem decrescente do indicador RBC -

Relação Benefício Custo. O benefício considerado será a somatória de todas as notas

anteriores e o custo será o montante de recursos necessários para a implantação do

plano, dividido pelo percentual que provavelmente será reconhecido pela ANEEL, ou

seja, custo total menos glosa, dividido pelo custo total. Esta forma de calcular o custo

equivalente, conforme equação (5.1), visa penalizar planos que apresentem risco de

elevado percentual de glosa.

Custo Equivalente = Custo Plano /(1 – Glosa %) (5.1)

5.4 Cálculo do Peso Relativo dos Critérios de Priorização

O Peso é a ponderação aplicada aos critérios de priorização conforme seu

grau de importância para a empresa. Para o cálculo dos pesos aplicados aos critérios

de priorização de obras foi utilizada a mesma metodologia descrita no Capítulo 4, isto

é, a metodologia de comparação par a par, e, também, a mesma tabela 4.3 de

julgamentos comparativos.

A tabela 5.2 representa a matriz utilizada para preenchimento dos profissionais

envolvidos para cálculo do peso dos critérios de priorização.

Tabela 5.2 – Tabela de Comparação Par a Par

Realizou-se uma análise de sensibilidade para avaliação dos pesos em relação

à melhor técnica estatística a ser utilizada. São elas:

Média: Considera-se a grandeza de cada nota dada.


80

Mediana: Valor central, ou seja, ordenando os dados em ordem crescente, a

mediana será aquela em que 50% dos dados estão acima dela e 50% abaixo. Ela não

é influenciada por valores discrepantes, enquanto a média é altamente sensível a

isso. Apesar de, na teoria, a mediana ser mais indicada para esse caso, na prática não

se verificou uma diferença muito grande. A ordem de priorização dos critérios seria

invertida apenas entre a segunda e terceira posição, por uma diferença pequena.

Média truncada: expurga-se o valor máximo e o mínimo dentro de cada

critério. Seria uma forma de tentar cercar e excluir os outliers (valores muito

discrepantes). Neste caso a ordem de priorização inverteu entre a 6ª e 7ª posição.

Após comparação das alternativas de análise estatística, verifica-se uma

redução do peso do DEC, que atualmente é o critério que pode causar a perda da

concessão, tanto no uso da mediana quanto na média truncada.

Optou-se pelo uso da Média como medida de tendência. No gráfico 5.1 é

mostrado o peso definido para cada critério.

Gráfico 5.1 – Ranking de critérios de priorização de obras.

5.5 Definição do Indicador RBC - Relação Benefício Custo

Para cada benefício é calculada uma Nota que considera a profundidade do

problema solucionado e a abrangência do mesmo em número de clientes

beneficiados, conforme descrito no item 5.3. O valor da Nota x Peso (%) determina a


81

“pontuação” deste benefício para esta obra. Repetindo-se o cálculo anterior para todos

os benefícios proporcionados por determinada obra e somando-se todas as parcelas,

obtém-se a pontuação total desta obra, conforme a equação (5.2).

NCE = Ʃ Pontos = Ʃ Nota x Peso (5.2)

Os planos de obras são priorizados, por ordem decrescente do indicador RBC -

Relação benefício/custo penalizado, determinado pela expressão (5.3). O benefício

considerado é a somatória de todas as parcelas anteriores (NCE), e o custo

penalizado é o montante de recursos necessários para a implantação do plano

penalizado pela glosa prevista, conforme descrito no item 5.3.9.

RBC = Ʃ(NCE)/ Custo Penalizado (5.3)

5.6 Priorização de Obras - Processo de Simulação

A metodologia proposta foi aplicada no plano de obras elaborado a partir do

planejamento integrado. Foi desenvolvida pelo engenheiro Blunio Elias da Silva uma

ferramenta computacional, o Priorize, para automatizar o processo de priorização. A

tabela 5.3 representa a tabela inicial do programa onde se cadastram os pesos dos

critérios e teto orçamentário do plano de investimentos.

Tabela 5.3 – Tabela de Cadastro dos Pesos no Priorize


82

O programa possui duas opções de priorização. Pode-se priorizar pelo

montante de recursos disponíveis para investimentos ou pela meta de benefícios que

se pretende viabilizar. Isto é, pode-se escolher, por exemplo, implementar um portfólio

que maximize os benefícios de DEC.

A tabela 5.4 ilustra uma tela de saída da ferramenta mostrando, além da ordem

de prioridade, diversas informações relacionadas ao plano, tais como custos, ano de

necessidade, dentre outras.

Tabela 5.4 – Tabela de Priorização dos Planos de Obras no Priorize

5.7 Aplicação do Indicador RBC - Análise dos Resultados

A partir da aplicação do indicador RBC, constata-se que a metodologia permite

a comparação efetiva de obras de natureza distinta (expansão, melhoria e renovação),

bem como de custos distintos, garantindo a diversidade no ranking de priorização,

qualquer que seja o valor financeiro disponível.

Este fato se deve à utilização da relação benefício/custo, que possibilita

comparar obras cujo custo é baixo e os benefícios não são tão relevantes, com obras

que, apesar do custo ser bastante elevado, proporcionam benefícios significativos.

A análise de sensibilidade dos pesos comprova que os planos de obras

propostos foram elaborados de forma integrada e, portanto, proporcionam diversos

benefícios, solucionando problemas em todas as áreas. Esta constatação corrobora os

resultados alcançados pelo IVSis , uma vez que comprova que a elaboração do

diagnóstico integrado resulta em planos de obras mais completos e abrangentes,

eliminando os casos de sombreamento de planos ou planos incompletos, isto é,


83

planos que, uma vez implantados em uma determinada área de análise, não

solucionam todas as vulnerabilidades existentes.

No caso estudado, após a análise do portfólio priorizado, foi necessário alterar

aproximadamente 10% dos planos de obras. Este fato resulta do efeito de

mascaramento decorrente da aplicação de metodologias que aplicam somatória de

valores, assim como na formulação do IVIs.


A partir do exposto neste capítulo, conclui-se que a metodologia de cálculo do

indicador RBC se mostra consistente e apropriada ao processo de tomada de decisão

por parte das equipes que atuam na elaboração do plano de obras das empresas.

A aplicação da metodologia, já utilizando o indicador RBC, no portfólio de obras

da Cemig D, comprovou que esta possibilita a identificação e priorização das áreas e

das obras mais importantes para o negócio distribuição, considerando todos os

critérios ponderados.

As obras propostas para áreas de análises mais críticas proporcionam mais

benefícios e vice-versa. Isto é, as obras que proporcionam mais benefícios são

aquelas que solucionam o maior número de problemas e de maior gravidade.

A validação dos resultados práticos da proposta, utilizando dados reais,

corrobora mais uma vez a relevância e a contribuição da metodologia multicritérios

para o planejamento dos sistemas de potência.

6 Conclusões e Propostas de Continuidade

6.1 Conclusões

O desenvolvimento da Metodologia Multicritérios para Planejamento da

Expansão de Sistemas Elétricos, apresentada nesta dissertação, demandou a

realização de um conjunto de investigações. Uma das metas foi dar à proposta, além

de bases conceituais consistentes, um caráter de aplicação prática, contribuindo de

forma efetiva para a engenharia do setor elétrico.

Nesta direção, já nos primeiros estágios, foi fundamental a análise da principal

legislação referente ao tema, a fim de avaliar os requisitos a serem cumpridos no

processo de planejamento e identificar aqueles cujo cumprimento depende das

atividades de planejamento do setor elétrico. Fez-se uma avaliação do processo de

planejamento realizado atualmente e verificou-se o cumprimento dos requisitos da

legislação.

Após a etapa de estudos, percebeu-se que o diagnóstico realizado atualmente

no planejamento da expansão do sistema elétrico não considera diversos parâmetros

de desempenho do negócio distribuição e do sistema elétrico de forma integrada, tais

como os índices de qualidade DEC e FEC, os custos de operação e manutenção e as

taxas de depreciação dos ativos.

A definição do Índice de Vulnerabilidade Sistêmica, o IVSis, surgiu no sentido

de garantir a avaliação dos principais parâmetros que influenciam o desempenho do

sistema de distribuição, não só no que tange ao desempenho técnico, mas também a

sustentabilidade do negócio distribuição,

Da forma como foi definido, o IVSis é capaz de considerar relevantes

parâmetros monitorados atualmente, conforme a importância de seus impactos no

desempenho do sistema nas mais diversas vertentes. A composição da matriz de

correlação, entre os fatores de vulnerabilidade e seus possíveis impactos, configura

CAPÍTULO 6 – CONCLUSÕES E PROPOSTAS DE CONTINUIDADE

85

um dos pontos de destaque do trabalho. A determinação dos pesos de cada critério na

composição do índice IVSis demandou intensa análise de sensibilidade, onde a

comparação par a par se mostrou bastante apropriada para ponderar a importância da

violação dos limites de cada fator em relação a todos os outros.

Em termos de aplicação prática, o IVSis é capaz de identificar e priorizar as

áreas mais vulneráveis do sistema, considerando todos os fatores de vulnerabilidade

ponderados. Na dissertação, a metodologia foi implementada no sistema

georreferenciado da Cemig D. A partir desta priorização foram propostas obras para

solucionar todas as vulnerabilidades identificadas, compondo um portfólio de

investimentos.

Destaca-se a aplicação da metodologia multicritérios nesse portfólio de obras e

a definição do indicador RBC. Quantificam-se os benefícios proporcionados por cada

obra, ponderados por seus custos, agregando valor ao processo de priorização e

minimizando de forma considerável a subjetividade nas decisões sobre a aplicação e

destinação dos recursos financeiros. O RBC é capaz de identificar e priorizar as obras

que proporcionam mais benefícios ao negócio Distribuição, considerando todos os

critérios de priorização ponderados.

Verifica-se, assim, que a metodologia pode ser aplicada tanto no diagnóstico,

proporcionando uma priorização por vulnerabilidades, como no portfólio de obras,

proporcionando uma priorização por benefícios. As análises são complementares e

coerentes.

É importante ressaltar que, apesar dos estudos terem sido realizados com

dados do sistema da Cemig D, as propostas deste trabalho são aplicáveis aos demais

agentes.

Finalmente, os resultados mostram que, além do uso como apoio às equipes

de planejamento, na etapa de estudos, a metodologia também traz ganhos

significativos para a gestão de investimentos e deve ser utilizada na tomada de

decisão relacionada à aplicação de recursos financeiros, a fim de garantir o melhor

desempenho do sistema elétrico e a sustentabilidade do negócio.

CAPÍTULO 6 – CONCLUSÕES E PROPOSTAS DE CONTINUIDADE

86

6.2 Propostas de Continuidade

Visando ao aprimoramento da metodologia apresentada nesta dissertação, são

indicadas as seguintes propostas para sua continuidade:

• Estudos quantitativos e estatísticos para apuração da matriz de

correlação entre fatores de vulnerabilidades do sistema e seus impactos

no negócio distribuição.

• Análise de sensibilidade sistematizada dos pesos utilizados para os

fatores de vulnerabilidade na composição do índice de vulnerabilidade

sistêmica.

• Análise de sensibilidade para possíveis ajustes dos pesos utilizados

para os critérios de priorização na composição do indicador RBC.

• Estudos utilizando outras metodologias de análises multicritérios para

avaliação das alterações na priorização das áreas de desempenho

crítico e no portfólio de obras priorizado, para fins de comparação com

os resultados obtidos.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICA

87

Referências Bibliográficas

[ANEEL 2004] ANEEL, (2004). Resolução Normativa Nº 68, [Online]. Disponível:

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[ANEEL 2010 c] ANEEL, (2010). Resolução Normativa Nº 414, [Online]. Disponível:

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[CEMIG 2013 a] MANUAL DE DISTRIBUIÇÃO ND-1.13, “Diretrizes Básicas para o

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Planejamento Elétrico de Distribuição em Média e Baixa Tensão”, CEMIG, Dezembro,

2013.

[CEPEL 2016] CEPEL 2016, “ANAREDE - Programa de Análises de Redes”, CEPEL,

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Distribuição de Energia Elétrica, SENDI, Novembro, 2016.

[Valadão 2014] Valadão, R.L, “Priorização de Portfólio de Projetos de Expansão de

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Janeiro, 2014.

[Vilas Boas 2002] Vilas Boas, C.L., “Método Multicritérios de Análise de Decisão (MMAD)

para as Decisões Relacionadas Ao Uso Múltiplo de Reservatórios: Analytic Hierarchy

Process (AHP), Artigo, Universidade de Brasília, Brasília, Novembro, 2002.

dissertaÇÃo de mestrado nº 966 metodologia …

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